El parque eólico marino Burbo Bank es un parque eólico marino de 348 MW ubicado en Burbo Flats en la bahía de Liverpool en la costa oeste del Reino Unido en el Mar de Irlanda . Consiste en un parque eólico original de 90 MW puesto en marcha en 2007 y una ampliación de 258 MW terminada en 2017.
El parque eólico fue desarrollado en la década de 2000 por SeaScape Energy, que fue adquirida por DONG Energy (ahora Ørsted ) en 2005. A partir de 2005 se construyó una instalación de 25 turbinas que utilizan turbinas Siemens Wind Power de 3,6 MW y se inauguró oficialmente en 2007. Otras 32 En 2016-2017 se construyeron turbinas de 8 MW.
En septiembre de 2002, SeaScape Energy (Zilkha Renewable Energy, enXco A/S, empresa conjunta Wind Prospect Ltd. [1] ) presentó una solicitud para desarrollar un parque eólico marino de la Ronda 1 . [2] El sitio, ubicado en Burbo Flats en la bahía de Liverpool (~7 km al noroeste de Wirral y ~6 km al oeste de la costa de Sefton ) fue seleccionado debido a la poca profundidad del agua (0,5 a 8 m durante la marea baja), las altas velocidades del viento ~ 7 m/s (23 pies/s) y una ubicación generalmente favorable, incluida la proximidad a una conexión a la red eléctrica. Las expectativas iniciales eran para un parque eólico de turbinas de 30 × 3 MW, con cimientos monopilares en un sitio de aproximadamente 10 km2 ( 3,9 millas cuadradas). Se debía realizar una conexión eléctrica a la red continental mediante un cable del lecho marino que se extendiera hacia el sureste hasta Wirral, seguido de un cable subterráneo de ~3,5 km hasta una subestación en Wallasey . [3] SeaScape recibió una subvención de capital de £10 millones en 2003 para ayudar al desarrollo del proyecto. [4]
En 2003, enXco, filial de EDF, compró las participaciones de Wind Prospect en el proyecto, [5] el proyecto se convirtió en una empresa conjunta entre Elsam y EDF Energies Nouvelles en 2004 y Elsam se quedó con el 50% del proyecto. [6] En septiembre de 2005, Siemens Wind Power fue seleccionada como proveedor de turbinas, con un pedido de 25 turbinas de 3,6 MW por un coste de más de 90 millones de euros. [7] [8] En diciembre de 2005, Dong Energy (ahora Ørsted ) se convirtió en el único propietario del proyecto. [9]
La construcción comenzó en junio de 2006. [2] El contratista para la instalación de los cimientos fue MT Højgaard : [10] el diseño de los cimientos fue de Ramboll , [11] Smulders suministró los cimientos del WTG, [12] las torres de turbinas de Bladt Industries , [13] monopilotes y las piezas de transición eran de Sif ; [14] Menck realizó el pilotaje , [15] y Mammoet Van Oord suministró la plataforma elevadora de barcaza Jumping Jack . [2] [16] [17]
El contratista de la subestación fue EDF Energy Contracting, la instalación del cable estuvo a cargo de McNicholas Construction Services Ltd. (en tierra) y Submarine Cable & Pipe (en alta mar), con cables suministrados por ABB Group . [18] La conexión entre turbinas y la red a la subestación fue de 33 kV, con un aumento de voltaje de hasta 132 kV en la subestación para la conexión a la red. [19]
La instalación comenzó a generar energía en julio de 2007, [2] [20] y el parque eólico se inauguró oficialmente el 18 de octubre de 2007, [21] y la instalación estaba comercialmente operativa a finales de 2007; [18] El coste de capital para desarrollar el parque eólico fue de 181 millones de euros. [22] Su coste nivelado se ha estimado en £87/MWh. [23]
Entre 2008 y 2010, el factor de capacidad estuvo entre 32 y 35%. [24] En 2009, todo el parque eólico quedó fuera de servicio durante 4 semanas debido a una falla en el cable eléctrico subterráneo que conecta a la Red Nacional . [25] Durante el verano de 2010, Siemens decidió cambiar los cojinetes de las palas en las 25 turbinas como medida preventiva después de que se encontró corrosión en los cojinetes de las palas encontrados en otros sitios. [26]
Al final de la vida operativa del parque eólico (25 años), el parque eólico será desmantelado. [27]
En 2009, Crown Estate anunció que los operadores de parques eólicos podrían solicitar extensiones para sus parques eólicos marinos de la Ronda 1 o la Ronda 2 ; DONG Energy identificó Burbo Bank como un sitio potencial y comenzó la consulta sobre una extensión de ~90 km2 ( 35 millas cuadradas) al oeste del parque eólico original. Entre 2009 y 2010, el área del sitio se redujo hacia el norte para aumentar el espacio libre desde las rutas marítimas hasta el puerto de Liverpool ; al sur y al oeste, reduciendo el impacto potencial sobre las actividades de navegación recreativa y sobre determinadas especies de aves marinas, y por posibles conflictos con los lugares de fondeo de barcos; reduciendo también el impacto visual desde tierra. En abril de 2010, Crown Estate adjudicó un área de 40 km2 ( 15 millas cuadradas) para arrendamiento. [28]
Las profundidades del agua en el área están entre 6 y 13 metros (20 y 43 pies). [29] El fondo del mar estaba formado principalmente de arena. [30] La geología subyacente es arena superpuesta a arcilla y lutita. Las muestras dentro del área de la turbina mostraron arena seguida de arcilla hasta aproximadamente 30 m antes de que se encontrara lutita débil. [31]
