UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERÍA EN ELECTRICIDAD

PROYECTO FIN DE CARRERA

VIABILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE UN PARQUE EÓLICO EN LA PROVINVICIA DE BURGOS

ALMUDENA ALONSO HERRERO MADRID, Junio de 2007

ESTE PROYECTO CONTIENE LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA 1.1

Memoria

pág. 3

1.2

Cálculos

pág. 97

1.3

Estudio económico

pág. 118

1.4

Impacto ambiental

pág. 143

1.5

Anejos

pág. 181

DOCUMENTO Nº2, PLANOS 2.1

Lista de planos

pág. 3

2.2

Planos

pág. 5

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO 3.1

Mediciones

pág. 3

3.2

Sumas parciales

pág. 10

3.3

Presupuesto general

pág. 17

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Almudena Alonso Herrero

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

José Ignacio Fernández López

Fdo:

Fecha:25 de junio de 2007

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Claudia Meseguer Velasco

Fdo:

Fecha:25 de junio de 2007

Resumen

iv

Resumen La energía eólica ha experimentado en los últimos años un gran crecimiento en nuestro país que ha hecho que España sea el segundo productor de energía eólica en el mundo detrás de Alemania. Las características del sector eléctrico español así como un marco legal favorable, una tecnología propia y un alto potencial eólico dentro de nuestro territorio, hacen que la perspectiva de crecimiento en este tipo de energía siga siendo favorable durante los próximos años. Este proyecto evalúa la viabilidad técnica y económica, de un parque eólico de 2,55MW de generación distribuida situado en la Provincia de Burgos. Del estudio

de la

evaluación del potencial eólico de la zona en la que se instalará el Parque, se deduce que la producción media del Parque en un año serán 5.908 MWh/año. La venta de esta energía se realizará a tarifa según el artículo 22.1a) del Real Decreto 436/2004, de 12 marzo, en el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. El importe de dicha tarifa se establece en el artículo 34 de dicho Real Decreto. En el estudio económico se calculan los ingresos anuales que se van a producir por la venta de energía durante los 20 años de vida útil del Parque Eólico. Teniendo en cuenta estos ingresos, en el citado estudio se calcula que el periodo de retorno de la inversión inicial será de 9 años y 3 meses con una TIR del 11,36% sobre la inversión inicial que corrobora la rentabilidad de estas instalaciones. Tanto la selección del emplazamiento, como la futura construcción e instalación de todos los equipamientos necesarios en el Parque Eólico se realizarán de forma que se minimicen los impactos y de acuerdo a lo establecido en el Estudio de Impacto Ambiental realizado en el proyecto. De este estudio, se concluye que todos los impactos adversos que se van a producir están por debajo del umbral que significarían una pérdida permanente de la calidad de

Resumen

v

las condiciones ambientales de la zona y que por tanto, dichos impactos podrán ser asimilados por el entorno a corto plazo. Teniendo en cuenta las condiciones climáticas de la provincia (un viento de velocidad media de 7,5 m/s, una temperatura dentro del rango -20ºC y 40ºC y una densidad del aire de 1,12kg/m3) los aerogeneradores más apropiados son los G-58 de 850kW de Gamesa. La instalación del Parque Eólico contará con: 3 aerogeneradores de 850kW equipados con centro de transformación de 900kVA de relación 0,690/20kV, una línea de interconexión entre los centros de transformación de cada uno de los aerogeneradores y otra línea de interconexión de estos al centro de seccionamiento. El centro de seccionamiento estará ubicado dentro del polígono del emplazamiento en un edificio prefabricado y unirá los aerogeneradores con la línea de evacuación en media tensión. La línea de evacuación será una línea subterránea de 20kV de 2km de longitud que transportará la energía producida por el Parque hasta el punto de evacuación de la red de distribución. Todas las características de las instalaciones eléctricas del Parque eólico están detalladas en los Anejos. Todo ha sido calculado y diseñado según lo dispuesto en las normas UNE y en los reglamentos vigentes de Media y Baja Tensión. El presupuesto total del proyecto es de 3.428.041,26 € que será financiado en un 85% mediante deuda ajena y en un 15% mediante los recursos propios del promotor. Por todo lo expuesto, se entiende que el proyecto es viable tanto técnica como económicamente y sostenible medioambientalmente.

Summary

vi

Summary TECHNICAL AND ECONOMICAL FEASIBILITY OF A WIND FARM ON BURGOS PROVINCE The wind energy has experimented in the last years a great development in our country making Spain the second world wind energy producer behind Germany. The Spanish electric sector characteristics as well as a favourable legal framework, a proper technology and a high wind potential inside our territory give as a result that the growing perspective in this kind of energy remains favourable for the next years. This Project evaluates the technical and economical feasibility, of a wind farm of 2,55MW of distributed generation located in the province of Burgos. From the evaluation study of the wind potential of the area in which the farm will be installed, it comes out that the average production of the farm in a year will be 5,908 MWh/year. The sale of this energy will be developed following a tariff according to article 22.1 a) of Royal Decree 436/2004, of 12th March, by means of which it is set out the methodology for the actualization and systematization of the juridical and economical regime of the production activity of electrical energy under the special regime. In the economical study, it is calculated the annual income that will be produced due to the energy sale within the 20 years of economic life of the Wind Farm. Taking into account this income, in that study, it is calculated that the initial interest on investment period will be of nine years and three months with an internal rate of return (TIR) of 11.36% over the initial investment, corroborating the profitability of the facilities. Both place selection and future construction and installation of all the necessary equipments in the Wind Farm, will be carried out in the way that the impacts are minimized and according to the Environmental Impact Study achieved in this project. From this study, it is concluded that all the adverse impacts that will be produced are under the threshold from which it is supposed a permanent loss of the quality of the environmental conditions of the area and therefore, said impacts could be assimilated by the environment on a short term.

Summary

vii

Provided the climate conditions of the province of Burgos (an average speed of the wind of 7.5 m/s with a density of 1,12kg/m3 and a range temperature within -20ºC and 40ºC), the most appropriated wind turbine are the G-58 of 850 kW of Gamesa. The Wind Farm facility have: 3 wind turbine of 850 kW equipped with a transformation centre of 900kVA of proportion 0.690/20kV, an interconnection line between the transformation centres of each wind turbine s and another interconnection line from these to the distribution station. The distribution station will be located inside the area of the location in a prefabricated building and will join the wind turbine with the evacuation line on medium voltage. The evacuation line will be an under grounded line of 20 kV with a 2 km length that will transport the energy produced by the farm until the evacuation point of the transmission grid. All the facilities characteristics of the Wind Farm are detailed on the project Annexes. Everything has been calculated and designed following the provisions of the UNE and the regulations in force of Medium and Low Voltage. The total budget of the Project is of 3,428,041.26€ that will be financed in an 85% with external debt and in a 15% with own resources of the promoter. For all the abovementioned, it is understood that the Project is technically and economically feasible and environmentally reliable.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA ÍNDICE GENERAL 1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA………………………………………………….......3 1.2 CÁLCULOS................................................................................................... 97 1.3 ESTUDIO ECONÓMICO............................................................................ 118 1.4 IMPACTO AMBIENTAL ........................................................................... 143 1.5 ANEJOS ....................................................................................................... 181

2

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1

3

MEMORIA DESCRIPTIVA

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1

4

MEMORIA DESCRIPTIVA

ÍNDICE GENERAL

1.1.1

INTRODUCCIÓN ………………………..................................................................……..11

1.1.2

ASPECTOS GENERALES…………………………………………………………..........15 1.1.2.1

Energía Eólica..........................................................................................................15

1.1.2.2

Generación distribuida .............................................................................................16 1.1.2.2.1

1.1.3

1.1.2.3

Historia de la energía eólica en España....................................................................18

1.1.2.4

Potencia del viento...................................................................................................24

1.1.2.5

Potencial eólico en la Provincia de Burgos ..............................................................24

1.1.2.6

Desarrollo sostenible................................................................................................26

CASTILLA-LEÓN…………………………...............…………………………………….28 1.1.3.1

1.1.4

Geografía económica y política................................................................................28

EL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL……………………………………………..30 1.1.4.1

Historia ....................................................................................................................30

1.1.4.2

Liberalización ..........................................................................................................33 1.1.4.2.1

1.1.4.3

1.1.5

1.1.6

Beneficios de la generación distribuida ................................................17

El nuevo marco eléctrico.......................................................................34

Mercado ...................................................................................................................36 1.1.4.3.1

Agentes del mercado.............................................................................36

1.1.4.3.2

Productores en régimen especial ...........................................................38

1.1.4.3.2.1

Autorización administrativa.........................................................39

1.1.4.3.2.2

Obligaciones ................................................................................40

1.1.4.3.2.3

Derechos......................................................................................40

1.1.4.3.2.4

Régimen retributivo.....................................................................41

1.1.4.4

Mercado eólico ........................................................................................................42

1.1.4.5

Retribución...............................................................................................................45

1.1.4.6

Red de transporte .....................................................................................................46

ENERGÍAS RENOVABLES EN ESPAÑA………………………………………..47 1.1.5.1

Ley de incentivos de renovables ..............................................................................47

1.1.5.2

Regulación básica en los casos de éxito ...................................................................50

DESCRIPCIÓN DEL PARQUE EÓLICO PROYECTADO……………………….51 1.1.6.1

Ubicación del Parque ...............................................................................................51

1.1.6.2

Configuración ..........................................................................................................51

1.1.6.3

Criterios para la selección del emplazamiento .........................................................52 1.1.6.3.1

Criterios técnico-energéticos.................................................................52

1.1.6.3.1.1

Dirección y velocidad del viento .................................................52

1.1.6.3.1.2

Potencia Mínima instalable en el emplazamiento ........................52

1.1.6.3.1.3

Consideración de fenómenos meteorológicos climatológicos,

nieves y heladas .....................................................................................................52 1.1.6.3.1.4

Servidumbres...............................................................................53

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

5

1.1.6.3.2

1.1.6.4

1.1.7

Criterios medioambientales...................................................................53

1.1.6.3.2.1

Espacios protegidos .....................................................................53

1.1.6.3.2.2

Espacios de interés histórico-culturales .......................................53

1.1.6.3.2.3

Proximidad a núcleos urbanos .....................................................54

1.1.6.3.2.4

Accesos adecuados ......................................................................54

1.1.6.3.2.5

Vegetación...................................................................................54

1.1.6.3.2.6

Avifauna ......................................................................................55

1.1.6.3.2.7

Erosión.........................................................................................55

1.1.6.3.2.8

Afección paisajística....................................................................55

1.1.6.3.2.9

Impacto Social de la Instalación ..................................................56

Justificación de la elección del emplazamiento........................................................57

CARACTERÍSTICAS FORMALES Y CONSTRUCTIVAS DEL PARQUE …….58 1.1.7.1

Aerogeneradores ......................................................................................................58 1.1.7.1.1

Turbina..................................................................................................58

1.1.7.1.2

Rotor .....................................................................................................59

1.1.7.1.3

Sistema de transmisión y generador......................................................60

1.1.7.1.4

Sistema de frenado................................................................................60

1.1.7.1.5

Sistema de orientación ..........................................................................60

1.1.7.1.6

Góndola.................................................................................................61

1.1.7.1.7

Torre .....................................................................................................61

1.1.7.1.8

Unidad de control y potencia ................................................................61

1.1.7.1.9

Obra civil ..............................................................................................62

1.1.7.1.10 Montaje.................................................................................................62 1.1.7.2

Centro de Transformación del aerogenerador ..........................................................64

1.1.7.3

Línea subterránea de M.T. .......................................................................................65

1.1.7.4

Centro de seccionamiento ........................................................................................66

1.1.7.5

1.1.7.4.1

Características generales .......................................................................66

1.1.7.4.2

Descripción de la instalación ................................................................67

1.1.7.4.2.1

Edificio ........................................................................................67

1.1.7.4.2.2

Celdas de M.T. ............................................................................68

1.1.7.4.2.3

Protección y teledisparo...............................................................68

1.1.7.4.2.4

Medida.........................................................................................69

1.1.7.4.2.5

Comunicaciones ..........................................................................70

1.1.7.4.2.6

Instalación de P. a T. ...................................................................70

Línea subterránea de M.T. .......................................................................................70 1.1.7.5.1

Descripción de la instalación ................................................................71

1.1.7.5.1.1

1.1.8

Conductores.................................................................................71

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO ……………………………………..72 1.1.8.1

1.1.8.2

Análisis de datos meteorológicos.............................................................................72 1.1.8.1.1

Estación meteorológica .........................................................................72

1.1.8.1.2

Análisis del periodo de referencia.........................................................73

1.1.8.1.3

Perfil vertical del viento........................................................................77

1.1.8.1.4

Determinación de la densidad del aire en el emplazamiento.................79

Análisis de Resultados de la evaluación del potencial eólico...................................79 1.1.8.2.1

Análisis del periodo de referencia.........................................................80

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.8.3

Modelización ...........................................................................................................84 1.1.8.3.1

1.1.10

El modelo WASP...................................................................................84

1.1.8.3.1.1

Datos utilizados por el modelo WASP ........................................85

1.1.8.3.1.2

Datos meteorológicos ..................................................................85

1.1.8.3.1.3

Datos topográficos y de rugosidad...............................................85

1.1.8.3.1.4

Aerogenerador y curva de potencia .............................................85

1.1.8.3.1.5

Malla de cálculo ..........................................................................86

1.1.8.3.2

1.1.9

6

El modelo PARK ..................................................................................86

AFECCIONES AMBIENTALES ………………………………………………….87 1.1.9.1

Nivel de ruido producido por los aerogeneradores...................................................87

1.1.9.2

Consideraciones ambientales del Parque Eólico ......................................................90

1.1.9.3

Aspectos medioambientales a considerar en el proyecto de construcción................90 1.1.9.3.1

Caracterización previa del emplazamiento............................................91

1.1.9.3.2

El emplazamiento y la actuación propuesta ..........................................92

1.1.9.3.3

Fase de construcción .............................................................................92

1.1.9.3.4

Medidas correctoras ..............................................................................93

1.1.9.3.5

Plan de Vigilancia Ambiental ...............................................................94

PRESUPUESTO …………………………………..........…………………………………95

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

7

Índice de Figuras Figura 1 Evolución de la potencia instalada en régimen especial en España (CNE).................................. 20 Figura 2 Evolución anual de la potencia eólica instalada (CNE) ............................................................... 21 Figura 3 Potencia instalada en régimen especial por comunidades autónomas (CNE) .............................. 21 Figura 4 Horas de funcionamiento equivalente en Castilla-León (CNE) ................................................... 22 Figura 5 Parques eólicos instalados en 2005 (CNE) .................................................................................. 22 Figura 6 Evolución prevista de la potencia eólica instalada....................................................................... 23 Figura 7 Curva Potencia vs Velocidad del viento ...................................................................................... 24 Figura 8 Provincias de Castilla-León ......................................................................................................... 28 Figura 9 Comparación entre las ventas de electricidad a tarifa y la participación en el mercado para las tecnologías en régimen especial (CNE) .......................................................................................... 43 Figura 10 Comparación entre las ventas de electricidad a tarifa y la participación en el mercado para la energía eólica. ................................................................................................................................. 44 Figura 11Comparación entre el precio medio de venta de energía eólica a tarifa y mediante participación en el mercado. ........................................................................................................... 45 Figura 12 Frecuencias de viento por intervalos de velocidad ................................................................... 73 Figura 13 Curva de duración de viento ...................................................................................................... 74 Figura 14 Rosa de velocidades medias del viento a 40 m de altura durante el período de referencia........ 74 Figura 15 Rosa de direcciones medias del viento a 40m de altura durante el período de referencia ......... 75 Figura 16 Rosa de producción energética del viento a 40m de la altura durante el periodo de referencia. 76 Figura 17 Rosa de intensidades medias de turbulencia del viento a 40m de altura durante el periodo de referencia ........................................................................................................................................ 76 Figura 18 Velocidad horaria del viento a lo largo del día medio del año................................................... 77 Figura 19 Frecuencias de viento por intervalos de velocidad..................................................................... 80 Figura 20 Curva de duración de tiempo ..................................................................................................... 81 Figura 21 Potencia del aerogenerador para una densidad de 1.12 kg/m3................................................... 83 Figura 23 Nivel de ruido y líneas de regresión de un aerogenerador a 75m de distancia.......................... 87 Figura 24Variación con la distancia del nivel de ruido de un aerogenerador de 850 kW de potencia unitaria (para una velocidad del viento de 8m/s medido a 10 m de altura) ..................................... 88 Figura 25 Espectro de frecuencias del nivel de ruido de un aerogenerador de 850 kW de potencia unitaria (para una velocidad del viento de 8 m/s medido a 10 m de altura. .................................... 89 Figura 25 Frecuencias de viento por intervalos de velocidad................................................................... 107 Figura 26 Curva de duración de viento .................................................................................................... 108 Figura 27 Rosa de velocidades medias del viento a 40 m de altura durante el período de referencia...... 109 Figura 28 Rosa de direcciones medias del viento a 40m de altura durante el período de referencia ....... 110 Figura 29 Potencia del aerogenerador G58 Gamesa para una densidad de 1,12kg/m3 en función de la velocidad....................................................................................................................................... 110 Figura 30 Rosa de producción energética del viento a 40m de la altura durante el periodo de referencia112 Figura 31 Aerogenerador G58.................................................................................................................. 183

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

8

Figura 32 Valores medidos del nivel de ruido de un aerogenerador a 72 m de distancia junto con las líneas de regresión calculadas ....................................................................................................... 197 Figura 33 Variación con la distancia del nivel de ruido de un aerogenerador de 850 kW de potencia unitaria (para una velocidad del viento de 8 m/s medido a 10 m de altura).................................. 198 Figura 34 Curva de potencia del aerogenerador G58 para una temperatura media de 15ºC y una densidad del aire de 1,12kg/m3 ..................................................................................................... 201

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

9

Índice de Tablas Tabla 1 TMR……... ................................................................................................................................... 42 Tabla 2 Modelos económicos escogidos en los países europeos................................................................ 49 Tabla 3 Coordenadas UTM del polígono ................................................................................................... 51 Tabla 4 Coordenadas UTM de los aerogeneradores................................................................................... 51 Tabla 5 Coordenadas UTM del polígono ................................................................................................... 72 Tabla 6 Coordenadas de la estación de medición....................................................................................... 72 Tabla 7 Velocidad media del viento por sectores y nivel de medida. Coeficientes α existentes entre los niveles 40/20 para cada sector. ....................................................................................................... 78 Tabla 8 Potencia del aerogenerador en función de la densidad del aire y de la velocidad del viento ........ 82 Tabla 9 Tabla resumen de la producción neta de los 3 aerogeneradores.................................................... 84 Tabla 10 Nivel de presión sónica de ruidos comunes ................................................................................ 89 Tabla 11 Tabla resumen del presupuesto ................................................................................................... 95 Tabla 12 Características de baja tensión .................................................................................................... 99 Tabla 13 Características cable de interconexión celda-transformador ..................................................... 100 Tabla 14 Características cable de interconexión transformador-centro de seccionamiento ..................... 101 Tabla 15 Características cable de la línea de evacuación ......................................................................... 102 Tabla 16 Características puesta a tierra.................................................................................................... 104 Tabla 17 Parámetros del electrodo ........................................................................................................... 105 Tabla 18 Velocidad media del viento y frecuencias para una altura de 40m. .......................................... 109 Tabla 19 Eficiencia energética por rumbos .............................................................................................. 111 Tabla 20 Parámetro α ............................................................................................................................... 113 Tabla 21 Velocidades medias a las posibles alturas del buje ................................................................... 114 Tabla 22 Tabla resumen de la producción neta de los 3 aerogeneradores................................................ 115 Tabla 23 Tabla resumen de la producción neta de los 3 aerogeneradores................................................ 116 Tabla 24 Tarifa de venta de energía eólica............................................................................................... 122 Tabla 25 Matriz de interacciones factores ambientales-acciones del proyecto ........................................ 148 Tabla 26 Caracterización de impactos...................................................................................................... 158 Tabla 27 Matriz de caracterización y valoración de impactos: empleo de maquinaria y transportes....... 161 Tabla 28 Matriz de caracterización y valoración de impactos: excavaciones y movimiento de tierras ... 162 Tabla 29 Matriz de caracterización y valoración de impactos: ejecución de obras.................................. 163 Tabla 30 Matriz de caracterización y valoración de impactos: Funcionamiento parque eólico ............... 164 Tabla 31 Matriz de caracterización y valoración de impactos: mantenimiento de las instalaciones. ....... 165 Tabla 45 Características principales del rotor .......................................................................................... 186 Tabla 46 Características principales de las palas...................................................................................... 186 Tabla 47 Características del multiplicador ............................................................................................... 188 Tabla 48 Acoplamientos del aerogenerador ............................................................................................. 188 Tabla 49 Características del generador..................................................................................................... 189 Tabla 50 Características del sistema de frenado....................................................................................... 190

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

10

Tabla 51 Características de la unidad hidráulica ...................................................................................... 190 Tabla 52 Características del sistema de orientación................................................................................. 192 Tabla 53 Carácterísticas de la torre metálica............................................................................................ 194 Tabla 54 Tabla resumen del peso del aerogenerador ............................................................................... 195 Tabla 55 Potencia (kW) en función de la velocidad (m/s) y de la densidad del aire (kg/m3) para el aerogenerador G58 de Gamesa ..................................................................................................... 200 Tabla 56 Producción, en MWh, para diferentes velocidades medias del viento y valores del parámetro C de la distribución de Weibull ................................................................................... 201 Tabla 57 Tabla resumen de las características del generador................................................................... 209

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.1

11

INTRODUCCIÓN El 26 de agosto de 2005 fue aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros el

Plan de Energías Renovables para el período 2005-2010. Este plan constituye la revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables (en adelante, PER) en España 2000-2010 hasta ahora vigente. Con esta revisión se trata de mantener el compromiso de cubrir con energías renovables al menos el 12 % del consumo total de energía en 2010 así como de incorporar los otros dos objetivos indicativos marcados por la UE – 29,4% de generación eléctrica con renovables y 5,75% de biocarburantes en transporte para ese año- adoptados con posterioridad al plan. El PER ha sido elaborado con el propósito de reforzar los objetivos prioritarios de la política energética, (garantía de la seguridad y calidad del suministro eléctrico y el respeto al medio ambiente) y con la determinación de dar cumplimiento a los compromisos de España en el ámbito internacional (Protocolo de Kioto, Plan Nacional de Asignación) y a los que se derivan de nuestra pertenencia a la Unión Europea El sector de mayor desarrollo en energías renovables durante los últimos años ha sido el eólico, registrando en el periodo 2002-2005 un crecimiento medio de la potencia instalada superior a los 1.600MW anuales. Además, existen otros factores que pueden seguir favoreciendo el crecimiento de este tipo de energía como son: un amplio potencial eólico dentro de nuestro territorio, una normativa favorable, una tecnología propia y un sector maduro. Por estos motivos, el PER ha aumentado la previsión de producción eólica en 12.000MW adicionales al plan anterior, lo que supone alcanzar una potencia instalada de 20.155MW en 2010 (con una producción estimada de 45.511GWh). El importe total de la inversión del PER en el periodo 2005-2010 es de 23.598 millones de euros. El mayor peso corresponde a la financiación ajena (el 77,1% del coste total, lo que supone la cifra de 18.197,974 millones de euros); el 20% correspondería a los promotores, lo que significa una cifra de 4.719,728 millones de euros, y la ayuda pública supone el 2,9%, lo que representa 680,939 millones de euros. Del importe total, se destinarán a energías renovables 8.495 millones de euros, de los cuales 3.536 millones corresponden a ayudas públicas en sentido estricto –con

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

12

cargo a los presupuestos generales del Estado- y 4.956 millones representan el apoyo total durante el periodo de generación de electricidad con renovables a través del sistema de primas, destinando para energía eólica 2.599 millones de euros. El sistema de primas que incentiva a las energías renovables quedó establecido en 1997 en la Ley 54/97 del Sector eléctrico, en la cuál, además, se establece la prioridad de las fuentes de Régimen Especial (minihidráulica, solar fotovoltaica, eólica, biomasa y cogeneración) sobre las convencionales al conectarse a red. En el artículo 34 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, (en adelante, RD 436/2004) queda fijado el importe dicha prima. Para las instalaciones eólicas ubicadas en tierra de no más de 5MW de potencia instalada, la prima está establecida en un 40% de la Tarifa Media Regulada o de Referencia (en adelante TMR). En este artículo también se establece la tarifa a la que se venderá la energía producida por el parque, que consiste en un 90% de la TMR durante los 15 primeros años desde su puesta en marcha y en un 80% a partir de entonces. Actualmente, este real decreto se encuentra en revisión. El borrador apunta a una disminución de la prima, por lo que si finalmente se aprueba, el proyecto se verá afectado negativamente por esta nueva resolución. La última actualización de la tarifa media o de referencia está recogida en el artículo 1.1 del Real Decreto 809/2006, de 30 de junio. A partir del 1 de julio de 2006, la TMR se incrementa en un 1,38% sobre la TMR que entró en vigor el 1 de enero de 2006, fijando su valor en 7,7644 c€/kWh. En Castilla-León, la energía eólica instalada en 2004 era de 1.543MW y se prevé un aumento en el periodo 2005-2010 de 1.157MW, con lo que la potencia total instalada en 2010 será de 2.700MW. Según la agencia provincial de la energía de Burgos aproximadamente un 30 % de esos 2.700MW será producido dentro de la provincia de Burgos, lo que hace un total de 800-900MW aproximadamente.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

13

Es importante destacar que Burgos es la provincia con el mayor consumo de energía eléctrica de Castilla y León debido, entre otros factores, al gran desarrollo de la industria dentro de la provincia.

Además, la estructura energética de la provincia de Burgos es completamente diferente a otras, ya que dentro de su territorio tiene implantada una Central Nuclear: Garoña. Ésta produce alrededor del 72% de la energía eléctrica generada en la provincia. Pese a que la provincia posee la mayor potencia eólica de la Comunidad, (más de 600MW instalados dentro su territorio), el porcentaje de renovables (5,5%) esta por debajo de la media nacional (6,9%). A diferencia de otras, en la provincia se produce el 47% de la energía primaria que se consume frente al 24% que es la media nacional y por último, el 65% de la energía eléctrica producida en la provincia se va al exterior.

Tanto el gran potencial eólico de la zona, como el gran impulso que se quiere dar desde las administraciones públicas a las energías renovables son lo que justifican que este proyecto sea una buena oportunidad de negocio para los inversores ya que gracias a la venta de la energía eléctrica como a los incentivos que se recibirán del Estado, se consigue recuperar la inversión en pocos años. España se encuentra entre las potencias mundiales en este sector ocupando el segundo lugar por detrás de Alemania tanto en capacidad eólica instalada como en cuanto a cuota de mercado de nuestros fabricantes. Las áreas a desarrollar son: • Control de calidad de la energía cedida a la red • Aerogeneradores superiores a los 2MW y nuevos materiales • Parques eólicos marinos El proyecto pretende evaluar tanto la viabilidad técnica como económica de un parque de 2,55MW de potencia eólica en generación distribuida. Los parques que generan en distribuida tienen como características principales que son parques pequeños y que se ubican en las proximidades de los lugares de consumo, por lo que evacuan la electricidad que generan en redes de media tensión.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

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Estos parques utilizan generadores de tamaño medio (de 850kW) a diferencia de los generadores de 1 ó 2MW que se están instalando en la actualidad en el resto de parques de España.

En cuánto a la inversión inicial del proyecto, teniendo en cuenta que el coste aproximado en energía eólica por kW instalado es de 1.100 €, el proyecto tendrá una inversión inicial aproximada de 2.805.000 € que será financiado en un 15% directamente por el accionista y el 85% mediante financiación ajena.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.2

15

ASPECTOS GENERALES

1.1.2.1 Energía Eólica La energía eólica es una fuente renovable que proviene del sol. El sol irradia 174.423.000.000.000 kW de energía por hora hacia la Tierra, por lo que la Tierra recibe 1,74 *10^17 W de potencia. Entre el 1 y 2% de la energía proveniente del sol es convertida en energía eólica. Esto supone un potencial de energía eólica de 53TWh/año, cinco veces más que el actual consumo eléctrico en el mundo. Por tanto, en teoría, la energía eólica permitiría atender sobradamente las necesidades energéticas del mundo.

Las máquinas empleadas para transformar la fuerza cinética del viento en electricidad reciben el nombre de turbinas eólicas o aerogeneradores. Estos se dividen en dos grupos: los de eje horizontal y los de eje vertical. El aerogenerador de eje horizontal, considerado el más eficiente, es, con diferencia, el más empleado en la actualidad.

Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del viento en un par actuando sobre las palas del rotor. La cantidad de energía transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire, del área de barrido del rotor y de la velocidad del viento.

En los últimos 20 años, la tecnología eólica ha evolucionado a un ritmo vertiginoso, pasando de aerogeneradores de potencia unitaria de decenas de kilovatios hasta máquinas de potencia nominal superior al megavatio. Los modelos que se instalan en la actualidad son por lo general, tripala, de paso variable (este sistema permite una producción óptima con vientos bajos y una reducción de cargas con vientos altos) de alta calidad en el suministro eléctrico y bajo mantenimiento. Preparadas para optimizar los recursos eólicos de un emplazamiento determinado, la vida útil de estas máquinas es, como mínimo, de 20 años (si se compara con un motor de automóvil ordinario, éste sólo funcionará durante unas 5.000 horas a lo largo de su vida útil).

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

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1.1.2.2 Generación distribuida Es la generación en pequeña escala instalada cerca del lugar de consumo. Tiene las siguientes características: •

Producción de electricidad con instalaciones que son suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico.

•

Generación conectada directamente en las redes de distribución.

•

Generación de energía eléctrica mediante instalaciones mucho más pequeñas que las centrales convencionales y situadas en las proximidades de las cargas.

•

Son sistemas de generación eléctrica o de almacenamiento, que están situados dentro o cerca de los centros de carga.

•

Producción de electricidad con generadores colocados, o bien en el sistema eléctrico de la empresa, en el sitio del cliente, o en lugares aislados fuera del alcance de la red de distribución.

•

Generación de energía eléctrica a pequeña escala cercana a la carga, mediante el empleo de tecnologías eficientes, destacando la cogeneración, con la cual se maximiza el uso de los combustibles utilizados.

Podemos decir entonces que la generación distribuida es: la generación o el almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala, lo más cercana al centro de carga, con la opción de interactuar (comprar o vender) con la red eléctrica y, en algunos casos, considerando la máxima eficiencia energética. En lo que respecta a tecnologías disponibles, la capacidad de los sistemas de generación distribuida varía de cientos de kW hasta diez mil kW.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

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1.1.2.2.1 Beneficios de la generación distribuida El auge de los sistemas de generación distribuida se debe a los beneficios inherentes a la aplicación de esta tecnología, tanto para el usuario como para la red eléctrica. A continuación se listan algunos de los beneficios: •

Beneficios para el usuario


Incremento en la confiabilidad




Aumento en la calidad de la energía




Reducción del número de interrupciones




Uso eficiente de la energía




Menor costo de la energía (en ambos casos, es decir, cuando se utilizan los vapores de desecho, o por el costo de la energía eléctrica en horas pico)

•




Uso de energías renovables




Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio




Disminución de emisiones contaminantes

Beneficios para el suministrador


Reducción de pérdidas en transmisión y distribución




Abasto en zonas remotas




Libera capacidad del sistema




Proporciona mayor control de energía reactiva




Mayor regulación de tensión




Disminución de inversión




Menor saturación




Reducción del índice de fallas

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

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1.1.2.3 Historia de la energía eólica en España. Para el desarrollo de las energías renovables fueron muy importantes las Crisis del Petróleo de 1973 y 1979. Los países productores elevaron los precios del barril desde 1,5 a 9 dólares en 1973 y de 13 a 30 dólares en 1979 causando en España y en el resto de países desarrollados una profunda crisis económica, así como un aumento de la inflación y del paro. Esto, obligó a implantar políticas energéticas encaminadas a disminuir el consumo de petróleo mediante ahorro energético, la eficiencia energética y potenciar otras fuentes de energía

como la nuclear, el gas natural o las energías

renovables.

La principal ventaja que tienen estas fuentes es que son nacionales, evitan la dependencia del exterior y en el caso de nuevas subidas de los precios del petróleo la diversificación energética es un arma que puede disminuir los efectos en las economías nacionales.

El primer aerogenerador moderno que funcionó en España fue un prototipo instalado en Tarifa en 1981 de 100kW para una velocidad de viento de 12m/s. La máquina estaba formada por una aeroturbina de eje horizontal con tres palas de fibra de vidrio y poliéster de 20m diámetro. Seis años después entraron en funcionamiento los primeros aerogeneradores conectados a la red en el Ampurdán (Gerona) y Granadilla (Tenerife).

Hasta 1991 la introducción fue lenta pero el Plan Energético Nacional que se elaboró ese mismo año marcó por primera vez un objetivo a alcanzar: 175MW en el 2000. Esta cifra se logró superar a mediados de los 90. En 1992 se pusieron en funcionamiento 14 proyectos con una inversión de 6.700 millones de pts (40 millones de € aprox.) y unas ayudas públicas de 1.700 millones de pts (10 millones de € aprox).

En 1996 la Comisión Europea concedió una subvención de 19.000 millones de pts (114 millones de euros aproximadamente) para fomentar las energías renovables. En abril de ese mismo año había en España 36 parques con una potencia de 115 MW.

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Otra razón importante que influyó mucho en el progreso de la energía eólica, fue el desarrollo de las preocupaciones medioambientales a partir de la década de los 80. Las energías renovables no tienen fecha de caducidad, a diferencia del carbón, el gas natural o el petróleo, el consumo no emite gases de efecto invernadero, son fuentes seguras y no producen residuos como la nuclear.

Por todas estas razones, en la Ley 54/97 del Sector Eléctrico se establece la prioridad de las fuentes de Régimen Especial (minihidráulica, solar fotovoltaica, eólica, biomasa y cogeneración) sobre las convencionales al conectarse a red e incentiva a las renovables mediante una prima económica por cada unidad de energía.

En el año 1998 el sector eólico dio trabajo directo e indirecto a más de 4.000 personas en los sectores de promoción, implantación, fabricación, operación y mantenimiento de parques eólicos.

Durante el año 2000 la potencia instalada ascendía a 2.270MW, algo más de lo que suministrarían dos centrales nucleares funcionando las mismas horas del día.

La existencia de la prima y una disposición favorable por parte de las administraciones públicas ha causado un aumento muy importante de los parques eólicos durante los últimos años en España como se aprecia en la siguiente gráfica.

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Evolución de la potencia instalada en el régimen especial en España. 25.000 19 .16 9

20.000

17 .4 8 8 14 .9 2 7

15.000

13 .3 0 7

MW

11.17 8 9 .19 9

10.000

7 .7 19 6 .2 10

5.000 1.0 4 2

1.4 0 7

1.5 8 1

3 .9 19

3 .0 9 4 2 .14 9 2 .6 0 2

4 .5 3 9

0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Cogeneración

Eólica

Hidráulica

Residuos

Biomasa

Trat.Residuos

Fotovoltaica

Total

Figura 1 Evolución de la potencia instalada en régimen especial en España (CNE)

A nivel nacional, en 2005, se han instalado 1.681MW en instalaciones en régimen especial. Este incremento se debe fundamentalmente a la gran aportación de potencia eólica, que en 2005 se ha situado en más de 1.500MW. El resto de potencia incorporada en este ejercicio, se reparte entre el resto de las tecnologías de forma poco significativa. Destaca el ligero descenso en la potencia instalada en cogeneración. Por su parte, la potencia instalada de generación en régimen ordinario en España se ha incrementado en 2005 en 5.251MW correspondientes a la incorporación de centrales de ciclo combinado.

Actualmente, España es el segundo país a nivel mundial en producción de energía eólica. A 31 de julio de 2006, el número de instalaciones era de 461, con una potencia total instalada de 10.600MW.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

21

Evolución e incremento anual de la potencia eólica instalada 12.000 10 .0 2 1

10.000

8 .5 18 1.5 0 3

MW

8.000 6 .3 17

6.000

5 .0 5 8 1.2 5 9 3 .5 0 0 1.5 5 8

4.000 2.000 0

2 .2 0 1

3

33

41

34

227

98

884

420

2 .2 8 8 1.2 12 1.6 7 8 6 10

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Eólica

Incremento sobre el año anterior

Total

Figura 2 Evolución anual de la potencia eólica instalada (CNE)

Por comunidades autónomas la potencia instalada de energía eólica es la siguiente:

Potencia instalada en régimen especial en España (MW). Diciembre 2005. CEUTA Y MELILLA EXTREMADURA BALEARES 3 131

CANARIAS

288

CANTABRIA

220

MURCIA

ASTURIAS 67 239

MADRID

LA RIOJA 50 635

COMUNIDAD VALENCIANA 325

PAIS VASCO

20

181

NAVARRA 111

930 606

ANDALUCIA

442 1.187

CATALUÑA ARAGON

477

CASTILLA Y LEON

496

161

253 43 1.707

415

CASTILLA LA MANCHA

247

1.372

622

GALICIA

0 Cogeneración

203 85

2.062

96 2.432

500 Fotovoltaica

1.000 Eólica

1.500 Hidráulica RE

372

2.000 Biomasa

2.500 Residuos

3.000

3.500

4.000

Trat.Residuos

Figura 3 Potencia instalada en régimen especial por comunidades autónomas (CNE)

Por comunidades autónomas, se observa que Castilla-León, dónde va a estar situado el Parque ocupa el tercer lugar en potencia instalada en régimen especial. La potencia eólica total a diciembre de 2005 era de 1707MW.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

22

500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

2002

2003 CASTILLA Y LEON

2004

2005

Promedio peninsular

Figura 4 Horas de funcionamiento equivalente en Castilla-León (CNE)

En el gráfico se puede observar la media de las horas equivalentes de funcionamiento a plena carga de los parques eólicos en Castilla-León en comparación con el promedio peninsular.

Potencia eólica Anterior 2005

AÑO 2005

25 MW 250 MW

Figura 5 Parques eólicos instalados en 2005 (CNE)

El mapa de la figura 5 muestra la localización de los parques eólicos incorporados en 2005 junto con aquellos que ya estaban en funcionamiento con

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anterioridad. A finales del 2005, las comunidades con mayor potencia instalada son Galicia (2.432MW), seguida de Castilla La Mancha (2.062MW), Castilla y León (1.707MW), Aragón (1.372MW) y Navarra (930MW). Como ya se ha dicho anteriormente, el PER quiere mantener el compromiso de cubrir con energías renovables al menos un 12% del consumo total energía eléctrica en España. Para eso, ha aumentado la previsión de producción eólica en 12.000MW adicionales al plan anterior, lo que supone alcanzar una potencia instalada de 20.155MW en 2010.

En concreto, para Castilla-León, comunidad dónde se construirá el Parque, el PER prevé un aumento en el periodo 2005-2010 de 1.157MW, con lo que la potencia total instalada en 2010 será de 2.700MW.

Evolución de la potencia instalada. Eólica. 25.000 20.000

Incremento medio 2000-2005: 1.391 MW anuales

Incremento necesario para alcanzar el objetivo: 2.027 MW anuales

MW

15.000 10.000 5.000 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Potencia Instalada

Objetivo de Planificación

Tendencia 2000-2005

Figura 6 Evolución prevista de la potencia eólica instalada

Cabe destacar, que según REE, para alcanzar los objetivos del PER, al menos el 75% de los parques deben estar adecuados para soportar caídas bruscas de tensión (huecos de tensión) y mantenerse conectados a la red en vez de activar los sistemas de protección y desconectarse, tal como marcarán las exigencias del Procedimiento Operativo 12.3, aún pendiente de aprobación.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

24

1.1.2.4 Potencia del viento La cantidad de energía que posee el viento varía con el cubo de la velocidad media del viento. (Si la velocidad del viento se duplicase, la cantidad de energía obtenida sería 8 veces mayor). En la figura se muestra que con una velocidad el viento de 8 m/s obtenemos una potencia de 314W por cada metro cuadrado expuesto al viento (viento que incide perpendicularmente al área barrida por el rotor). A 16m/s obtendremos una potencia 8 veces mayor, es decir, 2.512 W/m2.

Figura 7 Curva Potencia vs Velocidad del viento

1.1.2.5 Potencial eólico en la Provincia de Burgos Es importante destacar que Burgos es la provincia con el mayor consumo de energía eléctrica de Castilla y León debido, entre otros factores, al gran desarrollo de la industria dentro de la provincia.

Además, la estructura energética de la provincia de Burgos es completamente diferente a otras, ya que dentro de su territorio tienen implantada una Central Nuclear: Garoña. Ésta produce alrededor del 72% de la energía eléctrica generada en la provincia. A diferencia de otras, en la provincia se produce el 47% de la energía

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primaria que se consume frente al 24% que es la media nacional y por último el 65% de la energía eléctrica producida en la provincia se va al exterior.

Pese a que la provincia posee la mayor potencia eólica de la Comunidad, (más de 600MW instalados dentro su territorio), el porcentaje de renovables (5,5%) está por debajo de la media nacional (6,9%).

En el Plan Eólico de Castilla y León relativo a la provincia de Burgos, que es el resultado de seleccionar las zonas que poseen mayor potencialidad de aprovechamiento eólico, cartografiándolas y escogiendo las más viables técnica y económicamente para su explotación, se ha realizado una estimación del potencial eólico a través del modelo de simulación de campos de viento WASP 5.0, y la toma de muestras en estaciones de medición.

Las zonas con potencial eólico obtenidas en la provincia de Burgos son las siguientes: •

Potencialidad eólica muy elevada: (Velocidad media > 8m/s a 45m. del suelo),

•




Sierra de la Demanda.




Sierra de Neila.




Sierra de Mencilla.




Sierra de Tesla.




Montes la Peña.




Sierra de Pancorbo.

Potencialidad eólica elevada: (7m/s < Velocidad media < 8m/s a 45m. del suelo),


Sierra de Oña.




Montes Obarenes.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA


•

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Montes de Valnera.

Potencialidad eólica suficiente: (6m/s < Velocidad media < 7m/s a 45m. del suelo),


Sierra de Covarrubias.




Páramo de la Lora.




Condado de Treviño.




Otras.

El emplazamiento escogido para la construcción del Parque, Rupelo, se encuentra dentro de la Sierra de la Demanda por lo que las condiciones para la producción y posterior venta de energía eléctrica van a ser las más favorables.

1.1.2.6 Desarrollo sostenible El proyecto se desarrolla de manera que el impacto medioambiental que el Parque eólico pueda producir e el emplazamiento sea el mínimo posible, ya que se pretende que este proyecto sea compatible con un desarrollo sostenible. El estudio "Impactos Ambientales de la Producción Eléctrica", realizado por el Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (en adelante, IDEA), el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (en adelante, CIEMAT) cinco gobiernos autónomos y la Asociación de Productores de energías renovables (en adelante, APPA), demuestra que 1 kWh producido con energía eólica tiene 26 veces menos impactos que el producido con lignito, 21 veces menos que el producido con petróleo o 10 veces menos que el producido con energía nuclear. APPA añade que el actual parque eólico español evita la emisión de 5.000.000 T/año de CO2 y sustituye 620.000 Toneladas Equivalentes de Petróleo (en adelante, TEP). Otros beneficios de la eólica son que apenas ocupa suelo, es compatible con otros usos y una instalación reversible (tras su clausura, devuelve al suelo su apariencia original).

