TAZ-PFC-2010-235 DESPROTEGIDO

ESTUDIO DE VIABILIDAD DEL PARQUE EOLICO SIERRA LA OLIVA AUTOR: JORGE LÓPEZ GUZMÁN DIRECTOR: ANTONIO MONTAÑÉS ESPINOSA

.

MEMORIA

MEMORIA ................................................................................................................................................... 2

1. ANTECEDENTES. ................................................................................................................................. 1

2. OBJETO ................................................................................................................................................ 1

3. NORMATIVA DE APLICACION. ............................................................................................................ 1

4. DATOS GENERALES ............................................................................................................................5

4.1. LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................5

4.2. ELEVACION ................................................................................................................................. 8

4.3. VIENTOS ...................................................................................................................................... 8

4.4. DISPOSICION DE LOS AEROGENERADORES ............................................................................. 8

5. ESTUDIO DEL POTENCIAL EOLICO .................................................................................................... 8

6. CRITERIOS DE DISEÑO ....................................................................................................................... 9

6.1. ESCALONES DE TENSION........................................................................................................... 9

6.2. NIVELES DE AISLAMIENTO......................................................................................................... 9

7. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL PARQUE EÓLICO Y SUBESTACIÓN ............................ 9

7.1. GENERAL..................................................................................................................................... 9

7.2. AEROGENERADORES ................................................................................................................ 10

7.2.1. GENERAL ............................................................................................................................ 10

7.2.2. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES. ..................................................................................... 12

7.2.3. COMPONENTES PRINCIPALES .......................................................................................... 14

7.2.4. CIMENTACIONES. .............................................................................................................. 19

7.2.5. SISTEMA DE CONTROL AEROGENERADOR ..................................................................... 20

7.2.6. PROTECCIÓN. .................................................................................................................... 20

7.2.7. SISTEMA ELÉCTRICO EN BAJA TENSIÓN (690 V) .............................................................. 21

7.2.8. SISTEMA ELÉCTRICO EN MEDIA TENSIÓN (20 KV) .......................................................... 22

7.3. SISTEMA COLECTOR DE ENERGIA ........................................................................................... 22

7.3.1. GENERAL ........................................................................................................................... 22

7.3.2. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS CABLES ............................................................. 23

7.3.3. DISPOSICIÓN DE LOS CONDUCTORES ............................................................................ 24

7.4. SUBESTACIÓN DEL PARQUE ..................................................................................................... 25

7.4.1. GENERAL ............................................................................................................................ 25

7.4.2. PARQUE INTEMPERIE ........................................................................................................ 25

7.4.2.1.1. POSICIÓN DE TRANSFORMADOR .......................................................................... 26

7.4.2.1.2. POSICIÓN DE LÍNEA 220 KV ................................................................................... 26

7.4.2.1.3. NIVEL DE 20 KV (INTEMPERIE) ............................................................................... 26

7.4.3. EDIFICIO DE CONTROL ..................................................................................................... 26

7.4.3.1.1. SALA DE CELDAS DE M.T. ....................................................................................... 27

7.4.3.1.2. SALA DE SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................ 27

7.4.3.1.3. SALA DE CONTROL ................................................................................................. 27

7.4.3.1.4. ZONA DE OFICINAS Y SERVICIOS ........................................................................... 27

7.4.3.1.5. DEPENDENCIAS COMPLEMENTARIAS .................................................................. 28

7.4.3.2. SALA DE CELDAS ....................................................................................................... 28

7.4.3.3. SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................................. 28

7.4.4. OBRA CIVIL ........................................................................................................................ 29

7.4.4.1. ACCESO A LA SET ...................................................................................................... 29

7.4.4.2. PARQUE INTEMPERIE ................................................................................................ 29

7.4.4.2.1. ACONDICIONAMIENTO DE LA PARCELA ............................................................... 29

7.4.4.3. CIMENTACIONES PARQUE INTEMPERIE ................................................................... 30

7.4.4.3.1. CIMENTACIONES DE APARATOS, PÓRTICO DE LÍNEA .......................................... 30

7.4.4.3.2. BANCADAS DE TRANSFORMADOR, BATERÍA DE CONDENSADORES Y

REACTANCIA .............................................................................................................................. 30

7.4.4.4. RED DE TIERRAS ......................................................................................................... 31

7.4.4.4.1. RED DE TIERRAS SUBTERRÁNEA ............................................................................ 31

7.4.4.4.2. RED DE TIERRAS AÉREA .......................................................................................... 32

7.4.4.5. CANALIZACIONES DE PARQUE.................................................................................. 32

7.4.4.5.1. CANALIZACIONES DE POTENCIA ........................................................................... 32

7.4.4.5.2. CANALIZACIONES DE CONTROL ............................................................................ 32

7.4.4.6. TERMINACIÓN SUPERFICIAL...................................................................................... 33

7.4.4.7. CERRAMIENTO PERIMETRAL ..................................................................................... 33

7.4.4.8. DRENAJE DE AGUAS PLUVIALES ............................................................................... 33

7.4.4.8.1. DRENAJE DE AGUAS INTERIORES .......................................................................... 34

7.4.4.8.2. DRENAJE DE AGUAS EXTERIORES .......................................................................... 34

7.4.4.9. MONTAJE ELECTROMECÁNICO ................................................................................. 34

7.4.4.9.1. ESTRUCTURA METÁLICA ........................................................................................ 34

7.4.4.9.2. CAJAS DE CENTRALIZACIÓN .................................................................................. 35

7.5. SISTEMA DE CONTROL DEL PARQUE EÓLICO ......................................................................... 35

7.5.1. GENERAL ............................................................................................................................ 35

7.5.2. SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL DE AEROGENERADOR ........................................ 37

7.5.3. SISTEMA DE CONTROL DEL CENTRO DE CONTROL......................................................... 37

7.5.4. SISTEMA DE COMUNICACIONES ....................................................................................... 38

7.5.5. SISTEMA DE REGULACIÓN DE POTENCIA ......................................................................... 38

7.6. OBRA CIVIL PARQUE EÓLICO .................................................................................................... 39

7.6.1. CRITERIOS DE DISEÑO ....................................................................................................... 39

7.6.2. CIMENTACIONES .............................................................................................................. 40

7.6.2.1. DESCRIPCIÓN ............................................................................................................ 40

7.6.2.2. CÁLCULO .................................................................................................................... 41

7.6.3. ZANJAS PARA CABLES ELÉCTRICOS ................................................................................ 42

8. PLAZO DE EJECUCION ..................................................................................................................... 42

9. PRESUPUESTO ................................................................................................................................. 42

10. PETICIÓN QUE SE FORMULA A LA ADMINISTRACION ................................................................ 42

11. DESCRIPCIÓN DE LOS RECURSOS EÓLICOS ................................................................................ 43

11.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 43

11.2. TORRES DE MEDICIÓN........................................................................................................... 43

11.3. ANÁLISIS DE LOS DATOS DE VIENTO ...................................................................................45

11.3.1. ROSA DE VIENTOS .............................................................................................................45

11.3.2. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DE LAS VELOCIDADES MEDIAS DEL VIENTO ...........45

11.4. ATLAS DE VIENTO ................................................................................................................. 46

12. CÁLCULO APROXIMADO DE LA ENERGÍA PROPORCIONADA .................................................... 48

12.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 48

12.2. TRATAMIENTO DE LOS DATOS DE VIENTO CON WASP 9.1 ................................................ 48

12.2.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 48

12.2.2. DESCRIPCIÓN DE WASP .................................................................................................... 49

12.2.3. CLASIFICACIÓN DE VELOCIDADES DE VIENTO .................................................................50

12.2.4. LEY DE WEIBULL A LA ALTURA DEL ANEMÓMETRO........................................................ 52

12.2.5. LEY DE WEIBULL A LA ALTURA DEL BUJE ......................................................................... 52

12.3. CÁLCULO APROXIMADO DE LA ENERGÍA PROPORCIONADA POR EL PARQUE EOLICO. ... 53

12.3.1. CURVA DE POTENCIA DEL AEROGENERADOR DE 1.800 kW ............................................ 53

12.3.2. ENERGÍA PRODUCIDA POR EL PARQUE EOLICO ..............................................................54

12.3.2.1. RESULTADOS POR AEROGENERADOR. ....................................................................54

12.3.2.2. DISTRIBUCIONES DE WEIBULL POR AEROGENERADOR .......................................... 55

12.3.2.3. POTENCIA ANUAL PRODUCIDA POR EL PARQUE EÓLICO .......................................56

12.3.2.3.1. SECTOR 1 (0°) .........................................................................................................56

12.3.2.3.2. SECTOR 2 (30°) ....................................................................................................... 57

12.3.2.3.3. SECTOR 3 (60°) .......................................................................................................58

12.3.2.3.4. SECTOR 4 (90°) ......................................................................................................59

12.3.2.3.5. SECTOR 5 (120°) .................................................................................................... 60

12.3.2.3.6. SECTOR 6 (150°) ..................................................................................................... 61

12.3.2.3.7. SECTOR 7 (180°) .................................................................................................... 62

12.3.2.3.8. SECTOR 8 (210°) ..................................................................................................... 63

12.3.2.3.9. SECTOR 9 (240°) ................................................................................................... 64

12.3.2.3.10. SECTOR 10 (270°) .................................................................................................65

12.3.2.3.11. SECTOR 11 (300°) ................................................................................................ 66

12.3.2.3.12. SECTOR 12 (330°) ................................................................................................. 67

12.3.2.3.13. TODOS LOS SECTORES ...................................................................................... 68

12.3.3. HORAS EQUIVALENTES DEL PARQUE EOLICO. ............................................................... 69

12.4. GENERACIÓN DE ARCHIVOS DE SITUACIÓN ....................................................................... 69

12.5. GENERACIÓN DE LA MALLA DE RECURSO EÓLICO.............................................................. 70

12.5.1. ELEVACION (M) .................................................................................................................. 71

12.5.2. PRODUCCIÓN NETA ANUAL – TODOS LOS SECTORES (W) ............................................. 73

12.5.3. DENSIDAD DE POTENCIA – TODOS LOS SECTORES (W/M2)............................................. 75

12.5.4. VELOCIDAD MEDIA DEL VIENTO – TODOS LOS SECTORES (M/S) .................................... 77

12.5.5. WEIBULL C – TODOS LOS SECTORES ................................................................................ 79

12.5.6. WEIBULL K – TODOS LOS SECTORES ............................................................................... 80

13. ESTUDIO ECONOMICO .................................................................................................................. 81

13.1. OBJETO .................................................................................................................................. 81

13.2. METODOLOGÍA DE CÁLCULO. .............................................................................................. 81

13.3. DEFINICIÓN DE MAGNITUDES. ............................................................................................. 82

13.3.1. INVERSIONES. ................................................................................................................... 82

13.4. ESTRUCTURA DE CAPITAL ................................................................................................... 84

13.4.1. FONDOS PROPIOS ............................................................................................................ 84

13.4.2. FINANCIACIÓN AJENA ...................................................................................................... 84

13.5. EXPLOTACIÓN. ......................................................................................................................85

13.5.1. INGRESOS. ......................................................................................................................85

13.5.1.1. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ........................................................................................85

13.5.1.2. PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA............................................................................85

13.5.2. GASTOS. .............................................................................................................................85

13.5.2.1. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ..............................................................................85

13.5.2.2. SEGUROS ....................................................................................................................85

13.5.2.3. GESTIÓN DEL PARQUE Y COSTE DE LOS TERRENOS ...............................................85

13.5.3. ASPECTOS CONTABLES Y FICALES .................................................................................. 86

13.6. DESARROLLO DEL ESTUDIO ECONÓMICO .......................................................................... 86

13.7. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ................................................................................................. 86

13.7.1. VARIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA ................................................................... 87

13.7.2. VARIACIÓN DEL PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA .................................... 88

13.8. RESULTADOS Y CONCLUSIONES. ........................................................................................ 89

13.1. TABLAS DE CALCULO ........................................................................................................... 90

13.1.1. GRAFICO DEL CASHFLOW ................................................................................................ 92

13.1.2. OTROS DATOS DE LA INSTALACION ................................................................................ 93

14. CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 94

15. BIBLIOGRAFIA Y PAGINAS WEB ....................................................................................................95

16. PROGRAMAS INFORMATICOS UTILIZADOS ................................................................................. 97

ESTUDIO DE VIABILIDAD DEL PARQUE EOLICO SIERRA LA OLIVA.