La ruta de exportación de cable inicial y la conexión a la red identificadas fueron una que tocó tierra cerca de la conexión terrestre existente de Burbo Bank y estaba conectada a una subestación de 275 kV en Birkenhead ; posteriormente se identificó una posible conexión a la red en la subestación Deeside de 400 kV (cerca de la central eléctrica de Deeside , Gales); y posteriormente una conexión con recalada en Ffrith Beach , (nr. Prestatyn, Gales) a una ampliación de la nueva subestación Bodelwyddan de 400 kV en construcción para el Parque Eólico Marino Gwynt y Môr . En 2011, el promotor llegó a un acuerdo con National Grid para utilizar una conexión cerca de la subestación Bodelwyddan. [32]
La ruta del cable de exportación planificada cruzaba una serie de cables y oleoductos preexistentes: un conjunto de oleoductos relacionados con el yacimiento de petróleo y gas de la Bahía de Liverpool , que conectaban el Complejo Douglas hasta tocar tierra, se cruzaron en el canal Mid-Hoyle [33] el cable de exportación la ruta también pasaba cerca del cable de exportación del parque eólico marino North Hoyle ; [34] y cruzó el interconector Este-Oeste de 500 MW , así como la ruta planificada del enlace HVDC occidental de 2000 MW . [35]
Las expectativas iniciales eran que la construcción comenzara a principios de 2015 y estuviera terminada a principios de 2017, sujeto a las especificaciones finales; [36] no se especificó el tipo de cimentación ni de turbina, [37] una subestación marina para aumentar el voltaje entre turbinas (33 o 66 kV) a un voltaje de exportación de 132 o 275 kV, se realizaría la conexión a la Red Nacional a 400 kV, intensificado en una subestación terrestre en Bodelwyddan. [38]
La ampliación del parque eólico recibió un contrato de financiación diferenciada para subsidios de energía renovable del gobierno del Reino Unido en abril de 2014, [39] con un precio de ejercicio de £150 por MWh (precios de 2012). [40] DONG tomó la decisión de continuar con la construcción del parque eólico en diciembre de 2014. [41]
DONG Energy (ahora Ørsted ) vendió la mitad de la ampliación del parque eólico a KIRKBI A/S ( holding de Lego ) y al fondo de pensiones danés PKA por £660 millones en febrero de 2016. [42]
A principios de 2014, DONG Energy anunció que la turbina V164 de 8,0 MW de Vestas era el modelo preferido para el desarrollo [43] e hizo acuerdos preliminares para comprar 32 unidades en agosto de 2014. [44] El pedido de 32 turbinas se confirmó en diciembre 2014, primera producción en serie de este tipo. [45] Las góndolas se producirán en el antiguo Odense Steel Shipyard , mientras que las palas se fabricarán en las instalaciones de Vestas en la Isla de Wight . La asamblea tendrá lugar en Belfast . [46]
En agosto de 2014, ABB obtuvo el contrato para el suministro de cables de exportación. [47] Los proveedores de cableado entre conjuntos fueron Nexans ; [48] DONG Energy acordó un acuerdo de suministro a largo plazo para cableado entre matrices con Nexans en agosto de 2014. [49]
En enero de 2015, RXPE (Rongxin Power Engineering) obtuvo el contrato de diseño y construcción para el equipo eléctrico de compensación reactiva dinámica (STATCOM) de la extensión Burbo 2; [48] y Bladt Industries y EEW obtuvieron el contrato para construir cimientos y estructuras de turbinas eólicas, y las piezas de transición serán fabricadas por Bladt/EEW jv Offshore Structures (Britain) Ltd. (antigua planta de TAG Energy Solutions en Billingham , Reino Unido), y de Bladt en Aalborg (Dinamarca) con monopilotes fabricados en la fábrica de EEW en Rostock (Alemania). [50]
En abril de 2015, se contrató a A2SEA para las instalaciones de turbinas, [51] [52] [53] y a Jan De Nul se contrató para instalar el cable de exportación costa afuera. [54] En junio de 2015, se contrató a Van Oord para la instalación de los cimientos. [55] [56] En octubre de 2015, Collett & Sons Ltd [57] entregó los dos transformadores de 200 toneladas de DONG Energy a la subestación terrestre a través de un puente de vigas de 550 toneladas de capacidad . A principios de 2016, DONG Energy adquirió un contrato de arrendamiento en el patio de Cammell Laird en Birkenhead para usarlo como base durante la construcción del parque eólico. [58]
La primera turbina de 8 MW se instaló en septiembre de 2016. [59] La ampliación del parque eólico se puso en marcha en abril de 2017. [60] Su coste nivelado se ha estimado en £147/MWh. [61]
Después de unos 20 a 25 años de funcionamiento, se esperaría que el parque eólico fuera desmantelado, incluida la retirada de todos los componentes marinos por encima del nivel del fondo marino. [62]
Enxco, una filial de la empresa energética francesa EdF, compró las participaciones del pequeño promotor Wind Prospect en su desarrollo conjunto en Burbo Bank.
Las ambiciones offshore de EDF Energies Nouvelles están más cerca de hacerse realidad en Gran Bretaña, donde el trabajo debería comenzar el próximo año en la planta offshore Burbo de 90 MW en la bahía de Liverpool. El proyecto está siendo desarrollado por Seascape Energy Ltd, propiedad conjunta de EDF Energies Nouvelles y la compañía eléctrica danesa Elsam, que compró una participación del 50% del proyecto en 2004.