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

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A pesar de que los generadores son elementos altamente visibles en el paisaje, el impacto paisajístico es más una cuestión personal que medioambiental. Uno de los aspectos más criticados a este tipo de generación es la supuesta afección que causa a la flora y la fauna. Un estudio realizado por la Consejería de Medio Ambiente de Navarra sobre la relación entre la avifauna y los parques eólicos de la Comunidad foral ha determinado una tasa de colisiones de aves del 0,1%. Estudios semejantes realizados en Dinamarca han concluido que las aves se acostumbran rápidamente a los aerogeneradores y desvían su trayectoria de vuelo para evitarlos

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.3

28

CASTILLA-LEÓN

1.1.3.1 Geografía económica y política La Comunidad Autónoma de Castilla y León abarca gran parte de la mitad norte de la Península Ibérica. Castilla y León limita al norte con Asturias y Cantabria; al este con el País Vasco, La Rioja, Aragón, Castilla-La Mancha y Madrid; al sur con Extremadura y Castilla-La Mancha; y al oeste con Portugal y Galicia. Tiene una superficie de 94.224 km2, que representan casi una quinta parte del territorio español. Sus nueve provincias, León, Zamora, Salamanca, Burgos, Soria, Segovia, Ávila, Valladolid y Palencia, constituyen la comunidad autónoma más extensa del país y una de las mayores regiones de la Unión Europea. La capital es la ciudad de Valladolid.

Figura 8 Provincias de Castilla-León

Castilla y León pertenece de forma global a la submeseta septentrional, a excepción del nordeste de la provincia de Burgos que se enmarca en la depresión del Ebro. Todo el territorio está rodeado de montañas que la delimitan: al norte, la Cordillera Cantábrica y el Macizo Galaico dentro del cual se encuentran los Montes de León; al nordeste se eleva el Sistema Ibérico y al sur se encuentra el Sistema Central, con sus dos sierras principales, la Sierra de Gredos y la Sierra de Guadarrama.

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En el centro de esa gran extensión, delimitada por montañas, se extiende la altiplanicie, con algunos relieves montañosos menores, cuya cota media oscila desde los 500 a los 1000 m sobre el nivel del mar.

El cauce fluvial más importante es el Duero, que nace en la provincia de Soria y, tras atravesar toda la comunidad, se adentra en Portugal para desembocar en el Atlántico. Dos afluentes importantes del Tajo nacen en la región: el Tiétar y el Alberche.

La climatología de la Comunidad Autónoma de Castilla y León destaca por sus inviernos largos y fríos y sus veranos cortos y calurosos, característicos de su clima continental. La orografía es la que determina en gran medida esta climatología.

Las temperaturas son extremas, con fríos inviernos en los que la temperatura media es de 4º C, y en los que se registran con cierta frecuencia valores mínimos en torno a los -15 ºC

Las precipitaciones tanto en la meseta como en las zonas montañosas son abundantes. Durante el invierno caen en forma de nieve y se incrementan muchísimo.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.4

30

EL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL

1.1.4.1 Historia La primera empresa eléctrica española -la Sociedad Española de Electricidadfue fundada a mediados del año 1881 en Barcelona por Francisco Dalmau y Faura y su hijo, Tomás José Dalmau García. Treinta años antes, en 1852 el farmacéutico Francisco Domenech iluminó su botica, mediante un método de su invención; y en ese mismo año, en Madrid, se iluminó la plaza de la Armería y el Congreso de los Diputados mediante una pila galvánica. Las aplicaciones prácticas de la electricidad en esos años llevó a la publicación, en 1858, de un Real Decreto que incluía una nueva asignatura sobre "Aplicaciones de la electricidad y de la luz" en el programa de estudios de la Escuela Superior de Ingenieros Industriales. Pero hasta 1875, no se dieron los primeros pasos de lo que se puede entender hoy como industria eléctrica. En ese año se construyó la primera central eléctrica de España por los señores Xifra y Dalmau en Barcelona. Desde esta central, se distribuía la electricidad a talleres y establecimientos de la ciudad mediante cuatro motores de gas de 50 CV cada uno, que movían otras tantas máquinas Gramme de 200 kVA. A finales del siglo XIX había ya numerosas las empresas eléctricas en España y el desarrollo del sector fue tal, que en 1901 se publicó la primera estadística oficial del mismo, elaborada por los Ministerios de Fomento y Agricultura que reflejaba la existencia de 859 centrales eléctricas con una potencia total de 127.940 caballos de vapor, de los cuales el 39% tenían como fuerza motriz la energía hidráulica. En 1909 se construyó la primera gran línea eléctrica para el transporte de la energía eléctrica a una distancia de 240km. en una tensión de 66.000 voltios, desde el salto del Molinar, en el río Júcar, a Madrid. En 1910, la industria eléctrica española se había extendido por todo el país, sobre todo en las grandes ciudades. La nueva tecnología para la generación de corriente alterna, la utilización de altos voltajes en la transmisión de la corriente y el

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31

perfeccionamiento del motor eléctrico, hicieron que a partir de esta década, se produjese una gran transformación en el sector eléctrico español. Las

importantes

inversiones

para la construcción

de

grandes

obras

hidroeléctricas, cuyos saltos de gran potencia exigían contar con contratos de venta de su producción para asegurar su rentabilidad, modificaron las dimensiones empresariales. Las empresas creadas en los primeros años del siglo XX se consolidaron, se crearon otras nuevas y el sector eléctrico se configuró en grandes grupos. El sector en su conjunto había multiplicado por más de diez su capacidad en estos 30 años. Durante la guerra civil (1936 a 1939) hubo un paréntesis en la expansión del sector. La situación no mejoró en los años inmediatamente posteriores: la precaria situación económica del país impedía la realización de grandes obras y, sobre todo, la importación de los bienes de equipo necesarios, que la industria española no podía producir. A ello hay que sumar las consecuencias del bloqueo económico internacional acordado por las Naciones Unidas. Como resultado de todo ello, el crecimiento de la potencia instalada fue de tan solo un 1,4 % anual en el periodo 1940-1944. Por último la gran sequía de los años 1944 y 1945 agravó aún más esta situación. La creación de UNESA en 1944 por las 17 principales compañías que representaban el 80% de la producción total del sector, para establecer una coordinación de la explotación del conjunto del sistema eléctrico supuso el inicio de la explotación unificada. Las instalaciones de cada empresa se pusieron al servicio del abastecimiento de la demanda del país, como si una única empresa gestionase la totalidad de los medios de producción y transporte de energía eléctrica existentes. En 1951 el gobierno aprobó un nuevo sistema de tarifas, las Tarifas Tope Unificadas, que entró en vigor en 1953 por el que se estableció la unificación de precios de la electricidad para todo el territorio español. En estos años y hasta mediada la década de 1970, se construyeron las grandes centrales hidroeléctricas y térmicas con potencias próximas a los 1000 MW y se pusieron en servicio las primeras centrales nucleares. El desarrollo de la red de transporte completa la interconexión de los sistemas de las diferentes empresas y se construyen las primeras líneas de transporte a 380kV. En 1973 la potencia instalada

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

32

superaba los 23.000MW y la red de transporte en tensiones superiores a 110kV, tenía ya una longitud de más de 40.000Km. La crisis energética de 1973 cambió los planteamientos de la política energética. El gobierno elaboró los Planes Energéticos y se debatieron para su aprobación en el Congreso de los diputados. El primer Plan Energético se aprobó en 1975 en el cual se impulsaba la construcción de centrales de carbón y nucleares. En 1985 se creó Red Eléctrica de España, S.A. (REE) que supuso la nacionalización de la red de transporte y que tenía encomendada la gestión del servicio público de explotación unificada del sistema eléctrico nacional El Real Decreto 1538/1987 supuso un cambio trascendente en la regulación del sector eléctrico con la entrada en vigor el 1 de enero de 1988 de lo que vino en llamarse "Marco Legal y Estable" cuyo objeto era proporcionar un marco de referencia estable referido al sistema de ingresos de las empresas que suministran energía eléctrica y la determinación de la tarifa eléctrica en condiciones de mínimo coste. Las empresas eléctricas actuaban como gestoras de un servicio público, de acuerdo con unas normas que fijaban sus ingresos. A finales de 1996 se firmó entre el Ministerio de Industria y Energía y las Empresas Eléctricas el "Protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del sistema eléctrico nacional". En dicho protocolo se establecían las bases operativas que tenían que regir en el funcionamiento del sistema eléctrico mediante la liberalización del mercado y la introducción de un mayor grado de competencia. La ley 40/1997 de Ordenación del Sistema Eléctrico cuyo objetivo era introducir la competencia en el sector, fue una ley que nunca entró en vigor pero supuso la creación de la Comisión Nacional del Sector Eléctrico como órgano independiente regulador de la actividad eléctrica y la titularización de la moratoria nuclear.

La aprobación de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, representa una transformación absoluta del sector eléctrico. "A diferencia de regulaciones anteriores, la presente Ley se asienta en el convencimiento de que garantizar el suministro eléctrico, su calidad y su coste no requiere de más intervención estatal que la que la propia regulación especifica".Esta ley crea un mercado mayorista de electricidad para cuyo

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33

funcionamiento efectivo es imprescindible la existencia de una red de transporte bien gestionada y una operación del sistema que coordine el conjunto generación-transporte, para posibilitar el tránsito de la energía negociada entre los productores y los distribuidores y garantizar que la demanda quede cubierta en todo momento.

Se mantienen reguladas las actividades de transporte y distribución, dada su característica de monopolios naturales, mientras que se liberalizan las actividades de generación y comercialización. En enero de 2003 el mercado estaba totalmente liberalizado.

1.1.4.2 Liberalización La liberalización se apoya en la idea de que la competencia es fuente de eficiencia. Esta eficiencia era necesaria para poder hacer frente a los retos de suministro y de crecimiento económico que se estaba dando en España en la década de los 90. Además, la liberalización enlaza con la tendencia privatizadora del sector.

Las operaciones que caracterizan sector eléctrico son: •

Generación

•

Transporte

•

Distribución

•

Comercialización

La introducción de competencia en un sector como este podía resultar compleja debido a que la introducción de cualquier idea liberalizadora sobre una de las operaciones tiene repercusión directa sobre las demás y por tanto, sobre todo el sector. Aún así, se dieron unas condiciones favorables que favorecieron esta liberalización.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

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1.1.4.2.1 El nuevo marco eléctrico En 1996 el Consejo de la Unión Europea aprobó la Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad, que contiene unos objetivos claros y unos criterios mínimos de liberalización e introducción de la competencia en el sistema eléctrico. La mayoría de los países comunitarios deberían adaptar sus legislaciones eléctricas al nuevo esquema con anterioridad al 19 de febrero de 1999, aunque se produjeron algunos retrasos.

Este cambio en los planteamientos no fue un hecho aislado en la UE. Desde hacía ya varios años, diversos países desarrollados en distintas partes del mundo habían puesto en marcha procesos de reestructuración de sus respectivos sistemas eléctricos con criterios de liberalización e introducción de la competencia.

España fue uno de los primeros países en la adopción de los criterios emanados de esta Directiva. Como consecuencia de las conversaciones y acuerdos entre el sector eléctrico y la administración energética que tuvieron lugar durante 1996 y 1997,entró en vigor la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que introdujo los cambios normativos más importantes de la historia del sector en España.

Esta ley, ha supuesto mucho más que una transformación del sistema eléctrico que existía hasta entonces, ya que incorporó nuevas reglas en todas las actividades necesarias para llevar el producto hasta el cliente, esto es, nuevas reglas para las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización de la electricidad.

Por otra parte, también hay que tener en cuenta los cambios que se estaban dando, y actualmente se dan, en este sector como consecuencia del Protocolo de Kyoto y de otras directivas medioambientales de la UE o con la aparición de la generación mediante ciclo combinado o energías renovables.

Hoy en día, la estructura empresarial de las empresas eléctricas ya se ha adaptado a los requerimientos del nuevo marco regulatorio.

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Las principales características del nuevo marco son las siguientes: •

Se distinguen dos tipos de actividades: reguladas y no reguladas. Las reguladas son el transporte, la distribución, la gestión económica y la gestión técnica del sistema, y las actividades que se realizan en régimen de competencia son la generación, la comercialización y los intercambios internacionales.

•

Para ello se estableció la separación, incluso jurídica, entre las actividades reguladas y no reguladas, y entre las actividades reguladas la necesidad de la separación contable.

•

La liberalización de las actividades de generación y comercialización dio pie a la libre creación de nuevas empresas y a la implantación de grupos extranjeros, que actúan en estos segmentos de la actividad eléctrica.

•

El transporte y la distribución, se consideran actividades con carácter de monopolio natural manteniéndose como actividades reguladas. Su liberalización se consigue mediante el acceso a terceros de la red con pago de unas tarifas de acceso en función de la potencia, la energía y la tensión de suministro

•

Los intercambios de energía con otros países de la UE o con terceros países están sometidos, en todo caso, a autorización administrativa del Ministerio de Economía

•

La retribución económica de las actividades eléctricas se lleva a cabo mediante los ingresos por tarifas y precios establecidos libremente. Además, se retribuyen los costes permanentes del sistema

•

Se creó la figura del Operador del Mercado (OMEL) cuya misión es la gestión económica del mercado. Esta entidad está supervisada por el Comité de Agentes del Mercado que supervisa la casación y liquidación, conoce las incidencias que hayan tenido lugar y propone las reglas de funcionamiento del mercado.

•

Se creó la figura del Operador del Sistema (REE), responsable de la gestión técnica del mismo, esto es, de garantizar la continuidad, la calidad y la seguridad del suministro. Es el encargado de la coordinación del sistema de producción y del sistema de transporte y de su planificación.

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1.1.4.3 Mercado Desde 1998 el mercado está organizado en torno a un mercado mayorista spot de electricidad. Existen 24 mercados diarios (un mercado por hora) de participación voluntaria. Existen también seis mercados intradiarios en los que los agentes ajustan sus posiciones en los mercados diarios.

El operador de mercado (OMEL) es el responsable de casar la oferta y la demanda y determinar cuánta energía vende cada productor y a que precio. El precio se determina mediante el cruce de las funciones de oferta agregada y demanda agregada en cada hora.

El operador del sistema (REE) determina la factibilidad del plan de producción resultante del mercado teniendo en cuenta las restricciones impuestas por la red de transporte. En este sentido, el operador del sistema puede retirar ofertas que han sido aceptadas por no ser viables e incluir ofertas que han sido inicialmente rechazadas.

Aunque los agentes del mercado pueden firmar también contratos bilaterales a corto y largo plazo, en la actualidad el 90% de la energía se negocia en el mercado spot.

1.1.4.3.1 Agentes del mercado Los agentes que intervienen en el sistema eléctrico español son los siguientes: •

Generadores: tienen la función de producir electricidad, así como construir, operar y mantener las centrales de generación.

•

Productores en régimen especial: Se detallan en el epígrafe 1.1.4.3.2

•

Transportistas: llevan la electricidad desde los centros de producción hasta la red de distribución y, además, construyen, mantienen y maniobran las instalaciones de la red de transporte.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

37

Distribuidores: tienen la función de situar la energía en el punto de consumo y proceder a su venta, así como construir, mantener y operar las instalaciones de la red de distribución.

•

Comercializadores: desempeñan el cargo todas las personas jurídicas que, accediendo a las redes de transporte o distribución, tienen como función la venta de energía eléctrica a los consumidores cualificados o a otros sujetos del sistema.

•

Consumidor cualificado: se adquiere la condición de cualificado cuando el nivel de consumo anual por punto de suministro es superior a una cantidad establecida por ley. Desde el 1 de enero de 2003, lo son todos los consumidores que pueden acogerse al sistema de elegibilidad.

•

Reguladores:


La Administración General del Estado que ejerce las facultades de la planificación eléctrica, regula la organización y el funcionamiento del mercado de producción, establece la regulación básica de la generación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica y determina los requisitos mínimos de calidad y seguridad en el suministro eléctrico.




La Comisión Nacional de Energía que vela por la competencia efectiva del sector eléctrico y por su objetividad y transparencia.

•

Operadores:


El Operador del sistema es el responsable de la gestión técnica de este y tiene por objeto garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte. La ley asigna esta función a Red Eléctrica.




El Operador del mercado es el responsable de la gestión económica: gestiona el sistema de ofertas de compra y venta de energía que los diferentes agentes efectúan en el mercado de producción y realiza la

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liquidación final resultante. La ley asigna esta función a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad.

1.1.4.3.2 Productores en régimen especial Dentro del mercado encontramos dos tipos de productores: en régimen ordinario y en régimen especial. Dentro de los productores en régimen ordinario se encuentran las centrales térmicas de carbón, nuclear, fuel y ciclo combinado.

Sin embargo, la actividad de producción de energía eléctrica tendrá la consideración de producción en régimen especial en los siguientes casos, siempre y cuando se realice desde instalaciones cuya potencia instalada no supere los 50MW: •

Autoproductores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético. Se considera agente autoproductor de energía eléctrica a toda aquella persona física o jurídica que genere electricidad fundamentalmente para su propio uso.

•

Se entiende que un autoproductor genera electricidad para su propio uso, cuando autoconsume, al menos, el 30% de la energía eléctrica producida por él mismo, si su potencia instalada es inferior a 25MW y, al menos, el 50% si su potencia instalada es igual o superior a 25MW.

•

Cuando se utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.

•

Cuando se utilicen como energía primaria residuos no renovables.

•

También tendrá la consideración de producción en régimen especial la producción de energía eléctrica desde instalaciones de tratamiento y reducción de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25MW, cuando supongan un alto rendimiento energético.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

39

1.1.4.3.2.1 Autorización administrativa Es importante destacar que la construcción, explotación, modificación sustancial, la transmisión y el cierre de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial estarán sometidos al régimen de autorización administrativa previa que tendrá carácter reglado.

Las instalaciones autorizadas para este tipo de producción de energía eléctrica gozarán de un trato diferenciado según sus particulares condiciones, pero sin que quepa discriminación o privilegio alguno entre ellas.

Los solicitantes de estas autorizaciones deberán acreditar las condiciones técnicas y de seguridad de las instalaciones propuestas, el adecuado cumplimiento de las condiciones de protección del medio ambiente y la capacidad legal, técnica y económica adecuada al tipo de producción que van a desarrollar y, una vez otorgadas, deberán proporcionar a la Administración competente información periódica de cuantos datos afecten a las condiciones que determinaron su otorgamiento.

Las autorizaciones serán otorgadas por la Administración Autonómica, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables y en especial las relativas a la ordenación del territorio y al medio ambiente.

La falta de resolución expresa de las solicitudes de autorización a que se refiere el presente artículo tendrá efectos desestimatorios. En todo caso podrá interponer se recurso ordinario ante la autoridad administrativa correspondiente.

El incumplimiento de las condiciones y requisitos establecidos en las autorizaciones o la variación sustancial de los presupuestos que determinaron su otorgamiento podrá dar lugar a su revocación.

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40

1.1.4.3.2.2 Obligaciones Serán obligaciones generales de los productores de energía eléctrica en régimen especial tendrán las siguientes obligaciones: •

Adoptar las normas de seguridad, reglamentos técnicos y de homologación o certificación de las instalaciones e instrumentos que establezca la Administración competente.

•

Cumplir con las normas técnicas de generación, así como con las normas de transporte y de gestión técnica del sistema

•

Mantener las instalaciones en un grado óptimo de operación, de forma que no puedan causar daños a las personas o instalaciones de terceros.

•

Facilitar a la Administración información sobre producción, consumo, venta de energía y otros extremos que se establezcan.

•

Cumplir adecuadamente las condiciones establecidas de protección del medio ambiente.

1.1.4.3.2.3 Derechos Los productores en régimen especial gozarán, en particular, de los siguientes derechos: •

Incorporar su energía excedentaria al sistema, percibiendo la retribución correspondiente A estos efectos, tendrá la consideración de energía excedentaria la resultante de los saldos instantáneos entre la energía cedida a la red general y la recibida de la misma en todos los puntos de interconexión entre el productorconsumidor, el productor o el autogenerador y la citada red en general.

•

Excepcionalmente, el Gobierno podrá autorizar que instalaciones en régimen especial que utilicen como energía primaria energías renovables puedan incorporar al sistema la totalidad de la energía por ellas producida. No obstante, cuando las condiciones del suministro eléctrico lo hagan necesario, el Gobierno, previo informe de las Comunidades Autónomas, podrá limitar, para un período determinado, la

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cantidad de energía que puede ser incorporada al sistema por los productores del régimen especial. •

Conectar en paralelo sus instalaciones a la red de la correspondiente empresa distribuidora o de transporte.

•

Utilizar, conjunta o alternativamente en sus instalaciones, la energía que adquiera a través de otros sujetos.

•

Recibir de la empresa distribuidora el suministro de energía eléctrica que precisen.

1.1.4.3.2.4 Régimen retributivo En principio los productores en régimen especial tendrán el mismo sistema retributivo que los productores en régimen ordinario

Adicionalmente, la producción de energía eléctrica mediante energías renovables no hidráulicas, biomasa, así como por las centrales hidroeléctricas de potencia igual o inferior a 10MW percibirán una prima que se fijará por el Gobierno de forma que el precio de la electricidad vendida por estas instalaciones se encuentre dentro de una banda porcentual comprendida entre el 80 y el 90% de un precio medio de la electricidad, que se calculará dividiendo los ingresos derivados de la facturación por suministro de electricidad entre la energía suministrada. Los conceptos utilizados para el cálculo del citado precio medio se determinarán excluyendo el Impuesto sobre el Valor Añadido y cualquier otro tributo que grave el consumo de energía eléctrica.

Excepcionalmente, el Gobierno podrá fijar para la energía solar una prima por encima de los límites especificados en este artículo.

El Gobierno, previa consulta con las Comunidades Autónomas, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima que complemente el régimen retributivo de aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica que utilicen como energía primaria, energías renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa, biocarburantes o residuos agrícolas, ganaderos o de servicios, aun cuando las

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instalaciones de producción de energía eléctrica tengan una potencia instalada superior a 50MW.

1.1.4.4 Mercado eólico El RD 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, establece que las instalaciones de dicho régimen tienen la posibilidad de acogerse a la opción de vender sus excedentes a la empresa distribuidora y por ello reciben una retribución en función de la TMR de cada año, o bien la opción de participar en el mercado de producción de energía eléctrica, por lo que reciben un incentivo y en su caso una prima. c€/kWh

TMR

2004

7,2072

2005

7,3304

Enero 2006

7,6588

Julio 2006

7,7644 Tabla 1 TMR

El gráfico muestra el precio medio resultante de las ventas de electricidad de las instalaciones de régimen especial a la distribuidora y al mercado, en 2005 y en 2004. Durante el año 2005, la opción de mercado resulta mucho más atractiva que la opción de venta a la distribuidora, salvo en el caso de las instalaciones de tratamiento de residuos, ya que estas instalaciones se encuentran acogidas, en su mayoría, al Real Decreto 2818/98, y por tanto se ven afectadas igualmente por el precio medio del mercado de producción, sin necesidad de participar en él.

Durante el mes de julio de 2006 el reparto fue de un 72% para las ventas al mercado y de 28% para la venta a la distribuidora

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12

10

cent€/KWh

8

Participación en Mercado

6

Ventas a distribuidora

4

2004

R.ESPECIAL

TRAT.RESIDUOS

RESIDUOS

BIOMASA

HIDRÁULICA

EÓLICA

COGENERACIÓN

R.ESPECIAL

RESIDUOS

BIOMASA

HIDRÁULICA

EÓLICA

COGENERACIÓN

0

TRAT.RESIDUOS

2

2005

Figura 9 Comparación entre las ventas de electricidad a tarifa y la participación en el mercado para las tecnologías en régimen especial (CNE)

La energía vertida por instalaciones eólicas en régimen especial, ha aumentado en 2005 un 33% respecto al año anterior, frente al 30,3% que había aumentado en 2004 sobre el año 2003. En 2005 casi se ha alcanzado 21.000GWh vertidos por parques eólicos en España, lo que supone un 8% de la demanda bruta total y el 41% de la energía total vertida por el régimen especial. Esto representa que la energía eólica ha pasado al primer puesto de energía vertida, por delante de la cogeneración, que era la tecnología que año tras año había permanecido como líder en ventas de energía de régimen especial.

A continuación se muestra en la figura 10 un gráfico que muestra la evolución de las ventas de energía eólica al mercado o a la distribuidora. Cabe destacar, que desde la entrada en vigor del RD 436/2004, el porcentaje de energía que participa en el mercado ha aumentado significativamente, siendo, en diciembre del 2005, de un 93 %, frente al 7% de energía que se ha vendido a la distribuidora.

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G Wh

Evolución de la ventas de energía eólica. 2500 2250 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 0 1999

2000

2001

2002

Ventas Distribuidora

2003

2004

2005

Participación mercado

Figura 10 Comparación entre las ventas de electricidad a tarifa y la participación en el mercado para la energía eólica.

El RD 436/2004 ha sido modificado en parte. Con la publicación del RD 1454/2005 se establece la obligación, para todas las instalaciones del régimen especial con potencia superior a 10MW, a estar asociadas a un centro de control. Éste, actuará como interlocutor del operador del sistema, transmitiendo las instrucciones a los distintos propietarios de dichas instalaciones para garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.

El gráfico de la figura 11, recoge, el precio medio de venta que obtienen las instalaciones que han optado por vender sus excedentes al mercado, y el que obtienen las que permanecen cediendo sus excedentes a la distribuidora correspondiente.

En 2005, todas las instalaciones que han participado en el mercado han obtenido una mayor retribución que la que han obtenido sus homólogas vendiendo su producción a la distribuidora.

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Precio medio de venta del régimen especial. Eólica

12 11

Eolica a mercado Eólica a Distribuidora

c e n t€ /k W h

10 9 8 7 6 5 4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12

2003

1

2

3

4

5

6

7

8

2004

9

10 11 12

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12

2005

Figura 11Comparación entre el precio medio de venta de energía eólica a tarifa y mediante participación en el mercado.

1.1.4.5 Retribución La retribución según se escoja vender a tarifa o participar en el mercado es la siguiente:

Opción A:

Tarifa Regulada (o precio fijo) = % (TMR) –coste desvíos con

tolerancia (a partir del 1/1/2005)

Opción B:

Mercado = pool + prima (% de TMR) + incentivo por

participación en el mercado (10% de la TMR) + GP - coste de los desvíos

Para las instalaciones eólicas en tierra de menos de 5MW la tarifa vigente es: •

90% TMR durante los 15 primeros años desde la puesta en marcha del Parque

•

80% TMR para el resto

La prima por participar en el mercado es el 40% TMR y el incentivo es un 10% TMR, ambas durante toda la vida útil del Parque.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

46

En los dos casos, esta retribución se obtiene durante TODA LA VIDA ÚTIL de la instalación y se empieza a aplicar desde su fecha de puesta en marcha. Se puede cambiar de opción de retribución cada 12 meses.

Además existen unos complementos retributivos dirigidos a mejorar el efecto de las renovables. Son los siguientes: •

Reactiva: bonificación entre el 0 y el 8% de la TMR en función de distribución horaria y factor de potencia. Se aplica a la opción A y a la B.

•

Huecos de tensión: complemento por adecuación tecnológica (5% de la TMR durante cuatro años) para parques eólicos que adapten su tecnología. Se aplica a A y a la B.

1.1.4.6 Red de transporte Los últimos datos de REE indican que a diciembre de 2005, la red de transporte en España estaba constituida por un total de 16.846 km de red de 400kV y 16.458km de red de 220kV. Un total de 33.304 km de red de transporte.

La capacidad de transformación que tiene la red es de 56.033 MVA instalados en las subestaciones de la red transporte.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.5

47

ENERGÍAS RENOVABLES EN ESPAÑA

1.1.5.1 Ley de incentivos de renovables Las energías renovables, como ya se ha dicho anteriormente, forman parte de las tecnologías de régimen especial. El régimen especial está regulado en España desde 1980, año en el que se promulgó la Ley 82/1980 de Conservación de la Energía. Esta Ley fue motivada por la necesidad de hacer frente a la segunda crisis del petróleo y, en ella, se establecían los objetivos de mejorar la eficiencia energética de la industria y de reducir la dependencia de las importaciones. El desarrollo de dicha Ley dio lugar al fomento de la autogeneración eléctrica y de la producción hidroeléctrica de pequeñas centrales.

Posteriormente, el Plan Energético Nacional 1991-2000 estableció un programa de incentivación de la cogeneración y de la producción con energías renovables para intentar pasar del 4,5% de la producción nacional de energía eléctrica en 1990 al 10% en el año 2000. Dentro de este contexto, la Ley 40/94 dejó consolidado el concepto de régimen especial como tal.

En la Ley 54/97 del Sector Eléctrico quedan diferenciados los productores de energía eléctrica en régimen ordinario, que desarrollan su actividad en el mercado de producción, de los productores acogidos al régimen especial. Para estos últimos, se establece la posibilidad de incorporar su energía excedentaria al sistema (tal y como se regulaba en el Real Decreto 2366/94), o participar directamente en el mercado de producción.

En diciembre de 1998, se publicó el Real Decreto 2818/1998 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. En este Real Decreto se establece, en líneas generales, la regulación concreta de la retribución de la energía vertida, ajustándose a lo indicado en la Ley del sector eléctrico.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

48

En el Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción

El Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, define un sistema basado en la libre voluntad del titular de la instalación, que puede optar por vender su producción o excedentes de energía eléctrica al distribuidor, o bien participar en el mercado diario directamente o a través de un contrato bilateral,

La revisión de las tarifas, primas, e incentivos se realizará cada 4 años a partir de 2006, y sólo afectará a las nuevas instalaciones. Se deroga el Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, y el Real Decreto 2818/98, de 23 de diciembre. Por otra parte se obliga a ciertas instalaciones, a comunicar su programa de producción a la distribuidora correspondiente, pudiendo ser penalizadas cuando su desvío resulta mayor de un margen determinado, a partir del 1 de enero de 2005. Por último, el Real Decreto 809/2006, de 30 de junio revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006, sin que las primas y tarifas del régimen especial se vean afectadas. Todo esto, es lo que fomentado, en los últimos años el desarrollo de la energía eólica en nuestro país. Si hacemos una comparación con otros países, podemos observar que en los países en desarrollo, la energía eólica tiene un apoyo sustentado en tres pilares básicos: •

Derecho de conexión del parque a la red si hay capacidad de evacuación.

•

Derecho de venta de toda la energía generada.

•

Apoyo económico a la energía generada.

La elección del modelo adecuado de apoyo económico es la clave para el éxito. En la siguiente tabla se recoge una comparación entre diferentes países europeos:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

Mecanismos Países

Primas

Alemania

x

Austria

x

Bélgica

49

Certificados verdes

x

España

x

Precios verdes

x

Incentivos a la inversión x x

x

Dinamarca

Medidas fiscales

Finlandia

x

x

x

x

x

Francia

x

Grecia

x

Holanda

x

x

x

Irlanda

x

x

x

Italia

x

x

Luxemburgo

x

x

Portugal

x

x

Reino Unido

x

Suecia

x

x

x

x

Tabla 2 Modelos económicos escogidos en los países europeos

Como se puede observar, los países en tonalidad azul son los que ocupan los primeros puestos en MW de potencia eólica instalada en Europa, y todos ellos tienen en común tener las primas como mecanismo de apoyo e incentivos a la inversión e irónicamente no son los que más recursos eólicos tienen. Por lo que a simple vista podría parecer que son dos mecanismos indispensables para que este tipo de energías tenga éxito, acompañado siempre de una viabilidad técnica.

Entre los sistemas de apoyo que garanticen la rentabilidad razonable de las inversiones está, una regulación básica necesaria independientemente del país donde se vayan a realizar inversiones en energías renovables.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

50

1.1.5.2 Regulación básica en los casos de éxito •

Derecho de venta de la energía: El sobrecoste se traslada a la tarifa que pagan todos los consumidores pero; internaliza costes ambientales, genera más empleo que las convencionales, contribuye al desarrollo regional y es una industria en expansión.

•

Acceso a la red: Sólo podrá ser restringido por falta de capacidad necesaria, la justificación se deberá exclusivamente a criterios de seguridad, regularidad o calidad de suministro

•

Compensación en el precio: pudiendo estar basada en primas o en el mercado con certificados verdes negociables.


Primas: Derecho de venta de toda la energía sin pasar por el mercado, a un precio regulado durante un periodo determinado de tiempo.




Certificados verdes negociables: El regulador da certificados verdes a los productores por la energía producida, imponiendo una cuota renovable a los comercializadores

y

definiendo

multas

por

incumplimiento.

Las

comercializadoras compran los certificados para cumplir su cuota, así el productor renovable obtiene dos ingresos: por la venta de energía y por la venta de certificados. •

Otras formas de apoyo: ayudas a la inversión con créditos blandos, incentivos fiscales u otros sistemas indirectos como el Mercado de emisiones (UE y Kyoto). Esta regulación es la que, como se ha explicado previamente ha adoptado

España y es la que nos coloca, hoy en día en el segundo puesto a nivel mundial en producción de electricidad a partir del viento.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.6

51

DESCRIPCIÓN DEL PARQUE EÓLICO PROYECTADO

1.1.6.1 Ubicación del Parque El área de implantación del Parque Eólico se localizará en los términos municipales de Villaespasa y Tinieblas dentro de la provincia de Burgos que se corresponde con una pequeña sierra de orientación N. La zona propuesta se encuentra a una altitud de 1.130m.

Las coordenadas UTM dentro de las que estará ubicado el Parque son las siguientes: UTM X (m) UTM Y(m) 468.000

4.666.850

467.500

4.666.850

467.500

4.665.700

468.000

4.665.700

Tabla 3 Coordenadas UTM del polígono

1.1.6.2 Configuración Los 3 aerogeneradores que se integrarán en el Parque quedarán distribuidos en el emplazamiento como se observa en el Plano nº 2 recogido en el Documento Nº2. Sus coordenadas UTM son las siguientes: Aerogenerador

UTM X

UTM Y

1

467.834,55

4.666.689,55

2

467.676,79

4.666.123,03

3

467.705,00

4.665.828,00

Tabla 4 Coordenadas UTM de los aerogeneradores

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

52

1.1.6.3 Criterios para la selección del emplazamiento En la elección de la zona y los terrenos donde se ubicará el emplazamiento del Parque Eólico se han tenido en cuenta los aspectos técnico-energéticos y medioambientales que se exponen a continuación.

1.1.6.3.1 Criterios técnico-energéticos 1.1.6.3.1.1 Dirección y velocidad del viento Los mejores emplazamientos resultan aquellos que son perpendiculares a la dirección del viento y las zonas altas ya que, de forma general, la velocidad aumenta con la altura sobre el terreno.

La velocidad del viento en el emplazamiento debe ser superior al umbral que haga rentable la instalación. Según la estación de medición, se han determinado una velocidad media de 5,3m/s para una altura de 20m y de 6,3m/s para 40m. La densidad del aire determinada corresponde a 1,12kg/m3

1.1.6.3.1.2 Potencia Mínima instalable en el emplazamiento Los costes de inversión, operación y mantenimiento de un parque eólico determinan un mínimo de potencia a partir de la cual es rentable su construcción. El emplazamiento elegido ofrece espacio para instalar una potencia de 2,55MW, suficiente para rentabilizar la inversión a realizar en el Parque.

1.1.6.3.1.3 Consideración de fenómenos meteorológicos climatológicos, nieves y heladas Fenómenos meteorológicos como nieves y heladas pueden ocasionar la alteración del empuje aerodinámico de las palas, problemas de acceso para labores de mantenimiento, etc. Estas circunstancias suelen aconsejar evitar los emplazamientos situados a más de 1.500m de altitud. El área de implantación del parque se encuentra en cotas del orden de 1.130m, por lo que no se esperan problemas de esta índole.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

53

1.1.6.3.1.4 Servidumbres En el emplazamiento elegido no existen servidumbres, que

impidan el

desarrollo del Proyecto.

1.1.6.3.2 Criterios medioambientales Para la consideración del emplazamiento como adecuado para la implantación del parque se han tenido en cuenta los siguientes aspectos:

1.1.6.3.2.1 Espacios protegidos En el emplazamiento no existen espacios naturales protegidos ya que estará ubicado fuera de zonas “LIC” y “ZEPA”. . En el Estudio de Impacto Ambiental realizado en el Apartado 1.4 de este Documento, se examinan las afecciones ambientales que puedan derivar de la construcción y explotación del Parque.

La ornitofauna en la Sierra de la Demanda es tan variada como los diferentes hábitats que en ella se dan. Las riberas fluviales cuentan, entre otras especies, con la presencia del martín pescador, la garza real o la polla de agua, así como varias anátidas. El halcón peregrino habita los cortados de los ríos; la población de buitre leonado es elevada y es fácil observar al alimoche. Tampoco falta en el cielo serrano la reina de las aves, el águila real, ni en los bosques el azor y en los llanos los aguiluchos y cernícalo.

1.1.6.3.2.2 Espacios de interés histórico-culturales La presencia de construcciones, edificaciones y elementos de interés históricocultural, así como el carácter emblemático de un determinado espacio son aspectos a contemplar con el objeto de evitar una alteración y pérdida de calidad significativa del entorno.

Al respecto, se indica que no existen construcciones, edificaciones o elementos de interés histórico-cultural que puedan ser afectados por los elementos de este Proyecto.

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54

1.1.6.3.2.3 Proximidad a núcleos urbanos El Parque Eólico se encuentra suficientemente alejado de núcleos de población como para que su impacto acústico sea insignificante. La población más cercana al emplazamiento es Rupelo, encontrándose a 2.000m aproximadamente. Hay que resaltar que el nivel de ruido generado por un aerogenerador de 850kW a una distancia de 800m es inferior a 35dB, como se describe en el Apartado 1.4 de este Docuemento. Otras poblaciones cercanas son Tanabueyes a 2.500m. y Tenadas de Balbarda a 1.800m.

1.1.6.3.2.4 Accesos adecuados El acceso al parque es sencillo desde una pista forestal que parte de Rupelo.

1.1.6.3.2.5 Vegetación La presencia de vegetación arbórea suele provocar frenado de viento y formación de turbulencias que repercuten negativamente en el rendimiento de los aerogeneradores, lo cual implicaría la utilización de máquinas de gran altura o la tala en cierta superficie arbolada. Estas acciones conllevarían un impacto sobre el paisaje y el bosque afectado.

En la zona norte del emplazamiento hay poca vegetación pero en el resto hay un bosque de robles de alto porte, por tanto, la implantación del Parque se realizará minimizando las afecciones a las áreas forestales del mismo.

Por otra parte, para reducir el impacto sobre la vegetación se considerarán las siguientes medidas durante su construcción: •

Se utilizarán los accesos existentes en la medida de lo posible.

•

Se minimizarán los movimientos de tierras.

•

Se reservarán los primeros centímetros de suelo para restaurar áreas de desmonte, terraplén y plataformas.

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•

55

Se revegetará con especies autóctonas donde sea necesario restaurar la cubierta vegetal.

1.1.6.3.2.6 Avifauna Al plantear la construcción de un parque eólico deben considerarse los posibles efectos negativos sobre la avifauna por colisiones o alteraciones de comportamiento.

Para minimizar los efectos negativos de las líneas eléctricas, se enterrará la totalidad de las líneas interiores del parque eólico.

1.1.6.3.2.7 Erosión Los fenómenos erosivos debidos a la instalación de un parque eólico pueden ser causados fundamentalmente por la alteración de los cursos naturales de aguas y por la destrucción de la capa de cobertura vegetal al ejecutar las obras de construcción de las plataformas, zanjas o accesos.

En las obras se minimizarán los movimientos de tierras y se suavizarán los perfiles que son los puntos con mayor riesgo de erosión.

A lo largo de los accesos se realizarán obras de recogida y evacuación de aguas pluviales, que serán conducidas hacia sus cursos naturales de evacuación controlando los puntos de vertido de modo para evitar la erosión por la canalización del agua.

Para evitar la erosión debida a la reducción de la cobertura vegetal, se revegetarán las zonas que se estimen necesarias.

1.1.6.3.2.8 Afección paisajística Dado que los parques eólicos se proyectan normalmente en sierras o puntos altos y las grandes dimensiones de los aerogeneradores, estos resultan visibles desde grandes distancias, sin posibilidad de enmascararlos.

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La aceptación ciudadana de este tipo de proyectos se basa por el conocimiento de las ventajas medioambientales y el beneficio por autoabastecimiento energético que supone. Con estas consideraciones, la presencia de los parques eólicos resulta en general bien aceptada.

Los elementos de un parque eólico que pueden ocasionar mayor impacto visual son los aerogeneradores, las líneas eléctricas y las áreas donde se altere la cubierta vegetal.

Los aerogeneradores que formarán el parque eólico presentan formas agradables y un color no agresivo para facilitar su integración en el paisaje. En su disposición espacial se han considerado alineaciones no perpendiculares ni envolventes, y con los aerogeneradores suficientemente distanciados entre sí.

Para minimizar los efectos negativos de las líneas eléctricas sobre el paisaje, se enterrará la totalidad de las líneas internas del parque eólico.

1.1.6.3.2.9 Impacto Social de la Instalación La instalación del parque eólico tiene repercusiones socioeconómicas positivas por la creación de puestos de trabajo directos e indirectos. De este modo, la mayor parte posible de trabajos de montaje, instalación y mantenimiento se realizarán mediante contratos y acuerdos con empresas locales.

El volumen de puestos de trabajo generados directamente por el proyecto, se estima en 15 personas/año durante el montaje, instalación y puesta en marcha y 1 personas/año para los años sucesivos en los que se desarrollaran labores de gestión, operación y mantenimiento. Además, se crearán empleos basados en nuevas tecnologías, como son la construcción, gestión y explotación de instalaciones de aprovechamiento de la energía eólica.

Por otra parte, no debe olvidarse el beneficio sobre el conjunto de la sociedad que suponen los sistemas de generación eléctrica basados en energías renovables.

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1.1.6.4 Justificación de la elección del emplazamiento El cumplimiento de los aspectos medioambientales y técnico-energéticos descritos justifica la implantación y explotación del Parque Eólico en el emplazamiento propuesto.

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1.1.7

58

CARACTERÍSTICAS FORMALES Y CONSTRUCTIVAS DEL PARQUE Las instalaciones eléctricas necesarias para el aprovechamiento eólico del

emplazamiento son las siguientes: •

Aerogeneradores.

•

Centro de transformación de cada aerogenerador, incluyendo transformador elevador B.T./M.T., elementos de protección y de maniobra.

•

Línea eléctrica subterránea de M.T. para interconexión de aerogeneradores y subestación transformadora.

•

Centro de seccionamiento con los elementos necesarios para realizar la conexión de la generación a red de forma eficaz y segura. Comprenderá elementos de protección, maniobra y medida.

•

Línea subterránea de M.T. entre la subestación transformadora y el punto de conexión de la red de distribución.

1.1.7.1 Aerogeneradores 1.1.7.1.1 Turbina Los aerogeneradores estarán constituidos por una turbina eólica y un generador eléctrico situados en lo alto de una torre tubular de acero, cimentada sobre una zapata de hormigón armado.