1

1. ANTECEDENTES.

La preocupación por la degradación medioambiental, la conveniencia de disminuir la dependencia

energética exterior y la búsqueda de nuevas y mejores soluciones técnico-económicas al problema de

suministro energético, son factores que influyen decisivamente sobre las políticas en este campo a la hora

de fomentar la investigación, desarrollo y aplicaciones de las energías renovables.

Dentro de las posibilidades de las distintas energías renovables, la eólica, por su grado de desarrollo, sus

costes y su carácter limpio e inagotable, tiene un alto potencial de aplicación como recurso energético

endógeno en aquellas áreas que cuentan con el viento necesario para permitir su aprovechamiento. Como

consecuencia de la necesidad creciente de energía dentro de una situación de respeto ambiental se hacen

necesarias políticas energéticas con dos grandes ejes de actuación: conservar, ahorrar y emplear más

eficazmente la energía que consumimos e incrementar la aportación de las energías renovables.

Hoy, debido al gran desarrollo que este sector ha tenido en los últimos años, a los avances tecnológicos

que han tenido lugar y al tratamiento que la legislación establece para la producción de energía eléctrica a

partir de fuentes renovables, se hace posible la construcción de nuevos parques eólicos es por ello que se

redacta la presente Memoria del proyecto del Parque Eólico Sierra la Oliva cuya configuración estará

formada por 20 máquinas de 1.800 kW completando una potencia total instalada de 36 MW.

2. OBJETO

El objeto del presente proyecto es el análisis y la investigación de recursos eólicos, así como la

financiación, proyecto, construcción, operación y mantenimiento de una planta eólica de 36 MW de

potencia nominal, denominada Parque Sierra la Oliva, en el término municipal de Caudete, provincia de

Albacete.

Las líneas subterráneas de 20 kV se conectarán a la SET del parque, desde donde parte la línea de

evacuación.

La evacuación de la energía generada se realizará a partir de la SET del parque mediante una línea eléctrica

de 20 KV de tensión, objeto de otro proyecto.

3. NORMATIVA DE APLICACION.

En la redacción del Proyecto se han tenido en cuenta las Normas y Reglamentos que a continuación se

indican.

• Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y

Centros de Transformación, aprobado por R. D. 3275/1982 del 12 de Noviembre (B.O.E. nº 288 del

01/12/82).

• Instrucciones Técnicas Complementarias MIE-RAT, al Reglamento anterior aprobadas por O.M del 6 de

julio de 1984 (B.O.E. del 01/08/84).


2

• Reglamento de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión, según Decreto 3151/1968 de 28 Noviembre

(B.O.E. nº 311 del 27/12/68).

• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión e Instrucciones Complementarias ITC BT 01 a BT 51 según

Decreto 842/2002 de 2 de agosto (B.O.E. nº 224 de 18/09/02).

• R.D. 385/2002, de 28 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el

que se aprueba el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica.

• Orden de 12 de abril de 1999, por la que se dictan las Instrucciones Técnicas Complementarias al

Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica.

• R.D. 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida de los

consumos y tránsitos de energía eléctrica.

• Orden de 6 de julio de 1984, del Ministerio de Industria y Energía, por la que se aprueban las Instrucciones

Técnicas Complementarias del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en

centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

• IEEE Std. 80-2000 “Guide for safety in AC substation grounding”.

• Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Peninsular Español.

• Real Decreto 1955/3000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte,

distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía

eléctrica.

• R.D. 2661/1998, de 11 de diciembre de 1999, por el que se aprueba la Instrucción de Hormigón Estructural

(EHE).

• R.D. 1797/2003, de 26 de junio, por el que se aprueba el Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para

la recepción de cementos RC-03.


3

• Pliego de Prescripciones Técnicas Generales PG-3/75, aprobado por O.M. de 6 de febrero de 1976, y sus

revisiones posteriores.

• R.D. 286/2006, de 10 de marzo, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores contra

los riesgos relacionados con la exposición al ruido.

• R.D. 2177/2004, de 12 de noviembre, por el que se modifica el R.D. 1215/1997, por el que se establecen las

disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de

trabajo, en materia de trabajos temporales en altura.

• Ley 54/2003, de 12 de diciembre, de reforma del marco normativo de la prevención de riesgos laborales.

• Ley de Prevención de Riesgos Laborales, de 10 de Noviembre de 1995.

• Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y

seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico.

• Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y

de salud en obras de construcción.

• Resolución de 8 de abril de 1999, sobre Delegación de Facultades en Materia de Seguridad y Salud en las

Obras de Construcción, complementa Art. 18 del Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre de 1997, sobre

Disposiciones Mínimas de Seguridad y Salud en las Obras de Construcción.

• R.D. 1215/1997, de 18 de julio, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud

para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.

• R.D. 773/1997, de 30 de mayo, sobre disposiciones mínimas de seguridad y Salud relativas a la utilización

por los trabajadores de equipos de protección individual.

• R.D. 487/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la

manipulación manual de cargas que entrañe riesgos, en particular dorsolumbares, para los trabajadores.


4

• R.D. 485/1997, de 14 de abril, por el que se establecen las disposiciones mínimas en materia de

señalización de seguridad y salud en el trabajo.

• Código Técnico de la Edificación (CTE)

• Normas Básicas de la Edificación (serie NBE)

• Normas Tecnológicas de Edificación (serie NTE).

• Recomendaciones CEI.

• Normas UNE.

• Normativa particular de los Ayuntamientos afectados.

• Normativa particular de la Comunidad Autónoma de Castilla la Mancha.

• Normativa de la compañía distribuidora de la zona en lo relativo a las condiciones de conexión de

autoproductores y medida y facturación de energía.

En el caso de discrepancias entre las diversas normas, se seguirá siempre el sistema más restrictivo.


5

4. DATOS GENERALES

4.1. LOCALIZACIÓN

La planta estará situada en la provincia de Albacete, en las cercanías de Caudete.

El Parque Eólico constará de 20 Aerogeneradores: de 1.800 kW de potencia unitaria, totalizando una

potencia instalada de 36 MW. Las características de los mismos se detallan en un apartado posterior.

Los aerogeneradores estarán dispuestos en la Sierra la Oliva, distribuidos a los vientos dominantes en la

zona.

Figura 1. Sierra la Oliva, vista aérea desde el S.


6

Figura 2. Sierra la Oliva, vista aérea desde el E.

Figura 3. Sierra la Oliva, vista aérea desde el N.


7

Las posiciones de los aerogeneradores dentro del parque en coordenadas UTM son las siguientes:

Sitio Coordenada X (m.) Coordenada Y (m.) Turbina Elevacion (m.)

Ae 1 673298,0 4297628,0 Vestas V90 (1800 kW)

887

Ae 2 673783,0 4297299,0 Vestas V90 (1800 kW)

910

Ae 3 674286,0 4296999,0 Vestas V90 (1800 kW)

942

Ae 4 674658,0 4296509,0 Vestas V90 (1800 kW)

937

Ae 5 674664,0 4295717,0 Vestas V90 (1800 kW)

930

Ae 6 675244,0 4295482,0 Vestas V90 (1800 kW)

904

Ae 7 675656,0 4294610,0 Vestas V90 (1800 kW)

830

Ae 8 670987,0 4289195,0 Vestas V90 (1800 kW)

1074

Ae 9 670955,0 4290033,0 Vestas V90 (1800 kW)

1065

Ae 10 673258,0 4290903,0 Vestas V90 (1800 kW)

990

Ae 11 671213,0 4289600,0 Vestas V90 (1800 kW)

1121

Ae 12 671874,0 4289904,0 Vestas V90 (1800 kW)

1107

Ae 13 672210,0 4290210,0 Vestas V90 (1800 kW)

1120

Ae 14 672916,0 4290602,0 Vestas V90 (1800 kW)

1061

Ae 15 668208,0 4288633,0 Vestas V90 (1800 kW)

1027

Ae 16 669064,0 4289760,0 Vestas V90 (1800 kW)

1006

Ae 17 668122,2 4289175,0 Vestas V90 (1800 kW)

974

Ae 18 667632,0 4290568,0 Vestas V90 (1800 kW)

928

Ae 19 666681,0 4291234,0 Vestas V90 (1800 kW)

945

Ae 20 665129,9 4293518,0 Vestas V90 (1800 kW)

925


8

4.2. ELEVACION

El Parque Eólico se instalará a una altura media de 984,15 metros sobre el nivel del mar.

4.3. VIENTOS

En la memoria se adjunta el pertinente estudio del recurso eólico. En el citado documento de evaluación

del recurso se incluye una descripción detallada de las características eólicas del Parque.

4.4. DISPOSICION DE LOS AEROGENERADORES

Por la situación de los aerogeneradores, y como consecuencia del efecto estela, debemos considerar una

distancia entre las hileras de aerogeneradores de aproximadamente tres rotores en la dirección

perpendicular del viento y de cinco rotores en la misma dirección del viento, con el fin de minimizar las

estelas. Además, de esta forma, se consigue disminuir la influencia de unas turbinas sobre otras,

disminuyendo la turbulencia y aumentando la vida útil de las mismas.

Por todo ello, será necesario, caso de aprobación de nuevos parques en la zona, que se establezca esta

distancia de salvaguarda para no modificar las condiciones de generación y, por consiguiente, la

rentabilidad del Parque.

5. ESTUDIO DEL POTENCIAL EOLICO

Del documento de evaluación del recurso eólico del Parque incluido en la memoria del proyecto, se

obtienen los siguientes resultados:

Variable Total Media Minima Maxima

Producción anual bruta [GWh] 106,587 5,329 3,998 6,221

Producción anual neta [GWh] 104,545 5,227 3,966 6,166

Perdidas efecto estela [%] 1,92 - 0,09 6,54

Velocidad media del viento [m/s] - 6,38 5,44 7,03

Densidad de potencia [W/m2] - 367 228 492

Hay que destacar que éstos datos son estimados para la vida media del Parque, aunque se producirán

variaciones anuales en torno a la misma dependiendo del año concreto.