La turbina poseerá un rotor tripala situado a barlovento. Las palas dispondrán de un perfil aerodinámico adecuado para captar la energía cinética del viento.

El generador y los elementos de transmisión mecánica, así como dispositivos de control y servicios auxiliares se encuentran en el interior de la góndola situada en lo alto de la torre tubular.

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El aerogenerador dispondrá de un sistema activo de orientación del rotor y de sistemas de control que permitan una salida de potencia eléctrica suave. El modo de funcionamiento de la turbina estará concebido para reducir las cargas mecánicas sobre la estructura, lo que redundará en un alargamiento de su vida útil.

El interior de la torre albergará el medio de acceso a la góndola, plataformas de descanso, elementos de seguridad, las fijaciones del cableado eléctrico y varios puntos de iluminación.

El aerogenerador dispondrá de un sistema de puesta a tierra eficaz que asegure una reducida resistencia a tierra. Estará constituido por anillo de cable de cobre desnudo y picas de acero-cobre.

1.1.7.1.2 Rotor El rotor está constituido por tres palas diseñadas aerodinámicamente y construidas a partir de resinas de poliéster reforzado con fibra de vidrio y un buje central de fundición protegido por una cubierta de fibra de vidrio. La velocidad de rotación es de 24,9r.p.m. y las palas se ponen en movimiento cuando la velocidad del viento es superior a 3m/s.

La regulación de potencia viene determinada por el paso variable de las palas y por la regulación de la velocidad del generador controlado por un microprocesador. Si la velocidad del viento supera los 21m/s las palas se giran totalmente para ofrecer la menor resistencia posible al viento y dejan de rotar como medida de seguridad. El rango de producción, pues, de un aerogenerador se extiende desde 3m/s hasta 21m/s, aproximadamente.

Las palas se atornillan sobre una pieza del soporte de acero que puede pivotar sobre el buje con una activación hidráulica, mediante un conjunto de bielas. Con este sistema se consigue un arranque sin motor y menores esfuerzos sobre la estructura, tanto durante el funcionamiento como en el frenado. También, con este sistema, se

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aumenta la potencia a altas y bajas velocidades del viento respecto de la respuesta proporcionada por los aerogeneradores de palas fijas.

1.1.7.1.3 Sistema de transmisión y generador El buje soporte de las palas se atornilla al eje principal del sistema el cual está soportado por dos apoyos de rodillos esféricos que absorben los esfuerzos axial y radial del rotor. El esfuerzo de rotación generado por el rotor se transmite hasta el multiplicador cuya relación de transmisión es 1:62 merced a un dispositivo con una etapa planetaria y dos helicoidales. El eje de alta velocidad, a la salida del multiplicador, acciona el generador y tiene fijado el freno mecánico del disco. El generador es asíncrono, de 4 polos, con una potencia de 850kW, un voltaje de 690V, una velocidad de rotación de 900-1.650r.p.m. y una frecuencia de 50Hz.

1.1.7.1.4 Sistema de frenado El aerogenerador está equipado con dos sistemas independientes de frenado, aerodinámico y mecánico, activados hidráulicamente e interrelacionados entre sí para detener la turbina en todas las condiciones de funcionamiento. El sistema de regulación de paso (conocido como "pitch") de las palas se utiliza para detener la turbina al poder variar el ángulo de ataque de las palas hasta que la resistencia que presenten al viento sea mínima. También se utiliza para regular la salida de potencia, evitando que cambios repentinos en la velocidad del viento se traduzcan a cambios en la salida de potencia.

Por otro lado, el sistema de frenado mecánico incorpora un freno de disco hidráulico fijado al eje de alta velocidad, integrado por un disco y tres mordazas de frenado que se utiliza como freno de emergencia.

1.1.7.1.5 Sistema de orientación El aerogenerador dispone de un sistema de orientación eléctrico activo. La alineación de la góndola frente al viento, se efectúa por medio de cuatro motorreductores que engranan con la corona de orientación de la torre. La corona es una rueda dentada atornillada a la torre. La veleta, situada sobre la cubierta de la góndola,

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envía una señal al controlador y éste acciona los motores de orientación que pivotan la turbina a una velocidad de 0,5º/seg.

1.1.7.1.6 Góndola Todos los componentes descritos se sitúan sobre una plataforma de la góndola. El bastidor está compuesto por piezas atornilladas construidas con perfiles y chapas de acero. Se apoya sobre una corona de orientación y desliza sobre unas zapatas de nylon para evitar que los esfuerzos transmitidos por el rotor ocasionen tensiones excesivas sobre los engranajes del sistema de orientación. El peso total de la góndola, incluyendo los equipos que contiene, es de 22T.

1.1.7.1.7 Torre El aerogenerador se dispone sobre una torre metálica tubular troncocónica de acero, de 55m de altura, metalizada y pintada. El diámetro de la base es 3,30m y 2,30m el de coronación. El peso total de la torre es de 56T. El espesor es de 15mm en la parte inferior, 10mm en la central y 8mm en la superior. En su interior se dispone una escalera para acceder a la góndola, equipada con dispositivos de seguridad y plataformas de descanso y protección. Cuenta, también, con elementos de paso y fijación del cableado eléctrico e instalación auxiliar de iluminación. En la parte inferior tiene una puerta de acceso. Se construye en tres tramos que se unen mediante bridas interiores a pie de su emplazamiento, se eleva mediante una grúa y se ancla al pedestal de la cimentación con otra brida. Su suministro incluye las barras de anclaje en la cimentación.

1.1.7.1.8 Unidad de control y potencia La unidad de control y potencia monitoriza y controla todas las funciones críticas del aerogenerador a fin de optimizar, en todo momento, el funcionamiento del aerogenerador en toda la gama de velocidades.

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1.1.7.1.9 Obra civil Las características topográficas del emplazamiento hacen precisas las siguientes obras para la colocación de las torres y equipos que conforman la estructura de cada aerogenerador. •

Acondicionamiento de camino de acceso a pie de las torres. Se precisa para el transporte de los equipos y el desplazamiento de las grúas. Tendrá un ancho de 3,54m.

•

Plataformas para el apoyo de las grúas de montaje que contarán con unas dimensiones de 15 x 25m. Se precisan para que la grúa pueda llevar y elevar la torre, el rotor y la góndola en los puntos fijados. La plataforma no necesitará ser pavimentada, siendo suficiente una extensión y compactación de las tierras con taludes cuya estabilidad garantice el soporte de una grúa de 300T.

•

Cimentación de las torres. Se construirá una zapata de cimentación en la que quedan embutidos los pernos de anclaje de la torre. Estas zapatas tendrán 9,6m de lado y 0,8m de espesor y una profundidad de 2,0m bajo la cota cero. La cimentación quedará cubierta por tierras de excavación para maximizar el aprovechamiento del suelo bajo los aerogeneradores.

•

Acondicionamiento y restauración paisajística de las superficies afectadas por las obras.

1.1.7.1.10 Montaje El aerogenerador se transporta a pie de obra como un conjunto de piezas dispuestas para su ensamblaje, del modo que se detalla a continuación: •

Tres tramos de la torre tubular, introducidos secuencialmente en el de mayor diámetro.

•

Góndola completa, con cables de conexión a la unidad de control a pie de torre.

•

Tres palas sin ensamblar.

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•

Buje del rotor y su protección.

•

Unidad de control.

•

Accesorios (escalera interior, línea de seguridad, tornillos de ensamblaje, etc.)

63

Se ensamblan los tramos de la torre, verticalmente, sobre la base de anclaje, mediante tornillos que unen las bridas colocadas en los extremos de los tramos. A continuación, se colocan los diversos accesorios de la torre (escaleras, plataformas, cable de seguridad anticaídas, etc.).

Se procede al ensamblaje del rotor, sobre el terreno, acoplando las palas al buje y colocando la protección frontal. Una vez levantada la torre, se procede al levantamiento del resto de los equipos mediante una grúa de 300T, operando del modo siguiente: •

Se iza la góndola, y cuando está situada sobre el collarín superior de la torre, se aprietan los tornillos de sujeción.

•

Se eleva el rotor completo, en posición vertical. Se fija el buje del rotor al plato de conexión situado en el extremo delantero del eje principal de la góndola.

•

Se conecta el mecanismo de regulación del paso de las palas.

•

Se procede al tendido de los cables de la góndola por el interior de la torre, para su posterior conexión a la unidad de control.

•

Se coloca la unidad de control sobre los apoyos dispuestos en la cimentación y se conectan los cables de potencia y de control de la góndola, quedando el aerogenerador dispuesto para su conexión a la red.

El peso total del aerogenerador (excluida la cimentación) es de 88T.

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1.1.7.2 Centro de Transformación del aerogenerador La energía producida por cada aerogenerador se incorporará a la red de M.T. a través de un centro de transformación propio de cada aerogenerador.

El centro de transformación estará constituido por un transformador trifásico de B.T./M.T., celdas de M.T. y elementos necesarios para realizar la entrada y salida de cables.

La conexión entre el cuadro de control del aerogenerador con el centro de transformación se realizará por medio de cables unipolares de cobre RV de 0,6/1kV de 185mm2, que se conectarán a las bornas de entrada del transformador.

Las celdas de M.T., de tipo modular o compacto, estarán compuestas de una envolvente metálica que albergará una cuba llena de gas en la que se encuentran los elementos de maniobra y el embarrado. Las celdas dispondrán de las siguientes funciones: •

Una posición de protección de transformador, equipada con interruptor-seccionador, fusibles combinados y bobina de disparo.

•

Una posición de entrada de línea sin elemento de corte.

•

Una o dos (para el caso de la confluencia de dos ramales) posiciones de salida de línea con interruptor-seccionador. Esta posición podrá no ser contemplada en el caso de los aerogeneradores fin de línea.

La posición de protección del transformador dispondrá de un interruptor de SF6, de tres posiciones: conexión-desconexión-tierra. En esta última posición, el interruptorseccionador pondrá a tierra simultáneamente las mordazas superiores e inferiores de los fusibles. El accionamiento de disparo automático puede ser por fusión de fusibles, bobina o manualmente. La bobina de disparo cuando actúa produce la apertura del interruptor-seccionador.

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Las posiciones de salida de línea dispondrán de seccionamiento mediante interruptor-seccionador de SF6 de tres posiciones: conexión-desconexión-tierra. La posición de entrada de línea no dispondrá de elemento de corte.

Cada posición de línea y protección incorporará también tres captadores capacitivos de presencia de tensión y mecanismos eléctricos y mecánicos de enclavamiento. Los conectores, tanto de línea como protección, serán enchufables apantallados. Además las celdas estarán dotadas de indicadores luminosos de presencia de tensión en cada posición.

Para contribuir a la seguridad en las maniobras, a la prevención y extinción de incendios y a la información sobre posibles riesgos eléctricos derivados de la manipulación incorrecta de los aparatos se instalará como material de seguridad unos guantes aislantes, una banqueta aislante, un cartel de primeros auxilios y riesgo eléctrico y un extintor contra incendios.

1.1.7.3 Línea subterránea de M.T. La línea subterránea de M.T. unirá entre sí los centros de transformación de los aerogeneradores y la celda de línea de M.T. situada en el centro de seccionamiento del emplazamiento. La configuración de la línea subterránea de M.T. será la siguiente:

Los conductores se alojarán en zanjas de 1,20m de profundidad mínima y una anchura de 0,6m para permitir las operaciones de apertura y tendido. Las zanjas que alojarán los conductores que unen los centros de transformación entre sí tendrán una anchura de 0,95m. El lecho de la zanja debe ser liso y estar libre de aristas vivas, cantos, piedras, etc. En el mismo se colocará una capa de arena, de un espesor de 10cm, sobre la que se depositarán los cables a instalar.

Por encima del cable irá otra capa de arena de idénticas características con un espesor mínimo de 20cm. Sobre ésta, se dispondrá de una protección mecánica de placa cubrecables colocada transversalmente sobre el trazado del cable. Las dos capas de arena cubrirán la anchura total de la zanja.

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A continuación se tenderá una capa de tierra procedente de la excavación, de 30cm de espesor, apisonada por medios manuales. Sobre esta capa de tierra se tenderá un tubo de PVC, que contendrá los cables de control, protegidos a su vez con placa de plástico a una distancia mínima del suelo de 50cm y a 30cm de la parte superior de los cables de control se colocará una cinta de señalización como advertencia de la presencia de cables eléctricos. Por último se terminará de rellenar la zanja con tierra procedente de la excavación, debiendo de utilizar para su apisonado y compactación medios mecánicos.

Los cables subterráneos a su paso por caminos, carreteras y aquellas zonas en las que se prevea tráfico rodado irán a una profundidad mínima de 1m. Siempre que sea posible el cruce se hará perpendicular al eje del vial y se hará a través de canalizaciones entubadas recubiertas de hormigón. El número de tubos a instalar, teniendo en cuenta un tubo de reserva, será de tres.

Los cables utilizados para la interconexión de los aerogeneradores entre sí y de éstos con el centro de seccionamiento serán cables unipolares de aislamiento seco tipo HEPRZ1 12/20kV 1x150mm2 K Al+H16 de sección según norma UNE HD 620-9E.

El aislamiento de los cables es una mezcla a base del polímero sintético “etileno – propileno” de alto módulo. El cable será apantallado. La pantalla estará constituida por una envolvente metálica a base de cintas o hilos de cobre, la cual se aplica sobre una capa conductora externa que se coloca previamente sobre el aislamiento. Los conductores están constituidos por cuerdas redondas compactas de aluminio y satisfacen las especificaciones de la norma UNE 21022.

1.1.7.4 Centro de seccionamiento 1.1.7.4.1 Características generales Las instalaciones y los equipos eléctricos y electromecánicos del centro de seccionamiento cumplirán con las prescripciones definidas en la Orden Ministerial del 5-12-1985 con título “Normas administrativas y técnicas para funcionamiento y

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conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5.000kVA y centrales de autogeneración eléctrica”.

El centro de seccionamiento se situará en un edificio prefabricado que albergará las celdas de M.T., los armarios de medida y protección, así como los equipos necesarios para el correcto funcionamiento, maniobra, protección, medida y conexión a la red.

El centro de seccionamiento se dispondrá de forma que la entrada se realice a través de una línea subterránea de M.T. que recogerá la potencia generada en el emplazamiento eólico. Así mismo la salida se realizará por medio de una línea subterránea de M.T. hasta el primer apoyo de la línea aérea de M.T. que evacuará la potencia generada a la red de distribución.

El centro de seccionamiento se situará en un lugar del emplazamiento en el que el impacto visual y medioambiental sea el menor posible y a una distancia máxima de 100m de alguno de los aerogeneradores.

El esquema unifilar general con protecciones del centro de seccionamiento en el que se representan los equipos fundamentales se encuentra incluido en el Documento Nº2.

1.1.7.4.2 Descripción de la instalación A continuación se detallan las instalaciones y equipos, junto con sus características técnicas más representativas, que forman parte del centro de seccionamiento.

1.1.7.4.2.1 Edificio Se construirá un edificio prefabricado de hormigón donde se alojarán los equipos que constituyen el centro de seccionamiento. El edificio estará compuesto por una sala que albergará las celdas de M.T. y los armarios de medida y protección. Existirá un

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acceso desde el exterior con las dimensiones adecuadas para el paso de los equipos a montar.

1.1.7.4.2.2 Celdas de M.T. Las celdas de M.T. serán de tipo encapsulado metálico, aislamiento en SF6, para instalación en interior en simple barra. Las celdas serán modulares y estarán compuestas de las siguientes funciones: •

Celda con función de interruptor automático. Dicho interruptor actuará como interruptor de interconexión a red.

•

Celda de medida la cual alojará los transformadores de tensión e intensidad.

•

Celda de línea dotada de un seccionador de tres posiciones: abierto, cerrado y puesta a tierra.

Para la conexión de los cables de aislamiento seco a las celdas se utilizarán terminales enchufables apantallados. Cada celda dispondrá de un colector general de tierras ejecutado en cobre electrolítico al que se conectarán todas las partes metálicas no sometidas a tensión.

1.1.7.4.2.3 Protección y teledisparo El sistema y equipos de protección se basarán en la configuración que se establece en el esquema unifilar del centro de seccionamiento. Los relés de protección a instalar en el armario de protección serán los siguientes: •

Tres relés de mínima tensión instantáneos (27) conectados entre fases para detectar defectos bifásicos o trifásicos y para detectar la marcha en red separada a una tensión anormal.

•

Un relé de máxima tensión (59) conectado entre fases para detectar funcionamiento en red separada.

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•

69

Un relé de máxima tensión homopolar (64) conectado en el devanado secundario en triángulo abierto del transformador de tensión para detectar defectos fase-tierra.

•

Un relé de máxima y mínima frecuencia (81m y 81M) para detectar marcha anormal con red separada-

•

Dos relés de fase y uno de neutro de máxima intensidad (51/50) para detectar sobrecargas.

Los circuitos de disparo de los relés actuarán directamente sobre el interruptor de interconexión sin pasar a través de relés o elementos auxiliares.

Se instalará un juego de transformadores de tensión inductivos conectados en el lado de la compañía de distribución que se utilizará para medida y protección. Así mismo se instalará un juego de transformadores de intensidad de protección y medida en el lado de la compañía de distribución, siendo la clase de protección 5P10.

Se dispondrá de un equipo de teledisparo para la desconexión del interruptor de interconexión ante la apertura del interruptor de cabecera.

1.1.7.4.2.4 Medida Los equipos que intervienen en la medida y en la facturación de energía eléctrica se alojarán en un armario normalizado que dispondrá de su correspondiente bloque de pruebas para facilitar su verificación y reparación.

Se instalarán contadores de energía activa y reactiva, con sistema de medida a cuatro hilos, con registro de energía en ambos sentidos y con un emisor de impulsos, libre de potencial, para cada sentido. La clase del contador de energía activa será como mínimo de 0,5 mientras que el contador de energía reactiva será como mínimo de 2. Existirá un equipo registrador-discriminador tarifario para la recepción de impulsos procedentes de los contactos emisores de los contadores y para el registro o almacenamiento de datos de energía y potencia. Los transformadores de medida de

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tensión e intensidad irán instalados en el lado de la compañía de distribución. La conexión entre los bornes de los aparatos o regletas auxiliares se efectuará directamente.

1.1.7.4.2.5 Comunicaciones Para la recepción de señales, alarmas y medidas de la instalación de generación eólica y su transmisión al centro remoto de operación, así como para llevar a cabo el soporte del teledisparo y telecontrol, se dispondrá de un equipo de comunicaciones que se alojará en el armario de protecciones.

El equipo de comunicaciones estará compuesto por una radio, un modem, una antena situada en el exterior del edificio, un terminal de teledisparo y un sistema de alimentación rectificador-batería.

1.1.7.4.2.6 Instalación de P. a T. La puesta a tierra de la instalación se realizará por medio de un anillo perimetral enterrado alrededor del edificio con cable de cobre de 50mm2 de sección y 4 picas de acero-cobre de 2m de longitud y 14mm de diámetro, unido a una caja de seccionamiento. Se conectará a la puesta a tierra las partes metálicas de los equipos no sometidas a tensión, así como los neutros de los transformadores de medida y los elementos en derivación a tierra del seccionador.

1.1.7.5 Línea subterránea de M.T. La evacuación de la potencia eólica generada en cada emplazamiento se llevará a cabo mediante línea eléctrica subterránea de media tensión entre el centro de seccionamiento y el punto de conexión en la red de distribución.

Dentro de las posibles alternativas de trazado que existan se elegirá aquella de menor impacto, alejada de núcleos urbanos y lo más rectilínea posible.

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1.1.7.5.1 Descripción de la instalación La línea subterránea de media tensión partirá de la salida del centro de seccionamiento objeto del apartado anterior, y llegará hasta el punto de conexión elegido en la red de distribución.

1.1.7.5.1.1 Conductores Los cables utilizados para la interconexión de los aerogeneradores con el centro de seccionamiento serán cables unipolares de aislamiento seco tipo HEPRZ1 12/20kV 1x150mm2 Al, según norma UNE HD 620-9X.

Estarán dispuestos directamente sobre el fondo de las zanjas de 1,20m de profundidad por 0,6m de anchura. El lecho de la zanja debe ser liso y en el mismo se colocará una capa de arena, de un espesor de 10cm, sobre la que se depositarán los cables a instalar.

Por encima del cable irá otra capa de arena de idénticas características con un espesor mínimo de 20cm. Sobre ésta se dispondrá de una protección mecánica de placa cubrecables colocada transversalmente sobre el trazado del cable. Las dos capas de arena cubrirán la anchura total de la zanja.

A continuación se tenderá una capa de tierra procedente de la excavación, de 30cm de espesor, apisonada por medios manuales y por último se terminará de rellenar la zanja con tierra procedente de la excavación, debiendo de utilizar para su apisonado y compactación medios mecánicos.

Se dispondrán arquetas de control de 75x75cm para el paso de cables de control, cada 100m aproximadamente a lo largo de toda la canalización. Las zanjas serán revegetadas quedando únicamente visibles en superficie las tapas de hormigón de las arquetas de control. Los cruzamientos por viales se realizarán a través de canalizaciones entubadas de PVC recubiertas de hormigón y a una profundidad de 1m.

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1.1.8

72

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO El principal objetivo del proyecto es evaluar la viabilidad técnica de la

instalación de 2,55MW de potencia eólica en la provincia de Burgos, la estimación de la potencia instalable y la producción energética del emplazamiento suponiendo la instalación de aerogeneradores que se indica en el documento.

El polígono en el que se inscribe el Emplazamiento de Rupelo está delimitado aproximadamente por las coordenadas siguientes (UTM, Huso 30, en metros): UTM X (m)

UTM Y (m)

468.000

4.666.850

467.500

4.666.850

467.500

4.665.700

468.000

4.665.700

Tabla 5 Coordenadas UTM del polígono

La zona propuesta se encuentra por encima de la cota 1.130 m.

1.1.8.1 Análisis de datos meteorológicos 1.1.8.1.1 Estación meteorológica Los datos se toman a partir de una estación ubicada previamente a la elaboración de este proyecto ubicada en el entorno del polígono propuesto. UTM X (m) UTM Y (m) Estación 382.628

4.599.695

Tabla 6 Coordenadas de la estación de medición

Dicha estación tienen una altura de 40m sobre el nivel del suelo. Posee sensores de velocidad y de dirección del viento a 20 y a 40m.

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El sistema de adquisición de datos de la estación registra datos promediados cada 10 minutos de velocidad de viento y su desviación estándar en los dos niveles, y de dirección en el nivel superior. Estos datos han sido facilitados por el director de este proyecto.

1.1.8.1.2 Análisis del periodo de referencia La distribución de frecuencias de viento por intervalos de velocidad se representa en la Figura 12 donde puede apreciarse que no se presentan vientos

7,2

0,7

0,5

0,2

0,2

0

0

0

15-16

16-17

17-20

20-25

25-30

mas de 30

1,2

14-15

2

1,6

4

2,3

3,4

6

4,6

5,2

8

6,1

10,1

11 7,7

10

13-14

12-13

11-12

10-11

9-10

8-9

7-8

6-7

5-6

4-5

3-4

2-3

1-2

0 0-1

Frecuencia (%)

12

12,2

12,6

14

13,2

superiores a 20m/s, en promedios de 10 minutos.

Intervalo de velocidad (m/s)

Figura 12 Frecuencias de viento por intervalos de velocidad

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Frecuencias para V>Vi (%)

120 100

10098,4 93,2 85,5 74,5

80

61,9 60

48,7 36,5 26,4 19,2 13,1

40 20 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

8,5

5,1 2,8 1,6 0,9 0,40,20 0

0

0

9 10 11 12 13 14 15 16 17 20 25 30

Velocidad Vi (m/s)

Figura 13 Curva de duración de viento

En la Figura 13 se representa la función complementaria de la función de distribución acumulada, conocida como curva de duración, que representa la frecuencia de vientos con velocidades por encima de un determinado valor de velocidad. Por encima de la velocidad de arranque del aerogenerador en consideración (3m/s) la frecuencia de vientos fue del 85,5%

N NNW 8 m/s

NNE

6 m/s

NW

NE

4 m/s

WNW

ENE

2 m/s W

0 m/s

E

WSW

ESE SW

SE SSW

SSE S

Figura 14 Rosa de velocidades medias del viento a 40 m de altura durante el período de referencia.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

75

En la rosa de los vientos (Figura 14) se aprecia claramente la direccionalidad del viento, donde son marcadamente predominantes los rumbos de componentes NE y W con velocidades medias asociadas de 7,5 y 7,0m/s y frecuencias de 13,2 y 11,8% (Figura 15), respectivamente.

N NNW 24% 20% NW 16% 12% WNW 8% 4% W 0%

NNE NE ENE E

WSW

ESE SW

SE SSW

SSE S

Figura 15 Rosa de direcciones medias del viento a 40m de altura durante el período de referencia

Con esta situación, si en la posición ocupada por la torre meteorológica se ubicara un aerogenerador G58 de 850kW y buje a 40m, el rumbo más energético sería el NE, de donde se obtendría el 18,8% junto al rumbo W donde se obtiene el 13,36%. La producción energética anual de este aerogenerador habría sido de 1.666,32 MWh/año, (potencia media de 190,22kW).

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

76

N NNW 20%

NNE

15%

NW

NE

10%

WNW

ENE

5% W

0%

E

WSW

ESE SW

SE SSW

SSE S

Figura 16 Rosa de producción energética del viento a 40m de la altura durante el periodo de referencia

En el nivel de 40m, la intensidad de turbulencia máxima por rumbos es del 16% en el rumbo N, como puede observarse en la Figura 17, presentándose intensidades de turbulencia en torno al 14% en las direcciones predominantes del viento. La intensidad de turbulencia media anual fue del 14%.

N NNW

20%

NNE

15%

NW

NE

10%

WNW

ENE

5% W

0%

E

WSW

ESE SW

SE SSW

SSE S

Figura 17 Rosa de intensidades medias de turbulencia del viento a 40m de altura durante el periodo de referencia

En la Figura 18 se representa el comportamiento del viento a lo largo del día medio del año, en la cual se observa una variación suave de la velocidad del viento con la hora del día. Se encuentra un mínimo de la velocidad entre las 10 y las 11 horas, alcanzándose la máxima velocidad entre las 19 y las 22 horas.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

77

8

Velocidad (m/s)

7 6,7 6,3 6,2 6

7,1 7 7,1 6,1

5,9 5,7 5,7 5,5 5,6 5,3 4,6 4,6

5

5,1

7,4 7,5 7,3 7,5 7,1

6,5

6,7

5,6

4 3 2 1 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora del día

Figura 18 Velocidad horaria del viento a lo largo del día medio del año

1.1.8.1.3 Perfil vertical del viento Se puede asumir que la variación del viento con la altura sigue una ley potencial del tipo:

V2  h2  =  V1  h1 

α

Siendo:

V2

=

Velocidad del viento en el nivel 2

V1

=

Velocidad del viento en el nivel 1

h2

=

Altura del nivel 2

h1

=

Altura del nivel 1

α

=

Exponente de la ley potencial

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

78

f40

v40

f20

v20

α 40/20

N

3,5

4,7

3,1

4,1

0,2

NNE

6,5

6

5,8

5,3

0,18

NE

13,2

7,5

12,4

6

0,32

ENE

8,7

5,7

8,9

4,5

0,34

ENE

4,8

5,3

5,6

4,1

0,37

ESE

2,5

5,3

2,6

4,2

0,34

SE

1,9

4,7

2,1

4

0,23

SSE

1,8

4,4

1,9

3,8

0,21

S

3,6

6,5

3,9

5,2

0,32

SSW

4,3

5,9

4,7

5,2

0,18

SW

6,5

6

6,8

5,3

0,18

WSW

9,1

6,8

9,1

5,9

0,2

WSW

11,8

7

11,8

6,4

0,13

WNW

8,2

6,7

8

6,4

0,07

NW

8

6,3

7,9

5,7

0,14

NNW

5,7

5

5,3

4,4

0,18

Tabla 7 Velocidad media del viento por sectores y nivel de medida. Coeficientes α existentes entre los niveles 40/20 para cada sector.

Si se admite la hipótesis de que la rosa de vientos (frecuencias) a 40m de altura es válida para alturas de 45, 50 y 55m, y se asume que el perfil del viento se ajusta en cada sector a una ley potencial cuyos exponentes son los valores α40/20 que se muestran en la Tabla 7, entonces puede hacerse una estimación de la velocidad del viento a las alturas mencionadas.

Las velocidades medias esperadas son:

V45 = 6,4 m/s

V50 = 6,6 m/s

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

79

V55 = 6,7 m/s

1.1.8.1.4 Determinación de la densidad del aire en el emplazamiento La determinación de la densidad del aire en un emplazamiento tiene una especial relevancia dado que la producción energética de una turbina eólica es directamente proporcional a la densidad del flujo de aire que la atraviesa. De hecho, el fabricante de los aerogeneradores que se pretende instalar en el emplazamiento de Rupelo, proporciona diferentes curvas de potencia de sus máquinas para diferentes valores de densidad media del aire.

Para la evaluación de la densidad del aire en el emplazamiento se han utilizado los valores de temperatura y presión extrapolados desde la estación de Burgos del Instituto Nacional de Meteorología. La extrapolación de presión se realiza mediante la corrección hidrostática y la de temperatura utilizando un perfil adiabático. La densidad del aire media anual ha sido en torno 1,12kg/m3

1.1.8.2 Análisis de Resultados de la evaluación del potencial eólico Para este análisis se han considerado las siguientes hipótesis: •

Los tres generadores se encuentran aproximadamente a la misma altitud: 1.130m sobre el nivel del mar.

•

La velocidad del viento en los tres generadores será la media de la velocidad si consideramos sólo el rango del funcionamiento de las turbinas.

•

La eficiencia media de los aerogeneradores es del 99,9%.

•

A la producción neta se descontarán las pérdidas debidas a indisponibilidad de los aerogeneradores y red, estimadas en un 3%, y las debidas a transformación y transporte, estimadas en un 3% también.

•

La densidad del aire será ρ=1,12kg/m3.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

80

Se considera que durante el año medio, la producción estimada es la misma que durante el periodo de referencia.

1.1.8.2.1 Análisis del periodo de referencia En base a esto, a partir de las gráficas que nos proporcionan la velocidad media

7,2

mas de 30 0

17-20

25-30 0

0,2

16-17

13-14

12-13

11-12

10-11

9-10

8-9

7-8

6-7

5-6

4-5

3-4

2-3

1-2

0-1

0

20-25 0

0,5

0,2

15-16

1,2

0,7

2

14-15

3,4

4

2,3

6

4,6

5,2

8

6,1

10,1

11 7,7

10

1,6

Frecuencia (%)

12

13,2

12,6

14

12,2

del viento durante el periodo de referencia podemos deducir lo siguiente:

Intervalo de velocidad (m/s)

Figura 19 Frecuencias de viento por intervalos de velocidad

Dado que los aerogeneradores funcionan para una velocidad del viento superior a 3m/s e inferior a 21m/s, de la figura 19 se deduce que los aerogeneradores estarán funcionando un 85,5% de las veces. La figura 20 refleja la gráfica para este rango de velocidades es la siguiente:

12,2

0,7

0,5

0,2

0,2

15-16

16-17

17-20

1,2

14-15

11-12

10-11

9-10

8-9

7-8

6-7

5-6

4-5

0

3-4

2

13-14

4

2,3

4,6

6

12-13

8

3,4

7,2

10

6,1

10,1

Frecuencia (%)

12

11

14

81

13,2

12,6

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

Intervalos de velocidades(m/s)

Figura 20 Curva de duración de tiempo

La velocidad media dentro de ente intervalo es 7,508m/s.

Según datos del fabricante, en la siguiente tabla se recogen la potencia que es capaz de generar el aerogenerador en función de la densidad del aire y de la velocidad del viento.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

82

Densidad del aire (kg/m3) Velocidad (m/s) 1,225

1,06

1,09

1,12

1,15

1,18

1,21

1,24

1,27

3

9,7

8,1

8,4

8,7

9

9,3

9,6

9,9

10,2

4

33,5

28,1

29,1

30

31

32

33

34

35

5

78,5

66,4

68,5

70,7

72,9

75,1

77,4

79,6

81,8

6

145,3 123,9 127,8 131,7 135,6 139,5 143,4 147,2

151

7

236,6 203,1 209,2 215,3 221,5 227,5 233,6 239,7 245,7

8

358,8 308,1 317,3 326,5 335,7

9

513,1 443,1 456,4 469,8 482,4 494,7

10

669,7 598,4 614,4 630,5

653,7 664,4

675

685,6

11

778,3 729,7 742,9 756,1 764,3 769,9 775,5

781

786,6

12

828,1 805,1 812,2 819,4 823,1 825,1 827,1

829

831

13

844,4 836,2

14

848,7 846,3 847,2

15

849,7 849,1 849,3 849,6 849,7 849,7 849,7 849,7 849,8

16

849,9 849,8 849,8 849,9 849,9 849,9 849,9 849,9

17-21

850

850

839

850

643

345

354,2 363,4 372,7 507

519,2 531,4

841,8 843,1 843,6 844,2 844,7 845,2 848

850

848,4 848,5 848,7 848,8 848,9

850

850

850

850

850 850

Tabla 8 Potencia del aerogenerador en función de la densidad del aire y de la velocidad del viento

La curva de potencia del aerogenerador G-58 de 850kW para una densidad del aire ρ=1,12kg/m3.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

83

900

850 841,8848 849,6849,9850 850 850 819,4

800

756,1

potencia (kW)

700 630,5

600 500

469,8

400 326,5

300

215,3

200

131,7

100 0

0

3

70,7

30

8,7

0

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

velocidad del viento (m/s)

Figura 21 Potencia del aerogenerador para una densidad de 1.12 kg/m3

De esta gráfica que proporciona la figura 21, se deduce que la potencia que se obtendrá para una velocidad media del viento de 7,5m/s es de 280kW.

Con todos estos datos y las hipótesis previas, ya se puede calcular la producción neta del Parque y las horas equivalentes de funcionamiento.

Si en un año hay 365 días, en un día 24 horas y los aerogeneradores estarán funcionando el 85,5% de las veces, un aerogenerador estará generando 7.489,80h/año.

Para una velocidad media de 7,5m/s la producción bruta será de 2.097,144MWh/año. Teniendo en cuenta el rendimiento de 99.9% de los aerogeneradores y las pérdidas del 6% mencionadas anteriormente la producción neta de cada aerogenerador será de 1.963,33MWh/año.

Por tanto, la producción neta del Parque será de 5.908,032MWh/año que equivale a 2.316,9 horas equivalentes.

Se consideran horas equivalentes, al número de horas que tendría que estar funcionando el aerogenerador generando a máxima potencia para producir la potencia neta del Parque.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

Horas de funcionamiento/año

Velocidad media(m/s)

7.489,8

84

Producción bruta

Rendimiento

(Mwh/año)

7,508

2.097,144

(%) 99,9

Producción Producción Pérdidas(%)

Neta

Neta Parque

(MWh/año) (MWh/año) 6

1.963,33

5.908,32

Horas equivalentes 2.316,86

Tabla 9 Tabla resumen de la producción neta de los 3 aerogeneradores

1.1.8.3 Modelización Los datos meteorológicos de una estación son representativos del entorno inmediato a la misma pero resultan insuficientes para evaluar el recurso eólico en diferentes puntos de un emplazamiento ya que la orografía, rugosidad del terreno y obstáculos pueden ser distintos. Para solventar el problema se recurre al proceso de modelización. Existen dos tipos de modelos: El modelo WASP y el modelo PARK que se detallan a continuación. Debido a que ha sido imposible tener acceso a estos ya que su uso es bajo licencia, la evaluación del potencial eólico realizada en el apartado anterior se considera suficientemente representativa dadas las características del Parque y de las mediciones de viento obtenidas previamente que no requieren modelización del campo de vientos.

1.1.8.3.1 El modelo WASP El modelo WASP (Wind Atlas Analysis and Application Program) desarrollado por el Risø National Laboratory de Dinamarca, y que fue utilizado en la elaboración del Atlas Eólico Europeo.

WASP utiliza un perfil logarítmico de variación de la velocidad del viento con la altura y establece un equilibrio entre las fuerzas de presión, de Coriolis y de fricción que lleva a la denominada ley de arrastre geostrófico que relaciona las velocidades geostrófica y de fricción. Conocidas las características de rugosidad y orografía del punto de medida y con el valor de dirección y velocidad del viento V medido a una determinada altura h, WASP calcula la velocidad de arrastre V* y, a partir de esta, la velocidad geostrófica Vg y su dirección.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

85

El modelo supone que el viento geostrófico es el mismo en todos los puntos de la zona objeto de estudio por lo que para determinar la velocidad y dirección del viento la altura deseada en otro punto distinto al de medida se realiza el proceso inverso considerando las características topográficas y de rugosidad del nuevo punto.

1.1.8.3.1.1 Datos utilizados por el modelo WASP

Para la determinación del potencial eólico de un emplazamiento, el modelo requiere la incorporación de datos meteorológicos, de topografía y rugosidad del terreno y la curva de potencia de la turbina que se pretende instalar. Estos inputs se describen en los siguientes apartados.

1.1.8.3.1.2 Datos meteorológicos

Se deben introducir en el modelo los datos meteorológicos medidos a una altura de 40 m de la estación de medición.

1.1.8.3.1.3 Datos topográficos y de rugosidad

Para la modelización de la topografía se debe introducir al modelo un fichero de topografía digitalizada sobre mapas a escala 1:25.000 que puede facilitar el Instituto Geográfico Nacional, transformado a un formato compatible con el modelo.

1.1.8.3.1.4 Aerogenerador y curva de potencia

Se incorpora también al modelo la curva de potencia del aerogenerador que se vaya a utilizar, en este caso, el G58 de 850kW para una densidad del aire ρ= 1,12kg/m3.

La velocidad de arranque de este aerogenerador está en 3m/s, aumentando la potencia con la velocidad del viento hasta alcanzar la potencia nominal de 850kW a una velocidad de 17m/s que se mantiene constante hasta la velocidad de corte establecida en 21m/s.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

86

1.1.8.3.1.5 Malla de cálculo

Para obtener la malla de cálculo se modeliza con la estación de medición un área que comprenda la totalidad del emplazamiento. Para el presente proyecto sería de de 19*12km, y se utiliza la resolución más adecuada.

1.1.8.3.2 El modelo PARK Una vez determinada la posición de los aerogeneradores el modelo PARK, igualmente desarrollado por el Risø National Laboratory de Dinamarca, calcula el rendimiento de cada turbina eólica dentro del parque considerando las pérdidas por estelas que se producen entre las mismas.

Dada la producción bruta de cada máquina y conocido su rendimiento es posible, entonces, determinar la producción neta de cada máquina.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.1.9

87

AFECCIONES AMBIENTALES

1.1.9.1 Nivel de ruido producido por los aerogeneradores A continuación se exponen las características generales en cuanto a la producción de ruido de los aerogeneradores que se van a instalar en el Parque Eólico.

El fabricante de los equipos incluye en su documentación los datos de mediciones del nivel de ruido realizadas en Dinamarca y según la normativa vigente en aquel país. Las mediciones se realizan a una distancia de 75m del centro de la torre. Se miden, para diferentes velocidades del viento, el ruido total y el existente con el aerogenerador parado. El gráfico de la figura 22 recoge los valores obtenidos y las regresiones lineales encontradas estadísticamente.

Figura 22 Nivel de ruido y líneas de regresión de un aerogenerador a 75m de distancia

Como puede apreciarse, los valores del ruido total son inferiores a 60dB (A), siendo el ruido ambiente debido al viento (con el aerogenerador parado) ligeramente

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

88

superior a 40dB (A). Esto significa, que la contribución del aerogenerador al ruido ambiente natural sería inferior a 20dB (A) a 75m de distancia a su base de sustentación.

Por otra parte, la figura 23 recoge la variación del nivel de ruido de un aerogenerador en función de la distancia. Como puede apreciarse, a 200m de distancia el nivel de ruido disminuye hasta 49dB. Para valorar el nivel de ruido que ello supone, se muestran en la tabla 10 los valores habituales del nivel de presión del sonido producido por distintas fuentes.

70

Presión sonora dB (A)

60 50 40 30 20 10

60 10 0 14 0 18 0 22 0 26 0 30 0 34 0 38 0 42 0 46 0 50 0 54 0 58 0 62 0 66 0 70 0 74 0 78 0 82 0 86 0 90 0

20

0

Distancia (m)

Figura 23Variación con la distancia del nivel de ruido de un aerogenerador de 850 kW de potencia unitaria (para una velocidad del viento de 8m/s medido a 10 m de altura)

La figura 24 recoge el espectro del nivel de ruido de un aerogenerador. Como puede apreciarse, la turbina no contiene tonos audibles.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

89

Figura 24 Espectro de frecuencias del nivel de ruido de un aerogenerador de 850 kW de potencia unitaria (para una velocidad del viento de 8 m/s medido a 10 m de altura.

La normalización de ensayos no incluye la medición del ruido total de un parque eólico. No obstante, las diferencias existentes ponen de manifiesto que el incremento de ruido de un conjunto de aparatos es reducido dada la forma en que se suman los ruidos y las distancias de unos aparatos a otros. DB Fuente de sonido

DB Fuente de sonido

155 Sirena próxima

60

Conversación

140 Jet (umbral de dolor)

50

Oficina

130 Prensa hidraúlica

45

120 Claxón fuerte

40

Biblioteca

110 Camiones

30

Estudio de grabación

Ciudad en zona tranquila a las 4 de la madrugada

100 Metro; avión de hélice 30

Leve sonido de hojas levantadas por el viento

90

Orquesta sinfónica

20

Reloj eléctrico (3m)

80

Tráfico pesado

20

Percepción de silencio

70

Oficina ruidosa

5

Umbral de audición humana

Tabla 10 Nivel de presión sónica de ruidos comunes

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

90

1.1.9.2 Consideraciones ambientales del Parque Eólico Como toda actividad industrial, los parques eólicos implican determinadas afecciones ambientales (ocupación de terrenos libres, impacto visual desde grandes distancias, posible afección a las aves, necesidad de nuevas líneas eléctricas, ejecución de obras e infraestructuras, etc.). En la mayor parte de los casos, el conjunto de todas estas afecciones será menor que las producidas por las centrales energéticas a las que sustituyen. Sin embargo, deben analizarse y rechazarse aquellos emplazamientos en que, por unas u otras razones, sus impactos puedan considerarse no admisibles.

Dado el gran desarrollo de la energía eólica en nuestro entorno, resulta obligado realizar el análisis de las afecciones por las experiencias de otros lugares que, sin ser extrapolables por las diferentes particularidades de cada entorno, puedan servir de punto de referencia para la previsión de los aspectos ambientales más sensibles de afección. En la medida que se desarrollen parques eólicos y se efectúen procesos de seguimiento, se podrá ir perfilando la repercusión ambiental y social, y con ello cuantos planteamientos sean necesarios para lograr una mínima afección asumible por el medio y por la sociedad en general.

Como consecuencia de lo anterior, el objetivo final será definir el mayor número de emplazamientos que no provoquen afecciones ambientales significativas. Para ello se considerarán: •

Los condicionantes ambientales específicos para la elección de emplazamientos

•

Los aspectos ambientales a contemplar en la construcción y funcionamiento, incluidas las medidas correctoras de impactos se desarrollan a continuación.