9

6. CRITERIOS DE DISEÑO

6.1. ESCALONES DE TENSION

Media Tensión 20 kV

Baja Tensión 690 V

Servicios Auxiliares del Parque en AC, mediante transformador 20.000/400-230 V 400/230 V

Servicios Auxiliares del Parque en CC. Mediante equipo rectificador/batería alimentado en AC

110 y 48 V

6.2. NIVELES DE AISLAMIENTO

Escalon de Tensión (kV)

0,69 20

Tensión más elevada (kV eficaces) 1 24

Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo (kV cresta)

- 170

Tensión soportada nominal de corta duración a frecuencia industrial (kV eficaces)

3,5 70

7. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL PARQUE EÓLICO Y

SUBESTACIÓN

7.1. GENERAL

El objetivo final de la instalación es la producción de energía eléctrica a partir de la energía eólica que

posee la zona, con el consiguiente ahorro de otras fuentes de energía no renovables.

El Parque Eólico Sierra la Oliva consta de 20 aerogeneradores de 1.800 kW de potencia unitaria, con lo que

la potencia total instalada resulta ser de 36 MW. La energía generada por los aerogeneradores es

conducida, a través de una red subterránea de Media Tensión (20 kV), al Colector de dicho Parque, que

posteriormente será conducido por una línea de evacuación, la cual no es objeto de este proyecto.


10

7.2. AEROGENERADORES

7.2.1. GENERAL

Los aerogeneradores a instalar corresponden a una maquina VESTAS V90 de 1.800 kW, donde estos

equipos cumplirán la norma IEC-61400. En este proyecto se instalará el siguiente tipo de aerogenerador:

Potencia Clase IEC Altura buje (m.) Palas (m.)

1.800 kW IEC IIA 80 44

El rotor es tripala, con un diámetro de circunferencia descrita por los extremos de sus palas de 90 metros.

El rotor acciona a través de un multiplicador de velocidad angular, el alternador asíncrono de rotor

bobinado, a través de su única salida de eje accesible.

Este alternador eléctrico asíncrono está doblemente alimentado, y su control puede realizarse bien por

velocidad angular bien por potencia generada, a través de transistores de potencia IGBT comandados por

un control electrónico PWM (modulación mediante ancho de pulso).

Para la adaptación de la frecuencia de la onda de tensión/corriente del rotor a la frecuencia nominal de la

red eléctrica, 50Hz, se disponen un sistema de convertidores electrónicos de potencia, también mediante

transistores de potencia, que se encargan de obtener la forma de onda deseada. Éste es un sistema que

asegura una constante y estable forma de la onda de tensión en la salida de la turbina.

La potencia aerodinámica en el rotor se controla mediante un sistema de paso variable que mantiene las

palas orientadas en el ángulo de ataque óptimo.

La turbina incorpora 2 sistemas de frenada:

Freno primario aerodinámico por puesta en bandera de las palas.

Adicionalmente freno mecánico de disco hidráulicamente activado de emergencia situado en la salida

del eje de alta velocidad de la multiplicadora (eje que acomete sobre el acoplamiento con el eje del

alternador eléctrico).

Para aprovechar al máximo el potencial eólico, la turbina incorpora un sistema de giro automatizado, que

mantiene la turbina orientada a barlovento.


11

La turbina descansa sobre una torre troncocónica de 80 metros de altura, en cuyo interior sólo se pueden

encontrar plataformas, escaleras de acceso, el circuito de potencia en MT procedente del primario del

transformador de potencia 20/0,69 kV que enlaza con su correspondiente celda de protección de

transformador situada en la base de la torre del aerogenerador, así como los circuitos de comunicación

mediante fibra óptica y circuitos auxiliares de alumbrado y tomas de fuerza auxiliares.

El alternador (generador eléctrico), el multiplicador de velocidad angular, el transformador de potencia

elevador y los cuadros de protección y control de sistema se localizan en la góndola, cuya disposición

interior se muestra en el esquema siguiente:

Finalmente, la torre del aerogenerador está anclada al terreno mediante una cimentación tipo zapata o

tipo pilotes, mediante un utillaje o elemento de anclaje embebido en el hormigón.

Cada aerogenerador incorpora un sistema de control automático, el cual gestiona el funcionamiento del

mismo en función de las condiciones eólicas y ambientales de forma autónoma. Asimismo, a través de la

red de comunicaciones interna mediante fibra óptica y/o radioenlace, los aerogeneradores también

pueden controlarse remotamente.


12

Dadas las características intrínsecas de la máquina eléctrica generadora (se trata de un generador

asíncrono de rotor bobinado), los aerogeneradores no pueden funcionar en isla, es decir, sin conexión a la

red eléctrica, dado que necesitan el consumo de energía reactiva procedente de ésta.

Están dispuestos en varias alineaciones de dirección sensiblemente SW-NE, debido a dos condicionantes

principales:

Topográficos: instalar los aerogeneradores en puntos elevados, en nuestro caso las divisorias de

aguas, que tienen esa alineación.

Técnicos: las líneas de aerogeneradores se deben instalar lo más perpendicular posible al viento

dominante.

7.2.2. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES.

Certificación del Diseño.

El diseño del aerogenerador ha sido certificado según la norma internacional IEC-61400.

La vida útil mínima de diseño del aerogenerador es de 20 años.

Procedimiento y datos de funcionamiento.

Cada aerogenerador funciona de forma autónoma, en función de las condiciones eólicas y ambientales. El

procedimiento de arranque y generación del cada uno de éstos es el siguiente:

Con viento en calma, el aerogenerador está en estado de espera, hasta que el viento alcanza una

velocidad próxima a 4 m/s (medido en un sistema de referencia solidario al suelo), momento en el que

el rotor comienza a orientarse a barlovento y colocando las palas en un ángulo de 45º, que

proporciona un par de arranque suficientemente alto como para iniciar el movimiento.

Cuando el rotor se ha acelerado suficientemente, el generador asíncrono se conecta eléctricamente

de manera suave a la red, gracias a su electrónica de potencia mediante IGBT. El sistema de control

elige la velocidad de rotación y el ángulo de paso de las palas que proporcionan la optimizan la

potencia (potencia máxima) para cada velocidad de viento dada.


13

Cuando la velocidad del viento es tal que la energía contenida en el mismo es más que suficiente para

extraer la potencia nominal del generador, el ángulo de paso de las palas se incrementa de forma

automática de manera que no se supere la potencia nominal.

Al sobrepasar durante cierto tiempo la velocidad de viento de 25 m/s, el generador se desconecta de

la red colectora, entrando en servicio el freno aerodinámico al rotor. Las palas permanecen en

posición de bandera hasta que la velocidad del viento desciende por debajo de la de rearranque,

momento en que la máquina reanuda la generación eléctrica.

Siempre que la velocidad del viento supere los 4 m/s, el sistema de giro mantiene en todo momento la

turbina orientada a barlovento, a partir de la información aportada por los dos anemómetros sónicos

situados sobre la góndola, que suministran simultáneamente medida de velocidad y dirección de viento.

En caso de emergencia o fallo en la red eléctrica, el generador es desconectado y el rotor es frenado

mediante el freno aerodinámico y el freno mecánico de emergencia.

Curvas de potencia

La potencia teórica generada por cada aerogenerador en función de la velocidad del viento es variable

según el modelo y la densidad del aire. La densidad media del aire en el emplazamiento se ha estimado en

1,18 kg/m3.

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

0 5 10 15 20 25

Po

ten

cia

ge

ne

rad

a (M

W)

Velocidad del viento (m/s)

Curva de Potencia - VESTAS V90


14

Curva de Potencia Velocidad del viento (m/s) Potencia (MW)

4 0,091

5 0,2

6 0,362

7 0,588

8 0,889

9 1,255

10 1,604

11 1,769

12 1,798

13 1,8

14 1,8

15 1,8

16 1,8

17 1,8

18 1,8

19 1,8

20 1,8

21 1,8

22 1,8

23 1,8

24 1,8

25 1,8

7.2.3. COMPONENTES PRINCIPALES

Descripción general

El aerogenerador se divide en cuatro partes fundamentales: góndola, torre, cimentación y sistema de

control.

En la góndola se ubican el rotor, multiplicador, eje de alta, generador, transformador, sistemas de

refrigeración, orientación, control automático y protección, sensores y sistemas auxiliares. Los sensores

meteorológicos y sistemas auxiliares como las balizas están colocados en el exterior sobre la carcasa. El

resto de equipos se encuentran anclados al bastidor principal y protegidos por la carcasa en el interior de la

góndola.


15

La conexión góndola-torre se realiza a través de una corona de giro dentada encastrada en el bastidor de la

góndola, con piezas de fricción que permiten el giro, y atornillada en su parte inferior a la torre.

En el interior de la torre sólo se alojan los cables y celda de media tensión y las escaleras de acceso a la

turbina.

La torre está anclada a la cimentación por un sistema de anclaje atornillado, el cual está embebido en la

cimentación. A través de la cimentación, mediante tubos flexibles, discurren los conductos de entrada y

salida de cables de media tensión, y comunicaciones.

Bastidor

El bastidor es de acero y se encuentra unido a la torre a través de la corona de giro encastrada en el

bastidor. Está preparado para soportar las cargas que le trasmite el rodamiento principal del eje del rotor,

la corona de orientación, la multiplicadora y el generador, así como las debidas al peso del resto de equipos

alojados en la góndola.

Rotor

Elemento rotatorio del aerogenerador, que es movido por la acción del viento. Está constituido por tres

palas, el buje y el eje principal.

Las palas están realizadas en fibra de vidrio preimpregnada de resina epoxy. Las palas se instalan con un

sistema de cilindros hidráulicos que insertan sobre el buje. Dicho mecanismo le permite pivotar sobre su

eje, así como el funcionamiento del sistema de paso variable y el freno aerodinámico. Este mecanismo es

de accionamiento seguro (ante un fallo, se activa el freno aerodinámico).

El buje, esférico de fundición nodular, es la pieza que une las 3 palas con el eje principal. Está protegido del

ambiente exterior por un cono de fibra de vidrio y resina de poliéster cuyo interior es accesible por escotilla

desde el interior de la góndola. Dentro de dicho cono, además del buje, se aloja el mecanismo hidráulico

de accionamiento de las palas.

El eje, fabricado en acero forjado, está unido al buje mediante brida atornillada, y transmite las cargas

transversales del rotor mediante soportes atornillados al bastidor que contienen los rodamientos.


16

Multiplicador

Es el elemento que adapta la velocidad de giro del rotor al entorno de la velocidad de sincronismo del

conjunto generador.

Está constituido por tres etapas de engranajes, una planetaria y dos helicoidales, situadas en el interior de

una carcasa de hierro fundido, la cual va anclada en dos puntos al bastidor mediante elementos

absorbedores de vibraciones.

La lubricación del multiplicador se realiza mediante bomba de aceite con intercambiador. Una sonda

térmica controla que la temperatura del aceite no sobrepase los límites de funcionamiento, en cuyo caso el

aerogenerador se pararía automáticamente.

A la salida del multiplicador, sobre el eje de conexión entre multiplicador y conjunto generador (eje de

alta), se sitúa un freno de disco de accionamiento hidráulico seguro, cuya finalidad es frenar el tren de

potencia ante casos de emergencia.

Generador

El generador es asíncrono doblemente alimentado, de 690 Vac / 50Hz, cuatro polos y velocidad de giro

nominal de 1680 rpm. Su control puede realizarse bajo consigna de velocidad de giro angular o potencia

activa de generación, mediante convertidores IGBT y control electrónico PWM (modulación por ancho de

pulso). Las ventajas principales de este sistema son:

Control de potencia reactiva

Bajo contenido en armónicos y mínimas pérdidas

Aumento de la eficiencia y de la producción

Mejora de la vida útil de la máquina

Una sonda térmica controla que la temperatura de los bobinados del generador no sobrepasen los límites

de funcionamiento, en cuyo caso el aerogenerador se pararía automáticamente.


17

Sistema de orientación

El sistema de orientación de la turbina está formado por los motores de orientación de accionamiento

eléctrico y los sensores meteorológicos. El sistema de control del aerogenerador controla el

funcionamiento del sistema de orientación.

Basándose en la velocidad y dirección del viento, medidos mediante sensores situados en la carcasa de la

turbina, el sistema de control decide la activación de los motores de giro. Si la velocidad del viento supera

los 3 m/s, y la alineación de la turbina respecto al viento no es correcta por durante un tiempo prefijado, se

activarán los motores de orientación, los cuales a través de la corona dentada atornillada a la torre hacen

girar la turbina para situarla a barlovento. Las piezas de fricción situadas entre la corona dentada y el

bastidor de la turbina bloquean el giro de la turbina cuando los motores de giro no están en

funcionamiento.

Carcasa

El cuerpo principal de la turbina está cubierto por una carcasa de fibra de vidrio, la cual proporciona a los

equipos protección contra las condiciones climáticas adversas, polvo, así como absorción de ruidos.

En la parte posterior de la carcasa, se sitúan los sensores meteorológicos, pararrayos y baliza, así como el

radiador de los sistemas de refrigeración.

En la parte superior de la carcasa existe una escotilla para operaciones de mantenimiento.

Torre

La torre está formada por tres tramos tubulares de sección circular, de acero laminado y soldado, las

cuales se unen entre sí por brida atornillada. La torre está unida en la base a la cimentación y en la parte

superior a la corona dentada de la turbina, mediante bridas atornilladas.

En el interior de la torre, equipada con iluminación artificial, se sitúan las escaleras de acceso a la turbina y

las plataformas de mantenimiento a distintas alturas. En su parte inferior se sitúa la celda de protección.


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La puerta de acceso a la torre dispone de un sistema de bloqueo por llave, que impide el acceso de

personal no autorizado al aerogenerador, así como de placas de aviso correspondientes.

La pintura exterior, en color RAL 7035, proporciona protección anticorrosiva a la torre.

Cuadro Principal en BT.

El conjunto generador se conecta al cuadro principal de protección general en BT, situado en la góndola,

mediante conductores con tensión de aislamiento RV-k 0.6/1 kV.

En el cuadro principal se disponen de los equipos de tiristores (IGBT) para la conversión de la potencia

generada a frecuencia variable en frecuencia de 50 Hz, con un rendimiento eléctrico óptimo. Mediante

sondas PT100 se controla el rango de temperaturas de funcionamiento de estos equipos.

La potencia reactiva es producida por el convertidor situado en el rotor, por lo que no es necesario, la

utilización de batería de condensadores. El aerogenerador es capaz de funcionar con factores de potencia

entre 0.96 inductivo y 0.98 capacitivo a potencia nominal, medido en 690 V.

El aerogenerador está dotado de un sistema que permite mejorar el control del aerogenerador durante las

faltas de red.

Los servicios auxiliares del aerogenerador están dispuestos asimismo en el cuadro principal, contando con

medida de la energía, contactores, relés, etc...

A la salida del cuadro principal se dispone el contactor de potencia de conexión eléctrica de la salida del

dicho cuadro para baja tensión a los terminales de baja del transformador de potencia.

Transformador

El transformador de potencia, situado en la góndola, es trifásico de tipo seco encapsulado en resina,

relación de transformación 20 kV/0,69-0,48 N kV (el alternador del aerogenerador acomete sobre el

secundario del transformador, es decir, sobre el nivel de tensión 0,69 kV) conexión Dyn11 triángulo-estrella


19

con neutro BT puesto a tierra rígidamente, frecuencia de red de diseño 50 Hz, tensión de cortocircuito

ucc=7,73%, y potencia aparente nominal 2100 kVA.

El lado de BT va conectado, mediante cable con tensión de aislamiento 0.6/1kV, a los bornes de salida de

un contactor tripolar de potencia instalado en el cuadro principal de baja tensión.

El lado de MT de la instalación, que parte del secundario del transformador, se resuelve mediante una

terna de cables unipolares 3x25+25 mm2 Al. Este circuito procedente sistema de generación del

aerogenerador, es protegido mediante celda protección entrada/salida de línea, instalada en la base del

fuste del aerogenerador.

Para permitir los movimientos del personal en el interior de la góndola, el transformador dispone una

envolvente metálica que evita cualquier contacto accidental con partes de éste que puedan estar bajo

tensión.

Celda de Media Tensión.

Las celdas de MT estarán diseñadas para una tensión nominal de funcionamiento 20 kV / 50 Hz, tensión

máxima asignada de 36 kV, y con embarrado dimensionado para intensidades nominales a soportar en

función de la potencia inyectada en dicho aerogenerador, y la que procede del circuito colector de los

aerogeneradores instalados aguas arriba, incluyéndose éstas de forma opcional en el suministro.

Las celdas de MT serán de tipo blindada, aisladas en aire y con corte en gas (hexafluoruro de azufre SF6),

simple barra, y funciones de protección bajo pedido en función de las necesidades del sistema colector en

el que conexionar.

7.2.4. CIMENTACIONES.

Las torres transmitirán sus cargas al terreno mediante cimentaciones directas tipo zapata, de planta

octogonal, de dimensiones variables según el modelo de aerogenerador (ver planos en pliego de

condiciones), que estarán empotradas al menos 2,15 metros en el terreno natural. Embebido en la zapata

se coloca una pieza metálica de sección circular de acoplamiento a la torre, denominada virola, que

dispone en su parte superior de una brida de conexión a la torre mediante tornillería.


20

En la cimentación se disponen canalizaciones flexibles de PVC, para el paso de los cables de conexión al

aerogenerador desde las zanjas subterráneas a la cabina y cuadro de control, con el fin de evitar dañar la

cubierta de los cables durante las operaciones de tendido de éstos al adentrarse en el interior del

aerogenerador.

7.2.5. SISTEMA DE CONTROL AEROGENERADOR

Funcionalmente se encarga del control automático del aerogenerador. Dispone de pantalla táctil que

permite la monitorización y control manual del aerogenerador. También está preparado para

monitorización y control remoto.

Este sistema, instalado en cada uno de los aerogeneradores, es autónomo, funcionando cada

aerogenerador de forma independiente del resto del parque eólico, estando asimismo conectado al

sistema de control de parque por fibra óptica a través de la red de comunicaciones interna del parque.

7.2.6. PROTECCIÓN.

El aerogenerador dispone de un sistema de puesta a tierra, constituida por un anillo horizontal de cobre de

50 mm2 enterrado a 1 metro de profundidad, y a una distancia de 1 metro del fuste de la cimentación.

Conectados a este anillo, y diametralmente opuestos, se disponen 2 electrodos de puesta a tierra lineales

enterrados (picas verticales), con una longitud mínima cada una de 6 metros, garantizando una resistencia

de puesta a tierra de la línea de derivación de cada aerogenerador inferior a 10 ohmios.

El sistema de puesta a tierra está conectado a la torre a través de 2 conductores de cobre desnudo de

sección 50 mm2, en la parte inferior de la misma, donde se dispone de una pletina colectora de tierras, que

efectuará al mismo tiempo las funciones de puente seccionable para el control del valor de puesta a tierra

de cada una de las 2 derivaciones individuales de puesta a tierra.

Cada una de las palas dispone a ambos lados de los extremos de receptores de descargas eléctricas, y un

sistema de conductores que desvían la descarga eléctrica a través de la pala de forma controlada. La

conexión de los conductores de las palas al bastidor se realiza mediante una escobilla y un espinterómetro,

desviando la descarga hacia el bastidor, estando el bastidor conectado a través de un cable a la torre, y la

torre al sistema de puesta a tierra.

En el lado de MT del transformador se dispone de autoválvulas, así como protecciones contra

sobretensiones transitoria en los cables principales a la entrada del cuadro principal. Del mismo modo, los


21

tiristores disponen una protección contra sobretensiones inducidas. Todas las líneas auxiliares de

alimentación a equipos y señales disponen asimismo de protecciones contra sobretensiones transitorias.

El neutro del transformador, seccionadores de puesta a tierra, torre, bastidor, derivaciones de

protecciones y envolventes de componentes están conectados al sistema de puesta a tierra del

aerogenerador, que a su vez se conecta así mismo al sistema de red de tierras del conjunto del parque, que

es único.

7.2.7. SISTEMA ELÉCTRICO EN BAJA TENSIÓN (690 V)

La conexión de potencia en baja tensión del generador a su cuadro de protección y control, se prevé que se

realice con cables unipolares con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y cubierta de policloruro de

vinilo (PVC), de 4 x (3x1x300)+2x300 mm2 en cobre, designación UNE RV 0,6/1 kV, instalado sobre bandeja

de rejilla de alambres electrosoldados.

Ensayos de fuego exigibles al cable de BT del generador:

No propagación de la llama: UNE EN 50265-2-1 ; IEC 60332-1 ; NFC 32070-C2

No propagación del incendio: IEEE 383

Reducida emisión de halógenos: UNE EN 50267-2-1; IEC 60754-1; Emisión ClH < 14%

El armario de protección y control, dispondrá en la salida del generador de un interruptor automático de

4x2.000 A. Contendrá también el aparellaje preciso para las salidas a la batería de condensadores y para

los servicios de alumbrado y fuerza. Se prevén también los correspondientes dispositivos de protección y

control.

La interconexión entre el cuadro de B.T. y el transformador de potencia de 2.100 kVA 690 / 20.000 V, se

resolverá con línea de análogas características a las descritas para la conexión aerogenerador - cuadro de

B.T.

El diseño del conjunto del sistema eléctrico de B.T., cumplirá las siguientes características eléctricas:

Tensión nominal ………………….................................................................................................... 690 V.

Tensión más elevada para el material......................................................................................... 1,1 kV.

Tensión de ensayo a impulso .................................................................................................... 6 kV Cr.

Tensión de ensayo 50Hz ............................................................................................................... 3 kV.

Intensidad de cortocircuito de corta duración (1s) ....................................................................... 20 kA.

Valor de cresta de la corriente de cortocircuito .....................................................................72,5 kA Cr.

Régimen de neutro......................................................................... Rígido a Tierra en estrella del trafo.


22

7.2.8. SISTEMA ELÉCTRICO EN MEDIA TENSIÓN (20 KV)

La conexión de potencia en media tensión desde el trafo situado en la góndola a la celda de media tensión

situada en la base de la torre se deberá realizar con una terna cable unipolar polietileno reticulado XLPE y

cubierta de poliolefina, 3x25+25 mm2 de aluminio instalado sobre bandeja de rejilla de alambres

electrosoldados.