1.1.9.3 Aspectos medioambientales a considerar en el proyecto de construcción Mediante el preceptivo Estudio de Impacto Ambiental, se analizarán en detalle las afecciones ambientales que se puedan dar en la instalación de este Parque Eólico. Se puede indicar que:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

91

No parece, en principio y sobre la base de las experiencias de otros parques eólicos, que se vayan a producir afecciones a las aves sedentarias o migratorias.

•

No se esperan impactos de otro tipo ya que el nivel de ruido es bajo y se reduce con gran rapidez a medida que aumenta la distancia.

•

Se extremarán las precauciones durante la ejecución de las obras, evitando movimientos de tierra innecesarios.

Además, uno de los principales motivos de la explotación de los recursos renovables de producción de energía es, además de su rentabilidad, el escaso, o nulo, efecto que tienen sobre la degradación del medio ambiente.

Sin embargo, no se debe olvidar que, si bien la energía eólica contribuye a un ahorro de contaminantes atmosféricos, hay otros aspectos, quizá no tan graves pero que han de tenerse en cuenta al proyectar un parque eólico: impacto sobre el medio físico, sobre la biocenosis e impacto social. De estos factores depende la aceptación social de este tipo de instalaciones.

Así pues, con el fin de que la instalación del Parque Eólico produzca los menores efectos negativos sobre el medio ambiente, se van a tomar una serie de medidas para evitar los impactos sobre el medio físico (visual y erosión) y sobre la biocenosis (fauna y vegetación).

Es importante que se detallen los aspectos ambientales a fin de definir con precisión tanto las condiciones del emplazamiento antes del inicio de las obras como la forma de minimizar el impacto de estas.

Para ello, el método operativo a seguir se expone en los siguientes epígrafes:

1.1.9.3.1 Caracterización previa del emplazamiento Durante la realización del Estudio de Impacto Ambiental se elaborará la caracterización del estado inicial del emplazamiento.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

92

En relación con el paisaje se determinarán los parámetros de calidad y fragilidad visual del emplazamiento. Dentro de la calidad se puntuarán aspectos tales como la representatividad, morfología, vegetación, usos del suelo, alteraciones existentes, contrastes cromáticos, etc. En la fragilidad se determinará la cuenca visual del parque, las poblaciones con vistas directas del mismo y las vías de comunicación desde las cuales sea visible. La integración de los factores de calidad y fragilidad determinará el nivel de impacto ambiental paisajístico del parque.

En el estudio de la fauna se analizarán con detalle las nidificaciones y áreas de campeo y uso del territorio de las especies de avifauna que tengan algún grado de protección.

A partir del estudio inicial pueden determinarse los elementos más sensibles ante el proyecto propuesto.

1.1.9.3.2 El emplazamiento y la actuación propuesta Se considerarán, por una parte, las características del proyecto y obra civil, accesos, tamaño y localización del parque, movimientos de tierras, trazados de tendidos eléctricos, ocupación del suelo, etc. Por otra parte, se analizarán los efectos medioambientales ocasionados durante la fase de construcción.

1.1.9.3.3 Fase de construcción Se contemplarán los efectos ambientales producidos por las actuaciones más destacadas a desarrollar en esta fase: •

Acondicionamiento/construcción de accesos.

•

Desplazamientos y transporte de maquinaria y material.

•

Movimiento de tierras.

•

Trazado de tendido eléctrico.

•

Ubicación del centro de seccionamiento.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

93

Se establecerán las medidas cautelares y recomendaciones de obra, entre las que se encuentran: •

Utilización de accesos existentes en lo posible, evitando la apertura de nuevos caminos.

•

Respeto de la vegetación natural destacada de la zona.

•

El tendido eléctrico en el parque será subterráneo.

•

Elección del trazado del tendido eléctrico aéreo, desde el centro de transformación a la conexión general, considerando la menor afección ambiental y estableciendo las normas técnicas apropiadas para la protección de las aves.

1.1.9.3.4 Medidas correctoras Las medidas correctoras irán orientadas principalmente hacia la restauración y recuperación de la zona afectada por las obras, a través de la aplicación de medidas de acondicionamiento y revegetación, y cuantas sean necesarias para contribuir a una rápida y adecuada integración en el entorno.

Debido a que la presencia de la instalación no puede ser enmascarada, y a que el emplazamiento coincide con una zona elevada, las medidas de restauración cobran gran importancia en la reducción de posteriores incidencias y el mantenimiento de la calidad de entorno.

Dado que la instalación de un parque eólico implica la existencia de accesos en condiciones adecuadas para labores de mantenimiento y reparación, podría darse el caso de que se favoreciera indirectamente su utilización por vehículos motorizados pudiendo generar consecuencias negativas en el entorno. Para evitar este fenómeno se recomienda la consideración del cierre de caminos, permitiendo el paso exclusivo para el desarrollo de actividades locales y para personal de mantenimiento del parque eólico.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

94

1.1.9.3.5 Plan de Vigilancia Ambiental Durante la construcción y la explotación del Parque se realizará un seguimiento pormenorizado de la evolución de las variables ambientales que se determinen más afectadas en el Estudio de Impacto Ambiental y los condicionados ambientales. Además, se emitirán informes periódicos con los resultados de este seguimiento.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

95

1.1.10 PRESUPUESTO

El Cuadro adjunto resume la valoración del presupuesto correspondiente a las instalaciones eléctricas y a la ejecución del parque, dotado de 3 aerogeneradores de 850kW, con una potencia total instalada de 2,55MW.

Las inversiones correspondientes a los elementos descritos en este apartado se estiman aproximadamente en 2.483.368,05 euros. AEROGENERADORES

2.016.718,99

Conjunto góndola-rotor incluyendo torre tubular de 55 m de 1.935.586,47 altura y transformador 20/0,69 kV 900 kVA Montaje y puesta en marcha

81.132.52

OBRA CIVIL

190.547,09

Zapata para G58 en torre de 55 m de altura, de 9,60 m de lado, en cualquier terreno

54.758,72

Canalizaciones eléctricas

15.057,12

Acondicionamiento de caminos

112.800,00

Plataforma de apoyo

7.931,25

MEDIA TENSIÓN

96.171,42

CT's y Elementos de seguridad

78.228,16

Cable de interconexión de aerogeneradores, Red de puesta a tierra y Fibra óptica 17.943,26 SISTEMA DE SUPERVISIÓN Y CONTROL

22.574,25

ESTUDIO SEGURIDAD Y SALUD

10.000,00

RESTAURACIÓN MEDIOAMBIENTAL

25.971,00

Medidas correctoras y compensatorias

23.671,00

Plan de vigilancia y control ambiental

2.300,00

CENTRO DE SECCIONAMIENTO

121.385,30

Equipos y materiales

86.064,36

Obra civil

35.320,94

TOTAL

2.483.368,05 Tabla 11 Tabla resumen del presupuesto

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

96

1.2

CÁLCULOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.2

CÁLCULOS

ÍNDICE GENERAL

1.2.1

OBJETO....………………………………………………………………………….98

1.2.2

JUSTIFICACIÓN DE LA ELECCIÓN DE LOS CABLES ………………………..98 1.2.2.1

Baja tensión..............................................................................................................98

1.2.2.2

Media tensión...........................................................................................................99

1.2.3

RED DE TIERRAS DEL CENTRO DE SECCIONAMIENTO…………………..103

1.2.4

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO ……………………………………107

97

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.2.1

98

OBJETO

El objeto de este documento es la justificación de la elección de los distintos cables de la instalación así como la explicación más detallada de la evaluación del potencial eólico de la instalación.

1.2.2

JUSTIFICACIÓN DE LA ELECCIÓN DE LOS CABLES

Para la determinación de la sección de los conductores se debe tener en cuenta: •

Intensidad máxima admisible por el cable

•

Intensidad máxima admisible en cortocircuito

•

Caída de tensión

1.2.2.1 Baja tensión Según la ITC-BT-20 los conductores y cables que se empleen en las instalaciones eléctricas serán de cobre o aluminio y serán siempre aislados, excepto cuando vayan montados sobre aisladores.

Según la ITC-BT-19 la sección de los conductores a utilizar se determinará de forma que la caída de tensión entre el origen de la instalación interior y cualquier punto de utilización sea, salvo lo prescrito en las Instrucciones particulares, menor del 3 % de la tensión nominal para cualquier circuito interior de viviendas, y para alumbrado y del 5 % para los demás usos.

Los cables utilizados para la interconexión del armario de control con el primario del transformador dentro del aerogenerador serán cables unipolares RV 0,6/1kV de 1x185mm2 de cobre (dos por fase) de tipo cero halógenos porque según la ITC-BT-28 tendrán que ser no propagadores de incendios y con emisión de humos y opacidad reducida.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

99

La designación RV corresponde con un aislamiento de polietileno reticulado y un recubrimiento de PVC. (UNE 21 123).

Las características que tendrá que cumplir el cable son: Potencia

850kW

Tensión

690V

Intensidad

670A

Máxima caída de tensión (5%U) 3,45V γ cu 20ºC

56m/Ωmm2

Longitud

55m

Tabla 12 Características de baja tensión

La fórmula a partir de la cuál se obtiene la sección es:

S=

P *l γ * e *U

Aplicando la fórmula obtenemos una sección de 350,69mm2.

Debido a que la máxima sección normalizada existente es 240mm2 se colocarán dos conductores por fase. Esto permite que la sección sea divida por dos, por lo que los conductores utilizados tendrán que tener una sección de 175,34 mm2. La sección normalizada inmediatamente superior es de 185mm2.

Estos cables soportan una intensidad nominal máxima de 464 A que es mayor a la intensidad que tendrá que soportar cada conductor de 335 A.

1.2.2.2 Media tensión Tanto los cables utilizados para la interconexión de los centro de transformador con las celdas de media tensión de cada aerogenerador y de los centros de transformación de los aerogeneradores entre si, así como la unión de estos con el centro

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

100

de seccionamiento y la línea de evacuación se realizará mediante conductores enterrados unipolares HEPRZ1 12/20kV K Al+H16 1x150mm2 de sección.

El aislamiento HEPR es una mezcla a base de etileno propileno de alto módulo preparado para ambientes húmedos y la cubierta exterior Z1 estará constituida por un compuesto termoplástico a base de poliolefina.

Las características que tendrá que cumplir el cable en la interconexión celdatransformador son: Potencia

850kW

Tensión

20kV

Intensidad

24,53 A

Potencia de cortocircuito

500MVA

Duración del cortocircuito 0,7s Longitud

10m

Tabla 13 Características cable de interconexión celda-transformador

La sección mínima normalizada para este tipo de cable según UNE HD 620-9E es 150mm2 y es capaz de soportar una intensidad máxima de 330 A cuando está enterrado, K=95 para una temperatura final de cortocircuito mayor de 250ºC, una resistencia máxima a 105ºC de 0,227 Ω/km y una reactancia de 0,112 Ω/km. •

I n = 24,33 A < 330 A

•

I corto =

•

I corto = S ⋅

•

Pcc

3 ⋅U n K t

= 14,43kA

= 150 ⋅

95

= 17,032 > 14,43kA

0,7

La caída de tensión en redes de media tensión no hace falta calcularla ya que es siempre inferior a 0.5% que dice la norma.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

101

Las características que tendrá que cumplir el cable en la interconexión de los centros de transformación y estos con el centro de seccionamiento son: Potencia

2,55MW

Tensión

20kV

Intensidad

73,61 A

Potencia de cortocircuito

500MVA

Duración del cortocircuito 0,7s Longitud

984,45m

Tabla 14 Características cable de interconexión transformador-centro de seccionamiento

La sección mínima normalizada para este tipo de cable según UNE HD 620-9E es 150mm2 y es capaz de soportar una intensidad máxima de 330 A cuando está enterrado, K=95 para una temperatura final de cortocircuito mayor de 250ºC, una resistencia máxima a 105ºC de 0,227 Ω/km y una reactancia de 0,112 Ω/km. •

I n = 73,61A < 330 A

•

I corto =

•

I corto = S ⋅

•

La caída de tensión en redes de media tensión no hace falta calcularla ya que es

Pcc

3 ⋅U n

K t

= 14,43kA

= 150 ⋅

95 0,7

= 17,032 > 14,43kA

siempre inferior al 0,5% que dice la norma.

Las características que tendrá que cumplir el cable de la línea de evacuación son las siguientes:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

102

Potencia

2,55MW

Tensión

20kV

Intensidad

73,61A

Potencia de cortocircuito

500MVA

Duración del cortocircuito

0,7s

Longitud

2000m

Máxima caída de tensión (0,5%U) 100V Tabla 15 Características cable de la línea de evacuación

La sección mínima normalizada para este tipo de cable según UNE HD 620-9E es 150mm2 y es capaz de soportar una intensidad máxima de 330A cuando está enterrado, K=95 para una temperatura final de cortocircuito mayor de 250ºC, una resistencia máxima a 105ºC de 0,227Ω/km y una reactancia de 0,112Ω/km. •

I n = 73,61A < 330 A

•

I corto =

•

I corto = S ⋅

•

La caída de tensión en redes de media tensión no es relevante para el tipo de

Pcc

3 ⋅U n

K t

= 14,43kA

= 150 ⋅

95 0,7

= 17,032 > 14,43kA

cable. De todas formas, en este caso, debido a que la longitud es más larga y con el fin de conocer la tensión en el punto de conexión con la red de distribución se va a calcular.

∆U = 3 ⋅ l ⋅ I ⋅ ( R cos ϕ + xsenϕ ) = 3 ⋅ 2 ⋅ 73,61 ⋅ (0,227 ⋅ 0,9 + 0,112 ⋅ 0,435) = 64,54V

•

∆U = 64,54V < 100V

Queda comprobado que el cable cumple con las consideraciones requeridas por lo que será el que se utilice en la instalación.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.2.3

103

RED DE TIERRAS DEL CENTRO DE SECCIONAMIENTO La red de tierras escogida para el centro de seccionamiento es un anillo

perimetral enterrado de cobre de 50mm2 sección y 4 picas de acero-cobre de al que se conectarán todas las partes metálicas de los equipos no sometidas a tensión y los neutros de los transformadores de medida y los elementos en derivación a tierra del seccionador. El aislamiento de los equipos que se empleen en las instalaciones según queda recogido en MIE-RAT-12, deberán adaptarse a los valores normalizados indicados en la norma UNE-21.062, salvo en casos especiales debidamente justificados por el proyectista de la instalación. De acuerdo con esto, como la tensión máxima a la que estarán sometidos los elementos del centro de seccionamiento será 24kV el nivel de aislamiento será 125kV. Según la instrucción técnica complementaria MIE-RAT-13 en la que se recoge el procedimiento para las instalaciones de puesta a tierra, toda instalación eléctrica deberá disponer de una protección o instalación de tierra diseñada de forma que, en cualquier punto normalmente accesible del interior o exterior de la misma donde las personas puedan circular o permanecer, estas queden sometidas como máximo a las tensiones de paso y contacto (durante cualquier defecto en la instalación eléctrica o en la red unida a ella) que resulten de la aplicación de las formulas que se recogen a continuación. La tensión máxima de contacto aplicada en voltios, que se puede aceptar se determina en función del tiempo de duración del defecto, según la formula siguiente:

Vca =

K t n donde K y n depende del tiempo de despeje de falta

A partir de esta fórmula se pueden determinar las máximas tensiones de paso y contacto admisibles en una instalación.

Vc =

K tn

 1,5 ⋅ ρ s  ⋅ 1 +  1000  

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

104

Vp =

10 ⋅ K tn

 6 ⋅ ρs  ⋅ 1 +   1000 

A efectos de dimensionado de las secciones, el tiempo mínimo a considerar para duración del defecto, a la frecuencia de la red será de un segundo, y no podrán superarse las siguientes densidades de corriente:

•

Cobre 160 A/mm2

•

Acero 60 A/mm2

Sin embargo en ningún caso se admitirán secciones inferiores a 25 mm2 en el caso de cobre, y 50 mm2 en el caso del acero También se especifica que el electrodo tendrá que ser enterrado a una distancia mínima de 0,5m y que la resistencia de puesta a tierra de un electrodo enterrado para un cable de cobre de sección superior a 35mm2 es:

R = 2⋅

ρs l

Las características que se tienen que cumplir son: Nivel de aislamiento

125kV

Intensidad máxima del seccionador 1s

1250 A

Resistividad del terreno

250Ω/m

Perímetro total del centro de seccionamiento 15m Tiempo de despeje de falta

0,5s

Resistividad del hormigón

3000Ω/m

Tabla 16 Características puesta a tierra

De acuerdo con lo anterior, para un tiempo de despeje 0,5s corresponden unos valores de K=72 y n=1.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

105

Los valores máximos de tensión de paso y de contacto serán:

Vc =

Vp =

V pacceso =

72 0,51

 1,5 ⋅ 250  ⋅ 1 +  = 198V 1000  

10 ⋅ 72  6 ⋅ 250  ⋅ 1 +  = 3.600V 1000  0,51 

10 ⋅ 72  3 ⋅ 250 + 3 ⋅ 3000  ⋅ 1 +  = 15.480V 1000 0,51  

La resistencia de puesta a tierra de electrodo será:

R = 2⋅

250 = 33,3Ω 15

Para determinar el tipo de electrodo se obtiene el valor del parámetro kr.

Kr =

33,3 = 0,1132 250

Se busca en tablas UNESA un electrodo con un valor de Kr inferior y corresponde con un electrodo rectangular con conductor de cobre de 50 mm2 de sección de 4x3 m y 4 picas de acero-cobre de 14mm de diámetro y 2m de longitud enterrado a una profundidad de 0,5m.

Los parámetros característicos de este electrodo son: Kr

0,100

Kp

0,0231

Kc=Kacc 0,0506 Tabla 17 Parámetros del electrodo

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

106

Comprobación de la densidad de corriente por el cable:

I / mm 2 =

1250 = 25 A / mm 2 < 160 A / mm 2 50

Las características de este electrodo son:

R pt = ρ s ⋅ K r = 250 ⋅ 0,1 = 25Ω

I falta =

•

20kV 3 ⋅ R pt

= 461,88 A

En el interior:

Vc = 0V

V p = 0V •

En el exterior:

Vc = 0V

V p = ρ s ⋅ K p ⋅ I = 250 ⋅ 0,0231 ⋅ 461,88 = 2.667,35V < 3.600V

V pacceso = ρ s ⋅ K c ⋅ I = 250 ⋅ 0,0506 ⋅ 461,88 = 5.842,78V < 15.480V •

La tensión máxima del electrodo será:

Ve = 461,88 ⋅ 25 = 11.547V < 125kV

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.2.4

107

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO Para realizar este análisis se parte de las velocidades del viento tomadas de una

torre de medición instalada previamente en el emplazamiento del Parque. Dicha estación tienen una altura de 40m sobre el nivel del suelo y posee sensores de velocidad y de dirección del viento a 20 y a 40m.

El sistema de adquisición de datos de la estación registra datos promediados cada 10 minutos de velocidad de viento y su desviación estándar en los dos niveles, y de dirección en el nivel superior.

A partir de estos datos se obtiene la figura 25 en la que se representan las frecuencias de viento por intervalos de velocidad para el periodo de referencia a partir de cual se va a realizar el análisis por el que se determina el número de horas

7,2

mas de 30 0

17-20

25-30 0

0,2

16-17

13-14

12-13

11-12

10-11

9-10

8-9

7-8

6-7

5-6

4-5

3-4

2-3

1-2

0-1

0

20-25 0

0,5

0,2

15-16

1,2

0,7

2

14-15

3,4

4

2,3

6

4,6

5,2

8

6,1

10,1

11 7,7

10

1,6

Frecuencia (%)

12

13,2

12,6

14

12,2

equivalentes de funcionamiento que tendrá aproximadamente el Parque.

Intervalo de velocidad (m/s)

Figura 25 Frecuencias de viento por intervalos de velocidad

La velocidad media del viento durante el periodo de referencia para una altura de 40m es la siguiente:

−

x=∑f

i

⋅ xi = 6,3m / s

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

108

Por las características constructivas de los aerogeneradores que se especifican en el Anejo 1.5.1, los aerogeneradores sólo funcionarán en un intervalo de velocidades de viento entre 3m/s y 21m/s. A partir de la figura 26, que representa la función complementaria de la función de distribución, se puede obtener la frecuencia de vientos con velocidades superiores a 3m/s. En este caso será un 85,5%.

Frecuencias para V>Vi (%)

120 100

10098,4 93,2 85,5 74,5

80

61,9 60

48,7 36,5 26,4 19,2 13,1

40 20

8,5

0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

5,1 2,8 1,6 0,9 0,40,20 0

0

0

9 10 11 12 13 14 15 16 17 20 25 30

Velocidad Vi (m/s)

Figura 26 Curva de duración de viento

La velocidad media durante el intervalo de funcionamiento del aerogenerador se calcula aplicando la fórmula anterior y es 7,508m/s.

A partir de la siguiente tabla que recoge las velocidades medias del viento y las frecuencias a una altura de 40m se construyen las rosas de viento para determinar las orientaciones a las cuales la eficiencia energética de un aerogenerador situado en lugar de la torre de medición es máxima.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

109

f40

v40

N

3,5

4,7

NNE

6,5

6

NE

13,2

7,5

ENE

8,7

5,7

ENE

4,8

5,3

ESE

2,5

5,3

SE

1,9

4,7

SSE

1,8

4,4

S

3,6

6,5

SSW

4,3

5,9

SW

6,5

6

WSW

9,1

6,8

WSW

11,8

7

WNW

8,2

6,7

NW

8

6,3

NNW

5,7

5

Tabla 18 Velocidad media del viento y frecuencias para una altura de 40m.

En la rosa de los vientos de la figura 27, se aprecia claramente la direccionalidad del viento, donde son marcadamente predominantes los rumbos de componentes NE y W con velocidades medias asociadas de 7,5 y 7,0m/s y frecuencias de 13,2 y 11,8% (como se aprecia en la figura 28), respectivamente.

N NNW 8 m/s

NNE

6 m/s

NW

NE

4 m/s

WNW

ENE

2 m/s W

0 m/s

E

WSW

ESE SW

SE SSW

SSE S

Figura 27 Rosa de velocidades medias del viento a 40 m de altura durante el período de referencia.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

110

N NNW 24% 20% NW 16% 12% WNW 8% 4% W 0%

NNE NE ENE E

WSW

ESE SW

SE SSW

SSE S

Figura 28 Rosa de direcciones medias del viento a 40m de altura durante el período de referencia

Para calcular la eficiencia energética de los dos rumbos predominantes, se considera un generador G-58 situado en la posición de la torre de medición cuya curva de potencia en función de la velocidad se recoge en la figura 29.

900

849,6

841,8 819,4 756,1

800

848

850

850 849,9

850

850

Potencia (kW)

700 630,5

600 500

469,8

400 326,5

300

215,3

200

131,7

100 0

8,7

0 0

3

4

70,7

30 5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Velocidad del viento (m/s)

Figura 29 Potencia del aerogenerador G58 Gamesa para una densidad de 1,12kg/m3 en función de la velocidad.

Considerando que el año tiene 365 días, un día 24h, una velocidad media del periodo de 6,3m/s, introduciendo el dato en la gráfica se obtiene una potencia media de 190,22kW que correspondería a una producción media anual de 1.666,32MWh/año.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

111

f40 v40 h/año

Mwh/año Eficiencia

N

3,5 4,7 306,60

5.932,71

NNE

6,5 6

74.989,98 4,50%

NE

13,2 7,5 1.156,32 313.247,09 18,80%

ENE

8,7 5,7 762,12

91.454,40 5,49%

ENE

4,8 5,3 420,48

519,40

0,03%

ESE

2,5 5,3 219,00

519,40

0,03%

SE

1,9 4,7 166,44

5.932,71

0,36%

SSE

1,8 4,4 157,68

8.199,36

0,49%

S

3,6 6,5 315,36

54.714,96 3,28%

SSW

4,3 5,9 376,68

48.591,72 2,92%

SW

6,5 6

74.989,98 4,50%

569,40

569,40

WSW 9,1 6,8 797,16 WSW 11,8 7

8

6,3 700,80

NNW 5,7 5

0,08%

1.033,68 222.551,30 13,36%

WNW 8,2 6,7 718,32 NW

1.360,00

0,36%

499,32

140.072,40 8,41% 126.144,00 7,57% 35.301,92 2,12%

Tabla 19 Eficiencia energética por rumbos

Calculando la producción media anual del aerogenerador para cada una de las velocidades medias referente a los distintos rumbos del viento y construyendo la rosa correspondiente, se obtiene el rumbo más energético.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

112

N NNW 20%

NNE

15%

NW

NE

10%

WNW

ENE

5% W

0%

E

WSW

ESE SW

SE SSW

SSE S

Figura 30 Rosa de producción energética del viento a 40m de la altura durante el periodo de referencia

Se observa en la figura 30 que los rumbo más energéticos serían el NE, de donde se obtendría una eficiencia del 18,8% y el rumbo W donde se obtendría el 13,36%.

Para poder estimar la velocidad a la altura real del buje del aerogenerador se asume que el perfil vertical de la velocidad del viento sigue la ley exponencial siguiente:

V2  h2  =  V1  h1 

α

Siendo:

V2

=

Velocidad del viento en el nivel 2

V1

=

Velocidad del viento en el nivel 1

h2

=

Altura del nivel 2

h1

=

Altura del nivel 1

α

=

Exponente de la ley potencial

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

113

A partir de las velocidades medias que se tienen a las dos alturas de la torre de medición se calcula el exponente de la ley α como se recoge en la tabla f40m

v40m

f20m

v20m

α 40/20

N

3,5

4,7

3,1

4,1

0,2

NNE

6,5

6

5,8

5,3

0,18

NE

13,2

7,5

12,4

6

0,32

ENE

8,7

5,7

8,9

4,5

0,34

ENE

4,8

5,3

5,6

4,1

0,37

ESE

2,5

5,3

2,6

4,2

0,34

SE

1,9

4,7

2,1

4

0,23

SSE

1,8

4,4

1,9

3,8

0,21

S

3,6

6,5

3,9

5,2

0,32

SSW

4,3

5,9

4,7

5,2

0,18

SW

6,5

6

6,8

5,3

0,18

WSW

9,1

6,8

9,1

5,9

0,2

WSW

11,8

7

11,8

6,4

0,13

WNW

8,2

6,7

8

6,4

0,07

NW

8

6,3

7,9

5,7

0,14

NNW

5,7

5

5,3

4,4

0,18

Tabla 20 Parámetro α

Aplicando la fórmula anterior para 3 alturas distintas, 45, 50 y 55m se puede calcular la velocidad media a las mismas.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

114

f40m

55m 50m 45m

N

3,5

5,01 4,91 4,81

NNE

6,5

6,35 6,25 6,13

NE

13,2

8,30 8,06 7,79

ENE

8,7

6,35 6,15 5,93

ENE

4,8

5,96 5,76 5,54

ESE

2,5

5,91 5,72 5,52

SE

1,9

5,06 4,95 4,83

SSE

1,8

4,70 4,61 4,51

S

3,6

7,20 6,98 6,75

SSW

4,3

6,25 6,14 6,03

SW

6,5

6,35 6,25 6,13

WSW

9,1

7,25 7,11 6,96

WSW

11,8

7,30 7,21 7,11

WNW

8,2

6,85 6,81 6,76

NW

8

6,59 6,50 6,40

NNW

5,7

5,29 5,20 5,11

Velocidades medias(m/s) 6,70 6,57 6,42 Tabla 21 Velocidades medias a las posibles alturas del buje

Por último, se calculan las horas de funcionamiento equivalente y la producción neta del parque teniendo en cuenta las siguientes suposiciones: •

Los tres generadores se encuentran aproximadamente a la misma altura: 1.130m.

•

La velocidad del viento en los tres generadores será la media de la velocidad si consideramos sólo el rango del funcionamiento de las turbinas.

•

La eficiencia media de los aerogeneradores es del 99,9%.

•

A la producción neta se descontarán las pérdidas debidas a indisponibilidad de los aerogeneradores y red, estimadas en un 3%, y las debidas a transformación y transporte, estimadas en un 3% también.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

115

•

La densidad del aire será ρ=1,12kg/m3.

•

Se considera que durante el año medio, la producción estimada es la misma que durante el periodo de referencia.

De la figura 29, que refleja la potencia que produce una aerogenerador G-58 de Gamesa para una densidad del viento de 1,12 kg/m3 en función de la velocidad, se deduce, que la potencia que se obtendrá, para una velocidad media del viento de 7,5m/s, es de 280kW.

Con todos estos datos y las hipótesis previas, ya se puede calcular la producción neta del Parque y las horas equivalentes de funcionamiento.

Si en un año hay 365 días, en un día 24 horas y los aerogeneradores estarán funcionando el 85,5% de las veces, un aerogenerador estará generando 7.489,80h/año.

Para una velocidad media de 7,5m/s la producción bruta será de 2.097,144MWh/año. Teniendo en cuenta el rendimiento de 99.9% de los aerogeneradores y las pérdidas del 6% mencionadas anteriormente la producción neta de cada aerogenerador será de 1.963,33MWh/año.

Por tanto, la producción neta del Parque será de 5.908,032MWh/año que equivale a 2.316,9 horas equivalentes.

Se resume en la tabla siguiente.

Horas de funcionamiento/año 7.489,8

Velocidad media(m/s) 7,508

Producción bruta

Rendimiento (%)

(Mwh/año) 2.097,144

99,9

Producción Producción Pérdidas(%)

Neta

Neta Parque

(MWh/año) (MWh/año) 6

1.963,33

5.908,32

Tabla 22 Tabla resumen de la producción neta de los 3 aerogeneradores

Horas equivalentes 2.316,86

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

116

Si realiza el cálculo análogo tomando la velocidad media calculada a la altura del buje, es decir, a 55m se obtiene lo siguiente:

Horas de funcionamiento/año 8.760

Velocidad media(m/s) 6.7

Producción bruta

Rendimiento (%)

(Mwh/año) 2.014,8

99,9

Producción Producción Pérdidas(%)

Neta

Neta Parque

(MWh/año) (MWh/año) 6

1.874,97

5.624,64

Horas equivalentes 2.205,85

Tabla 23 Tabla resumen de la producción neta de los 3 aerogeneradores

Se comprueba que la producción neta del parque estimada anteriormente es prácticamente igual, por lo que la consideraremos correcta para realizar el estudio económico

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

117

1.3

ESTUDIO ECONÓMICO

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.3

118

ESTUDIO ECONÓMICO

ÍNDICE GENERAL

1.3.1

OBJETO Y CONTENIDO ………………………………………………………..119

1.3.2

PROYECTO E HIPÓTESIS DE EVOLUCIÓN …………………………………119 1.3.2.1 Distribución de la inversión ..............................................................................120 1.3.2.2 Incentivos fiscales ...............................................................................................120

1.3.3

RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN Y ENERGÍA VERTIDA A LA RED ……………………………………………………………………………………..121 1.3.3.1 Real Decreto 436/2004 ......................................................................................121 1.3.3.1.1 Art. 2. Ámbito de aplicación ..........................................................121 1.3.3.1.2 Art. 22. Mecanismo de retribución de la energía producida en régimen especial..................................................................................................121 1.3.3.1.3 Art.33. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b, grupo b.2:........................................................................................122

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.3.1

119

OBJETO Y CONTENIDO Este documento tiene como objeto realizar un análisis económico de la

rentabilidad del proyecto para la futura implantación del Parque eólico en la provincia de Burgos.

1.3.2

PROYECTO E HIPÓTESIS DE EVOLUCIÓN Se va a conectar un parque eólico de 2,55 MW a la red de distribución, para la

venta de la energía producida. •

Año de puesta en marcha:

2008

•

Potencia:

2,55 MW

•

Ratio de inversión:

1.100 €/kW

•

Periodo de ejecución:

1 año

•

Horas de funcionamiento equivalente:

2.316,85 horas equivalentes/año

•

Vida útil:

20 años

•

Gastos de explotación:

1,47c€/kWh (evolución con IPC0,5%)

•

Facturación de electricidad:

Tarifa regulada

•

Precio de venta:

90% TMR 15 primeros años 80% TMR resto

•

TMR 2006:

7,7644 c€/kWh

•

Evolución anual:

1,5%

•

Complemento por energía reactiva:

2% TMR

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

120

1.3.2.1 Distribución de la inversión •

Promotor:

15%

•

Financiación ajena:

85%

•

Ayudas:

0%

1.3.2.2 Incentivos fiscales •

Desgravación fiscal equivalente al 10% de la inversión.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.3.3

121

RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN Y ENERGÍA VERTIDA A LA RED El régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial se establece en el Real Decreto 436/2004 de 12 de marzo.

1.3.3.1 Real Decreto 436/2004 Los artículos más importantes para nuestra actividad son:

1.3.3.1.1 Art. 2. Ámbito de aplicación •

Categoría a: Autoproductores que utilicen la cogeneración u otras frmas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos del anexo I.

•

Categoría b: Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier otro tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en régimen ordinario. Dentro de la categoría b se encuentra:




Grupo b.2 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria

la energía eólica. Dicho grupo de divide en dos subgrupos:

o Subgrupo b.2.1 Instalaciones eólicas ubicadas en tierra o Subgrupo b.2.2 Instalaciones eólicas ubicadas en el mar.

1.3.3.1.2 Art. 22. Mecanismo de retribución de la energía producida en régimen especial Para vender su producción o excedentes de energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que les resulte de aplicación este Real Decreto deberán elegir entre una de las dos opciones siguientes:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

122

Art. 22.1.a Ceder la electricidad a la empresa distribuidora de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad vendrá expresado en forma de tarifa regulada, única para todos los períodos de programación, expresada en c€/kWh.

•

Art. 22.1.b Vender la electricidad libremente en el mercado, a través del sistema de ofertas gestionado por el operador del mercado, del sistema de contratación bilateral o a plazo o de una combinación de todos ellos. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado por un incentivo y, en su caso, por una prima, ambos expresados en c€/kWh.

1.3.3.1.3 Art.34. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b, grupo b.2: P< 5 MW Periodo

Tarifa

Primeros 15 años 90% TMR Resto

80% TMR

Tabla 24 Tarifa de venta de energía eólica

Actualmente, este Real Decreto se encuentra en revisión. El borrador apunta a una disminución de la prima y a un cambio en las condiciones de venta de la electricidad. Si finalmente se aprueba, puede que la rentabilidad del proyecto se vea afectada negativamente.

Por las características que posee el Parque del presente estudio, conviene acogerse al art.22.1.a. y vender la energía a un precio único para todos los periodos de programación, como un porcentaje de la TMR.

La TMR vigente es de 7,7644 c€/kWh según el artículo 1.1 del Real Decreto 809/2006, de 30 de junio. Por lo que el precio de venta de la energía eólica para el primer año de producción será de 6,9879 c€/kWh.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

123

La producción anual estimada del parque será 5.908,32 MWh/año, de lo que se obtendrán unos ingresos en el primer año de 412.871,04 €.

Hay que tener en cuenta que el precio de venta está vinculado al precio de la electricidad, por lo que como está previsto que aumente también lo hará la tarifa de venta.

Del estudio económico adjunto se deduce que el periodo de retorno de la inversión es de 9 años y 3 meses, siendo la TIR de la inversión de 11.36%.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

124

Ingresos

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

TMR (c€/kW)

7,7644

7,8809

7,9991

8,1191

8,2409

8,3645

8,4899

8,6173

8,7465

8,8777

Tarifa (c€/kW)

6,9880

7,0928

7,1992

7,3072

7,4168

7,5280

7,6409

7,7556

7,8719

7,9900

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

5.869,92

5.831,76

5.793,86

5.756,19

5.718,78

5.681,61

5.644,68

5.607,99

5.571,53

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

Tasa estimada de incremento de la tarifa (%) Volumen de electricidad que se vende a la red (MWh/año)

5.908,32

Tasa estimada de incremento de ese volumen(%) Ingresos derivados de la venta (€)

412.871,04 416.340,19 419.838,49 423.366,18 426.923,51 430.510,74 434.128,10 437.775,87 441.454,28 445.163,60

Otros ingresos

0,00

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Tasa estimada de incremento de otros ingresos

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

Total de otros ingresos

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

TOTAL INGRESOS OPERATIVOS

416.340,19 419.838,49 423.366,18 426.923,51 430.510,74 434.128,10 437.775,87 441.454,28 445.163,60

Gastos

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

86.852,30

89.023,61

91.249,20

93.530,43

95.868,69

98.265,41

100.722,05 103.240,10 105.821,10 108.466,63

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

89.023,61

91.249,20

93.530,43

95.868,69

98.265,41

100.722,05 103.240,10 105.821,10 108.466,63

TOTAL GASTOS OPERATIVOS

89.023,61

91.249,20

93.530,43

95.868,69

98.265,41

100.722,05 103.240,10 105.821,10 108.466,63

MARGEN OPERATIVO BRUTO

327.316,58 328.589,28 329.835,75 331.054,82 332.245,33 333.406,06 334.535,77 335.633,18 336.696,97

Mantenimiento de la instalación y operación (explotacion) Tasa estimada de creciemiento de esos gastos(%) Gastos de operación y mantenimiento

86.852,30

Porcentaje de incremento

Año 7

2,50

Año 8

2,50

Año 9

2,50

0,39%

0,38%

0,37%

0,36%

0,35%

0,34%

0,33%

0,32%

Ingresos

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

TMR (c€/kW)

9,0109

9,1461

9,2833

9,4225

9,5638

9,7073

9,8529

10,0007

10,1507

10,3030

10,4575

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

125

Tarifa (c€/kW)

8,1098

8,2315

8,3549

8,4803

8,6075

8,7366

7,8823

8,0006

8,1206

8,2424

8,3660

Tasa estimada de incremento de la tarifa (%)

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

Volumen de electricidad que se vende a la red (MWh/año)

5.535,32

5.499,34

5.463,59

5.428,08

5.392,80

5.357,75

5.322,92

5.288,32

5.253,95

5.219,80

5.185,87

Tasa estimada de incremento de ese volumen(%)

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

-0,65

Ingresos derivados de la venta (€)

448.904,08 452.676,00 456.479,61 460.315,18 464.182,98 468.083,28 419.570,09 423.095,52 426.650,58 430.235,51 433.850,57

Otros ingresos

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Tasa estimada de incremento de otros ingresos 3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

3,00

Total de otros ingresos

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

TOTAL INGRESOS OPERATIVOS

448.904,08 452.676,00 456.479,61 460.315,18 464.182,98 468.083,28 419.570,09 423.095,52 426.650,58 430.235,51 433.850,57

Gastos

Año 10

Mantenimiento de la instalación y operación (explotacion)

111.178,29 113.957,75 116.806,69 119.726,86 122.720,03 125.788,03 128.932,73 132.156,05 135.459,95 138.846,45 142.317,61

Tasa estimada de creciemiento de esos gastos(%)

2,50

Gastos de operación y mantenimiento

111.178,29 113.957,75 116.806,69 119.726,86 122.720,03 125.788,03 128.932,73 132.156,05 135.459,95 138.846,45 142.317,61

TOTAL GASTOS OPERATIVOS

111.178,29 113.957,75 116.806,69 119.726,86 122.720,03 125.788,03 128.932,73 132.156,05 135.459,95 138.846,45 142.317,61

MARGEN OPERATIVO BRUTO

337.725,79 338.718,25 339.672,92 340.588,32 341.462,95 342.295,24 290.637,35 290.939,47 291.190,63 291.389,06 291.532,96

Porcentaje de incremento

0,30%

Año 11

2,50

0,29%

Año 12

2,50

0,28%

Año 13

2,50

0,27%

Año 14

2,50

0,26%

Año 15

2,50

0,24%

Año 16

2,50

-17,77%

Año 17

2,50

0,10%

Año 18

2,50

0,09%

Año 19

2,50

0,07%

Año 20

2,50

0,05%

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

126

AMORTIZACIÓN

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Inversión inicial en inmovilizado

2.955.207,99

Periodo de amortización (años)

15

Inversión inicial en gastos amortizables

-

Periodo de amortización

5

Amortización de inmovilizado

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

Amortización de gastos amortizables

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

TOTAL AMORTIZACIÓN

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Evolución del inmovilizado y de los gastos amortizables

Año 0

Inmovilizado bruto a finales de año

1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99

Amortización acumulada

0,00

Inmovilizado neto

1.936.207,99 1.739.194,12 1.542.180,26 1.345.166,39 1.148.152,53 951.138,66

754.124,79

557.110,93

360.097,06

163.083,20

Gastos amortizables brutos

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Amortización acumulada

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Gastos amortizables netos

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

197.013,87

394.027,73

591.041,60

788.055,46

985.069,33

1.182.083,20 1.379.097,06 1.576.110,93 1.773.124,79

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

AMORTIZACIÓN

127

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

Inversión inicial en inmovilizado Periodo de amortización (años) Inversión inicial en gastos amortizables Periodo de amortización Amortización de inmovilizado Amortización de gastos amortizables

TOTAL AMORTIZACIÓN

Evolución del inmovilizado y Año 10 de los gastos amortizables

Inmovilizado bruto a finales de año 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 1.936.207,99 Amortización acumulada

1.970.138,66 2.167.152,53 2.364.166,39 2.561.180,26 2.758.194,12 2.955.207,99 2.955.207,99 2.955.207,99 2.955.207,99 2.955.207,99 2.955.207,99

Inmovilizado neto

-33.930,67

-230.944,54 -427.958,40 -624.972,27 -821.986,13 0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Gastos amortizables brutos

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Amortización acumulada

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Gastos amortizables netos

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

128

CÁLCULO DEL SERVICIO DE LA DEUDA Año 0 Inversión en inmovilizado y gastos amortizables Porcentaje que se financia con recursos propios

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

209.327,23

209.327,23

209.327,23

209.327,23

209.327,23

209.327,23

209.327,23

209.327,23 209.327,23

2.955.207,99 15%

Porcentaje que se financia con subvención a fondo perdido

0%

Porcentaje que se financia con deuda

85%

Importe del capital inicial

443.281,20

Importe de la subvención

-

Importe inicial de la deuda

2.511.926,79

Plazo de amortización (años)

12

Principal a amortizar anualmente Importe de la deuda a final de cada año

2.511.926,79 2.302.599,56 2.093.272,33 1.883.945,09 1.674.617,86 1.465.290,63 1.255.963,40 1.046.636,16 837.308,93 627.981,70

Importe medio de la deuda de cada año

2.407.263,18 2.197.935,94 1.988.608,71 1.779.281,48 1.569.954,24 1.360.627,01 1.151.299,78 941.972,55 732.645,31

Tipo de interés de referencia (Euribor u otro)

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

Margen sobre el Euribor

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

Tipo de interés de la deuda

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

Interés anual

105.919,58

96.709,18

87.498,78

78.288,39

69.077,99

59.867,59

50.657,19

41.446,79 32.236,39

Servicio a la deuda anual (interés + principal)

315.246,81

306.036,41

296.826,02

287.615,62

278.405,22

269.194,82

259.984,42

250.774,02 241.563,63

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

CÁLCULO DEL SERVICIO DE LA DEUDA

129

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Principal a amortizar anualmente

209.327,23

209.327,23

209.327,23

Importe de la deuda a final de cada año

418.654,47

209.327,23

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Importe medio de la deuda de cada año