Los ensayos relativos a propagación de llama, incendio y emisión de halógenos serán de la misma

exigencia que para los cables ubicados en la góndola.

7.3. SISTEMA COLECTOR DE ENERGIA

7.3.1. GENERAL

Los aerogeneradores de cada alineación se conectan mediante líneas subterráneas de Media Tensión, en

20 kV, a la SET del Parque. Estas líneas subterráneas se denominan líneas colectoras.

Para la conexión de los aerogeneradores del P.E. a la SET del parque se han dispuesto líneas colectoras. El

cálculo de las secciones de cada uno de los tramos de las líneas colectoras, entre aerogeneradores, se ha

realizado por caída de tensión, densidad de corriente, cortocircuito y optimización de pérdidas e inversión.

Los cables utilizados, unipolares, están formados por conductores aislados con polietileno reticulado XLPE

y cubierta de poliolefina, con designación UNE RHZ1-OL 12/20 kV y secciones 240, y 400 mm2 de

aluminio.


23

7.3.2. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS CABLES

Conductor aislado 12 / 20 kV – 1 x 240 mm2 en aluminio para 20 kV

Tensión (Uo / U)..……………………………………………………………………………………………………. 12 / 20 kV

Normas de Construcción y ensayo…....... UNE-21123, Norma IEC 60502, Recomendación UNESA 3305

Designación UNE ................................................................................................ RHZ1-OL 12/ 20 kV A

Aislamiento...............................................................................................Polietileno reticulado (XLPE)

Cubierta exterior……………………................................................................................................VEMEX

Tensión nominal .................................................................................................................... 12/ 20 kV

Ensayo de tensión (aplicado en c.a. durante 5 min).................................................................. 63.000 V

Sección ........................................................................................................... Unipolar 240 mm2 en Al

Intensidad admisible permanente:

o - al aire a 40 ºC ........................................................................................................... 405 A

o - enterrado a 25 ºC ..................................................................................................... 415 A

Pantalla ................................................................................ Corona de alambres de cobre de 16 mm2

Diámetro exterior ...................................................................................................................28,2 mm.

Resistencia a 20 ºC........................................................................................................... 0,0754Ω/Km.

Capacidad .........................................................................................................................0,237 μF/km.

Resistencia a la frecuencia 50 Hz........................................................................................ 0,161 Ω/Km.

Reactancia a la frecuencia de 50 Hz ................................................................................... 0,113 Ω/Km.

Conductor aislado 12/ 20 kV – 1 x 400 mm2 en aluminio para 20 kV

Tensión (Uo / U) ..................................................................................................................... 12/ 20 kV

Normas de Construcción y ensayo.......... UNE-21123, Norma IEC 60502, Recomendación UNESA 3305

Designación UNE .................................................................................................... RHZ1-OL 12/ 20 kV

Aislamiento ..............................................................................................Polietileno reticulado (XLPE)

Cubierta exterior........................................................................................................................VEMEX

Tensión nominal .................................................................................................................... 12/ 20 kV

Ensayo de tensión (aplicado en c.a. durante 5 min).................................................................. 63.000 V


24

Sección ........................................................................................................... Unipolar 400 mm2 en Al

Intensidad admisible permanente:

o - al aire a 40 ºC ........................................................................................................... 580 A

o - enterrado a 25 ºC ..................................................................................................... 530 A

Pantalla .................................................................................Corona de alambres de cobre de 16 mm2

Diámetro exterior....................................................................................................................54,5 mm.

Resistencia a 20 ºC............................................................................................................ 0,102 Ω/Km.

Capacidad .........................................................................................................................0,343 μF/km.

Resistencia a la frecuencia 50 Hz....................................................................................... 0,102 Ω/Km.

Reactancia a la frecuencia de 50 Hz ................................................................................... 0,101 Ω/Km.

7.3.3. DISPOSICIÓN DE LOS CONDUCTORES

El tendido será subterráneo por el lateral de los caminos, en una zanja de 1,20 m de profundidad y anchura

de 0,4 , 0,6 ó 0,8 m dependiendo del número de ternas. Sobre el fondo de la zanja se colocará el cable de

tierra que se cubrirá con 10 cm de arena lavada de río. Sobre esta capa se colocarán los cables agrupados

en trébol para igualar impedancias, los cuales se recubrirán hasta llegar a15 cm con arena lavada de río

.Posteriormente se colocará una o varias placas de señalización , recubriéndose con otros 20 cm del mismo

material, sobre el que irá el cable de comunicaciones, el cual se recubrirá con otros 15 cm de arena lavada

de río . Seguidamente se colocará una o varias placas de señalización recubiertas de 20 cm de material

seleccionado y compactado manualmente, sobre el que se colocará una o varias cintas de señalización de

“peligro cables eléctricos” (según RU 02102-90). Con posterioridad se rellenará con 40 cm de material

seleccionado y compactado mecánicamente

Para los cruces de viales se ejecutará una zanja de 1,20 m de profundidad y 0,40 , 0,60 ó 0,80 m de ancho

en concordancia con el número de circuitos. Sobre el fondo de dicha zanja se colocarán el cable de tierra el

cual irá recubierto por una capa 10 cm de hormigón HM-20. Sobre esta capa se colocarán los cables de MT

agrupados en trébol en tubos de PEAD de 200 mm de diámetro, y recubiertos hasta 35 cm de hormigón

HM-20. Posteriormente se colocará el o los correspondientes cables de comunicaciones en un único tubo

de PEAD de 90mm de diámetro embebido en 15 cm de hormigón HM-20. Seguidamente se colocará una o

varias cintas de señalización recubiertas hasta llegar a 20 cm de arena lavada de río. Finalmente se

colocará 40 cm de zahorra y en el caso de un vial asfaltado se incluiría el paquete de firme correspondiente.

En el caso de zanjas sobre cimentación de las torres se dispondrán varios tubos de PEAD de 200mm de

diámetro, por cuyo interior discurrirán los cables de MT en forma de trébol, y varios de PEAD de 90mm de

diámetro, para el cable de tierra y de comunicaciones, colocados sobre la cimentación de la torre del

aerogenerador y recubiertos de 30 cm de hormigón HM-20, para posteriormente recubrirlos con 25 cm de

arena lavada de río, sobre la que se colocarán las correspondientes cintas de señalización.


25

No se contempla la construcción de arquetas en los cruces de caminos ni en las plataformas. Por otro lado,

los imprescindibles empalmes de los conductores quedarán perfectamente situados o acotados en los

planos de final de obra.

El tipo de zanjas con la disposición de cables y su situación en los caminos, se reflejan en su plano

correspondiente.

7.4. SUBESTACIÓN DEL PARQUE

La energía generada en el Parque Eólico Sierra la Oliva llegará a la SET del parque a través de una red

subterránea en Media Tensión (20 kV). De dicha SET partirá la línea de evacuación. La línea de evacuación

es objeto de otro Proyecto.

7.4.1. GENERAL

La energía generada en el Parque Eólico llegará a la subestación 20/220 kV a través de una red subterránea

en Media Tensión. Esta energía, es evacuada a través de una Línea de Alta Tensión.

La Subestación del Parque es de tipo mixto, estando formada por:

Un edificio de control, que alberga las cabinas prefabricadas correspondientes al escalón de 20 kV,

servicios auxiliares, comunicaciones y equipos de control, mando y protección.

Y un recinto intemperie, para el escalón de 220 kV y la transformación 220/20 kV.

7.4.2. PARQUE INTEMPERIE

La Subestación eléctrica dispondrá de una típica configuración de simple barra de 220 kV, de las siguientes

características:


26

7.4.2.1.1. POSICIÓN DE TRANSFORMADOR

Una posición de transformador, con los siguientes elementos:

Un interruptor automático tripolar en SF6.

Juego de tres transformadores de intensidad.

Juego de tres pararrayos autoválvulas de protección de transformador.

Un transformador 220/20 kV y 42/52,5 MVA de potencia nominal.

7.4.2.1.2. POSICIÓN DE LÍNEA 220 KV

Un seccionador de línea con cuchillas de puesta a tierra.

Juego de tres transformadores de tensión de línea.

Juego de tres pararrayos autoválvulas de protección de línea.

7.4.2.1.3. NIVEL DE 20 KV (INTEMPERIE)

Juego de tres pararrayos autoválvulas de protección de transformador.

Embarrado con tubo de cobre.

Reactancia.

Batería de condensadores.

7.4.3. EDIFICIO DE CONTROL

Se plantea la construcción de un único edificio en el que se albergan las distintas salas que son necesarias

para la explotación del Parque Eólico y que se divide en las siguientes zonas:


27

7.4.3.1.1. SALA DE CELDAS DE M.T.

En esta sala se ubican las celdas de línea y protección de cada uno de los circuitos subterráneos de los

parques eólicos, así como el trafo de Servicios Auxiliares y las celdas de compensación de reactiva.

7.4.3.1.2. SALA DE SERVICIOS AUXILIARES

En ella se instalará el cuadro de 400/230 V correspondiente para garantizar el consumo local de energía de

la subestación y el suministro de energía eléctrica en forma de corriente continua y alterna a los

dispositivos de control, mando, protección y comunicaciones, incluso cuando no hay producción de

energía en los parques. A este efecto se instalará el equipo de medida de importación correspondiente.

Asimismo se alojarán los equipos rectificadores- cargadores de baterías de 125 V c.c. necesarios para el

suministro de continua.

7.4.3.1.3. SALA DE CONTROL

En la sala de control se situarán los equipos informáticos de gestión de la instalación, así como los de las

comunicaciones internas y externas.

El diseño de la estancia le permite estar comunicada fácilmente con las demás dependencias del edificio.

7.4.3.1.4. ZONA DE OFICINAS Y SERVICIOS

Dotada de un despacho, un almacén y unos vestuarios-aseos para atender las necesidades higiénicas y de

atención primaria en caso de accidentes del personal empleado en el Parque, que cumplirán con las

especificaciones habituales en este tipo de instalaciones, dotados de agua fría y caliente, así como un

equipo sanitario de urgencia y primaria necesidad.


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7.4.3.1.5. DEPENDENCIAS COMPLEMENTARIAS

Como dependencias complementarias, se construirá una sala para almacenamiento de aceite y agua, con

acceso único desde el exterior.

7.4.3.2. SALA DE CELDAS

En la sala de celdas de media tensión del edificio de control de la subestación se alojarán las celdas que

reciben la red subterránea que interconecta cada uno de los aerogeneradores del Parque Eólico. La energía

evacuada por las líneas subterráneas del Parque Eólico irá a sus correspondientes celdas de 20 kV. Estas

celdas se conectarán a los embarrados de 20 kV. De estos embarrados, a través de la celda de salida se

alimentará al secundario del transformador de potencia del parque intemperie. En los planos adjuntos

puede verse la disposición en planta de los equipos, así como el unifilar de las celdas MT.

El paso de barras generales de una celda a otra se efectúa a través de unas placas aislantes, cuyo material y

diseño es tal que, a la vez que sirven de soporte, son resistentes a los efectos electrodinámicos y a la

propagación del arco.