523.318,08

313.990,85

104.663,62

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Tipo de interés de referencia (Euribor u otro)

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

3,40%

Margen sobre el Euribor

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

Tipo de interés de la deuda

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

4,40%

Interés anual

23.026,00

13.815,60

4.605,20

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Servicio a la deuda anual (interés + principal)

232.353,23

223.142,83

213.932,43

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Inversión en inmovilizado y gastos amortizables Porcentaje que se financia con recursos propios Porcentaje que se financia con subvención a fondo perdido Porcentaje que se financia con deuda Importe del capital inicial Importe de la subvención

Importe inicial de la deuda Plazo de amortización (años)

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

CÁLCULO DE LA CUENTA DE RESULTADOS

130

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Ingresos operativos

416.340,19

419.838,49

423.366,18

426.923,51

430.510,74

434.128,10

437.775,87

441.454,28

445.163,60

Gastos operativos

89.023,61

91.249,20

93.530,43

95.868,69

98.265,41

100.722,05

103.240,10

105.821,10

108.466,63

Margen operativo bruto

327.316,58

328.589,28

329.835,75

331.054,82

332.245,33

333.406,06

334.535,77

335.633,18

336.696,97

- Amortización

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

197.013,87

- Interés

105.919,58

96.709,18

87.498,78

78.288,39

69.077,99

59.867,59

50.657,19

41.446,79

32.236,39

Beneficio antes de impuestos

24.383,13

34.866,24

45.323,10

55.752,57

66.153,47

76.524,60

86.864,71

97.172,52

107.446,71

35%

35%

35%

35%

35%

35%

35%

35%

35%

- Impuestos

8.534,10

12.203,18

15.863,08

19.513,40

23.153,72

26.783,61

30.402,65

34.010,38

37.606,35

BENEFICIO NETO

15.849,03

22.663,05

29.460,01

36.239,17

42.999,76

49.740,99

56.462,06

63.162,14

69.840,36

42,99%

29,99%

23,01%

18,66%

15,68%

13,51%

11,87%

10,57%

(Tipo impositivo)

Porcentaje de incremento (%)

Año 0

35%

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

131

CÁLCULO DE LA CUENTA DE RESULTADOS

Año 10

Ingresos operativos

448.904,08 452.676,00 456.479,61 460.315,18 464.182,98 468.083,28 419.570,09 423.095,52 426.650,58 430.235,51 433.850,57

Gastos operativos

111.178,29 113.957,75 116.806,69 119.726,86 122.720,03 125.788,03 128.932,73 132.156,05 135.459,95 138.846,45 142.317,61

Margen operativo bruto

337.725,79 338.718,25 339.672,92 340.588,32 341.462,95 342.295,24 290.637,35 290.939,47 291.190,63 291.389,06 291.532,96

- Amortización

197.013,87 197.013,87 197.013,87 197.013,87 197.013,87 197.013,87 0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

- Interés

23.026,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Beneficio antes de impuestos

117.685,93 127.888,79 138.053,85 143.574,45 144.449,08 145.281,38 290.637,35 290.939,47 291.190,63 291.389,06 291.532,96

(Tipo impositivo)

35%

35%

35%

35%

35%

35%

35%

- Impuestos

41.190,08

44.761,08

48.318,85

50.251,06

50.557,18

50.848,48

101.723,07 101.828,81 101.916,72 101.986,17 102.036,53

BENEFICIO NETO

76.495,85

83.127,71

89.735,00

93.323,40

93.891,90

94.432,90

188.914,28 189.110,66 189.273,91 189.402,89 189.496,42

Porcentaje de incremento (%)

9,53%

8,67%

7,95%

4,00%

0,61%

0,58%

100,05%

Año 11

13.815,60

Año 12

4.605,20

Año 13

0,00

Año 14

0,00

Año 15

0,00

Año 16

0,00

Año 17

35%

0,10%

Año 18

35%

0,09%

Año 19

35%

0,07%

Año 20

35%

0,05%

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

CÁLCULO DEL FLUJO DE FONDOS PARA EL SERVICIO DE LA DEUDA

132

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Margen operativo bruto

327.316,58

328.589,28

329.835,75

331.054,82

332.245,33

333.406,06

334.535,77

335.633,18

336.696,97

- Impuestos

8.534,10

12.203,18

15.863,08

19.513,40

23.153,72

26.783,61

30.402,65

34.010,38

37.606,35

- Incremento de necesidades operativas de fondos (NOF)

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Caja necesaria como % de los ingresos operativos

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

Caja necesaria

20.817,01

20.991,92

21.168,31

21.346,18

21.525,54

21.706,41

21.888,79

22.072,71

22.258,18

Clientes como % de los ingresos operativos

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

Clientes

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Proveedores como % de los ingresos operativos

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

Proveedores

20.817,01

20.991,92

21.168,31

21.346,18

21.525,54

21.706,41

21.888,79

22.072,71

22.258,18

(NOF como % de los ingresos operativos)

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

NOF

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD)

318.782,48

316.386,10

313.972,66

311.541,42

309.091,61

306.622,45

304.133,12

301.622,80

299.090,62

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda

318.782,48

316.386,10

313.972,66

311.541,42

309.091,61

306.622,45

304.133,12

301.622,80

299.090,62

Servicio a la deuda anual

315.246,81

306.036,41

296.826,02

287.615,62

278.405,22

269.194,82

259.984,42

250.774,02

241.563,63

Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda

1,01

1,03

1,06

1,08

1,11

1,14

1,17

1,20

1,24

Cálculo del NOF

CÁLCULO DEL RATIO DE COBERTURA DEL SERVICIO ANUAL DE LA DEUDA

Año 0

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

133

CÁLCULO DEL FLUJO DE FONDOS PARA EL SERVICIO DE LA DEUDA

Año 10

Margen operativo bruto

337.725,79 338.718,25 339.672,92 340.588,32 341.462,95 342.295,24 290.637,35 290.939,47 291.190,63 291.389,06 291.532,96

- Impuestos

41.190,08 44.761,08 48.318,85 50.251,06 50.557,18 50.848,48 101.723,07 101.828,81 101.916,72 101.986,17 102.036,53

- Incremento de necesidades operativas de fondos (NOF)

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

Cálculo del NOF Caja necesaria como % de los ingresos operativos Caja necesaria

22.445,20 22.633,80 22.823,98 23.015,76 23.209,15 23.404,16 20.978,50 21.154,78 21.332,53 21.511,78 21.692,53

Clientes como % de los ingresos operativos

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

Clientes

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

5%

Proveedores como % de los ingresos operativos Proveedores

22.445,20 22.633,80 22.823,98 23.015,76 23.209,15 23.404,16 20.978,50 21.154,78 21.332,53 21.511,78 21.692,53

(NOF como % de los ingresos operativos)

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

NOF

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD)

296.535,72 293.957,18 291.354,07 290.337,26 290.905,77 291.446,76 188.914,28 189.110,66 189.273,91 189.402,89 189.496,42

CÁLCULO DEL RATIO DE COBERTURA DEL SERVICIO ANUAL DE LA DEUDA Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda Servicio a la deuda anual Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

296.535,72 293.957,18 291.354,07 290.337,26 290.905,77 291.446,76 188.914,28 189.110,66 189.273,91 189.402,89 189.496,42 232.353,23 223.142,83 213.932,43 0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

1,28

#¡DIV/0!

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1,32

1,36

#¡DIV/0!

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

134

CALCULO DEL BALANCE

BALANCE ANTES DEL REPARTO DE DIVIDENDOS

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Caja necesaria

0,00

20.817,01

20.991,92

21.168,31

21.346,18

21.525,54

21.706,41

21.888,79

22.072,71

22.258,18

Caja suplementaria

0,00

3.535,67

13.885,35

31.032,00

54.957,80

85.644,20

123.071,82

167.220,52

218.069,29

275.596,29

Clientes

0,00

Inmovilizado neto

1.936.207,99 1.739.194,12 1.542.180,26 1.345.166,39 1.148.152,53 951.138,66

754.124,79

557.110,93

360.097,06

163.083,20

Gastos amortizables netos

0,00

Total Activo

1.936.207,99 1.763.546,80 1.577.057,54 1.397.366,70 1.224.456,51 1.058.308,39 898.903,02

746.220,24

600.239,07

460.937,66

Proveedores

0,00

21.888,79

22.072,71

22.258,18

Deuda principal

2.511.926,79 2.302.599,56 2.093.272,33 1.883.945,09 1.674.617,86 1.465.290,63 1.255.963,40 1.046.636,16 837.308,93

627.981,70

Beneficios del año

0,00

15.849,03

22.663,05

29.460,01

36.239,17

42.999,76

49.740,99

56.462,06

63.162,14

69.840,36

Reservas acumuladas

0,00

0,00

15.849,03

38.512,09

67.972,10

104.211,27

147.211,03

196.952,02

253.414,09

316.576,22

Subvención

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Capital

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

Total Pasivo

2.955.207,99 2.782.546,80 2.596.057,54 2.416.366,70 2.243.456,51 2.077.308,39 1.917.903,02 1.765.220,24 1.619.239,07 1.479.937,66

CÁLCULO DE LOS DIVIDENDOS DISTRIBUIBLES

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Flujo de caja para el servicio de la deuda(FCD)

0,00

318.782,48

316.386,10

313.972,66

311.541,42

309.091,61

306.622,45

304.133,12

301.622,80

299.090,62

Servicio de la deuda anual(SD)

0,00

315.246,81

306.036,41

296.826,02

287.615,62

278.405,22

269.194,82

259.984,42

250.774,02

241.563,63

(FCDiv=FCD-SD)

0,00

3.535,67

10.349,69

17.146,65

23.925,80

30.686,39

37.427,63

44.148,70

50.848,77

57.527,00

FCDiv acumulado

0,00

3.535,67

13.885,35

31.032,00

54.957,80

85.644,20

123.071,82

167.220,52

218.069,29

275.596,29

Beneficios del año

0,00

15.849,03

22.663,05

29.460,01

36.239,17

42.999,76

49.740,99

56.462,06

63.162,14

69.840,36

Beneficios acumulados como límite al reparto de 0,00 dividendos

15.849,03

38.512,09

67.972,10

104.211,27

147.211,03

196.952,02

253.414,09

316.576,22

386.416,59

Dividendos repartibles acumulados

0,00

3.535,67

13.885,35

31.032,00

54.957,80

85.644,20

123.071,82

167.220,52

218.069,29

275.596,29

Dividendos repartibles anualmente

0,00

3.535,67

10.349,69

17.146,65

23.925,80

30.686,39

37.427,63

44.148,70

50.848,77

57.527,00

20.817,01

20.991,92

21.168,31

21.346,18

21.525,54

21.706,41

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

135

BALANCE ANTES DEL Año 10 REPARTO DE DIVIDENDOS

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

Caja necesaria

22.445,20

22.633,80

22.823,98

23.015,76

23.209,15

23.404,16

20.978,50

21.154,78

21.332,53

21.511,78

21.692,53

Caja suplementaria

339.778,77

410.593,12

488.014,76

778.352,02

1.069.257,79 1.360.704,55 1.549.618,83 1.738.729,48 1.928.003,39 2.117.406,28 2.306.902,70

-33.930,67

-230.944,54 -427.958,40 -624.972,27 -821.986,13 0,00

Total Activo

328.293,31

202.282,38

82.880,34

176.395,51

270.480,80

1.384.108,71 1.570.597,33 1.759.884,26 1.949.335,92 2.138.918,06 2.328.595,23

Proveedores

22.445,20

22.633,80

22.823,98

23.015,76

23.209,15

23.404,16

20.978,50

21.154,78

21.332,53

21.511,78

21.692,53

Deuda principal

418.654,47

209.327,23

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Beneficios del año

76.495,85

83.127,71

89.735,00

93.323,40

93.891,90

94.432,90

188.914,28

189.110,66

189.273,91

189.402,89

189.496,42

Reservas acumuladas

386.416,59

462.912,44

546.040,15

635.775,16

729.098,55

822.990,45

917.423,35

1.106.337,63 1.295.448,28 1.484.722,19 1.674.125,08

Subvención

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Capital

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

Total Pasivo

1.347.293,31 1.221.282,38 1.101.880,34 1.195.395,51 1.289.480,80 1.384.108,71 1.570.597,33 1.759.884,26 1.949.335,92 2.138.918,06 2.328.595,23

CÁLCULO DE LOS DIV. DISTRIBUIBLES

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

296.535,72

293.957,18

291.354,07

290.337,26

290.905,77

291.446,76

188.914,28

189.110,66

189.273,91

189.402,89

189.496,42

Servicio de la deuda anual (SD) 232.353,23

223.142,83

213.932,43

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

(FCDiv=FCD-SD)

64.182,49

70.814,35

77.421,64

290.337,26

290.905,77

291.446,76

188.914,28

189.110,66

189.273,91

189.402,89

189.496,42

FCDiv acumulado

339.778,77

410.593,12

488.014,76

778.352,02

1.069.257,79 1.360.704,55 1.549.618,83 1.738.729,48 1.928.003,39 2.117.406,28 2.306.902,70

Beneficios del año

76.495,85

83.127,71

89.735,00

93.323,40

93.891,90

94.432,90

188.914,28

Bº acumulados límite al reparto de dividendos

462.912,44

546.040,15

635.775,16

729.098,55

822.990,45

917.423,35

1.106.337,63 1.295.448,28 1.484.722,19 1.674.125,08 1.863.621,51

Div. repartibles acumulados

339.778,77

410.593,12

488.014,76

729.098,55

822.990,45

917.423,35

1.106.337,63 1.295.448,28 1.484.722,19 1.674.125,08 1.863.621,51

Dividendos repartibles anualmente

64.182,49

70.814,35

77.421,64

241.083,79

93.891,90

94.432,90

188.914,28

Clientes Inmovilizado neto

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Gastos amortizables netos

Flujo de caja para servicio de la deuda (FCD)

189.110,66

189.110,66

189.273,91

189.273,91

189.402,89

189.402,89

189.496,42

189.496,42

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

136

CÁLCULO DEL BALANCE TRAS EL REPARTO DEL TOTAL DE LOS DIVIDENDOS REPARTIBLES

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Caja necesaria

0,00

20.817,01

20.991,92

21.168,31

21.346,18

21.525,54

21.706,41

21.888,79

22.072,71

22.258,18

Caja suplementaria

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Clientes

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Inmovilizado neto

1.936.207,99 1.739.194,12 1.542.180,26 1.345.166,39 1.148.152,53 951.138,66

754.124,79

557.110,93

360.097,06

163.083,20

Gastos amortizables netos

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Total Activo

1.936.207,99 1.760.011,13 1.563.172,18 1.366.334,70 1.169.498,70 972.664,20

775.831,20

578.999,72

382.169,78

185.341,38

Proveedores

0,00

21.706,41

21.888,79

22.072,71

22.258,18

Deuda principal

2.511.926,79 2.302.599,56 2.093.272,33 1.883.945,09 1.674.617,86 1.465.290,63 1.255.963,40 1.046.636,16 837.308,93

627.981,70

Reservas

0,00

12.313,37

24.626,73

36.940,10

49.253,47

61.566,83

73.880,20

86.193,57

98.506,93

110.820,30

Subvención

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Capital

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

443.281,20

Total Pasivo

2.955.207,99 2.779.011,13 2.582.172,18 2.385.334,70 2.188.498,70 1.991.664,20 1.794.831,20 1.597.999,72 1.401.169,78 1.204.341,38

CÁLCULO DEL VAN

Año 0

Capital invertido

443.281,20

Dividendos repartidos anualmente

0,00

20.817,01

0,00

20.991,92

0,00

21.168,31

0,00

21.346,18

0,00

21.525,54

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

0,00

3.535,67

10.349,69

17.146,65

23.925,80

30.686,39

37.427,63

44.148,70

50.848,77

57.527,00

Tasa de descuento aplicable para calcular el VAN

10%

10%

10%

10%

10%

10%

10%

10%

10%

10%

Factor de descuento a esa tasa

1,0000

1,1000

1,2100

1,3310

1,4641

1,6105

1,7716

1,9487

2,1436

2,3579

Dividendos descontados

0,00

3.214,24

8.553,46

12.882,53

16.341,65

19.053,84

21.126,92

22.655,26

23.721,33

24.397,06

VAN de los dividendos

515.051,56

VAN de la inversión

71.770,36

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

CÁLCULO DEL BALANCE TRAS EL REPARTO DEL TOTAL DE LOS DIVIDENDOS REPARTIBLES

Caja necesaria Caja suplementaria Clientes Inmovilizado neto Gastos amortizables netos Total Activo

Proveedores Deuda principal Reservas Subvención Capital Total Pasivo

CÁLCULO DEL VAN

137

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

22.445,20 22.633,80 22.823,98 23.015,76 23.209,15 246.267,3 0,00 0,00 0,00 49.253,47 3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -

-

-

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

23.404,16 443.281,2 0 0,00

20.978,50 443.281,2 0 0,00

21.154,78 443.281,2 0 0,00

21.332,53 443.281,2 0 0,00

21.511,78 443.281,2 0 0,00

21.692,53 443.281,2 0 0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

-

-33.930,67 230.944,54 427.958,40 624.972,27 821.986,13 0,00 0,00

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 466.685,3 464.259,7 464.435,9 464.613,7 464.792,9 464.973,7 0 7 3 7 3 -11.485,47 208.310,74 405.134,42 552.703,04 552.509,65 6 22.445,20 418.654,4 7 123.133,6 7 0,00 443.281,2 0 1.007.514, 53

22.633,80 209.327,2 3 135.447,0 3 0,00 443.281,2 0 810.689,2 6

22.823,98 23.015,76 23.209,15 23.404,16 20.978,50 21.154,78 21.332,53 21.511,78 21.692,53 0,00 147.760,4 0 0,00 443.281,2 0 613.865,5 8

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00 0,00 443.281,2 0 466.296,9 6

0,00 0,00 443.281,2 0 466.490,3 5

0,00 0,00 443.281,2 0 466.685,3 6

0,00 0,00 443.281,2 0 464.259,7 0

0,00 0,00 443.281,2 0 464.435,9 7

0,00 0,00 443.281,2 0 464.613,7 3

0,00 0,00 443.281,2 0 464.792,9 7

0,00 0,00 443.281,2 0 464.973,7 3

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

Capital invertido Dividendos repartidos anualmente Tasa de descuento aplicable para calcular el VAN Factor de descuento a esa tasa Dividendos descontados VAN de los dividendos VAN de la inversión

241.083,7 188.914,2 189.110,6 189.273,9 189.402,8 189.496,4 64.182,49 70.814,35 77.421,64 9 93.891,90 94.432,90 8 6 1 9 2 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 2,5937 2,8531 3,1384 3,4523 3,7975 4,1772 4,5950 5,0545 5,5599 6,1159 6,7275 24.745,13 24.820,00 24.668,92 69.833,39 24.724,67 22.606,48 41.113,25 37.414,54 34.042,58 30.968,89 28.167,44

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

138

CÁLCULO DEL TIR

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Esquema de la inversión

-443.281,20 3.535,67

10.349,69

17.146,65

23.925,80

30.686,39

37.427,63

44.148,70

50.848,77

57.527,00

TIR de la inversión

11,36%

PERIODO DE RETORNO

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Dividendos repartibles

0,00

3.535,67

10.349,69

17.146,65

23.925,80

30.686,39

37.427,63

44.148,70

50.848,77

57.527,00

Dividendos repartibles acumulados (A)

0,00

3.535,67

13.885,35

31.032,00

54.957,80

85.644,20

123.071,82

167.220,52

218.069,29

275.596,29

Capital invertido (B)

443.281,20

290.431,20

290.431,20

290.431,20

290.431,20

290.431,20

290.431,20

290.431,20

290.431,20

290.431,20

A-B

-443.281,20 -286.895,53

-276.545,84 -259.399,20 -235.473,39 -204.787,00 -167.359,38 -123.210,68 -72.361,91

-14.834,91

Periodo de retorno de la inversión años y meses

CÁLCULO DEL TIR

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Esquema de la inversión

64.182,49

70.814,35

77.421,64

PERIODO DE RETORNO

Año 10

Año 11

Dividendos repartibles

64.182,49

70.814,35

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

241.083,79 93.891,90

94.432,90

188.914,28

189.110,66

189.273,91

189.402,89

189.496,42

Año 12

Año 13

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

77.421,64

241.083,79 93.891,90

94.432,90

188.914,28

189.110,66

189.273,91

189.402,89

189.496,42

TIR de la inversión

Año 14

Dividendos repartibles acumulados (A) 339.778,77

410.593,12 488.014,76 729.098,55 822.990,45 917.423,35 1.106.337,63 1.295.448,28 1.484.722,19 1.674.125,08 1.863.621,51

Capital invertido (B)

290.431,20

290.431,20 290.431,20 290.431,20 290.431,20 290.431,20 290.431,20

290.431,20

A-B

49.347,58

120.161,92 197.583,56 438.667,35 532.559,26 626.992,15 815.906,43

1.005.017,09 1.194.291,00 1.383.693,89 1.573.190,31

Periodo de retorno de la inversión 9 años y 3 meses años y meses

290.431,20

290.431,20

290.431,20

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

139

CUADRO RESUMEN DEL PROYECTO: HIPÓTESIS Y RESULTADOS Inflacciones previstas para esas estimaciones iniciales ASPECTOS OPERATIVOS

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Venta de electricidad a la red (MWh/año)

5.908,32

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

Otros ingresos derivados de la instalación

0

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

Tarifa eléctrica de venta a la red (c€/kW)

6,99

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

Mantenimiento y operación de la instalación

86.852,30

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

ASPECTOS ECONÓMICOS FINANCIEROS

Año 0

Total de la inversión

2.955.207,99

A financiar con recursos propios

443.281,20

Volúmenes iniciales:

Precios iniciales:

A financiar con subvención a fondo perdido 0 A financiar con deuda

2.511.926,79

Plazo de devolución

12

Tipo de interés

4,40%

Necesidades operativas de fondos (NOF) como % de las ventas

0%

Tasa de descuento aplicada para calcular el 10% VAN de la inversión

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

140

CUADRO RESUMEN DEL PROYECTO: HIPÓTESIS Y RESULTADOS Inflacciones previstas para esas estimaciones iniciales ASPECTOS OPERATIVOS

Año 10

Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

Venta de electricidad a la red (MWh/año)

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

-0,65%

Otros ingresos derivados de la instalación

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

3%

Tarifa eléctrica de venta a la red (c€/kW)

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

1,50%

Mantenimiento y operación de la instalación

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

Volúmenes iniciales:

Precios iniciales:

ASPECTOS ECONÓMICOS FINANCIEROS Total de la inversión A financiar con recursos propios A financiar con subvención a fondo perdido A financiar con deuda Plazo de devolución Tipo de interés Necesidades operativas de fondos (NOF) como % de las ventas Tasa de descuento aplicada para calcular el VAN de la inversión

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

141

RESULTADOS

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Total de ingresos operativos

0,00

416.340,19

419.838,49

423.366,18

426.923,51

430.510,74

434.128,10

437.775,87

441.454,28

445.163,60

Margen operativo bruto

0,00

327.316,58

328.589,28

329.835,75

331.054,82

332.245,33

333.406,06

334.535,77

335.633,18

336.696,97

Beneficio neto

0,00

15.849,03

22.663,05

29.460,01

36.239,17

42.999,76

49.740,99

56.462,06

63.162,14

69.840,36

Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 0,00

318.782,48

316.386,10

313.972,66

311.541,42

309.091,61

306.622,45

304.133,12

301.622,80

299.090,62

Servicio a la deuda anual

0,00

315.246,81

306.036,41

296.826,02

287.615,62

278.405,22

269.194,82

259.984,42

250.774,02

241.563,63

Ratio de cobertura del serivio anual de la deuda (RCSD)

0,00

1,01

1,03

1,06

1,08

1,11

1,14

1,17

1,20

1,24

Dividendos distribuibles anualmente

0,00

3.535,67

10.349,69

17.146,65

23.925,80

30.686,39

37.427,63

44.148,70

50.848,77

57.527,00

VAN de la inversión para el accionista

71.770,36

TIR de la inversión para el accionista

11,36%

Periodo de retorno (pay-back) de la inversión para el accionista (años y meses)

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

142

RESULTADOS

Año 10

Año 11

Total de ingresos operativos

448.904,08 452.676,00 456.479,61 460.315,18 464.182,98 468.083,28 419.570,09 423.095,52 426.650,58 430.235,51 433.850,57

Margen operativo bruto

337.725,79 338.718,25 339.672,92 340.588,32 341.462,95 342.295,24 290.637,35 290.939,47 291.190,63 291.389,06 291.532,96

Beneficio neto

76.495,85

Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD)

296.535,72 293.957,18 291.354,07 290.337,26 290.905,77 291.446,76 188.914,28 189.110,66 189.273,91 189.402,89 189.496,42

Servicio a la deuda anual

232.353,23 223.142,83 213.932,43 0,00

83.127,71

Año 12

89.735,00

Año 13

93.323,40

Año 14

93.891,90

Año 15

94.432,90

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

188.914,28 189.110,66 189.273,91 189.402,89 189.496,42

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

Ratio de cobertura del serivio anual de la deuda (RCSD) 1,28

1,32

1,36

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

Dividendos distribuibles anualmente

70.814,35

77.421,64

241.083,79 93.891,90

94.432,90

188.914,28 189.110,66 189.273,91 189.402,89 189.496,42

64.182,49

VAN de la inversión para el accionista TIR de la inversión para el accionista Periodo de retorno (pay-back) de la inversión para el accionista (años y meses)

9 años y 3 meses

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

143

1.4

IMPACTO AMBIENTAL

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.4

144

IMPACTO AMBIENTAL

ÍNDICE GENERAL

1.4.1

OBJETO …………………............………………………………………………..145

1.4.2

IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS.....…….........……………………………….147 1.4.2.1 Efectos sobre la atmósfera ........................................................................ 150 1.4.2.2 Efectos sobre las aguas ............................................................................. 151 1.4.2.3 Efectos sobre el suelo................................................................................ 152 1.4.2.4 Efectos sobre el paisaje ............................................................................. 152 1.4.2.5 Efectos sobre la vegetación....................................................................... 153 1.4.2.6 Efectos sobre la fauna. .............................................................................. 154 1.4.2.7 Efectos sobre la socioeconomía ................................................................ 154

1.4.3

CARACTERIZACIÓN Y VALORACIÓN CUALITATIVA DE LOS IMPACTOS156 1.4.3.1 Impactos sobre la atmósfera. .............................................................................166 1.4.3.2 Impactos sobre las aguas. ..................................................................................166 1.4.3.3 Impactos sobre los suelos. .................................................................................167 1.4.3.4 Impactos sobre el paisaje ...................................................................................168 1.4.3.5 Impactos sobre la vegetación. ...........................................................................169 1.4.3.6 Impactos sobre la fauna. ....................................................................................170 1.4.3.7 Impactos sobre la socioeconomía. ....................................................................171

1.4.4

DOCUMENTO DE SÍNTESIS.…………………………........…………………………174 1.4.4.1 Viabilidad de las actuaciones propuestas. .......................................................174 1.4.4.2 Elección de alternativas .....................................................................................175 1.4.4.3 Propuesta de medidas correctoras y protectoras. ...........................................175 1.4.4.3.1 Protección de la atmósfera. ............................................................176 1.4.4.3.2 Protección de las aguas ...................................................................176 1.4.4.3.3 Protección de los suelos ..................................................................176 1.4.4.3.4 Protección del paisaje......................................................................177 1.4.4.3.5 Protección de la vegetación ............................................................177 1.4.4.3.6 Protección de la fauna. ....................................................................177 1.4.4.3.7 Medio social. ....................................................................................178 1.4.4.3.8 Gestión de residuos..........................................................................178 1.4.4.4 Programa de Vigilancia

………………………………………………..179

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.4.1

145

OBJETO Se redacta el presente Estudio de Impacto Ambiental para dar cumplimiento a lo

establecido en la Ley 11/2003, de 8 de abril, de Prevención Ambiental de Castilla-León que, en el marco de la tutela de los valores ambientales, establece en el Título VI de Evaluación de Impacto Ambiental, en su artículo 45, que estarán sometidas al requisito de Evaluación de Impacto Ambiental, los proyectos, tanto públicos como privados, consistentes en la realización de obras, instalaciones o actividades comprendidas en los Anexos III y IV de la mencionada Ley.

En el Anexo IV, que recoge las actuaciones sujetas a evaluación, cita en el punto 3.3.d, las instalaciones que pretendan ubicarse en una localización en la que no hubiera un conjunto de plantas preexistentes y disponga de una potencia total instalada superior a 10.000 kW.

Así mismo, en el decreto 209/1995, de 5 de octubre, por el que se aprueba el reglamento de evaluación de impacto ambiental de Castilla-León, establece en el capítulo I de disposiciones generales, en su artículo 2, que estarán sometidas a Evaluación ordinaria de Impacto Ambiental, los proyectos públicos o privados, consistentes en la realización de obras, instalaciones o cualquier otra actividad comprendida en el Anexo I.

Dentro de este Anexo solo se encuentran especificados, al igual que en el Anexo IV de Ley 11/2003, las instalaciones con potencia instalada superior a 10.000kW.

Debido a que el Parque Eólico posee una potencia inferior a 10.000 kW, el presente proyecto está exento de hacer dicha evaluación de Impacto Ambiental. De todas formas, a modo de ejercicio y de forma básica, se ha realizado un estudio del posible impacto ambiental que el Parque puede ocasionar en el emplazamiento propuesto.

El presente estudio de impacto ambiental corresponde al proyecto denominado

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

146

Parque Eólico de potencia nominal de 2,55 MW, con las siguientes características: •

3 aerogeneradores G58, de una potencia nominal de 850 KW

•

3 centros primarios de transformación de 900 kVA, 0,690/20 KV, integrados en los aerogeneradores.

•

Líneas eléctricas interior de interconexión entre los centros de transformación de cada uno de los aerogeneradores y del conjunto de ellos a el centro de seccionamiento mediante una línea subterránea.

•

1 centro de seccionamiento de 20 kV.

•

Accesos

El centro de seccionamiento estará ubicado dentro del polígono Rupelo, a una distancia máxima de 100m de uno los aerogeneradores. La evacuación se realizará mediante una línea subterránea de 2km a 20kV.

El único recurso natural esencial para el funcionamiento de un parque eólico, para generar energía eléctrica, es la energía del viento, es decir, el movimiento de las masas de aire ocasionado por el desigual calentamiento de la superficie terrestre. Se trata de un recurso renovable, limpio, que hace que la energía eólica sea una de las opciones más claras que se están desarrollando en el Planeta para mitigar los efectos nocivos que causan al medio ambiente las fuentes de energía convencionales.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.4.2

147

IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS Tras la descripción de la actuación proyectada y del medio ambiente en el que se

desarrollará, es preciso realizar una primera aproximación al estudio de los efectos que ocasionarán las distintas acciones del proyecto mediante su identificación. En general, se considera que hay impacto ambiental cuando una acción o actividad produce una alteración, favorable o desfavorable, en el medio. El concepto de impacto implica tres procesos consecutivos: •

Modificación de las características del medio.

•

Modificación de sus valores o méritos de conservación.

•

Significado de dichas modificaciones para la salud y el bienestar humano.

Para la identificación de los impactos ambientales que el Parque Eólico puede producir sobre el medio ambiente en su conjunto, o sobre alguno de los elementos del mismo, se ha utilizado una matriz cruzada de acciones del proyecto-elementos del medio (Tabla 25). En las columnas de esta matriz de identificación se han incluido los factores del medio ambiente correspondientes al medio físico, biótico y socioeconómico que previamente han sido examinados en el inventario ambiental. No se han considerado aquellos factores del medio ambiente estudiados que no van a ser afectados por ninguna de las acciones del proyecto, como son el patrimonio histórico, la geología o el clima. Por el contrario, para otros de los factores del medio ambiente se han diferenciado distintos elementos por considerar que éstos resultarán afectados de distinta forma por las acciones del proyecto.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

148

Equipamiento

Socioeconomía Economía

Usos del suelo

Colisión aves

comunidades

Especies y

Fauna

Vegetación Especies y

comunidades

Paisaje Calidad visual

Eliminación

Subterráneas

Características

Suelos

Aguas Superficiales

ACCIONES IMPACTANTES

Ruido

Composición

Atmósfera

FACTORES AMBIENTALES

1. FASE DE CONSTRUCCIÓN EMPLEO MAQUINARIA Y TRANSPORTE

X

EXCAVACIONES Y MOVIMIENTOS DE TIERRA

X

EJECUCION DE OBRAS

X

X

X

X

X X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

2. FASE DE EXPLOTACIÓN FUNCIONAMIENTO PARQUE EÓLICO

X

MANTENIMIENTO INSTALACIONES PARQUE

X

X

X

X

Tabla 25 Matriz de interacciones factores ambientales-acciones del proyecto

X

X

X X

X

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

149

En las filas de la matriz de identificación de impactos se han incluido, agrupadas en dos grandes grupos correspondientes a las denominadas: fase de construcción y fase de explotación, cinco actuaciones genéricas, cada una de las cuales comprende a su vez distintas acciones individuales del proyecto con repercusiones ambientales similares. De esta forma, se han diferenciado las siguientes acciones del proyecto: Fase de construcción: •

Empleo de maquinaria y transporte de materiales. Se incluyen aquí el empleo, y permanencia en el área afectada por el proyecto, de la maquinaria necesaria para la ejecución de excavaciones y movimientos de tierra, grúas que intervendrán en el montaje de los aerogeneradores y demás subsistemas, así como los vehículos para el transporte de materiales o personas.

•

Excavaciones y movimientos de tierra. Abarca todas aquellas actuaciones contempladas en el proyecto constructivo del parque eólico que suponen modificaciones del terreno:




Adecuación del acceso al parque eólico y viario interior de acceso a los aerogeneradores.




Excavaciones necesarias para las cimentaciones de las torres de los aerogeneradores, subestación y edificio de control.




Ejecución de zanjas de la canalización interna del parque.




Explanaciones para la construcción de las plataformas precisas en la instalación de los diferentes elementos constitutivos de los aerogeneradores.

•

Ejecución de obras. Comprende las obras en caminos de acceso y viario interior (aplicación de un firme de zahorra y ejecución de drenajes), construcción de zapatas de las torres de los aerogeneradores, ejecución de arquetas de registro y tendido de la red eléctrica interior y de conexión de los aerogeneradores con la subestación y edificio de control, construcción subestación y montaje de los aerogeneradores.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

150

Fase de explotación: •

Funcionamiento del parque eólico. Incluye la presencia y funcionamiento de los aerogeneradores y de las instalaciones auxiliares (viario interno, subestación y edificio de control).

•

Mantenimiento de instalaciones. Comprende los trabajos de reparación o sustitución de los componentes de los aerogeneradores, centros primarios de transformación, líneas eléctricas internas, subestación y los cambios periódicos de los aceites lubricantes de los aerogeneradores. Para la identificación de los impactos resultantes de la interacción entre los

factores ambientales y las acciones del proyecto se han tenido en cuenta los siguientes criterios: •

Representatividad del entorno implicado.

•

Relevantes o portadores de información significativa.

•

Excluyentes unos de otros.

•

Fácil identificación.

•

Fácil cuantificación. A continuación, se describirán los principales efectos que se prevén sobre cada

uno de los factores ambientales implicados.

1.4.2.1 Efectos sobre la atmósfera La atmósfera será afectada por la emisión de partículas y compuestos gaseosos, así como por la emisión de ruidos. El contaminante más importante serán las partículas (polvo), constituidas por fracciones de distinto diámetro (inferior a 10µm), cuya composición química inerte corresponde a la de los materiales carbonatados dominantes en el área de actuación. La creación de polvo tendrá su origen en la circulación de la maquinaria y vehículos de

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

151

transporte, en las excavaciones y movimientos de tierras y, en menor medida, en la ejecución de algunas de las obras previstas. Los agentes contaminantes gaseosos que se incorporarán a la atmósfera serán CO, SOx, NOx, plomo e hidrocarburos que se originarán por la combustión de carburantes en maquinaria de obra civil y vehículos de transporte, fundamentalmente en la fase de construcción. No obstante, como ya se indicó en el apartado de Estimación de residuos y emisiones, sólo las emisiones de CO e hidrocarburos tendrán una importancia cuantitativa, sin que en ningún momento puedan alcanzarse niveles de inmisión no aceptables dadas las condiciones favorables que existen en la zona para una adecuada dispersión de los contaminantes atmosféricos. El ruido tendrá origen en la maquinaria, vehículos de transporte y máquinasherramientas necesarios para desarrollar las distintas actividades constructivas y de mantenimiento de los elementos del parque eólico, y por el funcionamiento de los aerogeneradores en la fase de explotación del parque.

1.4.2.2 Efectos sobre las aguas Se han considerado tanto la afección a aguas superficiales como a aguas subterráneas.

Las aguas superficiales serán afectadas por la modificación de la red de drenaje menor por todas las acciones que suponen cualquier movimiento de tierras en la nivelación del terreno y excavaciones en la fase de construcción y, en menor medida, por el trasiego en el área de actuación de la maquinaria y vehículos de transporte. Estas actividades también podrán afectar a la calidad de las aguas superficiales con un incremento en el contenido de sólidos disueltos y en suspensión en el caso de que se produzcan lluvias con una intensidad suficiente para que los barrancos de la zona conduzcan agua.

También hay que considerar la posibilidad de ocasionar una contaminación química de las aguas superficiales y subterráneas por el vertido accidental de

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

152

combustible o lubricantes de la maquinaria y transportes que se utilizarán en las distintas fases del proyecto, la generación de residuos u otras sustancias contaminantes durante la ejecución de las obras, o el manejo incorrecto de lubricantes en las tareas de mantenimiento de las instalaciones en la fase de explotación del parque.

Ninguna de las actividades proyectadas supondrá un detrimento en los recursos de agua disponibles en la zona ni afectarán al funcionamiento hidrogeológico del área.

1.4.2.3 Efectos sobre el suelo La construcción del Parque Eólico supondrá la eliminación del suelo existente y algunas modificaciones, estructurales o químicas, en sus características. El movimiento de maquinaria pesada y vehículos de transporte fuera de la traza de los caminos y, fundamentalmente, las excavaciones y movimientos de tierra que precisa la ejecución del proyecto ocasionarán la pérdida y/o compactación del suelo que no sea previamente retirado, así como la rotura de los horizontes superficiales del perfil edáfico, lo cual puede suponer, en determinadas circunstancias, cierta activación de los procesos erosivos. Estos impactos se producirán sólo durante la fase de construcción. Como en el caso de las aguas, también es preciso valorar una posible contaminación química del suelo, y consecuente modificación de sus características, en las fases constructiva y de funcionamiento, por el derrame accidental de combustibles o aceites de la maquinaria y vehículos de transporte, el vertido de otras sustancias peligrosas (pinturas, disolventes...) durante la ejecución de las obras, o el derrame de los lubricantes empleados en el mantenimiento de los aerogeneradores durante la fase de funcionamiento del parque.

1.4.2.4 Efectos sobre el paisaje La afección al paisaje actual va a estar producida por la introducción de elementos ajenos en el medio donde se pretende implantar el parque eólico, que repercutirán sobre la calidad visual actual del área.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

153

El paisaje se verá afectado por todas las acciones del proyecto. En la fase de construcción y de explotación la presencia de maquinaria, vehículos de transporte y la ejecución de los trabajos previstos de construcción y mantenimiento de las instalaciones, supondrán elementos nuevos que ocasionarán un impacto paisajístico.

En la fase de funcionamiento, el impacto paisajístico tendrá un carácter permanente y estará producido por las estructuras que se construirán (centro de seccionamiento y aerogeneradores del parque eólico).

Se ha dado especial relevancia se ha dado al impacto visual que ocasionan los aerogeneradores por tratarse de estructuras verticales, destacando, por tanto, en un paisaje de componentes horizontales, y ser objetos en movimiento que atraen la atención del observador. Además, la necesidad de ubicar los aerogeneradores en un lugar destacado, hace inevitable un impacto visual a priori importante, si bien su cuantificación y estimación resulta difícil por la subjetividad que encierra este parámetro.

Este es un problema que no puede ser ignorado en el desarrollo de un parque eólico y normalmente el efecto visual en el paisaje es la objeción más frecuentemente hecha contra estas instalaciones y es el principal factor que, en ocasiones, determina las actitudes públicas contra la aplicación de la energía eólica.

1.4.2.5 Efectos sobre la vegetación La vegetación sólo resultará afectada durante la fase de construcción del parque eólico. Conde exista cubierta vegetal será retirada para ejecutar todas las acciones que conllevan excavaciones y/o movimientos de tierra. El empleo de maquinaria y vehículos de transportes también podrá ocasionar afecciones a la flora al transitar fuera de los caminos existentes e, indirectamente, por la generación de polvo.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

154

1.4.2.6 Efectos sobre la fauna. La fauna resultará afectada, en distinto grado, por todas las actividades que se van a desarrollar.

El aumento de la presencia humana y la producción de ruido que ocasionarán las actividades previstas en las fases de construcción y funcionamiento del parque eólico supondrán el desplazamiento de individuos (vertebrados principalmente) hacia territorios próximos, o bien cambios en el comportamiento de los individuos que frecuenten o permanezcan en la zona afectada. Estos impactos se producirán en todas las acciones consideradas en la fase de construcción, mientras que durante la fase de explotación las molestias a la fauna serán de carácter intermitente y se limitarán, esencialmente, al ruido de los aerogeneradores en movimiento y las tareas de mantenimiento del parque. En ambas fases, también podrían producirse cambios en los hábitats por modificaciones en otros elementos como suelos, agua y vegetación

En la fase de construcción las excavaciones y movimientos de tierra causarán, además, la desaparición puntual de microhábitats, y la consiguiente eliminación de poblaciones o individuos de la fauna edáfica (en especial de las que tengan menor posibilidades de movimiento, como los invertebrados).

Otro impacto posible en la fase de funcionamiento, será la posible mortalidad de aves por colisión contra los aerogeneradores, principalmente contra las palas, y tramo aéreo de la red eléctrica interna.

1.4.2.7 Efectos sobre la socioeconomía La instalación y funcionamiento del Parque Eólico “Rupelo” va a suponer un impacto socioeconómico en el área de influencia del parque, que afectará a la economía, equipamiento y uso del territorio fundamentalmente.

La economía local se verá favorecida por la generación de empleo y por las inversiones y beneficios económicos del proyecto. La construcción del parque lleva

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

155

consigo un gran número de empleos directos, además de la participación de industrias de la zona como proveedores necesarios.

También se ha considerado el impacto sobre los equipamientos, pues las instalaciones proyectadas supondrán, para la zona en que se ubicará el parque eólico un nuevo equipamiento que resultará un foco de atracción para actividades secundarias.

En relación con el uso del territorio, éste sólo se verá afectado en el espacio ocupado por las instalaciones del parque. La implantación del parque, supondrá la sustitución de los actuales usos en la zona, si bien esta afección se limitará al espacio ocupado por el viario interno, cimentaciones de los aerogeneradores y subestación, por lo que no se impedirá la continuación de los aprovechamientos agrícolas actuales.