7.4.3.3. SERVICIOS AUXILIARES

Los servicios auxiliares de la Subestación estarán atendidos necesariamente por los dos sistemas de

tensión (c.a. y c.c.). Para la adecuada explotación del centro, se instalarán sistemas de alimentación de

corriente alterna y de corriente continua, según necesidades, para los distintos componentes de control,

protección y medida.

Para el control y operatividad de estos servicios auxiliares de c.a. y c.c. se ha dispuesto el montaje de un

cuadro de centralización de aparatos formado por bastidores modulares a base de perfiles y paneles de

chapa de acero.

El cuadro consta de dos zonas diferenciadas e independientes, donde se alojan respectivamente los

servicios de corriente alterna y corriente continua.


29

Cada servicio está compartimentado independientemente y tiene su acceso frontal a través de las puertas

con cerradura en las que se ha fijado el esquema sinóptico.

7.4.4. OBRA CIVIL

7.4.4.1. ACCESO A LA SET

El acceso a la instalación se realizará por un vial que poseerá una anchura mínima de 5,00 m y la capacidad

portante que resulte de la colocación de una capa de 20 cm de zahorra (compactada al 95% de la densidad

obtenida mediante el ensayo de Proctor modificado) sobre una explanación de calidad E-2. A ambos lados

del vial discurrirán sendas cunetas para evacuación del agua de lluvia.

7.4.4.2. PARQUE INTEMPERIE

El acondicionamiento del terreno y demás actuaciones sobre el parque intemperie se enumeran y se

describen a continuación.

7.4.4.2.1. ACONDICIONAMIENTO DE LA PARCELA

El acondicionamiento de la parcela dónde se instalará la SET, alcanzará los siguientes aspectos:

Desbroce de la capa vegetal y retirada a vertedero de la capa superficial del terreno, hasta alcanzar

una profundidad aproximada de 30 cm en toda la superficie donde se va a instalar la Subestación.

Se procederá a la explanación, desmonte, relleno, nivelación del terreno y compactación,

aproximadamente a la cota definitiva de la instalación.

Se extenderá una capa de grava de unos 10 cm, para reducir el alto valor de resistividad existente en

esta parcela.


30

7.4.4.3. CIMENTACIONES PARQUE INTEMPERIE

7.4.4.3.1. CIMENTACIONES DE APARATOS, PÓRTICO DE LÍNEA

Se realizarán mediante la técnica de hormigonado en masa. Aplicado sobre una capa de aproximadamente

10 cm. de hormigón de limpieza.

El hormigonado se realizará en dos fases, en la primera se embeberán los pernos de anclaje de las

diferentes estructuras y en una segunda se ejecutará el recrecido y el remate en forma de punta de

diamante para facilitar la evacuación y evitar acumulaciones de agua en la parte superior de la

cimentación.

El acceso de los cables de control a la aparamenta se realizará a través del hormigón mediante tubos de

PVC GP7 DN63, mientras que las tomas de tierra de todos los bastidores y aparamenta tendrá un acceso a

través de la cimentación con tubos de PVC GP7 DN32.

El control en la ejecución de las cimentaciones será de tipo normal. Los materiales utilizados en la

cimentación, son:

Hormigón:………………………………………………………………………………………………………………..HM-20

Acero:…………………………………………………………………………B 500 S (para el caso de cercos de atado).

7.4.4.3.2. BANCADAS DE TRANSFORMADOR, BATERÍA DE CONDENSADORES Y

REACTANCIA

El transformador de potencia se dispondrá sobre su correspondiente bancada de hormigón armado. Esta

bancada abarcará la totalidad de la superficie del transformador y se diseñarán para soportar el peso de la

máquina y recoger el aceite de posibles fugas.

La bancada del transformador estará recubierta por una capa de cantos rodados con la función de apaga

fuegos.


31

La estructura de la bancada será de hormigón armado HA-25, con armadura de acero AEH-400. Se

construirá sobre una base de hormigón de limpieza HM-10. El fondo tendrá las pendientes adecuadas para

recoger el aceite de posibles fugas.

El control en la ejecución será de tipo normal.

La batería de condensadores y la reactancia descansarán sobre sendas bancadas de hormigón armado HA-

25, con armadura de acero AEH-400, el control de la ejecución será de tipo normal.

7.4.4.4. RED DE TIERRAS

La red de tierras general de la instalación estará compuesta por una red de tierras subterránea y una red de

tierras aérea.

7.4.4.4.1. RED DE TIERRAS SUBTERRÁNEA

Estará compuesta por un electrodo en forma de malla rectangular de las siguientes características:

Conductor ............................................................................................................ cable desnudo de Cu

Sección .................................................................................................................................. 120 mm2

Dimensiones de la malla ..................................................................................................... 38,5 x 50 m

Celdas lado largo x ancho ............................................................................................................ 8 x 10

Profundidad electrodo ................................................................................................................. 0,8 m

Los conductores del electrodo se enterrarán entre tierra vegetal para facilitar la disipación de corriente.

Los cruces de los conductores de tierra y las derivaciones del electrodo hacia las tomas de tierra, se

realizarán mediante soldaduras aluminotérmicas.

Para evitar la aparición de tensiones de contacto peligrosas desde el exterior, el electrodo principal

sobresaldrá 1 m alrededor del vallado perimetral de la instalación.


32

Se preverán tomas de tierra para todos los bastidores y demás elementos metálicos de la subestación,

para el neutro del transformador, para las tomas de tierra de unión con el mallazo del edificio de control,

así como la conexión eléctrica de la valla perimetral al electrodo de puesta a tierra.

7.4.4.4.2. RED DE TIERRAS AÉREA

Estará compuesta por un pararrayos de tipo activo, montado sobre un mástil de 3 m en lo alto del pórtico

de salida de línea. El pararrayos protegerá todos los elementos dentro del recinto de la SET. La conexión al

electrodo de tierra se realizará mediante cable de cobre desnudo de 120 mm2.

7.4.4.5. CANALIZACIONES DE PARQUE

Los conductores que enlazan elementos de parque con elementos en el interior del edificio, discurren por

canalizaciones que pueden ser de los siguientes tipos:

7.4.4.5.1. CANALIZACIONES DE POTENCIA

Están constituidas por un canal prefabricado de hormigón armado HA-25 con tapas de hormigón. Son

accesibles desde la superficie.

Recogen los conductores de MT de salida del transformador y los conducen hacia el interior del edificio

donde se alojan las celdas de MT.

Para el cruce con los viales se preverán pasos reforzados a base de tubos de PVC de 250 mm de diámetro

embebidos en hormigón.

7.4.4.5.2. CANALIZACIONES DE CONTROL

Para la recogida de los cables de alimentación y señales de los diferentes equipos y aparamenta de parque

y conducción de los mismos al edificio de control, se instalan canalizaciones subterráneas.


33

Las canalizaciones para conducción de cables de control serán de dos tipos:

Prefabricadas, o canalizaciones principales, constituidas por un canal prefabricado con tapas de

hormigón accesibles desde la superficie.

Tubos, o canalizaciones secundarias, realizadas con tubos de PVC GP7 DN63 para la recogida de

cables de los equipos y conexión con las canalizaciones principales.

Las conducciones que transcurran por puntos por los que se prevea que puedan pasar vehículos pesados,

se protegerán en superficie por una losa de hormigón armado con un mallazo.

7.4.4.6. TERMINACIÓN SUPERFICIAL

El parque intemperie se remata con dos tipos de acabados:

Capa de grava superficial de 10 cm en el recinto interior salvo viales y aceras.

Pavimentado de vial de acceso y acera perimetral del edificio de control.

7.4.4.7. CERRAMIENTO PERIMETRAL

Realización del vallado perimetral de 2,5 metros de altura, con malla metálica de simple torsión rematada

en la parte superior con alambre.

El montaje de la valla se realiza sobre un murete de hormigón de al menos 30 cm. Los postes metálicos de

fijación de la valla se colocarán cada 3 m.

7.4.4.8. DRENAJE DE AGUAS PLUVIALES

Para la evacuación de aguas pluviales, se dotará a la instalación de un sistema de drenaje interior y uno

exterior.


34

7.4.4.8.1. DRENAJE DE AGUAS INTERIORES

El sistema de drenaje interior, consiste en la instalación de tubo dren de 25 mm de diámetro bajo las

canalizaciones de parque, instalado con una pendiente del 1%, con conexión a pozo de evacuación y

vertido de aguas en el exterior.

7.4.4.8.2. DRENAJE DE AGUAS EXTERIORES

Se instalará una red de recogida y canalización de aguas entre los taludes correspondientes al desmonte y

a la explanación de la subestación, que capte el agua proveniente de la bajada natural y la canalice,

desviando el curso de agua por el perímetro de la explanación y vertiendo las aguas recogidas debajo de la

misma en cunetas próximas. Dicha red consistirá en una canalización prefabricada en forma de "V",

instalada entre los dos taludes.

7.4.4.9. MONTAJE ELECTROMECÁNICO

7.4.4.9.1. ESTRUCTURA METÁLICA

Los soportes de los diferentes aparatos de parque y el pórtico de salida de línea se realizarán en base a

perfiles metálicos normalizados de acero soldados y/o atornillados, sobre los que se aplicará un

tratamiento anticorrosión por galvanizado por inmersión en caliente.

Los soportes estarán amarrados por su base a los correspondientes pernos de anclaje embebidos en las

cimentaciones respectivas, y la fijación de los aparatos a los mismos y entre sus piezas se realizará

mediante tornillería.

Los taladros adecuados para la fijación del soporte a los pernos de anclaje, del aparato al soporte, de las

cajas de centralización o mando y de las grapas de conexión a tierra a realizar en las estructuras metálicas

se ejecutarán con antelación al tratamiento anticorrosión.


35

7.4.4.9.2. CAJAS DE CENTRALIZACIÓN

Las señales procedentes del parque exterior se recogerán en cajas de centralización de los siguientes tipos:

Caja de formación de intensidades de medida y protección.

Caja de formación de intensidades KGO.

Caja de formación de tensiones de medida y protección.

Caja de formación de tensiones KGO.

7.5. SISTEMA DE CONTROL DEL PARQUE EÓLICO

7.5.1. GENERAL

El sistema de control está compuesto por aquellos dispositivos que, en función de la programación y

parámetros de funcionamiento establecidos, y de los valores proporcionados por los distintos elementos

de medida, posibilitan la operación automática y estable del parque eólico.

El Sistema de control local de parque consiste en el conjunto hardware y software que permite realizar una

supervisión de todos los elementos del parque: aerogeneradores, y SET.

También actúa de servidor de datos de las aplicaciones remotas (cliente de guardias, consolas remotas,

etc) que quieran recoger datos del parque. Por ello, la instalación del sistema de control local, además del

computador, lleva asociada una serie de equipos que permiten la comunicación con todos estos

elementos: módems, antenas, tarjetas multipuerto, conversores de fibra óptica, etc.

Básicamente, el Sistema Automático de Control de Parque, comprende los siguientes sistemas:

Sistema de Control de Aerogeneradores.

Supervisión de Torres meteorológicas de parque.

Sistema de Control de la SET.


36

Sistema de Comunicaciones.

Sistema de Regulación de Potencia (si aplica).

Las principales funcionalidades asignadas al sistema de control de parque son las siguientes:

Supervisión de datos instantáneos de las máquinas.

Supervisión de datos instantáneos de torres meteorológicas.

Supervisión de datos instantáneos de centro de control.

Comandos sobre máquinas.

Mandos sobre centro de control

Cálculos de producciones y disponibilidades.

Gestión de alarmas con aviso a móvil ó fax.

Generador de informes.

Gestión de usuarios.

La arquitectura básica del sistema se refleja en la figura siguiente, donde se muestran los diferentes

componentes con los que interrelaciona el computador que realiza las funciones de servidor de datos de

la instalación.


37

7.5.2. SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL DE AEROGENERADOR

Funcionalmente se encarga del control automático del aerogenerador. Dispone de pantalla táctil que

permite la monitorización y control manual del aerogenerador. También está preparado para

monitorización y control remoto.



sistema de control de parque por fibra óptica a través de la red de comunicaciones interna del parque. De

esta forma, pueden ser monitorizados y, eventualmente, controlados todos los aerogeneradores del

parque, siendo las funciones principales del sistema de control de éstos las siguientes:

Comprobación de los parámetros de red.

Comprobación de los parámetros de viento.

Control de operación del aerogenerador, en función de los parámetros de red y viento.

Verificación del estado de funcionamiento, parámetros internos y alarmas del aerogenerador.

Medida de potencia.

El sistema de control, siempre que el aerogenerador esté en funcionamiento normal (sin alarmas), pondrá

en marcha el aerogenerador cuando las condiciones de viento lo permitan.

En caso de caso de producirse una alarma no crítica, parará el aerogenerador, hasta que la contingencia

sea despejada, sin necesidad de intervención de personal del parque.

Ante una alarma crítica, realizará una parada de emergencia, quedando el aerogenerador fuera de servicio,

hasta la intervención del personal del parque.

7.5.3. SISTEMA DE CONTROL DEL CENTRO DE CONTROL

La recogida de información y los comandos del Centro de Control se llevan a cabo gracias a un

concentrador (UCS) que recoge la información de la aparamenta y de las protecciones del centro de

control.


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7.5.4. SISTEMA DE COMUNICACIONES

Está compuesto de dos subsistemas: las comunicaciones en el interior de la planta, por un lado, y las

comunicaciones con el exterior.

En el interior de la planta, incluyendo el centro de control, se utilizará fibra óptica para comunicar los

diferentes componentes del sistema de control con el computador que realiza las funciones de servidor de

datos y control de parque.

Las comunicaciones del servidor con el exterior a los correspondientes puestos remotos se llevarán a cabo

mediante VSAT, que deberá estar instalado en el propio centro. Se utilizará la fibra óptica existente la línea

de evacuación de evacuación de energía para la comunicación con la subestación.

En las zanjas eléctricas del sistema colector del parque se dispondrán cables de fibra óptica para la

canalización de las líneas de transmisión de señales. Se instalarán cables de fibra óptica multimodo

62,5/125 μm, con armado dieléctrico, libre de elementos rígidos para garantizar su flexibilidad, formado

por 16 conductores individuales de fibra óptica de estructura ajustada y refuerzo individual de aramida,

protección antirroedores de fibra de vidrio trenzada y cubierta exterior de poliuretano, apto para

instalación directamente enterrada. En tramos de longitud superior a 4000 metros, se emplearán cables de

fibra óptica monomodo 9/125 μm, también con 16 fibras y de las mismas características indicadas para los

de fibra multimodo.

Mediante la fibra óptica, todos los aerogeneradores del parque están conectados con el Sistema

Automático de Control de Parque.

7.5.5. SISTEMA DE REGULACIÓN DE POTENCIA

El sistema de control permite actuar directamente sobre cada máquina, mediante la opción APC (Absolute

Power Constraint), que es capaz de recibir consignas desde los niveles superiores para regular la

energía activa producida. Si se excede el límite máximo de potencia este sistema actúa regulando la

producción del parque. Además permite desconectar el parque máquina a máquina en pequeños escalones

que no superan la potencia unitaria en cada caso.

Se reparte en tres armarios, situados en la góndola, base de la torre y en el buje. Funcionalmente se

encarga del control automático del aerogenerador. Dispone de pantalla táctil que permite la

monitorización y control manual del aerogenerador. También está preparado para monitorización y

control remoto.


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sistema de control de parque a través de la red de comunicaciones interna del parque. De esta forma,

pueden ser monitorizados y, eventualmente, controlados todos los

aerogeneradores del parque.

7.6. OBRA CIVIL PARQUE EÓLICO

Para la instalación y mantenimiento de Parque Eólico Sierra la Oliva es preciso realizar una Obra Civil que

contempla los siguientes elementos

:

Red de viales del Parque Eólico

Plataformas para montaje de los aerogeneradores

Cimentación de los aerogeneradores

Zanjas para el tendido de cables subterráneos

SET del parque

Obras auxiliares

7.6.1. CRITERIOS DE DISEÑO

En el diseño de las infraestructuras de obra civil se han tenido en cuenta los siguientes criterios básicos de

diseño técnico y medioambiental:

Criterios técnicos

Se han utilizado los siguientes criterios de diseño:

Pendiente máxima, distancias entre acuerdos, longitud mínima de las tangentes, anchura, radio de

curva y tipo de pavimento.

Plataformas y cimentaciones en función del aerogenerador a colocar.

Zanjas en función de los circuitos eléctricos a canalizar.

Explanación precisa en la SET del parque.


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Criterios medioambientales

La ubicación de las actuaciones (implantación de aerogeneradores y áreas de maniobra y apertura de

nuevos viales) se realizará, en la medida de lo posible, en zonas desprovistas de vegetación arbórea.

El diseño de viales se ha realizado aprovechando al máximo la red de caminos existentes y

minimizando el movimiento de tierras, primando las soluciones en desmonte frente a las de terraplén

e intentando conseguir un balance de tierras (diferencia entre los volúmenes de desmonte y

terraplén) nulo.

Se revegetarán los taludes con especies autóctonas.

Los materiales de excavación sobrantes se retirarán a un vertedero autorizado.

7.6.2. CIMENTACIONES

7.6.2.1. DESCRIPCIÓN

En la definición de la forma y dimensiones de la cimentación se ha intentado conseguir una buena relación

peso/resistencia al vuelco. Los aerogeneradores estarán cimentados según :

Una zapata octogonal de 6, 669 m de lado y 1,45m de canto, sobre la que se construirá un pedestal

macizo de hormigón de 2,15 m de altura y planta circular de 4,19 m de diámetro.

El acceso de los cables al interior de la torre se realiza a través de tubos flexibles embebidos en la peana de

hormigón. Asimismo, en el interior de la peana se han colocado tubos de desagüe para evitar que se

formen charcos de agua en el interior de la torre. Para facilitar la evacuación del agua a través de los

desagües, se ha dado una cierta inclinación a la superficie superior de la cimentación.

Una vez hecha la excavación para la cimentación con las dimensiones adecuadas, se procederá al vertido

de una solera de hormigón de limpieza, en un espesor mínimo de 0,10 m por m2, se dispondrá la ferralla y

se nivelará el carrete por medio de espárragos de nivelación. Se recalca la necesidad de una total precisión

en el posicionado y nivelado referido, el cual deberá ser comprobado mediante nivel óptico, no

admitiéndose ningún desvío respecto del posicionamiento teórico en dicha comprobación.


41

Ya nivelado el carrete, se procederá al hormigonado. Tanto la zapata como el pedestal serán de hormigón

armado (según EHE).

Durante la realización de la cimentación se tomarán probetas del hormigón utilizado, para su posterior

rotura por un laboratorio independiente.

El hueco circundante al pedestal se rellenará con material seleccionado procedente de la excavación o de

prestado con densidad mayor o igual a 1,8 Tn/m3.

7.6.2.2. CÁLCULO

El proceso de cálculo, de acuerdo con el Artículo 8 de la EHE, es el método de los estados límites, que

consiste en reducir a un valor suficientemente bajo la probabilidad, siempre existente, de que sean

alcanzados una serie de estados límites, definidos como aquellos, que de alcanzarse, ponen la estructura

fuera de servicio.

El procedimiento de comprobación, para un cierto estado límite, consiste en deducir, por una parte, el

efecto de las acciones aplicadas a la estructura y, por otra, la respuesta de tal estructura correspondiente a

la situación límite de estudio. Siempre que las acciones exteriores produzcan un efecto inferior a la

respuesta correspondiente al estado límite, podrá afirmarse que está asegurado el comportamiento de la

estructura frente a tal estado límite.

El margen de seguridad correspondiente se introduce en los cálculos mediante unos coeficientes de

ponderación de los valores característicos de las acciones y otros coeficientes de minoración de los valores

característicos de las propiedades resistentes de los materiales que constituyen la estructura.

El proyecto de cálculo de detalle de cimentación cae fuera del alcance de este proyecto.


42

7.6.3. ZANJAS PARA CABLES ELÉCTRICOS

Las zanjas para cables de media tensión discurrirán paralelas a los caminos de servicio, por un lateral y con

el eje a una distancia de 1,5 m del pie del talud, cuando el camino discurre en terraplén, y a 1,5m de la

cabeza de talud cuando discurre en desmonte.

El trazado de las zanjas se puede ver en el Plano Distribución zanjas red subterránea M.T. y ha sido elegido

con el criterio de compatibilizar un correcto funcionamiento eléctrico con un bajo coste económico y la

protección de la propia zanja.

Las zanjas se proyectan preferentemente paralelas a caminos para reducir el impacto ambiental.

Esta combinación de criterios ha dado lugar a un trazado que intenta minimizar el número de cruces de los

caminos de servicio, y a su vez tiene una baja afección tanto al medio ambiente como a los propietarios de

las fincas por las que transcurre.

8. PLAZO DE EJECUCION

El plazo de ejecución para la construcción del Parque Eólico y la SET del parque es de 12 meses.

9. PRESUPUESTO

El presupuesto total de las obras previstas para el Proyecto de construcción del Parque Eólico Sierra la

Oliva, en Caudete, Albacete, asciende a la cantidad de TREINTA Y CINCO MILLONES QUINIENTOS

SESENTA Y OCHO MIL EUROS (35.568.000 €).

10. PETICIÓN QUE SE FORMULA A LA ADMINISTRACION

A la vista de todo lo anteriormente expuesto, se solicita de los Organismos competentes de la

Administración la concesión de los beneficios que por Ley pudiesen corresponder y los permisos

necesarios para la ejecución de las obras.


43

11. DESCRIPCIÓN DE LOS RECURSOS EÓLICOS

11.1. INTRODUCCIÓN

En este capítulo se hace referencia al recurso eólico de la zona en la que se ubicará el parque eólico. En

primer lugar, se definen las características de la torre de medición. En segundo lugar, se exponen los

resultados extraídos de la misma.

11.2. TORRES DE MEDICIÓN

La descripción de los recursos eólicos de la zona está fundamentada en los datos aportados por las torres

de medición y el correspondiente análisis de estos datos. El periodo de tiempo necesario para esta

descripción es de un mínimo de doce meses. En cambio se dispone de datos de 24 meses que es suficiente

para hacer un estudio del recurso eólico de la zona.