El proyecto no afectará a la permeabilidad territorial por la implantación de limitaciones o restricciones a la circulación en la zona ocupada por el parque.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.4.3

156

CARACTERIZACIÓN Y VALORACIÓN CUALITATIVA DE LOS IMPACTOS La caracterización de impactos, se va a realizar, básicamente, siguiendo los

criterios establecidos en el Real Decreto 1138/1988, de 30 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento para la ejecución del Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental. Con tal fin se elabora, para cada una de las acciones consideradas en la matriz de identificación de impactos, una matriz de importancia (Tablas 27 a 31), que proporcionarán, a partir de los atributos considerados, una valoración cualitativa de la importancia del impacto ambiental que cada interacción descrita anteriormente ocasionará sobre los distintos elementos del medio. Los atributos empleados son los siguientes: •

Naturaleza o signo. Indica el signo del efecto, es decir, el carácter adverso (-) o beneficioso (+) de las diversas acciones sobre los factores considerados.

•

Causa. Hace referencia a la relación causa-efecto, o sea la forma de manifestación del efecto sobre un factor, como consecuencia de la acción, pudiendo ser directo o indirecto.

•

Condición. Indica si el efecto ocasionado por una acción es simple, acumulativo o sinérgico. El efecto es simple si se manifiesta sobre un solo componente ambiental. Se considera acumulativo cuando al prolongarse en el tiempo incrementa progresivamente su gravedad. Por último, se considera sinérgico cuando la acción, junto con la presencia simultánea de varios agentes, supone una incidencia ambiental mayor que la suma de las incidencias individuales contempladas aisladamente.

•

Intensidad. Se refiere al grado de incidencia de la acción sobre el factor del medio considerado, en el ámbito específico en el que se actúa. Se califica como alta, media o baja.

•

Extensión. Valora el área de influencia teórica del impacto, en relación con el entorno de la actuación. Se califica como puntual, parcial o extenso.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

157

Momento. Periodo de tiempo que transcurre entre la acción y la manifestación del efecto sobre el factor considerado. Se califica como inmediato, intermedio y retardado cuando, respectivamente, el efecto se manifiesta dentro del tiempo comprendido en un ciclo anual, antes de cinco años, o en período superior.

•

Persistencia. Tiempo de permanencia del efecto a partir de su aparición. Se distingue entre efecto temporal y efecto permanente.

•

Periodicidad. Califica la regularidad con la que se manifiesta el efecto, pudiendo ser periódico, irregular o continuo.

•

Reversibilidad. Se refiere a la posibilidad de reconstrucción del factor del medio impactado; es una medida de la capacidad de asimilación del medio.

•

Recuperabilidad. Indica la posibilidad de reconstrucción, total o parcial, del factor afectado a través de la adopción de medidas correctoras o mediante procesos naturales. Para calcular la importancia (Ip) o valoración de las acciones de carácter adverso (con signo negativo) sobre cada factor ambiental se ha empleado, por su relevancia, los atributos incluidos en la siguiente expresión: Ip=-(3 Intensidad + 2 Extensión + Persistencia + Reversibilidad + Recuperabilidad) Siendo el valor asignado a la manifestación de cada uno de esos atributos el

siguiente:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

158

ATRIBUTO

Intensidad

Extensión

MANIFESTACIÓN PUNTUACIÓN Baja

1

Media

2

Alta

3

Puntual

1

Parcial

2

Extenso

3

Temporal

1

Permanente

3

Reversible

1

Irreversible

3

Recuperable

1

Irrecuperable

3

Persistencia

Reversibilidad

Recuperabilidad

Tabla 26 Caracterización de impactos

A partir del valor de cada interacción de la matriz de importancia, se ha calificado la magnitud de los impactos de naturaleza adversa que produce cada una de las acciones del proyecto mediante la escala recogida en el Real Decreto 1.138/1988, de 30 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento para la ejecución del Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental, aplicando los siguientes criterios: •

Impacto ambiental compatible, para valores de Ip menores o igual que 12: Aquel cuya recuperación es inmediata tras el cese de la actividad, y no precisa prácticas protectoras o correctoras.

•

Impacto ambiental moderado, para valores de Ip mayores que 12 e inferiores o iguales que 16: Aquel cuya recuperación no precisa prácticas protectoras o correctoras intensivas, y en el que la consecución de las condiciones ambientales iniciales requiere cierto tiempo.

•

Impacto ambiental severo. Valores de Ip mayores que 16 e inferiores o iguales a 20: Aquel en el que la recuperación de las condiciones del medio exige la

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

159

adecuación de medidas protectoras o correctoras, y en el que, aun con esas medidas, aquella recuperación precisa un período de tiempo dilatado. •

Impacto ambiental crítico. Valores de Ip mayores que 20: Aquel cuya magnitud es superior al umbral aceptable. Con él se produce una pérdida permanente de la calidad de las condiciones ambientales, sin posible recuperación, incluso con la adopción de medidas protectoras o correctoras.

Para la caracterización de los impactos de naturaleza beneficiosa no se han utilizado los atributos que presuponen un efecto adverso (reversibilidad y recuperabilidad) y no se ha realizado una calificación de su magnitud, pues el sentido negativo intrínseco que tiene la escala de valoración de impacto ambiental empleada, impide su aplicación, recurriendo en estos casos a la intensidad del impacto como criterio para la valoración de su la magnitud.

Las matrices de caracterización resultantes de la interacción entre las acciones del proyecto y los factores del medio (Tablas 27 a 31), muestran que la construcción y explotación del Parque Eólico ocasionará un total de 34 impactos adversos sobre el medio físico (25 impactos), biótico (8 impactos) y social (1 impacto), y 5 beneficiosos sobre el medio social.

Los impactos adversos resultantes sobre el medio físico y biótico son, en todos los casos, de magnitud inferior al umbral aceptable (no se han encontrado impactos críticos), por lo que no ocasionarán una pérdida permanente de la calidad de las condiciones ambientales de la zona en la que se desarrollará el Parque Eólico, y podrán ser asimilados por el entorno a corto plazo, debido a las medidas correctoras y protectoras.

En la fase de construcción (Tablas 27 a 29) se han caracterizado un total de 23 impactos adversos sobre el medio físico y biótico, todos ellos compatibles, excepto el impacto correspondiente al efecto ocasionado por las excavaciones y movimientos de tierra sobre la pérdida de suelo, mientras que en la fase de explotación del parque eólico

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

160

(Tablas 30 y 31) se han caracterizado 11 impactos negativos, de los cuales 9 son compatibles y dos moderados, los identificados sobre la calidad visual y la avifauna. Es decir, todos los impactos negativos son asumibles desde un punto de vista ambiental, si bien en algún caso requerirán la adopción de medidas correctoras durante el desarrollo del proyecto con objeto de evitar que, en determinadas circunstancias, se produzca una incidencia ambiental mayor a la esperada.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

161

ACCION PRODUCTORA DE IMPACTOS. FASE DE CONSTRUCCIÓN: EMPLEO MAQUINARIA Y TRANSPORTES

X

X




Ruidos

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




Superficial

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




Subterránea

-

X

X

X

X

X

X

X

X




Eliminación

-

X

X

X

X

X

X

X

X




Características

-

X

X

X

X

X

X

X

X




Paisaje

Calidad Visual

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




Vegetación

Especies y comunidades

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




Especies y comunidades

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X

Aguas

Suelos

Fauna

X X

X

Colisión aves Usos del suelo Socioeconomía Economía

+

X

Equipamiento Tabla 27 Matriz de caracterización y valoración de impactos: empleo de maquinaria y transportes

Crítico

X

Severo

X

Extenso

X

Parcial

X

Puntual

X

Alta

X

Media

X

Baja

-

Atmósfera

Simple

Composición

FACTORES AMBIENTALES

Moderado

Impacto Ambiental Compatible

Recuperabilidad Irrecuperable

Recuperable

Reversibilidad Irreversible

Reversible

Periodicidad Continuo

Irregular

Periódico

Persistencia Permanente

Temporal

Retardado

Intermedio

Momento

Extensión

Inmediato

Acumulativo

Intensidad

Condición Sinérgico

Causa

Magnitud

Directo

Indirecto

VALORACIÓN

Adverso

Beneficioso

Naturaleza

CARACTERÍSTICAS DE LOS IMPACTOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

162

ACCION PRODUCTORA DE IMPACTOS. FASE DE CONSTRUCCIÓN: EXCAVACIONES Y MOVIMIENTOS DE TIERRA

X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

Ruidos

Aguas

Superficial

X

Subterránea

Suelos

Fauna

X

X

X

X

Colisión aves Usos del suelo

Socioeconomía

Economía

+

X

X

X

Equipamiento Tabla 28 Matriz de caracterización y valoración de impactos: excavaciones y movimiento de tierras

X




Crítico

Severo

Recuperabilidad

Reversibilidad

Periodicidad

Persistencia

Momento

Extensión

Impacto Ambiental Moderado

-

Magnitud

Compatible

Especies y comunidades

Irrecuperable

-

Recuperable

Especies y comunidades

Irreversible

Vegetación

Reversible

X

Continuo

-

Irregular

Calidad Visual

Periódico

Paisaje

Permanente

X

Temporal

X

Retardado

-

Intermedio

Características

Inmediato

X

Extenso

X

VALORACIÓN

Parcial

-

Puntual

Eliminación

Alta

X

Media

X

Baja

-

Intensidad

Condición X

Composición

Acumulativo

X

Atmósfera

Simple

-

FACTORES AMBIENTALES

Sinérgico

Causa Directo

Indirecto

Adverso

Beneficioso

Naturaleza

CARACTERÍSTICAS DE LOS IMPACTOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

163

ACCION PRODUCTORA DE IMPACTOS. FASE DE CONSTRUCCIÓN: EJECUCIÓN DE OBRAS

X

X




Ruidos

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




Superficial

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




Subterránea

-

X

X

X

X

X

X

X

X




Características

-

X

X

X

X

X

X

X

X

X




Paisaje

Calidad Visual

-

X

X

X

X

X

X

X




Vegetación

Especies y comunidades X

X

X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

Aguas

Suelos

Fauna

X

Eliminación

Especies y comunidades

-

X

X

X

Colisión aves Usos del suelo Socioeconomía Economía

+

X

Equipamiento

Tabla 29 Matriz de caracterización y valoración de impactos: ejecución de obras

X

Crítico

X

Severo

X

Extenso

X

Parcial

X

Puntual

X

Alta

X

Media

X

Baja

-

Atmósfera

Simple

Composición

FACTORES AMBIENTALES

Moderado

Impacto Ambiental Compatible

Recuperabilidad Irrecuperable

Recuperable

Reversibilidad Irreversible

Reversible

Periodicidad Continuo

Irregular

Periódico

Persistencia Permanente

Temporal

Retardado

Intermedio

Inmediato

Momento

Extensión

Intensidad

Condición Acumulativo

Sinérgico

Causa

Magnitud

Directo

Indirecto

VALORACIÓN

Adverso

Beneficioso

Naturaleza

CARACTERÍSTICAS DE LOS IMPACTOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

164

ACCION PRODUCTORA DE IMPACTOS. FASE DE EXPLOTACIÓN: FUNCIONAMIENTO PARQUE EÓLICO

Magnitud

X

X

X

X

X

X




Superficial Subterránea

Suelos

Eliminación Características

Paisaje

Calidad Visual

Vegetación

Especies y comunidades

Fauna

Socioeconomía

Especies y comunidades

-

Colisión aves

-

X

X

X

Usos del suelo

-

X

X

X

X

X

Economía

+

X

X

X

Equipamiento

+

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Tabla 30 Matriz de caracterización y valoración de impactos: Funcionamiento parque eólico

X

X

X X

X




X





X X




Crítico

Severo

Moderado

Impacto Ambiental Compatible

Recuperabilidad Irrecuperable

Recuperable

Reversibilidad Irreversible

Reversible

Periodicidad Continuo

Irregular

Periódico

Persistencia Permanente

Extensión

Momento

Temporal

X

Retardado

X

Intermedio

X

Inmediato

X

Extenso

X

Parcial

-

Puntual

X

Alta

X

Baja

X

Simple

-

Media

Intensidad

Condición Acumulativo

Sinérgico

Causa Indirecto

VALORACIÓN

Composición Ruidos

Aguas

Directo

Atmósfera

Adverso

FACTORES AMBIENTALES

Beneficioso

Naturaleza

CARACTERÍSTICAS DE LOS IMPACTOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

165

ACCION PRODUCTORA DE IMPACTOS. FASE DE EXPLOTACIÓN: MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES

X

X




X

X

X

X

X




X

X

X

X




X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X

X




X

X

X

X

X

X

X

X

-

X

X

X

X

Características

-

X

X

X

X

Paisaje

Calidad Visual

-

X

X

Vegetación

Especies y comunidades X

X

X

X

X

Eliminación

Especies y comunidades

-

X

Colisión aves Usos del suelo Economía

+

Equipamiento

Tabla 31 Matriz de caracterización y valoración de impactos: mantenimiento de las instalaciones.

Crítico

Severo

Moderado

Compatible

Recuperabilidad Irrecuperable

Recuperable

Reversibilidad Irreversible

X

X

Socioeconomía

Reversible

Periodicidad Continuo

Irregular

Periódico

Persistencia Permanente

Temporal

Retardado

Intermedio

Inmediato

Extenso

X

X

Fauna

Impacto Ambiental

X

X

Suelos

Magnitud

Composición X

Aguas

Momento

Extensión Puntual

Alta

Parcial

Condición

VALORACIÓN

Intensidad Media

Subterránea

Baja

-

Acumulativo

Superficial

Sinérgico

X

Simple

Causa Directo

-

Indirecto

Adverso

Ruidos

FACTORES AMBIENTALES

Atmósfera

Beneficioso

Naturaleza

CARACTERÍSTICAS DE LOS IMPACTOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

166

1.4.3.1 Impactos sobre la atmósfera. La composición de la atmósfera resultará afectada negativamente durante la fase de construcción del parque eólico como consecuencia del empleo de maquinaria y vehículo de transportes (Tabla 27), la realización de excavaciones y movimientos de tierra (Tabla 28) y la ejecución de las obras de las diferentes instalaciones (Tabla 29).

El impacto de cada una de estas acciones se ha valorado como compatible. Dada la naturaleza de los contaminantes implicados (partículas y gases de combustión), los volúmenes de emisión máximos que pueden producirse, su capacidad de dispersión y las características iniciales del medio afectado, no es previsible, a pesar de su coincidencia en el tiempo, un efecto extenso o acumulativo de esos impactos.

La contaminación sonora ocasionada por el proyecto se ha valorado en todos los casos como compatible. Para las acciones productoras de ruido se han encontrado diferencias en su extensión, pues el funcionamiento del parque eólico (Tabla 30) se ha considerado de carácter parcial por la amplitud del territorio en la que se sitúan los aerogeneradores y alcance del contaminante, mientras que el resto de acciones generadoras de ruido tendrán carácter puntual.

1.4.3.2 Impactos sobre las aguas. Los siete impactos identificados sobre las aguas superficiales (4 impactos) y subterráneas (3 impactos) se caracterizan genéricamente por ser negativos, simples, de baja intensidad y reversibles, valorándose estos impactos como compatibles.

El empleo de maquinaria y vehículos de transporte (Tabla 27), la ejecución de obras (Tabla 29) y el mantenimiento de las instalaciones del parque (Tabla 31) se han considerado como impactos de carácter indirecto, pues la posible afección de las aguas superficiales no se produce por una acción directa sobre el medio, sino, fundamentalmente, como consecuencia de la posible afección de la calidad de las aguas por el vertido accidental de lubricantes, combustibles u otras sustancias necesarias para el desarrollo de esas actividades. Este hecho condiciona también la imposibilidad de

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

determinar, cuando se producirán estos impactos, por lo que se consideran de carácter irregular. De otro lado, el transporte y dispersión de estos contaminantes en el medio acuático hacen que sus efectos puedan alcanzar zonas fuera de la ubicación del parque eólico, por lo que han de ser caracterizados de extensión parcial.

Por el contrario, el impacto negativo de las excavaciones y movimientos de tierra (Tabla 28) sobre la red de drenaje superficial y conjunto de charcas estacionales o permanentes, y consecuente afección de la calidad de las aguas, se ha caracterizado como directo y puntual en cuanto a su extensión, pues se limitará a zonas muy concretas.

El posible impacto sobre las aguas subterráneas ocasionado por el empleo de maquinaria y vehículos de transporte (Tabla 27), la ejecución de obras (Tabla 29) y el mantenimiento de las instalaciones del parque (Tabla 31) se han considerado, por las razones antes indicadas, como impactos de carácter indirecto y de extensión parcial, diferenciándose de las aguas superficiales, por las peculiaridades que presenta el funcionamiento hidráulico de las aguas subterráneas, por su carácter no inmediato en cuanto a su aparición, sino de carácter intermedio.

1.4.3.3 Impactos sobre los suelos. La afección más importante a la escasa cobertura edáfica del área de actuación se producirá como consecuencia de las excavaciones y movimientos de tierra (Tabla 28) que se ejecutarán en la fase de construcción del parque. Esta acción ocasionará la pérdida de suelo siendo caracterizado este efecto adverso como directo, simple, de intensidad media, puntual, inmediato, permanente, continuo, irreversible y recuperable, obteniendo una valoración correspondiente a un impacto moderado por la escasa representación de este elemento en el área de actuación.

La pérdida de suelo por la circulación fuera de los caminos existentes de maquinaria y vehículos de transporte en la fase de construcción (Tabla 27) se ha caracterizado como efecto adverso, simple, de baja intensidad, puntual, inmediata,

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168

temporal, irregular y reversible, resultando la magnitud del impacto compatible

El derrame accidental de combustibles o aceites de la maquinaria y vehículos de transporte (Tabla 27), el vertido de otras sustancias peligrosas (pinturas, disolventes...) durante la ejecución de las obras (Tabla 29), o el derrame de los lubricantes empleados en el mantenimiento de las instalaciones durante la fase de explotación del parque (Tabla 31) se han caracterizado como impactos simples, de intensidad baja, puntuales, inmediatos, temporales y reversibles, y dado que sólo se producirán a consecuencia de derrames o vertidos accidentales, como indirectos e irregulares. Estos impacto, se han valorado como compatibles según el índice de importancia calculado.

1.4.3.4 Impactos sobre el paisaje Todos los impactos sobre el paisaje identificados en la fase de construcción del parque eólico y en el mantenimiento de las instalaciones del parque durante la fase de explotación, han sido caracterizados como adverso, directo, simple, de baja intensidad, puntual, temporal, irregular y reversibles, siendo valorados como impactos de magnitud

compatible, debido, esencialmente, al escaso periodo de permanencia de las estructuras y elementos artificiales que generan esas acciones en el detrimento de la calidad visual del medio.

El impacto sobre el paisaje ocasionado por el funcionamiento del parque eólico (Tabla 30), derivado fundamentalmente de la presencia de los aerogeneradores e infraestructura viaria que precisa el parque eólico, se ha caracterizado como adverso, directo, simple, intensidad baja, extenso, inmediato, permanente, continuo, reversible y recuperable. La importancia del impacto ocasionado por esta acción sobre el paisaje se ha valorado en consecuencia como moderado.

No obstante hay que considerar que el paisaje, entendido como percepción del medio, tiene un carácter subjetivo, existiendo dificultades en su estimación y cuantificación. Está dificultad es intrínseca a los elementos que intervienen en el proceso de percepción, y determina que la introducción de un elemento ajeno en un paisaje produzca sensaciones negativas o positivas según sean los aspectos funcionales,

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sociales y estéticos que concurren. En el caso de los parques eólicos es particularmente importante el aspecto funcional, es decir, si un objeto es útil o no. Si es considerado interesante y útil, la aceptación por parte de los afectados será mucho más sencilla que si el nuevo objeto es considerado como peligroso o inútil. Para los parques eólicos, ese interés queda reforzado por los resultados obtenidos en los estudio sociológicos realizados en nuestro país, que muestran una sociedad con una sensibilidad ambiental moderadamente alta, y una conciencia ambiental que se expresa en un deseo de compatibilizar el desarrollo económico con la protección ambiental.

Todo ello explica que el impacto paisajístico de los parques eólicos no sea percibido, en la mayoría de las ocasiones, como algo negativo en las encuestas realizadas a poblaciones próximas a estas instalaciones. Los resultados del estudio de opinión realizado en Camariñas y Muxía, muestran que un 86% de la población considera que los molinos no estropean el paisaje, afirmando además un 41 % que son bastante bonitos, un 39% que son algo bonitos, y sólo un 10% opina que son feos.

1.4.3.5 Impactos sobre la vegetación. El impacto más importante sobre la flora se producirá como consecuencia de la retirada o destrucción de la cubierta vegetal durante la ejecución de las excavaciones y movimientos de tierra (Tabla 28) que precisan las instalaciones del parque eólico. Este impacto adverso se ha caracterizado como directo, simple, de intensidad baja, puntual, inmediato, permanente, continuo, irreversible y recuperable, siendo su valoración

compatible. Por otro lado, esta acción no implica la desaparición de las comunidades afectadas, ya que por su carácter lineal y extensión van a seguir presentes en amplias áreas tanto en la proximidades de las obras como en zona cercanas al parque eólico Por su parte, el otro impacto identificado sobre la vegetación, producido por el empleo de maquinaria y otros vehículos (Tabla 27), se ha caracterizado como adverso, simple, de baja intensidad, puntual, inmediato, temporal, irregular y reversible, obteniendo una valoración de impacto compatible.

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170

1.4.3.6 Impactos sobre la fauna. Los impactos identificados sobre la fauna como consecuencia del aumento de la presencia humana, la producción de ruido y acciones sobre el medio que generarán el empleo de maquinaria (Tabla 27) y la ejecución de obras (Tabla 29), se han caracterizado como adverso, indirecto, simple, de intensidad media, puntual, inmediato, temporal, irregular y reversible, siendo valorados estos impactos como compatibles. Para estas acciones hay que considerar la sucesión en el tiempo de los diferentes trabajos y su carácter puntual, en relación con la superficie total del parque, y que no se prevé una incidencia ambiental mayor por acumulación o sinergia del efecto ocasionado por cada una de ellas en el impacto sobre las comunidades y especies de la fauna.

Las excavaciones y movimientos de tierra (Tabla 28), se han caracterizado, por su afección a la fauna edáfica de la zona, como un impacto directo, simple, de intensidad baja, puntual, inmediato, permanente, continuo, irreversible y recuperable, siendo la valoración de este impacto compatible.

Por último el funcionamiento del parque eólico (Tabla 30) se ha caracterizado como un efecto indirecto, simple, de intensidad baja, de extensión parcial, inmediato, permanente, irregular, reversible y recuperable resultando un impacto compatible. Igual valoración se obtiene para las labores de mantenimiento del parque eólico (Tabla 31), cuyo efecto sobre la fauna se ha caracterizado como indirecto, simple, de intensidad baja, puntual, inmediato, temporal, irregular, reversible y recuperable.

Para caracterizar el impacto sobre la fauna que supondría la colisión de aves por la presencia de los aerogeneradores y movimiento de las palas durante el funcionamiento del parque eólico (Tabla 30), es preciso conocer, en primer lugar, los factores que condicionan ese impacto. El riesgo de colisión está modulado por factores muy diferentes, tanto ambientales (condiciones meteorológicas y de visibilidad), geográficos, como inherentes a la posible avifauna afectada (tamaño, características del vuelo, status y fenología en la zona).

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Exceptuando planeadoras de gran envergadura que viven normalmente en una zona con aerogeneradores, el peligro de choque es relativamente bajo para el resto de las aves residentes, que aprenden a evitar los obstáculos existentes en su propio territorio, y se acostumbran a la presencia de los aerogeneradores, como a cualquier obstáculo o edificación existente en el terreno, no afectando tampoco a su tasa reproductiva. Para las aves migradoras diurnas el peligro de colisión es insignificante (con buenas condiciones climatológicas), ya que suelen divisar el obstáculo y modifican su ruta de vuelo a gran distancia de los parques eólicos. Las migradoras nocturnas sí parece que pueden tener mayores problemas de colisión, especialmente en las denominadas "noches catastróficas": en condiciones adversas, los pájaros a veces descienden a alturas más bajas, aumentando entonces el peligro de colisión.

En la mayoría de las circunstancias posibles, los estudios realizados en la Península Ibérica, y otros países donde se ha desarrollado la energía eólica, revelan que el peligro significativo es muy pequeño en comparación con otras causas de muerte de aves como son los tendidos eléctricos, carreteras, etc.

La escasa presencia de especies sensibles a estas instalaciones determina que el impacto adverso del funcionamiento del parque eólico sobre la avifauna (Tabla 30), deba ser caracterizado, teniendo en cuenta las medidas correctoras propuestas y a falta de una cuantificación real de este impacto sobre la zona, como directo, simple, de intensidad baja, parcial, inmediato, permanente, irregular, irreversible y recuperable, resultando un impacto moderado.

1.4.3.7 Impactos sobre la socioeconomía. En las interacciones del proyecto con el medio social sólo se han encontrado efectos adversos en la afección a los usos actuales del territorio. El resto de impactos que sobre los elementos diferenciados en el medio social (economía y equipamiento) ocasionará la construcción y explotación del Parque Eólico “Rupelo” son de carácter beneficioso. Dada la naturaleza beneficiosa de estos impactos, no es posible realizar una valoración de su magnitud conforme a la escala establecida en el Real Decreto

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1138/1988, de 30 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento para la ejecución del Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental, por lo que en esta ocasión, la intensidad de esos impactos sirve como criterio para la valoración de su la magnitud.

En el ámbito socioeconómico, la ejecución y desarrollo del Parque Eólico ocasionará una mínima afección negativa derivada del cambio de uso del suelo en el espacio que requieren las distintas instalaciones del parque. Este impacto se manifestará desde el inicio de la construcción de las instalaciones del parque eólico si bien, a efectos prácticos, se ha identificado, en la fase de explotación, en la acción denominada funcionamiento del parque (Tabla 30).

La superficie utilizada, y no útil para otro tipo de usos, como consecuencia de la ocupación definitiva, representa menos del 1% de la superficie total, quedando el resto del terreno disponible para los usos ganaderos y cinegéticos actuales. Este impacto sobre los usos del territorio se ha caracterizado como directo, simple, de baja intensidad, puntual, inmediato, permanente, continuo, reversible y recuperable, siendo valorado como compatible.

Respecto a los impactos sobre la economía, en la fase de construcción del parque eólico el empleo de maquinaria y transportes y la ejecución de obras (Tablas 27 y 29) tendrán un efecto beneficioso caracterizado en general como indirecto, por estar determinado esencialmente por la ocupación y activación de los sectores implicados, simple, baja intensidad, temporal y continuo.

En la fase de explotación el efecto beneficioso del funcionamiento del parque eólico (Tabla 30) sobre la economía se caracteriza como directo, sinérgico, de

intensidad media, puntual, inmediato, permanente y continuo. En cuanto a las tareas de mantenimiento del parque (Tabla 31), se caracteriza como indirecto, simple, intensidad

baja, puntual, inmediato, temporal e irregular. Por último, en cuanto al equipamiento, a pesar de que este elemento resultará afectado de forma beneficiosa desde el inicio del proyecto, estos efectos se han considerado sólo en la fase de explotación de las instalaciones. Este impacto beneficioso

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debido a las nuevas infraestructuras e instalaciones se ha caracterizado para el funcionamiento del parque eólico (Tabla 30) como directo, simple, intensidad media, parcial, inmediato, permanente y continuo.

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1.4.4

174

DOCUMENTO DE SÍNTESIS. Con la construcción del Parque Eólico se pretende la instalación de 3

aerogeneradores de 850 KW cada uno, lo que supone una potencia nominal de 2,55 MW. En cada aerogenerador irá instalado un centro de transformación, de una potencia nominal de 900 KVA, con una relación de transformación 0,690/20 KV. También se instalará un centro de seccionamiento que servirá de enlace y separación entre los ramales de la instalación interior y la instalación exterior. El proyecto considera, además de los subsistemas necesarios para la obtención de la energía eléctrica, el resto de instalaciones que requieren su construcción y explotación (caminos, obra civil, etc.).

1.4.4.1 Viabilidad de las actuaciones propuestas. Tras el estudio del medio en la zona de actuación, y la valoración de los efectos directos e indirectos que ocasionará el parque eólico a través de la identificación, caracterización y cuantificación de los impactos generados, tanto en la fase de construcción como de explotación, se concluye objetivamente que el Parque Eólico es viable desde el punto de vista medioambiental. El impacto global corresponde a un impacto admisible cuya recuperación es inmediata y no precisa prácticas protectoras o correctoras intensivas, y en el que la consecución de las condiciones ambientales iniciales requiere corto tiempo. Además, las amplias medidas preventivas previstas evitarán la ocurrencia de algunos de los impactos identificados.

Los únicos impactos no valorados como compatible han sido el impacto de las excavaciones y movimientos de tierra que requiere la construcción de las instalaciones proyectadas sobre el suelo, que se han valorado como impacto moderado, y el ocasionados por el funcionamiento de las instalaciones del parque sobre el paisaje y la avifauna, que tras su caracterización han resultado como impactos moderados. Los impactos identificados sobre el resto de los elementos del medio, tanto en la fase de construcción como de funcionamiento, se han valorado como impactos compatibles.

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El estudio de la avifauna y de las circunstancias que determinan el riesgo de colisión de las aves con los elementos constitutivos del parque, ha revelado que esta afección, señalada en otras instalaciones eólicas (caso particular de Tarifa) como severa, es en principio moderado en el caso del Parque Eólico

Por último, es preciso destacar la existencia de impactos positivos sobre aspectos socioeconómicos, derivados de la creación puntual de empleo, la mejora de infraestructuras existentes y la generación de energía renovable y no contaminante.

1.4.4.2 Elección de alternativas El emplazamiento del parque eólico está condicionado, esencialmente, por la presencia del recurso viento, no siendo posible la consideración de distintas alternativas en la zona de actuación. La selección de este espacio se ha realizado esencialmente, en base a los resultados obtenidos en las mediciones del recurso viento.

Sí se ha realizado un examen de alternativas técnicamente viables en cuanto a la selección de los aerogeneradores, optando por el empleo de máquinas con la mayor potencia unitaria posible dado las ventajas ambientales que ofrecen (reducción de ruidos, menor ocupación de suelo, impacto visual, etc.), y su distribución dentro del parque, que ha estado determinada por la minimización de la obra civil precisa y la distribución en el medio de elementos significativos de la flora.

1.4.4.3 Propuesta de medidas correctoras y protectoras. En el estudio de impacto ambiental se han propuesto una gran variedad de medidas correctoras y protectoras, en la mayoría del los casos de carácter marcadamente preventivo, con objeto de atenuar y/o evitar los efectos ambientales negativos de la actuación en sus diferentes fases.

Las medidas correctoras propuestas, que se relacionan a continuación, se han planteado para minimizar los impactos identificados sobre los distintos elementos del

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176

medio ambiente y lograr una adecuada gestión de residuos:

1.4.4.3.1 Protección de la atmósfera. •

Riegos en las áreas de tránsito y las zonas de maniobra de vehículos y maquinaria, así como de los materiales que vayan a ser removidos para su carga y transporte.

•

El transporte de materiales que se derive de la actuación se realizará en condiciones adecuadas.

•

Se moderará la velocidad de circulación de los vehículos por zonas no asfaltadas.

•

Mantenimiento adecuado de la maquinaria y vehículos de transporte.

•

Aislamiento de los equipos y máquinas-herramientas susceptibles de producir ruidos

•

Planificación y control del tráfico rodado

1.4.4.3.2 Protección de las aguas •

Abastecimiento de camiones cuba desde fuentes autorizadas

•

Delimitación y protección de las zonas de depósito sustancias contaminantes.

•

Mantenimiento la configuración hidrográfica original.

•

Acopio provisional de materiales sobrantes y suelos en áreas deprimidas, o protegidas con cunetas perimetrales y/o barreras de retención de sedimentos.

1.4.4.3.3 Protección de los suelos •

Delimitación física, de las áreas de trabajo (cimentaciones, zanjas, viario interno e instalaciones).

•

Delimitación y protección de las zonas de depósito sustancias contaminantes.

•

Concentración de las instalaciones provisionales (caseta de obra, contenedores, estacionamiento de vehículos, almacenamiento de materiales).

•

Control y planificación del tráfico de maquinaria y vehículos.

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•

En el caso de tener que circular campo a través se empleará, siempre que sea posible, maquinaria ligera.

•

Retirada de la capa de tierra vegetal, evitando su compactación. El acopio se realizará en lugares protegidos y en condiciones adecuadas.

1.4.4.3.4 Protección del paisaje. •

La tipología del edificio del centro de seccionamiento se ajustará a la arquitectura popular.

•

Perfilado de las superficies nuevas o alteradas (taludes en viario interno y plataformas de aerogeneradores).

•

Restauración vegetal de todas las superficies alteradas.

•

Revegetación de las áreas no útiles limítrofes al parque eólico que presenten un acusado estado de degradación edáfica y vegetal.

•

Eliminación de elementos antrópicos una vez terminada la construcción.

1.4.4.3.5 Protección de la vegetación •

Se tendrá especial cuidado en el desbroce de la vegetación.

•

Localización y jalonamiento de las poblaciones o ejemplares vegetales con un especial interés.

•

Ejecución del Proyecto de revegetación de las áreas alteradas.

1.4.4.3.6 Protección de la fauna. •

La ejecución de los trabajos de construcción se realizarán fuera de la época de reproducción o cría de las especies de mayor interés.

•

El avance de las excavaciones y movimientos de tierra será uniforme.

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•

178

Se vigilará la aparición de animales muertos en las instalaciones del parque.

1.4.4.3.7 Medio social. •

La superficie ocupada definitivamente por las instalaciones será la mínima necesaria.

•

Pago de cantidades económicas acordadas con los propietarios de los terrenos afectados por ocupaciones o servidumbres.

•

Se desarrollarán programas de educación ambiental, con los que se ampliarán las funciones recreativas-educativas de los espacios afectados.

1.4.4.3.8 Gestión de residuos •

Se evitará la dispersión de residuos o el depósito de maquinaria y estructuras sin uso en las instalaciones.

•

Los residuos, asimilables a residuos sólidos urbanos, se depositarán en contenedores estancos, adecuadamente identificados.

•

Los residuos vegetales se eliminarán preferiblemente mediante astillado. Se prohibirá de forma expresa la quema de estos residuos

•

Los residuos inertes que se generen se dispondrán en contenedores específicos para su eliminación y/o valorización por empresa autorizada. En ningún caso se crearán escombreras o vertederos incontrolados.

•

Control riguroso de aceites, hidrocarburos o cualquier otra sustancia contaminante, que abarcará su almacenamiento, uso y eliminación.

•

Los transformadores estarán protegidas con un foso para la recogida de aceite.

•

La reposición y sustitución del lubricante de los aerogeneradores se realizará bajo medidas de seguridad extremas y adecuadamente gestionadas.

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1.4.4.4 Programa de Vigilancia Por último, con objeto de garantizar el cumplimiento de las indicaciones y medidas protectoras, correctoras o compensatorias contenidas en el estudio de impacto ambiental, se ha desarrollado un programa de vigilancia ambiental que se desarrolla en documento

independiente

y

anexo

a

este

estudio

de

impacto

ambiental.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

180

1.5

ANEJOS

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.5

ANEJOS

ÍNDICE GENERAL

1.5.1

AEROGENERADORES..............................................................................................182

1.5.2

INSTALACIONES ELÉCTRICAS..............................................................................211

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.5.1

182

AEROGENERADORES

ÍNDICE GENERAL

1.5.1.1 OBJETO ...............................................................................................................183 1.5.1.2 EQUIPOS A INSTALAR..................................................................................183 1.5.1.2.1 Tipo de turbina y descripción general ..........................................183 1.5.1.2.2 Rotor ..................................................................................................185 1.5.1.2.3 Sistema de Transmisión y Generador ...........................................187 1.5.1.2.4 Sistema de frenado ..........................................................................189 1.5.1.2.5 Sistema de Orientación ...................................................................191 1.5.1.2.6 Góndola .............................................................................................192 1.5.1.2.7 Torre ..................................................................................................193 1.5.1.2.8 Peso del aerogenerador ...................................................................194 1.5.1.2.9 Unidad de Control y Potencia ........................................................195 1.5.1.2.10 Descripción del sistema INGECON-W ........................................196 1.5.1.2.11 Nivel de Ruido del Aerogenerador ...............................................197 1.5.1.2.12 Curva de potencia y producción anual del aerogenerador G58850kW…..………………………………………………………………………..199 1.5.1.2.12.1 Condiciones del viento ........................................................201 1.5.1.2.13 Descripción del Montaje de los Aerogeneradores ......................202 1.5.1.2.14 Consideraciones particulares..........................................................204 1.5.1.2.14.1 Condiciones climáticas ........................................................204 1.5.1.2.14.2 Conexión a la red ..................................................................204 1.5.1.3 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA .............................205 1.5.1.3.1 Componentes eléctricos según su colocación..............................205 1.5.1.3.1.1 Elementos eléctricos en la góndola......................................205 1.5.1.3.1.2 Elementos eléctricos en la torre ...........................................206 1.5.1.3.1.3 Elementos eléctricos en el cuadro principal .......................206 1.5.1.3.2 Componentes eléctricos según su función ...................................207 1.5.1.3.2.1 Circuito de generación ...........................................................207 1.5.1.3.2.2 Circuito de control y auxiliares ............................................208 1.5.1.3.3 Sistema de Puesta a Tierra en Baja Tensión ................................208 1.5.1.3.4 Datos del generador y corrección del factor de potencia ...........209 1.5.1.3.5 Conexión entre generador y cuadro de control ...........................209 1.5.1.3.6 Monitorización de la red .................................................................209

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1.5.1.1 OBJETO Este documento tiene por objeto la descripción de las principales características de los aerogeneradores que se van a instalar en el Parque así como la descripción de las condiciones de funcionamiento

1.5.1.2 EQUIPOS A INSTALAR El Parque Eólico estará constituido por un total de 3 aerogeneradores de 850kW de potencia unitaria y con una altura de 55m. La potencia total instalada del parque será de 2,55MW. Los aerogeneradores serán de paso y velocidad variable ya que estas características aseguran una potencia de salida suave y, al mismo tiempo, se reducen las cargas de manera significativa.

1.5.1.2.1 Tipo de turbina y descripción general

Figura 31 Aerogenerador G58

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1. Estructura de apoyo

184

9. Generador

2. Eje principal

10. Acoplamiento

3. Buje del rotor

11. Unidad hidráulica

4. Pala

12. Reductora de orientación

5. Acoplamiento de la pala

13. Corona de orientación

6. Multiplicador

14. Control de orientación

7. Apoyo del multiplicador

15. Parte superior de la unidad de control

8. Freno de disco Un aerogenerador está constituido por una turbina, un multiplicador y un generador eléctrico situados en lo alto de una torre de acero de 55m de altura cimentada sobre una zapata de hormigón armado. La turbina tiene un rotor de 58m de diámetro situado a barlovento. Está equipada con: (a) tres palas aerodinámicas de paso variable controlado por un microprocesador, (b) regulación electrónica de la potencia de salida mediante dos convertidores electrónicos y (c) un sistema activo de orientación. Mediante un multiplicador, se acopla a un generador asíncrono de 4 polos y de 850 kW de potencia unitaria. Estos equipos van situados en el interior de una góndola colocada sobre la torre metálica, con la disposición que puede apreciarse en el esquema anterior. La góndola está construida sobre un bastidor realizado en perfiles tubulares (1). El eje principal (2) está soportado por 2 rodamientos montados en alojamientos de fundición, los cuales absorben las fuerzas radiales y axiales que provienen del rotor. El buje del rotor (3) se monta, mediante tornillos, directamente al eje principal.

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Las palas (4) quedan instaladas atornillándolas a cojinetes (5) asegurando que puedan pivotar fácilmente. El brazo (biela) que hace pivotar las palas une cada terminación con el sistema de paso variable, consiguiéndose de esta forma que todas las palas tengan el ángulo correcto de ataque. El multiplicador (6), fabricado a medida, es instalado detrás del eje principal. El apoyo del multiplicador (7) transfiere todos los momentos desde la parte frontal a la base del bastidor, diseñada para distribuir, por igual, las cargas. El freno de disco (8), diseñado para acoplarlo en el eje de alta velocidad (de salida) del multiplicador, consta de tres sistemas hidráulicos (mordazas de frenado) con pastillas de freno sin amianto (asbestos). El generador (9) es activado por el eje de salida del multiplicador mediante un acoplamiento (10). La unidad hidráulica (11) alimenta al sistema de freno y al sistema de regulación del paso variable o ángulo de ataque. Tanto el generador como la unidad hidráulica están instalados en la parte posterior del bastidor. La orientación se consigue mediante dos sistemas de transmisión eléctrica (12), montados en la base del bastidor. Dicha transmisión engrana con la corona de orientación (13) atornillada en la parte superior de la torre. La orientación está controlada mediante una veleta optoelectrónica. La turbina se monta sobre una base tubular troncocónica galvanizada/metalizada y pintada en blanco, que aloja en su interior, la unidad de control del sistema, basada en dos microprocesadores.

1.5.1.2.2 Rotor El rotor está constituido por tres palas diseñadas aerodinámicamente y construidas a base de resinas de poliéster reforzado con fibra de vidrio y un buje central de fundición protegido por una cubierta de fibra de vidrio. La velocidad de rotación es de 24,19r.p.m. y las palas se ponen en movimiento cuando la velocidad del viento es superior a 3m/s. Las características principales del rotor son:

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Diámetro (m)

58

Área de barrido (m2):

2,642

Intervalo de rotación (r.p.m.): 14,5:31,6 Sentido de giro:

Sentido horario (visto frontalmente)

Orientación:

A barlovento

Número de palas:

3

Altura del eje principal (m):

55

Frenos aerodinámicos:

Totalmente ajustables

Construcción del buje:

Rígido

Tabla 32 Características principales del rotor

Las palas se fabrican en construcción emparedada ligera y disponen en su raíz de tuercas especiales, empotradas, para su conexión al buje del rotor. Las características principales se detallan a continuación: Superficie de sustentación: NACA 63.600 + FFA-W3 Ancho (base/extremo):

2,3m / 0.33m

Alabeo (base/extremo):

16º / 0º

Longitud

28,3m

Frenos aerodinámicos:

por giro total de palas

Peso:

2.300kg

Tabla 33 Características principales de las palas

Por lo general, el modo normal de funcionamiento de los aerogeneradores asíncronos ha sido con velocidad constante. Un generador de inducción funciona con una velocidad casi constante, normalmente entre el 100% y el 101% de la velocidad nominal. Para un generador de 4 polos, esto significa trabajar con velocidades que varían desde 1.500r.p.m. (sin carga) hasta 1.515r.p.m. (plena carga) a una frecuencia de 50Hz. Esta pequeña variación se considera insignificante, razón por la cual este modo de operación se denomina de velocidad constante. Cuando el viento cambia su velocidad esto se traduce en un cambio similar de la potencia de salida. Cuando se alcanza la potencia nominal, las fluctuaciones de potencia son indeseables. La regulación de paso posibilita que la máxima potencia esté limitada a

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la nominal, en promedio, en condiciones de elevada velocidad del viento. Con un generador de velocidad fija las fluctuaciones de potencia son tan rápidas que sólo es posible mantener la potencia media constante. Estas rápidas fluctuaciones contribuyen a cargas sobre la turbina. El concepto de velocidad variable posibilita variar electrónicamente el giro (900-1.950r.p.m.) con lo que se reducen al mínimo las cargas. La regulación de potencia viene determinada por el paso variable de las palas y por la regulación de la velocidad del generador controlado por un microprocesador. A bajas velocidades la pala es orientada de forma que presente una gran superficie vista en dirección al viento dominante. A medida que la velocidad del viento aumenta, esta superficie se reduce cambiando el ángulo de orientación. Si la velocidad del viento supera los 21m/s, las palas se giran totalmente para ofrecer la menor resistencia posible al viento y dejan de rotar como medida de seguridad. El rango de producción, pues, de un aerogenerador se extiende desde 3m/s hasta 21m/s, aproximadamente. Cuando una racha de viento golpea el rotor, el controlador permite un suave incremento de la velocidad del generador. Al mismo tiempo, el sistema de inclinación gira las palas hacia un ángulo de ataque menos agresivo en tanto se reduce la velocidad del rotor. El resultado es una potencia de salida suave y al 100% con una carga mínima sobre las palas, el eje principal y los engranajes. Las palas se atornillan sobre una pieza del soporte de acero que puede pivotar sobre el buje con una activación hidráulica, mediante un conjunto de bielas. Con este sistema se consigue un arranque sin motor y menores esfuerzos sobre la estructura, tanto durante el funcionamiento como en el frenado. También, con este sistema, se aumenta la potencia a altas y bajas velocidades del viento respecto de la respuesta proporcionada por los aerogeneradores de palas fijas.

1.5.1.2.3 Sistema de Transmisión y Generador El buje soporte de las palas se atornilla al eje principal del sistema el cual está soportado por dos apoyos de rodillos esféricos que absorben los esfuerzos axial y radial del rotor. El esfuerzo de rotación generado por el rotor se transmite hasta el multiplicador cuya relación de transmisión es 1:62 merced a un dispositivo helicoidal de

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188

tres etapas. Las características del multiplicador son: Tipo:

Planetario/Helicoidal

Potencia aproximada:

1.150kW

Relación de transmisión:

1:62

Volumen de aceite:

120l

Árbol de baja velocidad:

Árbol hueco

Refrigeración:

Bomba de aceite

Potencia del calentador de aceite:

1.500W

Tabla 34 Características del multiplicador

El eje de alta velocidad, a la salida del multiplicador, acciona el generador y tiene fijado el freno mecánico del disco. La conexión del generador al eje de alta velocidad tiene lugar mediante un acoplamiento (cardan) y un embrague, que prevé la sobrecarga del mecanismo. El acoplamiento absorbe los desplazamientos radial, axial y angular entre los ejes del multiplicador y generador, asegurando un alineamiento preciso y la máxima transmisión del esfuerzo de rotación del multiplicador. Acoplamiento árbol principal-multiplicador Disco de encogimiento cónico Acoplamiento multiplicador-generador Árbol en cruz Cardan

Tabla 35 Acoplamientos del aerogenerador

El generador es asíncrono, de 4 polos, 850kW de potencia, tensión de 690VAC, en el devanado del estator y 480 VAC a la salida del convertidor de frecuencias conectado entre el rotor y el transformador B.T./M.T., velocidad de rotación variable (900:1.950rpm) y frecuencia de 50Hz. Sus características son:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

Tipo:

Asíncrono de rotor devanado

Potencia:

850kW (estator+rotor)

Voltaje:

690VAC

Frecuencia:

50Hz

Clase de aislamiento:

F/H

Clase de protección:

IP54

Número de polos:

4

Velocidad de rotación (r.p.m.): 900-1.750 Intensidad: Estator

659A (690V)

Rotor

82A (480V)

Factor de potencia:

0,95 CAP – 0,95 IND

Tabla 36 Características del generador

1.5.1.2.4 Sistema de frenado El aerogenerador está equipado con dos sistemas independientes de frenado (aerodinámico y mecánico) activados hidráulicamente e interrelacionados entre sí para detener la turbina en todas las condiciones de funcionamiento. El sistema de regulación del paso (conocido como "pitch") de las palas se utiliza para detener la turbina, ya que cuando las palas giran 90º sobre su eje longitudinal, el rotor no presenta superficie frente al viento. Por otro lado, el sistema de frenado mecánico incorpora un freno de disco hidráulico fijado al eje de alta velocidad, integrado por un disco de frenado y tres calibradores hidráulicos (mordazas de frenado), con pastillas de freno sin asbestos. Las características principales de la misma son las siguientes:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

190

Tipo:

Frenos de disco

Diámetro:

600 mm

Calibradores:

3, activados hidráulicamente

Material del disco:

Acero – SG

Tabla 37 Características del sistema de frenado

Ambos sistemas, aerodinámico y mecánico, funcionan a partir de la unidad hidráulica situada en la parte trasera de la góndola. Las características principales de la misma son las siguientes: Tipo:

Bomba de engranajes

Caudal de la bomba:

14 l/min

Presión máxima:

200 bar

Presión del freno:

32 bar

Interruptores de presión: Piezoeléctricos Volumen de aceite:

60 l

Motor:

4,0 kW

Tabla 38 Características de la unidad hidráulica

Cuenta, además con acumuladores y válvulas solenoides de control. El sistema distingue dos tipos de frenado: 1. Frenado normal (en operación): en el que sólo se usa el sistema de regulación del paso de las palas para realizar el frenado "controlado" a baja presión hidráulica. Con ello se reducen al mínimo las cargas sobre la turbina y se contribuye a una larga vida del sistema. 2. Frenado de emergencia: en situaciones críticas, con aplicación a presión elevada de los calibradores hidráulicos junto con el giro total de las palas. En caso de sobrevelocidad en el rotor que coincida con un fallo del controlador, un dispositivo auxiliar de seguridad, independiente del controlador, puede también parar el aerogenerador.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

El proceso de frenado está garantizado por la unidad hidráulica, que mantienen una reserva permanente de energía almacenando fluido a presión en acumuladores, estando siempre disponible independientemente del suministro eléctrico. Esto supone un seguro antifallos del sistema. La válvula de control regula el flujo a los calibradores (mordazas) para que se mantengan liberados cuando la turbina está en marcha, y abastecidos con fluido a presión cuando se requiera frenarla. La unidad de control monitoriza y controla la presión hidráulica necesaria para el frenado.

1.5.1.2.5 Sistema de Orientación El aerogenerador dispone de un sistema de orientación eléctrico activo. La alineación de la góndola frente al viento, se efectúa por medio de dos motorreductores que engranan con la corona de orientación de la torre. La corona es una rueda dentada atornillada a la torre. La veleta, situada sobre la cubierta de la góndola, envía una señal al controlador y éste acciona los motores de orientación que pivotan la turbina a una velocidad de 0,5º/seg. Los componentes del sistema se especifican a continuación:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

192

Veleta: Tipo:

Optoeléctrico

Sistema de orientación Tipo:

Sistema antideslizante por fricción

Material:

Fundición (Mechanite SF500)(GGG 50)

Velocidad de deslizamiento < 0.5º/segundo Dientes:

M12, Z=177

Reductoras de orientación (2) Tipo:

Engranajes planetarios y de tornillo

Torsión:

2 x 15.000Nm

Dientes:

M12, Z=16

Motores de orientación (2) Tipo:

Inducción/Asíncrono

Velocidad de rotación;

940rpm (50Hz) y 1.130 (60Hz)

Potencia:

1,5kW

Corona de orientación Tipo:

Rueda dentada/dientes rectos

Sujeción:

Atornillada a la torre

Control de orientación Tipo:

Rueda dentada/dientes rectos

Función:

Protección contra torsión del cableado

Tabla 39 Características del sistema de orientación

Como característica adicional de seguridad, el sistema de orientación puede ser utilizado para girar, mediante una activación manual, la góndola y el plano del rotor fuera de la dirección del viento en caso de que se requiera.

1.5.1.2.6 Góndola Todos los componentes descritos, se sitúan sobre la plataforma de la góndola. El bastidor está compuesto por piezas atornilladas construidas con perfiles tubulares huecos y chapas de acero. El bastidor de la góndola se apoya sobre la corona de orientación y desliza sobre unas zapatas de material plástico PETP para evitar que los

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

esfuerzos transmitidos por el rotor ocasionen tensiones excesivas sobre los engranajes del sistema de orientación. El peso total de la góndola, incluyendo los equipos que contiene, es de 22T. La góndola incorpora, además de los elementos detallados, un anemómetro optoeléctrico (en un brazo pivotable junto a la veleta de orientación), conectado a la unidad de control para optimizar la producción energética del aerogenerador. Toda la maquinaria, a excepción del anemómetro y veleta, está protegida por una cubierta cerrada, de fibra de vidrio, que protege los diversos componentes contra las condiciones atmosféricas ambientales, al tiempo que reduce el ruido del aerogenerador, impidiendo que se transmita a través del aire, incorporando huecos de ventilación suficientes para garantizar una refrigeración eficaz del multiplicador y del generador. La parte superior de la cubierta puede ser abierta, permitiendo al personal de servicio ponerse de pie en la góndola para la manipulación de los componentes, así como para introducir o sacar los mismos sin necesidad de desmontar la cubierta. Una puerta situada en la parte frontal de la cubierta proporciona acceso al cubo del rotor y los apoyos de las palas. Asimismo, en la góndola hay instalada una lámpara. La plataforma de la góndola dispone de un hueco para el acceso a la misma desde el interior de la torre.

1.5.1.2.7 Torre El aerogenerador se dispone sobre una torre metálica tubular troncocónica de acero, de 55m de altura, metalizada y pintada. El diámetro de la base es 3,3m y 2,3m el de coronación. El peso total de la torre es de 56T. En su interior se dispone una escalera para acceder a la góndola, equipada con dispositivos de seguridad y plataformas de descanso y protección. Cuenta, también, con elementos de paso y fijación del cableado eléctrico e instalación auxiliar de iluminación. En la parte inferior tiene una puerta de acceso. Se construye en dos tramos que se unen mediante bridas interiores a pie de su

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

194

emplazamiento, y se eleva mediante una grúa que se ancla al pedestal de la cimentación con otra brida. Su suministro incluye las barras de anclaje en la cimentación. Las características principales de la torre metálica son: Estructura metálica Tipo:

Tubular cónico

Material:

Fe360-C, Fe360-B, Fe360-D

Altura:

55m

Tratamiento superficial:

Metalizada + pintura

Peso:

Aprox. 56.000kg

Diámetro de la base:

3,3m

Diámetro superior:

2,3m

Pintura externa Tratamiento superficial:

Metalizado + pintado

Chorro de arena:

SA 3 (DS 2019)

Metalizado:

DSI/ISO 2063 Zn 80

1ª Capa:

Resistente-UV, mín. 75µm (1 capa)

Capa externa:

Resistente-UV, mín. 125µm (1 capa)

Clase de corrosión (DS/R 454): 3

Pintura interna Tratamiento superficial:

Pintado

Chorro de arena:

SA 2,5 (DS 2019)

1ª Capa galvanizada:

Mín. 50 µm (1 capa)

Capa externa:

Mín. 100µm (1 capa)

Clase de corrosión (DS/R 454): 2 Tabla 40 Carácterísticas de la torre metálica

1.5.1.2.8 Peso del aerogenerador El peso total del aerogenerador (excluida la cimentación) es de 88.000 kg, desglosados en los siguientes términos:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

Rotor completo (buje + 3 palas): 10.000 kg Góndola completa (sin rotor):

22.000 kg.

Torre:

56.000 kg

Tabla 41 Tabla resumen del peso del aerogenerador

1.5.1.2.9 Unidad de Control y Potencia La unidad de control y potencia, basada en el control INGECON-W, controla todas las funciones críticas del aerogenerador a fin de optimizar, en todo momento, el funcionamiento del aerogenerador en toda la gama de velocidades del viento, y que pueden resumirse como sigue: •

Sincronización de la velocidad de rotación al 60% de la nominal, antes de la conexión a la red, para limitar la intensidad de conexión.

•

Conexión de los aerogeneradores utilizando los convertidores electrónicos conectados entre el rotor y el transformador B.T./M.T., para limitar la intensidad.

•

Regulación del ángulo de paso de las palas para optimizar el funcionamiento del aerogenerador, consiguiendo:




Óptimo ajuste de la potencia nominal de 850kW.




Conexión más suave del aerogenerador.




Arranque sin consumo de energía.




Reducción de cargas sobre la estructura.




Parada del aerogenerador sin utilización del freno mecánico.




Producción óptima bajo cualquier condición del viento.




Vida útil esperada de 20 años.

• Gracias a la regulación del paso, no es necesario el arranque del motor.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

196

• Orientación automática hacia la dirección del viento. • Regulación dinámica de la potencia reactiva intercambiada por la red. • Supervisión de la unidad hidráulica. • Supervisión de la red eléctrica. • Supervisión de las funciones de seguridad. • Parada de la turbina cuando se presente algún fallo.

1.5.1.2.10 Descripción del sistema INGECON-W El sistema INGECON-W asegura que tanto la velocidad de giro, como el par transmitido por la turbina eólica inyectan una potencia eléctrica estable a la red eléctrica. Este tipo de control permite regular de forma dinámica el factor de potencia de la instalación. El sistema INGECON-W está formado por un generador asíncrono de rotor devanado de anillos rozantes, dos convertidores electrónicos de funcionamiento en cuatro cuadrantes con dispositivos semiconductores IGBT, contactores y protecciones. El generador se protege contra cortocircuitos y sobrecargas monitorizando continuamente la temperatura utilizando sondas PT-100 en los puntos calientes del estator y en los cojinetes. El tipo de generación en el sistema INGECON-W es un tipo especial de generación síncrona que permite modificar la velocidad de giro del generador (40% inferior a la velocidad de sincronismo y un 15% por encima de la velocidad de sincronismo), controlando el par del generador y manteniendo la potencia eléctrica de salida prácticamente constante, en todos los modos de funcionamiento del aerogenerador. Esta característica se lleva a cabo mediante el control de las corrientes del rotor. Asimismo, con este sistema es posible controlar el factor de potencia de la instalación controlando las corrientes a la salida del convertidor electrónico conectado a la red. Esto hace que no sea necesario utilizar baterías de condensadores para compensar el factor de potencia.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

Otro resultado de la generación síncrona que caracteriza al sistema INGECONW es la conexión suave a la red. De esta forma, los procesos de conexión-desconexión se realizan sin perjuicio para la instalación. El aerogenerador G58 de 850kW es capaz de funcionar a velocidad variable entre 900rpm y 1.950rpm. Para concluir, el INGECON-W ha sido construido considerando criterios de optimización en la captura de energía, reducción de ruido y reducción de cargas en la caja multiplicadora y otros componentes.

1.5.1.2.11 Nivel de Ruido del Aerogenerador Se han realizado mediciones del ruido de aerogeneradores de este tipo a una distancia de 75m a sotavento del centro de la torre y a 40,5m a barlovento. Se miden, para diferentes velocidades del viento, el ruido total y el existente con el aerogenerador parado. El gráfico de la figura 32 recoge los valores obtenidos y las regresiones lineales encontradas estadísticamente.

Figura 32 Valores medidos del nivel de ruido de un aerogenerador a 72 m de distancia junto con las líneas de regresión calculadas

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

198

Como puede apreciarse, los valores del ruido total son inferiores a 60dB(A), siendo el ruido ambiente debido al viento (con el aerogenerador parado) ligeramente superior a 40dB(A). Esto significa, que la contribución del aerogenerador al ruido ambiente natural sería inferior a 20dB(A) a una distancia a su base de sustentación de, aproximadamente, 75m. En la figura se aprecia como el gradiente del nivel sonoro total (aerogenerador en funcionamiento) es de 0,45dB por cada m/s de aumento de la velocidad del viento mientras que el gradiente del nivel sonoro ambiental (aerogenerador parado) es de 1,13dB. Por otra parte, la figura 33 recoge la variación del nivel de ruido de un aerogenerador en función de la distancia. Como puede apreciarse, a 500m de distancia el nivel de ruido disminuye hasta 40dB, valor comparable con el máximo legislado para zonas residenciales e inferior al de amplias zonas urbanas.

Figura 33 Variación con la distancia del nivel de ruido de un aerogenerador de 850 kW de potencia unitaria (para una velocidad del viento de 8 m/s medido a 10 m de altura).

La normalización de ensayos no incluye la medición del ruido total de un parque eólico, pero las diferencias existentes ponen de manifiesto que el incremento de ruido de un conjunto de aparatos es reducido dada la forma en que se suman los ruidos y las distancias de unos aparatos a otros.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.5.1.2.12 Curva de potencia y producción anual del aerogenerador G58-850kW Las curvas de potencia han sido calculadas en base a los datos siguientes datos: •

Velocidad del viento: promediada cada 10 minutos, a la altura del buje de la turbina

y perpendicular al plano del rotor. •

Frecuencia: ..........................................................................................................50Hz/60Hz

•

Ángulo de inclinación: ..............................................................................regulado por paso

•

Turbulencia .................................................................................................................... 10% La potencia eléctrica está medida como función del viento a la altura del buje,

con una media de 10 minutos, y perpendicular al plano del rotor, fijando una densidad de aire.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

200

Densidad del aire (kg/m3) Velocidad (m/s) 1,225

1,06

1,09

1,12

1,15

1,18

1,21

1,24

1,27

3

9,7

8,1

8,4

8,7

9

9,3

9,6

9,9

10,2

4

33,5

28,1

29,1

30

31

32

33

34

35

5

78,5

66,4

68,5

70,7

72,9

75,1

77,4

79,6

81,8

6

145,3

123,9 127,8

131,7

135,6 139,5

143,4 147,2

151

7

236,6

203,1 209,2

215,3

221,5 227,5

233,6 239,7

245,7

8

358,8

308,1 317,3

326,5

335,7 345

354,2 363,4

372,7

9

513,1

443,1 456,4

469,8

482,4 494,7

507

531,4

10

669,7

598,4 614,4

630,5

643

653,7

664,4 675

685,6

11

778,3

729,7 742,9

756,1

764,3 769,9

775,5 781

786,6

12

828,1

805,1 812,2

819,4

823,1 825,1

827,1 829

831

13

844,4

836,2 839

841,8

843,1 843,6

844,2 844,7

845,2

14

848,7

846,3 847,2

848

848,4 848,5

848,7 848,8

848,9

15

849,7

849,1 849,3

849,6

849,7 849,7

849,7 849,7

849,8

16

849,9

849,8 849,8

849,9

849,9 849,9

849,9 849,9

850

17-21

850

850

850

850

850

850

850

850

519,2

850

Tabla 42 Potencia (kW) en función de la velocidad (m/s) y de la densidad del aire (kg/m3) para el aerogenerador G58 de Gamesa

La curva de potencia del aerogenerador está confeccionada con cálculos realizados para una densidad media del aire estándar (1,225kg/m3) y una turbulencia del 10%. Para otros valores de densidad y turbulencia la curva tomará valores distintos.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

900

849,6

841,8

800

819,4 756,1

848

850

850 849,9

850

850

Potencia (kW)

700 630,5

600 500

469,8

400 326,5

300

215,3

200

131,7

100 0 0

30

8,7

0 3

70,7

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Velocidad del viento (m/s)

Figura 34 Curva de potencia del aerogenerador G58 para una temperatura media de 15ºC y una densidad del aire de 1,12kg/m3

Parámetro

Velocidad media del viento (m/s)

de Weibull

5

5,5

6

6,5

7

7,5

C = 1.5

1484

1784

2072

2341

2586

2804

C = 2.0

1300

1650

2009

2365

2707

3030

C = 2.5

1136

1496

1884

2285

2685

3072

Tabla 43 Producción, en MWh, para diferentes velocidades medias del viento y valores del parámetro C de la distribución de Weibull

1.5.1.2.12.1 Condiciones del viento Las condiciones del viento para un emplazamiento determinado vienen normalmente determinadas por una distribución de viento tipo Weibull, descrita por unos factores A y C. El factor A es proporcional a la velocidad media del viento y C define el factor de forma de la distribución de Weibull o, en otras palabras, la variación a largo plazo (horas) de la velocidad del viento. La turbulencia es el factor que describe las variaciones o fluctuaciones a corto plazo.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

202

Las condiciones de viento de diseño para el aerogenerador son: •

Velocidad media del viento(*):

máximo 7,5m/s

•

Turbulencia(*):

máximo 16%

(*) Medidos a la altura de buje (eje del rotor). Estos

aerogeneradores

se

revelan,

pues,

como

apropiados

para

un

emplazamiento como el del Parque Eólico del proyecto, dadas las características del viento en este lugar. La velocidad de parada es un parámetro de diseño. También, las velocidades máximas del viento son importantes para las cargas sobre los aerogeneradores. Las velocidades máximas del viento permisibles para el aerogenerador se detallan debajo: •

Velocidad máxima durante 10 min.:

37,5m/s

•

Racha máxima durante 3 segundos:

52,5m/s

•

Velocidad de parada:

21m/s

1.5.1.2.13 Descripción del Montaje de los Aerogeneradores El aerogenerador se transporta a pie de obra en cuatro partes (tramo inferior de la torre, tramo superior, góndola y palas) como un conjunto de piezas dispuestas para su ensamblaje, del modo que se detalla a continuación: •

Dos tramos de la torre tubular.

•

Góndola completa, con cables de conexión a la unidad de control a pie de torre.

•

Tres palas sin ensamblar.

•

Buje del rotor y su protección.

•

Unidad de control.

•

Accesorios (escalera interior, línea de seguridad, tornillos de ensamblaje, etc.)

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

Los pasos a seguir para el levantamiento e instalación del aerogenerador son los siguientes:

•

Se colocan los diversos accesorios de los diferentes tramos de la torre (escaleras, plataformas, cable de seguridad anticaídas, etc.).

•

Se levanta el primer tramo de la torre con la grúa de 300T y se une a la base cimentada mediante tornillos que unen las bridas colocadas en los extremos de los tramos.

•

Se levantan con la grúa los componentes del transformador 0,69/20kV y se ubican ensamblándolos en el interior del primer tramo, descansando sobre la primera plataforma.

•

Posteriormente se levanta el segundo tramo de la torre uniéndola con el primero mediante tornillos embridados.

•

Se procede al ensamblaje del rotor, también sobre el terreno, acoplando las palas al buje y colocando la protección frontal.

•

Se iza la góndola, y cuando está situada sobre el collarín superior de la torre, se aprietan los tornillos de sujeción.

•

Se eleva el rotor completo, en posición vertical. Se fija el buje del rotor al plato de conexión situado en el extremo delantero del eje principal de la góndola.

•

Se conecta el mecanismo de regulación del paso de las palas.

•

Se procede al tendido de los cables de la góndola por el interior de la torre, para su posterior conexión a la unidad de control.

•

Se coloca la unidad de control sobre los apoyos dispuestos en la cimentación y se conectan los cables de potencia y de control de la góndola, quedando el aerogenerador dispuesto para su conexión a la red. Previamente al montaje, se debe construir una zapata de cimentación en la que

quedan embutidos los pernos de anclaje de la torre.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

204

La grúa de 300T, necesaria para elevar los tramos de la torre y la góndola, precisa disponer de una plataforma a pie de torre de, al menos, 15 x 25m, así como un camino de acceso de, al menos, 3m de anchura.

1.5.1.2.14 Consideraciones particulares 1.5.1.2.14.1 Condiciones climáticas La turbina está diseñada para temperaturas ambiente dentro del rango de -20ºC a +40ºC (media mínima 10º). Fuera de estas temperaturas la turbina se para. La humedad puede ser del 100% (durante un máximo del 10% del tiempo). Protegido contra la corrosión de acuerdo con la clase de corrosión 3 en el exterior, y clases 1 y 2 en el interior (DS/R 454).

1.5.1.2.14.2 Conexión a la red Intermitencia o rápidas fluctuaciones de frecuencia en la red de la instalación puede causar graves daños a la turbina eólica. Variaciones constantes entre +1 y -3Hz son aceptables. El voltaje estará en el rango +6/-10 del nominal. Caídas de la red pueden producirse, a lo sumo, una vez por semana como promedio a lo largo de la vida de la turbina. Debe practicarse una conexión a tierra de 10Ω. La turbina estará conectada a una malla TN.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.5.1.3 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA En este apartado se van a describir las características de los componentes eléctricos del aerogenerador, según su colocación y función de los mismos (circuito al cual pertenecen).

1.5.1.3.1 Componentes eléctricos según su colocación Los elementos eléctricos se disponen sobre la góndola, torre y cuadro situado en la base del aerogenerador. Los elementos que se encuentran en el Aerogenerador son los siguientes:

1.5.1.3.1.1 Elementos eléctricos en la góndola •

Generador asíncrono de rotor devanado, cuyas características se encuentran en el apartado 1.5.1.2.3 del presente Anejo.

•

Dos motores de orientación de la góndola, cuyas características se encuentran en el apartado 1.5.1.2.5 del presente Anejo.

•

Motor de la unidad hidráulica, cuyas características se encuentran en el apartado 1.5.1.2.4 del presente Anejo.

•

Unidad de control, equipada con:




Microprocesador y circuitos complementarios (sensores, activadores de contactores, ...).




Fuente de alimentación.




Fusibles para protección del microprocesador.




Relés térmicos para protección de los motores auxiliares.




Contactores para accionamiento de motores.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

206




Resistencia de calentamiento.




Instalación de alumbrado y sistema de potencia para conexionado de herramientas.

1.5.1.3.1.2 Elementos eléctricos en la torre •

Cableado de conexión del devanado de 850kW del generador con el cuadro control.

•

Cableado fase-neutro para instalación de alumbrado de la góndola, del cual se obtiene una derivación equipada con interruptor, enchufe y tres bombillas para alumbrado de la torre.

•

Cableado para alimentación de los motores de orientación y unidad hidráulica.

•

Sistema monofásico para alimentación de la unidad de control (microprocesador y circuitos complementarios) situada en la góndola.

•

Sistema monofásico para alimentación de resistencia de calentamiento situada en la unidad de control de la góndola.

1.5.1.3.1.3 Elementos eléctricos en el cuadro principal Está situado en la base de la torre y consta de 4 compartimentos diferentes •

Compartimento de barras, equipado con:




Juego de Autoválvulas.




Juego de Barras.




Juego de 3 Transformadores de intensidad.




Interruptor automático (magneto-térmico) para circuito de generadores y condensadores de compensación Energía Reactiva.




Contactores para efectuar el by-pass después del arranque.




Circuito de tiristores para el arranque.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

•




Interruptor automático para circuito auxiliar.




Relé de defecto a tierra.

Compartimento del procesador, equipado con:




Fuente de alimentación.




Procesador del sistema de control.




Contactos para bobinas de actuación de contactores.




Resistencia de calentamiento.

Compartimento de fusibles, equipada con:




Relé de falta a tierra.




Interruptor automático (10A) para el circuito de alumbrado del aerogenerador.

1.5.1.3.2 Componentes eléctricos según su función Según la función que realicen, se pueden distinguir dos circuitos: Circuito de generación (potencia) y Circuito de control y auxiliares. Estos circuitos poseen interruptores diferentes, asegurando la tensión en cualquiera de ellos, independientemente del otro.

1.5.1.3.2.1 Circuito de generación El circuito de generación consta de los siguientes elementos: •

Generador asíncrono de rotor devanado.

•

Cableado desde generador el cuadro principal.

•

Contactores para conexión de los distintos accionamientos.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

208

Interruptores automáticos.

1.5.1.3.2.2 Circuito de control y auxiliares Este circuito estará formado por los siguientes componentes: •

Motores de orientación y de la unidad hidráulica.

•

Microprocesadores.

•

Resistencias de calentamiento.

•

Línea de alumbrado y potencia para herramientas.

•

Contactores.

•

Interruptores automáticos.

•

Relé de corriente a tierra.

1.5.1.3.3 Sistema de Puesta a Tierra en Baja Tensión El sistema de puesta a tierra, que se realizará simultáneamente a los trabajos de cimentación, estará compuesto por conductor anular cerrado con picas de conexión a tierra. Las ventajas que representa son: 1. Seguridad personal: El anillo conductor limita el paso y la tensión de contacto para personas cercanas a los cimientos de la torre en caso de caída de rayos. 2. Seguridad de operación: Las picas de toma a tierra aseguran una constante y baja resistencia a la tierra distante para el sistema completo. El sistema de puesta a tierra se realizará de la siguiente manera: 1. Se colocará un anillo conductor de cobre de 50mm2 a una distancia de 1m de los cimientos y a 1m bajo el nivel final del suelo. 2. El anillo conductor se complementa con dos picas recubiertas de cobre de 2m de longitud y 18,3mm de diámetro que se clavarán diametralmente a ambos lados de la torre.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

3. El anillo conductor se conectará también a dos puntos diametralmente opuestos de la estructura metálica de la torre.

1.5.1.3.4 Datos del generador y corrección del factor de potencia Asíncrono con rotor devanado y control de corriente de

Tipo de generador:

rotor

Grado de protección:

IP54

Clases aislamiento (estator/rotor):

F/H

Tensión:

690 V ac

Frecuencia:

50Hz

Número de polos:

4

Conexión del devanado:

Y/∆ conmutable por potencia

Potencia:

850kW

Velocidad:

900-1.950r.p.m.

Factor de potencia a plena carga

1

Rendimiento a plena carga:

95,2%

Intensidad Estator

670 A (690 V)

Rotor

72 A (480 V) Tabla 44 Tabla resumen de las características del generador

1.5.1.3.5 Conexión entre generador y cuadro de control La conexión entre el generador, situado en la góndola, y el armario de control situado en la base de la torre se realizará mediante conductores tripolares de cobre 0,6/1kV tipo SH de 3x 70mm2, existiendo cuatro cables en paralelo para el estator y dos para el rotor.

1.5.1.3.6 Monitorización de la red El generador se desconectará si la tensión o la frecuencia exceden los límites que a continuación se señalan:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

210

Tensión nominal de fase: UP, nom = 400V. Tensión de la red: UN=690V. El generador se desconecta si: •

Tensión es un 6% mayor que la nominal durante 60s: UP, nom = 424V, UN = 734V.

•

Tensión es un 10% menor que la nominal durante 60s: UP, nom = 360V, UN = 624V.

•

Tensión superior a la nom. en un 10% durante 0,5s: UP, nom = 440V, UN = 762V.

•

La frecuencia es superior a 51Hz durante 0,2s.

•

La frecuencia es inferior a 47Hz durante 0,2s. Si un fallo en la red interrumpe la tensión en el controlador VMP, el circuito de

parada de emergencia se abrirá inmediatamente y el generador se desconectará automáticamente.

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1.5.2

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

ÍNDICE GENERAL 1.5.2.1 OBJETO ...............................................................................................................213 1.5.2.2 AEROGENERADORES ...................................................................................213 1.5.2.2.1 Descripción general .........................................................................213 1.5.2.2.2 Rotor ..................................................................................................215 1.5.2.2.3 Sistema de transmisión y generador .............................................216 1.5.2.2.4 Sistema de frenado ..........................................................................216 1.5.2.2.5 Sistema de orientación ....................................................................217 1.5.2.2.6 Góndola .............................................................................................217 1.5.2.2.7 Torre ..................................................................................................217 1.5.2.2.8 Unidad de control y potencia. ........................................................218 1.5.2.2.9 Descripción del sistema INGECON - W......................................219 1.5.2.2.10 Sistema de Puesta a Tierra del aerogenerador. ............................220 1.5.2.2.11 Datos del generador .........................................................................221 1.5.2.2.12 Cableado interior del aerogenerador .............................................221 1.5.2.2.13 Restricciones de la red eléctrica. ...................................................222 1.5.2.3 RED DE MEDIA TENSIÓN ............................................................................224 1.5.2.3.1 Centro de Transformación ..............................................................224 1.5.2.3.1.1 Transformador B.T./M.T.......................................................224 1.5.2.3.1.2 Celdas de conexión a la red de media tensión....................225 1.5.2.3.1.2.1 Función de protección.........................................................................226 1.5.2.3.1.2.2 Función de entrada de línea................................................................226 1.5.2.3.1.2.3 Función de salida de línea...................................................................227 1.5.2.3.1.3 Material de Seguridad ............................................................228 1.5.2.3.2 Líneas de Media Tensión................................................................228 1.5.2.4 Centro de seccionamiento..................................................................................231 1.5.2.4.1 Características Generales ................................................................231 1.5.2.4.2 Descripción de la Instalación .........................................................231 1.5.2.4.2.1 Red de tierra ............................................................................231 1.5.2.4.2.2 Sistema de 20kV .....................................................................232 1.5.2.4.2.2.1 Celdas de media tensión......................................................................232 1.5.2.4.2.2.2 Interruptor automático.........................................................................233 1.5.2.4.2.2.3 Seccionador...........................................................................................233 1.5.2.4.2.2.4 Transformadores de intensidad para medida y protección............234

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

212

1.5.2.4.2.2.5 Transformadores de tensión inductivos...........................................235 1.5.2.4.2.3 Armario de mando, protección y medida ............................235 1.5.2.4.2.4

Enclavamientos .................................................................236

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1.5.2.1 OBJETO Este documento tiene como objeto la descripción de las principales características de las instalaciones eléctricas para el Parque Eólico en la provincia de Burgos.

1.5.2.2 AEROGENERADORES 1.5.2.2.1 Descripción general Cada aerogenerador está constituido esencialmente por un rotor eólico tripala, una caja multiplicadora y un generador eléctrico situados en lo alto de una torre de acero de 55 m de altura cimentada sobre una zapata de hormigón armado. El rotor tiene 58m de diámetro y está situado a barlovento. Está constituido por tres palas de perfil aerodinámico y paso variable, regulado para optimizar la potencia generada en cualquier condición de viento y limitarla como máximo a la nominal (850kW). La máquina puede operar dentro de un amplio rango de velocidades de giro merced a la actuación del sistema de control, que frente a las variaciones de par en la turbina proporciona una potencia eléctrica de salida sin oscilaciones, aprovechándose al máximo el potencial del viento. El eje principal del rotor eólico se acopla al generador eléctrico mediante una caja multiplicadora de tres etapas, que adapta las velocidades de giro de ambos elementos. El apoyo del multiplicador mecánico transfiere todos los esfuerzos desde la parte frontal hacia el bastidor de la góndola, el cual a su vez los transmite hacia la torre como elemento estructural principal. El generador eléctrico es asíncrono de rotor bobinado con anillos rozantes, dos pares de polos y 850kW de potencia unitaria. El sistema de paso variable de las palas, además de actuar como regulador de la

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214

potencia de entrada, también opera como freno de servicio de la máquina mediante la puesta en bandera de las palas. Existe un freno mecánico de disco situado en el eje de alta velocidad, utilizado para bloquear la máquina una vez detenida. El eje principal está soportado por 2 rodamientos montados en alojamientos de fundición, los cuales absorben las fuerzas radiales y axiales que provienen del rotor. El buje del rotor se monta mediante brida atornillada, directamente al eje principal. Las palas quedan instaladas atornillándolas a los rodamientos que permiten variar el ángulo de paso respecto al buje. El brazo (biela) que hace pivotar las palas une cada terminación con el sistema de paso variable, consiguiéndose de esta manera que todas las palas tengan el ángulo correcto de ataque. La unidad hidráulica alimenta al sistema de freno y al sistema de regulación del paso variable o ángulo de ataque. La orientación de la góndola hacia el viento se consigue mediante dos sistemas de transmisión eléctrica, montados en la base del bastidor de la misma. Dicha transmisión engrana con la corona de orientación atornillada en la parte superior de la torre. La conexión entre el bastidor de la góndola y la corona de la torre se lleva a cabo mediante un cojinete de fricción. El control de orientación se efectúa a partir de la señal recibida de la veleta optoelectrónica. La cubierta de la góndola es de fibra de vidrio con poliéster estando diseñada para proteger todos los equipos que alberga de la intemperie, y al mismo tiempo para reducir la transmisión de ruido hacia el exterior. La góndola se monta sobre la torre, que es una estructura de acero tubular tronco-cónica pintada de blanco, anclada a la cimentación de hormigón armado que da soporte a todo el conjunto. El sistema de control del aerogenerador se lleva a cabo mediante dos unidades principales con microprocesadores, una situada en la góndola y otra en la base de la torre junto a la celda de media tensión. El sistema de control recibe continuamente todas las señales procedentes de los sensores del aerogenerador, y en función de ellas regula el funcionamiento de la máquina llegando a detenerla si existe algún problema que así lo requiera. Existe una pantalla táctil en la que se presentan todos los datos de

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operación, permitiendo la interacción con el usuario y la monitorización y control remotos.

1.5.2.2.2 Rotor El rotor está constituido por tres palas diseñadas aerodinámicamente y construidas mediante dos conchas realizadas en resinas de poliéster reforzado con fibra de vidrio con un larguero interior como elemento estructural de la pala. Las tres palas se unen mediante rodamientos a un buje esférico de fundición que se protege del exterior mediante una cubierta de fibra de vidrio y poliéster. La velocidad de rotación se encuentra dentro del intervalo 14,5 : 31,6r.p.m. y la máquina se pone en movimiento cuando la velocidad del viento es superior a 3m/s. La regulación de potencia viene determinada por el paso variable de las palas y por la variación de la velocidad del generador controlada por microprocesador. A bajas velocidades, la pala es orientada de forma que presente una gran superficie vista en dirección al viento dominante. A medida que la velocidad del viento aumenta, esta superficie se reduce cambiando el ángulo de orientación. Si la velocidad del viento supera los 21m/s, las palas se giran totalmente para ofrecer la menor resistencia posible al viento y dejan de rotar como medida de seguridad. Al mismo tiempo, cuando una ráfaga de viento golpea el rotor, la velocidad de giro se incrementa evitando su transmisión en forma de sobreesfuerzos a la cadena cinemática. De este modo, el rango de producción del aerogenerador se extiende desde 3m/s hasta 21m/s, alcanzando potencia nominal a 17m/s. En la sección de raíz de las palas existen 52 taladros en los que se introducen insertos metálicos que permiten la unión atornillada al rodamiento de unión al buje. La activación del cambio de paso de pala se lleva a cabo mediante un sistema de bielas. Un cilindro hidráulico con un émbolo mueve una varilla actuadora dispuesta en el interior del eje principal; esta varilla actúa sobre una pieza triangular en cuyos vértices se encuentran las bielas que provocan el giro de las palas en torno a su eje longitudinal, situando las tres palas con el mismo ángulo de ataque. Con este sistema, se aumenta la potencia a altas y bajas velocidades del viento respecto de la respuesta proporcionada

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216

por los aerogeneradores de paso fijas, además de conseguir una potencia eléctrica de salida sin fluctuaciones y con menores esfuerzos en todas las estructuras. Las palas del aerogenerador disponen de captadores metálicos de descargas atmosféricas en sus dos caras, siendo estas transmitidas a la raíz de la pala y de ahí mediante contactos móviles sucesivamente al bastidor de la góndola, a los conductores de cobre bajantes de la torre y al sistema de puesta a tierra.

1.5.2.2.3 Sistema de transmisión y generador El buje soporte de las palas se atornilla al eje principal del sistema, el cual está soportado por dos apoyos de rodillos esféricos que absorben los esfuerzos axial y radial del rotor. El esfuerzo de rotación generado por el rotor se transmite hasta el multiplicador cuya relación de transmisión es 1:62 merced a un dispositivo de tres etapas (una planetaria y dos helicoidales). El generador es asíncrono trifásico de rotor bobinado con anillos rozantes y 4 polos, 850kW de potencia, tensión de 690VAC en el devanado del estator y 480VAC a la salida del convertidor de frecuencias conectado entre el rotor y el transformador BT/MT. Como ya se ha dicho, el generador funciona a velocidad variable entre 900 y 1.950rpm a la frecuencia de 50Hz.

1.5.2.2.4 Sistema de frenado El aerogenerador está equipado con dos sistemas independientes de frenado aerodinámico y mecánico, activados hidráulicamente e interrelacionados entre sí para detener la turbina en todas las condiciones de funcionamiento. El sistema de regulación de paso de las palas ("pitch") se utiliza para detener la turbina, ya que cuando las palas giran 90º sobre su eje longitudinal, el rotor no presenta superficie frente al viento. Por otro lado, el sistema de frenado mecánico incorpora un freno de disco de accionamiento hidráulico fijado al eje de alta velocidad, integrado por un disco y tres mordazas de frenado. Mediante este freno es posible bloquear el giro una vez detenida la máquina, para operaciones de mantenimiento o reparaciones.

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1.5.2.2.5 Sistema de orientación El aerogenerador dispone de un sistema de orientación eléctrico activo. La alineación de la barquilla frente al viento se efectúa por medio de dos motorreductores que engranan con la corona de orientación de la torre mediante piñones. La corona es una rueda dentada atornillada a la torre. Las dos anemoveletas sónicas situados sobre la góndola, envían señal al controlador y éste acciona los motores de orientación que pivotan la barquilla a una velocidad de 0,5º/seg.

1.5.2.2.6 Góndola Todos los componentes descritos, se sitúan sobre el bastidor de la góndola. Este bastidor está compuesto por piezas atornilladas construidas con perfiles y chapas de acero. Se apoya sobre el rodamiento de la corona de orientación y desliza sobre unas zapatas de material plástico PETP para evitar que los esfuerzos transmitidos por el rotor ocasionen tensiones excesivas sobre los engranajes del sistema de orientación. Sobre la parte delantera del bastidor reposan los soportes del eje principal y apoya la corona de orientación. Las vigas de la parte trasera reciben el peso del generador, el armario de control, disponiendo también del suelo que permite el tránsito interior en la góndola con el hueco de acceso desde la torre. La cubierta de la góndola es de poliéster con fibra de vidrio y dispone de aberturas para el acceso al interior del cono del buje así como para manejar el polipasto de la parte trasera. La claraboya situada en el techo proporciona luz, ventilación adicional y acceso al exterior donde se encuentran los instrumentos de medida y el pararrayos. El peso total de la góndola, incluyendo los equipos que contiene, es de 22T.

1.5.2.2.7 Torre La góndola se apoya sobre una torre metálica tubular troncocónica de acero, de 55m de altura, pintada y con protección anticorrosión. El diámetro de la base es 3,3m y 2,3m el de coronación. El peso total de la torre es de 56T. En su interior se dispone sobre la primera plataforma el transformador

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0,69/20kV. Existe una escalera para acceder a la góndola, así como de dispositivos de seguridad y plataformas de descanso y protección. Cuenta también con elementos de paso y fijación del cableado eléctrico e instalación auxiliar de iluminación. En la parte inferior está la puerta de acceso a la plataforma inferior de la torre, en la que se sitúan el armario de control “ground” y la celda de conexión a la red de media tensión del parque eólico. La torre se construye en tres tramos que se unen mediante bridas atornilladas en su lugar de emplazamiento, siendo elevados con grúa los diversos tramos. El tramo de base de la torre se une a la cimentación de hormigón armado a través de una virola embebida en la misma.

1.5.2.2.8 Unidad de control y potencia. La unidad de control y potencia, basada en el control INGECON-W, controla todas las funciones críticas del aerogenerador a fin de optimizar, en todo momento, el funcionamiento del aerogenerador en toda la gama de velocidades del viento, y que pueden resumirse como sigue: • Sincronización de la velocidad de rotación al 60% de la nominal, antes de la conexión a la red, para limitar la intensidad de conexión. • Conexión de los aerogeneradores utilizando los convertidores electrónicos conectados entre el rotor y el transformador BT/MT, para limitar la intensidad. • Regulación del ángulo de paso de las palas para optimizar el funcionamiento del aerogenerador, consiguiendo:




Óptimo ajuste de la potencia nominal de 850kW.




Conexión más suave del aerogenerador.




Arranque sin consumo de energía.




Reducción de cargas sobre la estructura.




Parada del aerogenerador sin utilización del freno mecánico.




Producción óptima bajo cualquier condición del viento.

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Vida útil esperada de 20 años.

• Gracias a la regulación del paso, no es necesario el arranque con motor. • Orientación automática hacia la dirección del viento. • Regulación dinámica de la potencia reactiva intercambiada por la red. • Supervisión de la unidad hidráulica. • Supervisión de la red eléctrica. • Supervisión de las funciones de seguridad. • Parada de la turbina cuando se presente algún fallo.

1.5.2.2.9 Descripción del sistema INGECON - W El sistema INGECON-W asegura que tanto la velocidad de giro, como el par transmitido por la turbina eólica inyectan una potencia eléctrica estable a la red eléctrica. Este tipo de control permite regular de forma dinámica el factor de potencia de la instalación. El sistema INGECON-W está formado por un generador asíncrono de rotor devanado de anillos rozantes, dos convertidores electrónicos de funcionamiento en cuatro cuadrantes con dispositivos semiconductores IGBT, contactores y protecciones. El generador se protege contra cortocircuitos y sobrecargas monitorizando continuamente la temperatura utilizando sondas PT-100 en los puntos calientes del estator y en los cojinetes. El tipo de generación en el sistema INGECON-W es un tipo especial de generación síncrona que permite modificar la velocidad de giro del generador (40% inferior a la velocidad de sincronismo y un 30% por encima de la velocidad de sincronismo), controlando el par del generador y manteniendo la potencia eléctrica de salida prácticamente constante, en todos los modos de funcionamiento del aerogenerador. Esta característica es posible mediante el control de las corrientes del

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rotor. Asimismo, con este sistema es posible controlar el factor de potencia de la instalación controlando las corrientes a la salida del convertidor electrónico conectado a la red. De este modo, no es necesario utilizar baterías de condensadores para compensar el factor de potencia. Otro resultado de la generación síncrona que caracteriza al sistema INGECONW es la conexión suave a la red. De esta forma, los procesos de conexión-desconexión se realizan sin perjuicio para la instalación. El aerogenerador G58/850kW es capaz de funcionar a velocidad variable entre 900rpm y 1950rpm. Para concluir, el INGECON-W ha sido construido considerando criterios de optimización en la captura de energía, reducción de ruido y reducción de cargas en la caja multiplicadora y otros componentes.

1.5.2.2.10 Sistema de Puesta a Tierra del aerogenerador. El sistema de puesta a tierra, que se realizará simultáneamente a los trabajos de cimentación, estará compuesto por conductor anular cerrado con picas de conexión a tierra. Las ventajas que representa son: 1. Seguridad personal: El anillo conductor limita el paso y la tensión de contacto para personas cercanas a los cimientos de la torre en caso de caída de rayos. 2. Seguridad de operación: Las picas de toma a tierra aseguran una constante y baja resistencia a la tierra distante para el sistema completo. El sistema de puesta a tierra se realizará de la siguiente manera: 1. Se colocará un anillo conductor de cobre de 50mm2 bajo el hormigón de limpieza de la cimentación. 2. El anillo conductor se complementa con dos picas de acero recubiertas de cobre de 2m de longitud y 18,3mm de diámetro que se clavarán diametralmente a ambos lados de la torre.

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3. El anillo conductor se conectará también a dos puntos diametralmente opuestos de la estructura metálica de la torre.

1.5.2.2.11 Datos del generador •

Tipo de generador: ................................. Asíncrono con rotor devanado y control de corriente de rotor

•

Grado de protección: ..............................................................................................IP54

•

Clases aislamiento (estator/rotor): ..........................................................................F/H

•

Tensión estator ................................................................................................690VAC

•

Tensión rotor ...................................................................................................480VAC

•

Frecuencia ............................................................................................................ 50Hz

•

Número de polos ......................................................................................................... 4

•

Conexión del devanado estatórico ................................. Y/∆ conmutable por potencia

•

Potencia (estator+rotor)..................................................................................... 850kW

•

Velocidad de rotación (rpm): .........................................................................900-1950

•

Rendimiento a plena carga:.................................................................................95,2%

•

Intensidad:




Estator ..............................................................................670A (690V)




Rotor...................................................................................72A (480V)

1.5.2.2.12 Cableado interior del aerogenerador La conexión entre el generador, situado en la góndola, y el armario de control situado en la base de la torre se realizará mediante conductores tripolares de cobre 0,6/1kV de 3x 70mm2, existiendo cuatro cables en paralelo para el estator y dos para el

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rotor. El cuadro de control “ground” se divide en 3 secciones correspondientes a barras, convertidor electrónico y procesador. En la sección de barras se encuentran los tres interruptores de conexión para los circuitos de estator del generador, el rotor y la alimentación a servicios auxiliares de la máquina. El puente de conexión en baja tensión entre el armario de control y el transformador se llevará a cabo mediante cables unipolares RV 0,6/1kV de cobre, de 1x185mm2 de sección, existiendo dos cables por fase El puente de conexión en 20kV entre el transformador y la celda de media tensión se llevará a cabo con conductores unipolares de aluminio tipo HEPRZ1 de 1x150mm2 de sección Dentro de cada aerogenerador existirá una red de fibra óptica multimodo 200/230µm que interconecta los distintos procesadores entre sí y con el terminal de comunicación con el usuario.

1.5.2.2.13 Restricciones de la red eléctrica. El generador se desconectará si la tensión o la frecuencia exceden los límites que a continuación se señalan: Tensión nominal de fase: UP, nom = 400V. Tensión de la red: UN=690V. El generador se desconecta si: •

Tensión es un 6% mayor que la nominal durante 60s: UP, nom = 424V, UN = 734V.

•

Tensión es un 10% menor que la nominal durante 60s: UP, nom = 360V, UN = 624V.

•

Tensión superior a la nominal en un 10% durante 0.5s: UP, nom = 440V, UN = 762V.

•

La frecuencia es superior a 52Hz durante 0,2s.

•

La frecuencia es inferior a 47Hz durante 0,2s.

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Si un fallo en la red interrumpe la tensión en el controlador, el circuito de parada de

emergencia

automáticamente.

se

abrirá

inmediatamente

y

el

generador

se

desconectará

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1.5.2.3 RED DE MEDIA TENSIÓN 1.5.2.3.1 Centro de Transformación En cada aerogenerador se instalará un centro de transformación (en adelante, C.T.) para incorporar la energía producida a la red de Media Tensión (en adelante, M.T.). Los cables de la red de media tensión del parque eólico irán entrando y saliendo en cada celda para reunir todos los aerogeneradores conectados a cada uno de los tres circuitos previstos de 20kV. Los C.T. se ubicarán en el interior de las propias torres, cada uno de ellos con el transformador y la celda de M.T. correspondiente, además de los elementos de conexión necesarios para realizar la entrada y salida de cables. La conexión entre el cuadro de control del aerogenerador y el centro de transformación correspondiente se realiza mediante seis cables (dos por fase) RV, 0,6/1kV de 1x185mm2 de cobre. Los cables discurrirán por bandejas desde el cuadro de Baja Tensión (en adelante, B.T.) hasta las bornas de entrada del transformador del C.T. Los elementos que conforman los centros de transformación son los siguientes: •

Transformador.

•

Celdas de media tensión

•

Material de seguridad.

1.5.2.3.1.1 Transformador B.T./M.T. El transformador de B.T./M.T. será de tipo seco y aislado con materiales autoextinguibles: •

Tipo de transformador...................................................... Trifásico, seco encapsulado

•

Relación............................................................................. 20 ± 2,5% ± 5% / 0,690kV

•

Conexión ........................................................................................Triángulo - estrella

•

Potencia nominal.............................................................................................900kVA

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•

Frecuencia ............................................................................................................50Hz

•

Grupo de conexión ............................................................................................ Dyn11

•

Refrigeración...........................................................................................................AN

•

Niveles de aislamiento




Primario

o Frecuencia industrial ......................................................................... 50kV o Impulso tipo rayo .............................................................................. 25kV


Secundarios y neutro

o Frecuencia industrial ........................................................................... 3kV Para protección contra contactos directos el transformador irá recluido dentro de una rejilla metálica dotada de una puerta de acceso de apertura enclavada al interruptorseccionador de la función de protección de la celda de M.T. Las conexiones de M.T. se harán con bornas enchufables y las de B.T. mediante tornillos para conectarse a cables o pletinas.

1.5.2.3.1.2 Celdas de conexión a la red de media tensión Las celdas serán compactas de tipo modular o compacto, de dimensiones reducidas, y en las que toda la aparamenta y el embarrado están, por diseño, contenidos en una única envolvente metálica, hermética y rellena de SF6. Las celdas estarán dotadas de: •

Una posición de protección de transformador, equipada con interruptor-seccionador, fusibles combinados y bobina de disparo.

•

Una posición de entrada de línea, mediante bornas enchufables sin elemento de corte.

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•

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Una o dos posiciones de salida de línea, mediante bornas enchufables, con interruptor seccionador. Casi todas las celdas serán del tipo 1L+0L+1P, existiendo algunas del tipo 2L+0L+1P en las zonas de confluencia de varios ramales. Las celdas correspondientes a los aerogeneradores de final de línea serán de tipo 0L+1P (es decir sin elemento de corte). Todas estas funciones se conectarán entre sí dentro del recinto hermético a

través del conjunto de barras.

1.5.2.3.1.2.1 Función de protección La posición de protección del transformador dispondrá de un interruptor rotativo de cuchillas o del tipo autoneumático en SF6, de tres posiciones: conexión-desconexióntierra. En esta última posición, el interruptor-seccionador pondrá a tierra simultáneamente las mordazas superiores e inferiores de los fusibles. El accionamiento de disparo automático puede ser por fusión de fusibles, o bobina, o manualmente. La bobina de disparo cuando actúa produce la apertura del interruptorseccionador, siendo motivado su funcionamiento por señal de alta temperatura en el transformador, enviada a través de cable del tipo SH 0,6/1kV de 2x2,5mm2 desde el cuadro de control del aerogenerador. La temperatura de los arrollamientos del transformador se medirá mediante sondas que se conectan al cuadro de control con cable tipo SH 0,6/1kV de 12 x 0,5mm2. La función de protección de transformador incorporará también 3 captadores capacitivos de presencia de tensión de 24kV y mecanismos eléctricos y mecánicos de enclavamiento que impidan la realización de maniobras de riesgo para las personas o la instalación.

1.5.2.3.1.2.2 Función de entrada de línea La función de entrada de línea no dispondrá de elemento de corte, incorporando 3 captadores capacitivos de presencia de tensión de 24kV y mecanismos de enclavamiento que impidan el acceso a partes en tensión.

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1.5.2.3.1.2.3 Función de salida de línea Las posiciones de salida de línea dispondrán de seccionamiento mediante interruptor-seccionador rotativo de cuchillas o del tipo autoneumático en SF6 de tres posiciones: conexión-desconexión-tierra. Incorporará también 3 captadores capacitivos de presencia de tensión de 24kV y dispositivos eléctricos y mecánicos de enclavamiento. Los conectores, tanto de línea como protección, serán enchufables apantallados. Además la celda está dotada de indicadores luminosos de presencia de tensión en cada línea y en la protección. Cada conjunto dispondrá de indicador de presión del gas SF6 interno. Las características asignadas a estas celdas son las siguientes: •

Tipo ............................................................................................................. Compactas

•

Servicio .......................................................................................................... Continuo

•

Instalación ......................................................................................................... Interior

•

Nº fases........................................................................................................................ 3

•

Nº de embarrados ........................................................................................................ 1

•

Tensión nominal................................................................................................... 24kV

•

Tensión del servicio ............................................................................................. 20kV

•

Frecuencia nominal .............................................................................................. 50Hz

•

Intensidad asignada .............................................................................................. 400A

•

Nivel de aislamiento:




Frecuencia industrial (1 min.)

o A tierra y entre fases .......................................................................... 50kV

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o A la distancia de seccionamiento ....................................................... 60kV


Impulsos tipo rayo

o A tierra y entre fases (cresta) ........................................................... 125kV o A la distancia de seccionamiento ....................................................... 60kV


Intensidad de cortocircuito

o Poder de corte interruptor automático............................................... 16 kA o Poder de cierre sobre circuito............................................................ 40 kA

1.5.2.3.1.3 Material de Seguridad Con el fin de contribuir a la seguridad en las maniobras, a la prevención y extinción de incendios y a la información sobre posibles riesgos eléctricos derivados de la manipulación incorrecta de los aparatos, se instalarán los siguientes equipos: •

Guantes aislantes de 20kV.

•

Pértiga de salvamento.

•

Banqueta aislante interior 24kV.

•

Cartel de primeros auxilios y riesgo eléctrico.

•

Extintor contra incendios, clase 89B.

1.5.2.3.2 Líneas de Media Tensión Las líneas de media tensión en 20kV unirán los centros de transformación de los aerogeneradores entre si y cada alineación con las celdas de potencia situadas en el centro de seccionamiento. Los aerogeneradores del parque se interconectarán entre sí a través de un circuito eléctrico de 20kV y los conductores se alojarán en zanjas de 1,20m de profundidad mínima y una anchura de hasta 0,6m para permitir las operaciones de apertura y tendido.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

El lecho de la zanja debe ser liso y estar libre de aristas vivas, cantos, piedras, etc. En el mismo se colocará una capa de arena, de un espesor de 10cm, sobre la que se depositarán los cables a instalar. Por encima del cable irá otra capa de arena de idénticas características con un espesor mínimo de 20cm. Si se empleara tierra procedente de la misma zanja habría que cribarla. Sobre ésta se colocará una protección mecánica de placa cubrecables, losetas de hormigón, rasillas o ladrillos colocados transversalmente sobre el trazado del cable. Las dos capas de arena cubrirán la anchura total de la zanja. A continuación se tenderá una capa de tierra procedente de la excavación, de 30cm de espesor, apisonada por medios manuales. Se cuidará que esta capa de tierra esté exenta de piedras o cascotes. Sobre esta capa de tierra se tenderá un tubo de PVC, que contendrá los cables de control, protegidos a su vez con placa cerámica a una distancia mínima del suelo de 50cm y a 30cm de la parte superior de los cables de control se colocará una cinta de señalización como advertencia de la presencia de cables eléctricos. Por cada terna de cables unipolares se colocarán tanto la protección mecánica como la cinta de señalización. Por último se terminará de rellenar la zanja con tierra procedente de la excavación, debiendo de utilizar para su apisonado y compactación, medios mecánicos. Los cables subterráneos a su paso por caminos, carreteras y aquellas zonas en las que se prevea tráfico rodado irán a una profundidad mínima de 1m. Siempre que sea posible el cruce se hará perpendicular al eje del vial y se hará a través de canalizaciones entubadas recubiertas con 8cm de hormigón. El número de tubos, teniendo en cuenta el de reserva será 3. Los cables utilizados para la interconexión de los aerogeneradores entre sí y de éstos con el centro de seccionamiento serán ternas de cables unipolares de aislamiento seco tipos HEPRZ1 12/20kV K Al+H16 de sección 1x150mm2 según normas UNE HD 620-9E El aislamiento de los cables es una mezcla a base del polímero sintético “etileno - propileno de alto módulo”; es un material que resiste perfectamente la acción de la

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

230

humedad y tiene la estructura de una goma. Presenta una gran resistencia al envejecimiento térmico y a las descargas parciales. El cable será apantallado. La pantalla está constituida por una envolvente metálica a base de cintas o hilos de cobre, se aplica sobre una capa conductora externa, la cual se coloca previamente sobre el aislamiento. Los conductores están constituidos por cuerdas redondas compactas de aluminio y satisfacen las especificaciones de la Norma UNE 21022. La capa semiconductora que recubre al conductor tiene una función doble, impedir la ionización del aire y mejorar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.5.2.4 CENTRO DE SECCIONAMIENTO 1.5.2.4.1 Características Generales El centro de seccionamiento dentro del polígono Rupelo a una distancia máxima de 100m de uno de los aerogeneradores. La disposición general de la instalación en planta se ha previsto de forma que la entrada se realice a través de una línea subterránea mediante cable seco de M.T. y la salida en 20kV se realizará también por medio de una línea subterránea de M.T hasta el primer apoyo de la línea aérea de M.T. que evacuará la potencia generada a la red de distribución. Todos los elementos del

mismo se ubicarán en un edificio de hormigón

prefabricado cerrado que albergará las celdas de potencia de media tensión y los cuadros de baja tensión para medida, control y protección.

1.5.2.4.2 Descripción de la Instalación Se detallan a continuación cada uno de los equipos que forman la instalación eléctrica, sus características técnicas más representativas, la forma en que van instalados, el lugar de ubicación y otras características que definan totalmente la instalación.

1.5.2.4.2.1 Red de tierra Se ejecutará la instalación de puesta a tierra, tal como prescribe la reglamentación del MIE-RAT 13 y según se señala seguidamente: •

Los conductores de tierra deberán quedar a una profundidad de 500mm. aproximadamente de la superficie del terreno.

•

Se realizará mediante un anillo perimetral de cable de cobre desnudo enterrado que quedará cubierto por tierra natural unido a una caja de seccionamiento.

•

Todas las conexiones de los conductores enterrados se harán con soldadura

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

232

aluminotérmica del tipo CADWELD. •

Se realizarán arquetas visitables, formadas por pica y grapas adecuadas, donde sea necesario para medir resistencia de p.a t.

•

Se utilizará un electrodo formado por cable de cobre electrolítico desnudo de 50mm2 de sección y 4 picas de 2m de longitud y 14mm de diámetro.

•

Las conexiones del cable a la pica, y las derivaciones se harán mediante soldadura aluminotérmica, o grapas adecuadas.

•

Las conexiones de p. a t. de los cuadros y equipos se efectuarán mediante grapas y terminales.

1.5.2.4.2.2 Sistema de 20kV 1.5.2.4.2.2.1 Celdas de media tensión Las celdas de media tensión se instalarán agrupadas constituyendo un conjunto modular formado por 3 celdas, distribuidas de la siguiente manera: • 1 celda de línea • 1 celda con función de interruptor automático • 1 celda de medida Las celdas serán de tipo encapsulado metálico con aislamiento al aire para instalación en interior y con interruptores extraíbles. Celda con función de interruptor automático •

1 interruptor automático desenchufable

•

9 terminales unipolares Celda de medida

•

3 transformadores de tensión

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

2 transformadores de intensidad Celda de línea

•

1 seccionador tripolar de puesta a tierra

•

3 ó 6 terminales unipolares

1.5.2.4.2.2.2 Interruptor automático Se instalará un interruptor automático, tripolar, cuyas características principales son: • Tensión nominal ................................................................................................... 24kV • Frecuencia .............................................................................................................50Hz • Intensidad nominal de servicio........................................................................... 3150A • Tensión soportada a frecuencia industrial ............................................................ 50kV • Tensión soportada a impulso tipo rayo (1'2/50 µS).............................................. 95kV • Poder de corte simétrico .................................................................................... 31,5kA • Tipo de reenganche ......................................................................................... Trifásico

1.5.2.4.2.2.3 Seccionador El seccionador será tripolar del tipo de tres columnas, siendo giratoria la central, de modo que se realizan dos rupturas por fase al ser accionado. Va provisto de cuchillas de puesta a tierra con mando independiente y con enclavamiento para impedir su maniobra estando las cuchillas principales cerradas. Todos los accionamientos del seccionador principal y del de puesta a tierra tendrán mando manual. Las características principales serán:

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

234

• Tensión nominal ................................................................................................... 24kV • Nivel de aislamiento a tierra y entre polos:




Impulso tipo rayo (1,2/50µS) ...................................................... 125kV cresta




Frecuencia industrial 1min ...................................................................... 50kV

• Nivel de aislamiento sobre la distancia de seccionamiento




Impulso tipo rayo (1,2/50µS) ...................................................... 145kV cresta




Frecuencia industrial 1min ...................................................................... 60kV

• Intensidad admisible 1s ...................................................................................... 1250A • Valor de cresta de la intensidad admisible ........................................................ 31,5kA

1.5.2.4.2.2.4 Transformadores de intensidad para medida y protección Se dispondrá de transformadores de intensidad, de protección y medida instalados junto al interruptor. Sus características principales son: • Tensión nominal de aislamiento........................................................................... 24kV • Tensión de servicio nominal................................................................................. 20kV • Relación de transformación ................................................................ 200-400/5-5-5A • Nivel de aislamiento:




A frecuencia industrial 1min ................................................................... 50kV




Según onda tipo rayo................................................................... 125kV cresta

• Potencia y clase de precisión:




Secundario de medida ...............................................................15VA Cl 0,2S




Secundarios de protección............................................................. 20VA 5P10

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

1.5.2.4.2.2.5 Transformadores de tensión inductivos Se instalarán transformadores de tensión inductivos para alimentar circuitos de medida y protección, con las siguientes características: • Tensión nominal de aislamiento.......................................................................... 24kV. • Tensión de servicio nominal................................................................................ 20kV. • Nivel de aislamiento




A frecuencia industrial 1min ................................................................... 50kV




Según onda tipo rayo................................................................... 125kV cresta

• Relación de transformación:




Primer arrollamiento (protección) ......................................22:√3/0,110:√3kV.




Segundo arrollamiento (medida) ........................................22:√3/0,110:√3kV.

• Potencias y clases de precisión (no simultáneas):




Primer arrollamiento (protección) ....................................50VA Cl 3P.




Segundo arrollamiento (medida) ................................. 100 VA 0,5-3P.

1.5.2.4.2.3 Armario de mando, protección y medida Existirá un armario de control y protección en el edificio del centro de seccionamiento y en él irán instalados los relés de protección siguientes: •

Tres relés de mínima tensión instantáneos (27) conectados entre fases para detectar defectos bifásicos o trifásicos y para detectar la marcha en red separada a una tensión anormal.

•

Un relé de máxima tensión (59) conectado entre fases para detectar funcionamiento en red separada.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

•

236

Un relé de máxima tensión homopolar (64) conectado en el devanado secundario en triángulo abierto del transformador de tensión para detectar defectos fase-tierra.

•

Un relé de máxima y mínima frecuencia (81m y 81M) para detectar marcha anormal con red separada-

•

Dos relés de fase y uno de neutro de máxima intensidad (51/50) para detectar sobrecargas. Los circuitos de disparo de los relés actuarán directamente sobre el interruptor

de interconexión sin pasar a través de relés o elementos auxiliares. Se dispondrá de un equipo de teledisparo para la desconexión del interruptor de interconexión ante la apertura del interruptor de cabecera. En la parte frontal del armario se localizarán el alarmero y el sinóptico con los conmutadores de mando y señalización de la instalación, así como los elementos de medida de tensión, corriente y potencia activa y reactiva.

1.5.2.4.2.4 Enclavamientos El seccionador llevará instalado dos enclavamientos mecánicos mediante cerradura. El primero con respecto al interruptor general, de forma que la apertura del seccionador no sea posible si el interruptor no ha sido abierto previamente, con lo cual se evitará la apertura en carga del seccionador.

DOCUMENTO Nº2, PLANOS

DOCUMENTO Nº2, PLANOS

DOCUMENTO Nº2, PLANOS ÍNDICE GENERAL 2.1

LISTA DE PLANOS..............................................................................................3

2.2

PLANOS.................................................................................................................5

2

DOCUMENTO Nº2, PLANOS

3

2.1

LISTA DE PLANOS

DOCUMENTO Nº2, PLANOS

2.1

LISTA DE PLANOS PLANO Nº1 Plano de situación del polígono PLANO Nº2 Plano de planta del polígono PLANO Nº3 Aerogeneradores tipo. Centro de transformación PLANO Nº4 Esquema unifilar de la instalación PLANO Nº5 Línea subterránea. Detalle de zanja PLANO Nº6 Centro de seccionamiento. Disposición de equipos PLANO Nº7 Centro de seccionamiento. Esquema unifilar.

4

DOCUMENTO Nº2, PLANOS

5

2.2

PLANOS

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

2

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO ÍNDICE GENERAL 3.1

MEDICIONES.........................................................................................................3

3.2

SUMAS PARCIALES...........................................................................................10

3.3

PRESUSPUESTO GENERAL..............................................................................17

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

3

3.1

MEDICIONES

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

3.1

4

MEDICIONES La tabla adjunta resume las mediciones correspondientes a los distintos capítulos

que constituyen el proyecto del Parque Eólico: obra civil, instalaciones eléctricas, restauración medioambiental y seguridad y salud, para luego poder elaborar las sumas parciales.

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Denominación

5

Nº Uds iguales

Ancho Alto Largo

Medición

3,00

15,00

1,00 15,00

675,00

3,00

11,60

2,00 11,60

807,36

3,00

11,60

2,00 11,60

807,36

3,00

15,00

1,00 25,00

1.125,00

1,00

4,00

1,00 2.000,00 8.000,00

3,00

9,60

0,80 9,60

125,00

221,18 1,00 1,00

CAPÍTULO I OBRA CIVIL

m2 de despeje y desbroce del terreno natural, incluso carga y transporte de productos a vertedero o lugar de empleo en terreno de consistencia media

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos en pozos de cimentación hasta 3 m de profundidad

m3 de relleno de zanja o pozo o trasdoses con material seleccionado procedente de la propia excavación, incluido transporte desde acopios intermedios, extendido y compactado a una densidad no inferior al 85% PN

m2 de ejecución de plataforma de apoyo de gruas de montaje consistente en excavación hasta 1m de profundidad, extendido y compactado a una densidad no inferior al 85% PN

m2 de mejora de camino de acceso existente de 4 m de anchura, consistente en perfilado y extendido mediante el uso de motoniveladora, ejecución de cunetas, riego y compactación de materiales de la propia excavación.

m3 Hormigón para armar en losas de cimentación y soleras, HA-25/P/40/IIa+H colocado con cubilote y vibrado. 221,18

kg de acero en redondosB-500S para armar zapatas de cimentación (cuantía 125 kg/m3)

27.647,50

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Denominación

6

Nº Uds iguales

Ancho Alto Largo

Medición

2,00

0,95

1,20 884,45

2.016,53

1,00

0,60

1,20 100,00

72,00

1,00

0,60

1,20 2.000,00 1.440,00

1,00

2,65

0,60 4,88

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para zanjas de canalizaciones eléctricas para la interconexión de centros de transformación entre aerogeneradores

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para zanjas de canalizaciones eléctricas para la interconexión de centros de transformación de los aerogeneradores con el centro de seccionamiento

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para zanjas de canalizaciones eléctricas para alojar la línea de evacuación de M.T.

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para alojar el edificio prefabricado del centro de seccionamiento.

7,76

m3 de relleno de zanja o pozo o trasdoses con material seleccionado procedente de la propia excavación, incluido transporte desde acopios intermedios, extendido y compactado a una densidad no inferior al 85% PN

1,00

3.536,29

Ud. de arqueta de control a instalar a lo largo de la línea de M.T. cada 100 m, de 0,75 x 0,75 x 1,2 m3 de fabrica de ladrillo de 1/2' de espesor con solera y tapa de hormigón armado

20,00

1,00

1,00 1,00

20,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

Ud de edificio prefabricado de hormigón de superficie mayor de 13 m2 para alojar las celdas de M.T. y los armarios de medida y protección.

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Denominación

7

Nº Uds iguales

Ancho Alto Largo

Medición

3,00

1,00

1,00 1,00

3,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

18,00

1,00

1,00 55,00

990,00

3,00

1,00

1,00 1,00

3,00

9,00

1,00

1,00 30,00

270,00

3,00

1,00

1,00 984,45

2.953,34

3,00

1,00

1,00 2.000,00 6.000,00

CAPÍTULO II INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Ud de aerogeneradors Gamesa G58 de 850kW con transformador de 0,69/20 kV 900 kVA y características según el Anejo --, incluyendo montaje y puesta en marcha

Ud celda compacta 20 kV aislada en SF6, tipo 1L+0L+1P

Ud celda compacta 20 kV aislada en SF6, tipo 2L+0L+1P

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6, tipo 0L+1P

ml cable RV 0,6/1kV de cobre de 185 mm2 para enlace centro de control - primario del transformador

Ud de instalación de puesta a tierra formada por anillo perimetral de cable desnudo de Cu de 50 mm2 y picas de acero-cobre de 2 m.

ml cable HEPRZ1 12/20 kV K Al + H16 de 150 mm2 para enlace transformador celda de conexión a red de M.T.

ml cable HEPRZ1 12/20 kV K Al + H16 de 150 mm2 para enlace entre las celdas de conexión a la red de M.T.y el centro de seccionamiento

ml cable HEPRZ1 12/20 kV K Al + H16 de 150 mm2 para evacuación entre el centro de seccionamiento y el punto de conexión

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Denominación

8

Nº Uds iguales

Ancho Alto Largo

Medición

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6 con función de interruptor de interconexión a la red

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6 de medida que alojará los transformadores de tensión e intensidad

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6 de línea con seccionador de 3 posiciones: abierto, cerrado y puesta a tierra.

Ud de armario de protección y teledisparo conteniendo: - 3 relés de mínima tensión instantáneos para detectar defectos bifásicos o trifásicos y tensiones anormales. - 1 relé de máxima tensión para detectar funcionamiento en red separada - 1 relé de máxima tensión homopolar para detectar defectos fase-tierra - 1 relé de máxima frecuencia - 1mínima frecuencia - 2 relés de fase y 1 de neutro de máxima intensidad para detectar sobrecargas - 1 equipo de teledisparo para la desconexión del interruptor de interconexión ante la apertura del interruptor de cabecera - Equipo de comunicaciones compuesto por radio, modem y antena situada en el exterior del edificio con terminal de teledisparo y sistema de alimentación rectificador-batería.

Ud de armario de medida normalizado incluyendo: - Contadores de energía activa clase 0,5 y reactiva clase 2 a 4 hilos - Registrador-discriminador tarifario con registro y almacenamiento de datos de energía y potencia

Ud de instalación de puesta a tierra formada por anillo perimetral de cable desnudo de Cu de 50 mm2 y 4 picas de acero-cobre de 14mm de diámetro y 2m de longitud caja de seccionamiento

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Denominación

9

Nº Uds iguales

Ancho Alto Largo

Medición

3,00

15,00

1,00 15,00

675,00

3,00

15,00

1,00 25,00

1.125,00

1,00

0,60

1,00 884,45

530,67

1,00

0,60

1,00 100,00

60,00

1,00

0,60

1,00 2.000,00 1.200,00

CAPÍTULO III CORRECCIONES AMBIENTALES

m2 de laboreo, suministro y plantación de especies autóctonas (retama spaherocarpa, geminsta umbellata, stipa tenacissima, querqus rotundifolia, pinus halepensis, entre otras), incluso escarda, riego y reposición de marras hasta el 10%

TOTAL

3.590,67

m2 de hidrosiembre de herbáceas y arbustivas en dos pasadas, incluyendo mulching de ecofibra, estabilizante, abono soluble y alginatos

3.590,67

1,00

1,00 1,00

3.590,67

1,00

1,00

1,00 1,00

1,00

CAPÍTULO IV SEGURIDAD Y SALUD

P.A.a justificar en medidas preventivas para dar cumplimiento al RD 1627/1997 tras la elaboración del preceptivo Plan de Seguridad y Salud en el periodo constructivo del proyecto

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

3.2

10

SUMAS PARCIALES

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

3.2

11

SUMAS PARCIALES En la siguiente tabla se recogen los presupuestos parciales correspondientes a los

distintos capítulos que constituyen el proyecto del Parque Eólico: obra civil, instalaciones eléctricas, restauración medioambiental y seguridad y salud.

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Nº uds

Denominación

12

Precio

Importe

0,35

237,94

0,86

692,51

3,42

2.760,57

7,05

7.931,25

14,10

112.800,00

98,70

21.830,47

1,06

29.237,23

1,09

2.203,56

CAPÍTULO I OBRA CIVIL

675,00

m2 de despeje y desbroce del terreno natural, incluso carga y transporte de productos a vertedero o lugar de empleo en terreno de consistencia media

807,36

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos en pozos de cimentación hasta 3 m de profundidad

807,36

m3 de relleno de zanja o pozo o trasdoses con material seleccionado procedente de la propia excavación, incluido transporte desde acopios intermedios, extendido y compactado a una densidad no inferior al 85% PN

1.125,00

m2 de ejecución de plataforma de apoyo de gruas de montaje consistente en excavación hasta 1m de profundidad, extendido y compactado a una densidad no inferior al 85% PN

8.000,00

m2 de mejora de camino de acceso existente de 4 m de anchura, consistente en perfilado y extendido mediante el uso de motoniveladora, ejecución de cunetas, riego y compactación de materiales de la propia excavación.

221,18

m3 Hormigón para armar en losas de cimentación y soleras, HA-25/P/40/IIa+H colocado con cubilote y vibrado.

27.647,50

kg de acero en redondosB-500S para armar zapatas de cimentación (cuantía 125 kg/m3)

2.016,53

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para zanjas de canalizaciones eléctricas para la interconexión de centros de transformación entre aerogeneradores

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Nº uds

Denominación

72,00

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para

13

Precio

Importe

1,09

78,68

1,09

1.573,56

0,86

6,66

3,42

12.091,46

564,00

11.280,00

23.144,14

23.144,14

zanjas de canalizaciones eléctricas para la interconexión de centros de transformación de los aerogeneradores con el centro de seccionamiento

1.440,00

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para zanjas de canalizaciones eléctricas para alojar la línea de evacuación de M.T.

7,76

m3 de excavación a cielo abierto con medios mecánicos para alojar el edificio prefabricado del centro de seccionamiento

3.536,29

m3 de relleno de zanja o pozo o trasdoses con material seleccionado procedente de la propia excavación, incluido transporte desde acopios intermedios, extendido y compactado a una densidad no inferior al 85% PN

20,00

Ud. de arqueta de control a instalar a lo largo de la línea de M.T. cada 100 m, de 0,75 x 0,75 x 1,2 m3 de fabrica de ladrillo de 1/2' de espesor con solera y tapa de hormigón armado

1,00

Ud de edificio prefabricado de hormigón de superficie mayor de 13 m2 para alojar las celdas de M.T. y los armarios de medida y protección.

TOTAL CAPÍTULO I

225.868,03 €

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Nº uds

Denominación

14

Precio

Importe

672.239,66

2.016.718,99

25.076,05

25.076,05

27.576,05

27.576,05

25.576,06

25.576,06

3,20

3.168,00

374,91

1.124,72

1,48

399,60

1,48

4.370,94

1,48

8.880,00

11.933,97

11.933,97

CAPÍTULO II INSTALACIONES ELÉCTRICAS

3,00

Ud de aerogeneradors Gamesa G58 de 850kW con transformador de 0,69/20 kV 900 kVA y características según el Anejo

1,00

1,00

1,00

990,00

Ud celda compacta 20 kV aislada en SF6, tipo 1L+0L+1P

Ud celda compacta 20 kV aislada en SF6, tipo 2L+0L+1P

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6, tipo 0L+1P

ml cable RV 0,6/1kV de cobre de 185 mm2 para enlace centro de control - primario del transformador

3,00

Ud de instalación de puesta a tierra formada por anillo perimetral de cable desnudo de Cu de 50 mm2 y picas de acero-cobre de 18,3 mm de diámetro y 2 m de longitud.

270,00

ml cable HEPRZ1 12/20 kV K Al + H16 de 150 mm2 para enlace transformador celda de conexión a red de M.T.

2.953,34

ml cable HEPRZ1 12/20 kV K Al + H16 de 150 mm2 para enlace entre las celdas de conexión a la red de M.T.y el centro de seccionamiento

6.000,00

ml cable HEPRZ1 12/20 kV K Al + H16 de 150 mm2 para evacuación entre el centro de seccionamiento y el punto de conexión

1,00

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6 con función de interruptor de interconexión a la red

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Nº uds

Denominación

1,00

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6 de medida que alojará los transformadores de tensión e intensidad

1,00

15

Precio

Importe

11.433,97

11.433,97

12.433,98

12.433,98

49.700,08

49.700,08

22.574,25

22.574,25

562,36

562,36

Ud de celda compacta 20 kV aislada en SF6 de línea con seccionador de 3 posiciones: abierto, cerrado y puesta a tierra.

1,00

Ud de armario de protección y teledisparo conteniendo: - 3 relés de mínima tensión instantáneos para detectar defectos bifásicos o trifásicos y tensiones anormales. - 1 relé de máxima tensión para detectar funcionamiento en red separada - 1 relé de máxima tensión homopolar para detectar defectos fase-tierra - 1 relé de máxima frecuencia - 1mínima frecuencia - 2 relés de fase y 1 de neutro de máxima intensidad para detectar sobrecargas - 1 equipo de teledisparo para la desconexión del interruptor de interconexión ante la apertura del interruptor de cabecera - Equipo de comunicaciones compuesto por radio, modem y antena situada en el exterior del edificio con terminal de teledisparo y sistema de alimentación rectificador-batería.

1,00

Ud de armario de medida normalizado incluyendo: - Contadores de energía activa clase 0,5 y reactiva clase 2 a 4 hilos - Registrador-discriminador tarifario con registro y almacenamiento de datos de energía y potencia

1,00

Ud de instalación de puesta a tierra formada por anillo perimetral de cable desnudo de Cu de 50 mm2 y 4 picas de 2m de longitud y 14mm de diámetro, unido a una caja de seccionamiento.

TOTAL CAPÍTULO II

2.221.529,02 €

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

Nº uds

Denominación

16

Precio

Importe

6,59

23.671,00

0,64

2.300,00

CAPÍTULO III CORRECCIONES AMBIENTALES

3.590,67

m2 de laboreo, suministro y plantación de especies autóctonas (retama spaherocarpa, geminsta umbellata, stipa tenacissima, querqus rotundifolia, pinus halepensis, entre otras), incluso escarda, riego y reposición de marras hasta el 10%

3.590,67

m2 de hidrosiembre de herbáceas y arbustivas en dos pasadas, incluyendo mulching de ecofibra, estabilizante, abono soluble y alginatos

TOTAL CAP.III

25.971,00 €

CAPÍTULO IV SEGURIDAD Y SALUD

1

P.A.a justificar en medidas preventivas para dar cumplimiento al RD 1627/1997 tras la elaboración del preceptivo Plan de Seguridad y Salud en el periodo constructivo del proyecto

TOTAL CAP.IV

10.000,00

10.000,00

10.000,00 €

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

3.3

17

PRESUPUESTO GENERAL

DOCUMENTO Nº3, PRESUPUESTO

3.3

18

PRESUPUESTO GENERAL A continuación se detalla el presupuesto general de la instalación teniendo en

cuenta el 6% correspondiente a los gastos generales, el 13% correspondiente al beneficio industrial y el 16% de I.V.A.

El presupuesto total de proyecto será de 3.428.041,26€

RESUMEN DE PRESUPUESTOS

CAPÍTULO I OBRA CIVIL

225.868,03

€

CAPÍTULO II INSTALACIONES ELÉCTRICAS

2.221.529,02

€

CAPÍTULO III CORRECCIONES AMBIENTALES

25.971,00

€

CAPÍTULO IV SEGURIDAD Y SALUD

10.000,00

€

PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL

2.483.368,05

€

(6%+13% ) G.G. + B.I.

471.839,93

€

PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN POR CONTRATA

2.955.207,98

€

16% I.V.A.

472.833,28

€

PRESUPUESTO TOTAL CON I.V.A.

3.428.041,26

€

Bibliografía

Bibliografía [FRAI03] Fraile, J.,”Máquinas eléctricas”, McGraw Hill, Quinta Edición Madrid 2003. [FRAI95] Fraile, J. “Electromagnetismo y circuitos eléctricos”, Colección Escuelas, Tercera Edición, Madrid, Diciembre 1995. [CHAC00] Chacón, F.J. “Medidas eléctricas para ingenieros”, Colección Ingeniería, Madrid 2000. [RODR03] Rodríguez, J.L., Burgos, J.C., Arnalte, S.,”Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica”. Rueda S.L. Madrid 2001. [BURT01] Burton, T., Sharpe, D., Jenkins, N., Bossany, E., “Wind energy handbook”. Jonh Wiley & Sons Ltd, 2001. [GOME02] Gómez, A., “Análisis y operación de los sistemas de energía eléctrica”, Mc. Graw Hill, Madrid 2002. [FERN05] Fernández,F., López, O., González, L., Moratilla, Y., Arenas, A., Linares, P., “Generación eléctrica con energía eólica: presente y futuro”. Colección Avances de la ingeriería. Universidad Pontifica de Comillas, Madrid 2005.

Páginas web visitadas: •

www.ree.es

•

www.appa.es

•

www.idae.es

•

www.windpower.org

Bibliografía

•

www.aeeolica.org

•

www.omel.es

•

www.cne.es

•

www.gamesa.es

Normativa: •

Ministerio de Economía, “Real Decreto 436/ 2004”, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. B.O.E. Marzo 2004.

•

“Ley 54/1997”, de 27 de noviembre, del sector eléctrico. B.O.E. Noviembre 1997.

•

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, “Real Decreto 809/2006”, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006. B.O.E., Julio 2006

•

Consejería de Economía y Empleo, “Decreto 127/2003”, de 30 de octubre, por el que se regulan los procedimientos de autorizaciones administrativas de instalaciones de energía eléctrica en Castilla y León. B.O.CyL, Noviembre 2003.

•

Consejería de Industria, Turismo y Comercio de Castilla y León, “Decreto 189/1997”, de 26 de septiembre, por el que se regula el procedimiento para la autorización de instalaciones de producción de electricidad a partir de energía eólica en Castilla y León. B.O.CyL. Septiembre 1997.

•

Ministerio de Industria, turismo y comercio, IDAE, “Plan de Energías Renovables en España 2005-2010”. Julio 2005.

Bibliografía

•

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, “Real Decreto 1454/2005”, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico. B.O.E., Diciembre 2005.

•

Ministerio de Industria y Energía, “Real Decreto 2818/1998”, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. B.O.E. Diciembre 1998.

•

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, “Real Decreto 841/2002”, de 2 de agosto, por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida. B.O.E. Agosto 2002.

•

Ley 11/2003, de 8 de abril, de Prevención Ambiental de Castilla y León.

•

Consejería de Medio Ambiente y ordenación del territorio de Castilla y León, “Decreto 208/1995”, de 5 de octubre, por el que se regulan las competencias de la Administración de la Comunidad Autónoma de Castilla y León en materia de Evaluación de Impacto Ambiental, atribuidas por la legislación básica del Estado. B.O.C.y L. Octubre 1995.

•

Consejería de Medio Ambiente y ordenación del territorio de Castilla y León, “Decreto 209/1995”, de 5 de octubre, por el que se aprueba el reglamento de Evaluación de Impacto Ambiental en Castilla. B.O.C.y L. Octubre 1995.

•

Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo, “Real Decreto Legislativo 1302/1986”, de 28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental.B.O.E. Junio 1986.

•

Reglamento electrotécnico para Baja Tensión

•

Reglamento para líneas eléctricas de Alta Tensión