Las torres de medición deben cumplir las recomendaciones para la monitorización de viento

proporcionadas por la norma IEA 1999 y las recomendaciones del IEC para prevenir efectos adversos de la

estructura del mástil que afecten a la precisión de las mediciones. Esto se consigue con unadistancia

adecuada entre los sensores y los mástiles donde están apoyados y las estructuras de los brazos y que haya

una orientación correcta de los brazos en relación con la dirección de viento predominante.

Con la torre instalada se ha procedido a la toma de datos, que incluye valores relativos a la dirección e

intensidad del viento de la zona estudiada.

La torre de medición se encuentra situada en la zona estudiada, por lo que podemos considerar que los

datos recogidos son válidos para nuestro estudio. Dicha torre tiene una altura de 15 metros, se encuentra

situada a una altitud sobre el nivel del mar de 1106 metros y sus coordenadas UTM son las siguientes:

Coordenadas (m)

X Y

671952,7 4290041,0


44

A partir de los datos medidos, podemos decir que la velocidad media del viento en la zona estudiada a la

altura del anemómetro (15 metros) es de 4,89 m/s. Además, la dirección predominante del viento es O,

tanto en dirección ONO, como en OSO, como podremos comprobar en el siguiente apartado observando

la rosa de vientos obtenida.

Otro de los resultados obtenidos es la curva de distribución de probabilidad de las velocidades medias del

viento o ley de distribución de Weibull, caracterizada por los parámetros de Weibull (factor de escala A=5,4

m/s y el factor de forma k = 1,46).


45

11.3. ANÁLISIS DE LOS DATOS DE VIENTO

11.3.1. ROSA DE VIENTOS

La rosa de las frecuencias normalizada o rosa de vientos, se obtiene a partir de las frecuencias de

ocurrencia observadas en intervalos de dirección y velocidad dados. En nuestro caso, la rosa de vientos

obtenida para los datos medidos es:

Como se puede observar en la figura, la dirección predominante del viento en la zona es ONO y OSO,

donde las frecuencias de los vientos son del 22,1%, y del 20,2% respectivamente . Esto supone que los

aerogeneradores que componen nuestro parque eólico deben tener una orientación opuesta a la

direcciónes predominantes del viento para reducir así los efectos de la estela. Además, el parque estará

formado, idealmente, por filas de aerogeneradores con dirección perpendicular a la predominante del

viento.

11.3.2. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DE LAS VELOCIDADES MEDIAS DEL

VIENTO

El conocimiento de la ley de distribución de la velocidad del viento es importante para conocer la energía

media disponible, la potencia recuperable, el factor de irregularidad, o para estimar la probabilidad de que

la velocidad esté comprendida dentro de un intervalo de velocidades dado (por ejemplo, por debajo del

umbral de arranque de un aerogenerador, por debajo de la velocidad nominal, por encima de la de

frenado, etc). Por tanto, para las medidas realizadas con nuestro anemómetro, la gráfica de distribución de

probabilidad de las velocidades medias del viento es la siguiente:


46

11.4. ATLAS DE VIENTO

Haciendo uso del programa informático WASP, podemos calcular el atlas de viento de la zona. De esta

manera, obtenemos las velocidades medias y los parámetros de Weibull a distintas alturas y para distintas

rugosidades del terreno, es decir, obtenemos los perfiles verticales de velocidades de viento para cada

rugosidad. La siguiente tabla nos indica los valores de velocidad media y de densidad de potencia para las

alturas normalizadas y para distintos valores de rugosidad.

Clase R-0

(0,00 m)

Clase R-1

(0,03 m)

Clase R-2

(0,10 m)

Clase R-3

(0,40 m)

Altura 1 (z = 10 m) U (m/s) 4,55 3,2 2,79 2,2

P (W/m2) 139 59 39 19

Altura 2 (z = 25 m) U (m/s) 4,92 3,83 3,44 2,89

P (W/m2) 173 92 68 40

Altura 3 (z = 50 m) U (m/s) 5,2 4,43 4,04 3,5

P (W/m2) 203 126 97 64

Altura 4 (z = 100 m) U (m/s) 5,47 5,26 4,82 4,25

P (W/m2) 253 199 152 102

Altura 4 (z = 200 m) U (m/s) 5,71 6,54 5,97 5,28

P (W/m2) 332 400 302 205


47

Podemos observar en la tabla 1 que conforme aumenta la altura, también aumenta la velocidad del viento.

En nuestro caso, vamos a tener un terreno de rugosidad 0,03, al ser un área abierta sin cercados ni setos y

con edificios muy dispersos, de modo que el perfil vertical de velocidades que nos corresponde será el

correspondiente a la Clase-R1.

Podemos ver la rosa de vientos obtenida para cada rugosidad y los parámetros de Weibull, velocidad y

energía para cada altura, rugosidad y sector. En nuestro caso, para las diferentes alturas de la Clase R-1,

tenemos las siguientes rosas de vientos y distribuciones de Weibull.

Rosa de Vientos Distribución de Weibull

Altura 1 (z = 10 m)

Altura 2 (z = 25 m)

Altura 3 (z = 50 m)


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Altura 4 (z = 100 m)

Altura 5 (z = 200 m)

12. CÁLCULO APROXIMADO DE LA ENERGÍA PROPORCIONADA

12.1. INTRODUCCIÓN

En este capítulo se hace un cálculo aproximado de la energía producida por el parque eólico partiendo de

los datos obtenidos durante 24 meses tomados cada 10 minutos por la torre de medición situada a una

altitud de 1106 m. sobre el nivel del mar.

12.2. TRATAMIENTO DE LOS DATOS DE VIENTO CON WaSP 9.1

12.2.1. INTRODUCCIÓN

Para poder determinar el potencial eólico en una zona amplia, a partir de los datos de viento obtenidos

mediante nuestra torre de medida y en cuenta la topografía del terreno, se hace necesario el uso de un

software adecuado. En caso contrario, deberíamos montar muchas torres de medición a diferentes alturas,

cosa que resultaría excesivamente caro. Por tanto, en este apartado vamos a explicar el funcionamiento

del WAsP, software empleado para la obtención del recurso eólico de la zona objeto de estudio.


49

El laboratorio Risø, en Dinamarca, desarrolló el WAsP hace 15 años y se utiliza ampliamente de forma

comercial. Es una herramienta de estimación del régimen eólico especializado en las aplicaciones de

energía eólica, que utiliza la extrapolación horizontal y vertical de las estadísticas del régimen eólico.

Puede utilizarse para hacer una modelización detallada del flujo de viento en un emplazamiento

determinado de un parque, así como generar atlas eólicos.

WAsP es un tipo de modelo de flujo de viento, utilizado actualmente para representar el flujo de viento

sobre terrenos. La Mecánica de Fluidos Computacional ha evolucionado desde una curiosidad matemática,

hasta llegar a ser una herramienta esencial en casi todas las ramas de la mecánica de fluidos. La Mecánica

de Fluidos Computacional se acepta comúnmente para la solución numérica de las ecuaciones que

describen el flujo de fluidos: el conjunto de ecuaciones de Navier-Stokes, la continuidad y cualquier

ecuación adicional de conservación. Este modelo de flujo de fluidos se basa en diversas ecuaciones de

continuidad de la cantidad de movimiento y de la masa.

El flujo de viento en la capa límite de la Tierra es más difícil de modelizar que el aire libre en la atmósfera

debido a las contribuciones de los efectos viscosos del aire y la mayor turbulencia y a las posibilidades de

separación del flujo cerca del suelo. El suelo es una de las condiciones de contorno de cualquier modelo, el

flujo de aire geostrófico es la otra. Hay otras especificaciones para un modelo, como las condiciones

iniciales, las cuales podrían ser una distribución de la frecuencia medida en un mástil. La resolución

espacial del modelo, o su precisión, es determinante para conocer el tiempo que se emplea en hacer el

cálculo.

12.2.2. DESCRIPCIÓN DE WASP

Para poder trabajar con WAsP, se necesita una serie de entradas que representen las condiciones de

contorno y las iniciales del modelo. Estas entradas son los datos de viento en un punto de iniciación, la

topografía y la rugosidad de superficie. WAsP utiliza la aproximación matemática de Weibull para

simplificar la información que nos proporcionan los datos de viento obtenidos con la torre de medición.

Para ello utiliza los parámetros c, k y P para cada uno de los 16 sectores de dirección, donde c es el

parámetro de escala con respecto a la velocidad media de viento, k es el factor de forma de la distribución

de frecuencia, y P es la densidad de potencia.

Las entradas de WAsP necesarias para calcular una malla de recurso eólico en un emplazamiento, que es lo

que finalmente buscamos con el empleo de este software, son:

topográficos, que necesitan estar en un formato de archivo .MAP.

Esta es un representación del terreno con curvas de nivel que puede calcularse a partir de un

archivo .DXF (formato AutoCad) utilizando una de las aplicaciones del WAsP, el Editor de Mapas

del WAsP. Los datos de rugosidad de superficie también se incluyen en el archivo .MAP. La

rugosidad de superficie es una escala de longitud que ofrece una descripción cuantitativa de la

altura de los elementos en un área.


50

de viento, que se incluyen en un archivo .TAB. Este es un archivo de la distribución de frecuencias

de dirección y velocidad de viento a largo plazo para una posición y altura específicas,

normalmente en el mástil de medición. Se puede calcular a partir de series temporales en bruto

utilizando una de las herramientas de WAsP (WAsP Climate Analyst).

12.2.3. CLASIFICACIÓN DE VELOCIDADES DE VIENTO

Las mediciones de viento tomadas cada 10 minutos durante los 24 meses objeto de estudio, con altura del

buje de 15 m, dan lugar a la siguiente clasificación de velocidades:

Posicion: 38,74°N 1,02°E

Altura del anemometro: 15,00 m. sobre el nivel del mar

Sector 0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 Todos

C 1,9 2,4 3,3 4,9 5,0 2,3 2,4 3,5 6,0 5,1 8,2 3,0 5,4

k 1,00 1,05 1,54 1,83 1,79 1,22 1,43 1,68 1,83 1,98 1,78 1,11 1,46

U (m/s) 1,93 2,38 2,93 4,37 4,49 2,19 2,16 3,10 5,34 4,55 7,31 2,93 4,88

P (W/m2) 27 44 40 107 120 25 18 42 196 112 519 72 202

f (%) 0,8 1,2 3,7 13,4 7,1 1,9 3,4 9,6 20,2 14,7 22,1 1,8 100

Tabla de frecuencias en miles por cien de velocidades medidas.


51

U 0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 Todos

1,0 421 330 160 70 92 327 257 107 31 37 26 234 76

2,0 231 225 207 107 100 237 285 183 55 76 38 205 100

3,0 156 195 224 156 136 199 262 252 111 144 60 194 140

4,0 121 111 184 164 151 120 123 209 151 185 81 138 147

5,0 34 64 120 150 158 50 45 118 156 186 95 82 132

6,0 23 27 55 124 125 30 13 57 138 149 112 53 110

7,0 7 14 26 98 89 24 5 38 113 93 111 35 87

8,0 0 11 13 56 56 6 3 17 80 54 101 22 61

9,0 0 5 5 33 37 4 3 9 59 34 88 9 45

10,0 4 5 2 18 25 1 1 6 39 17 69 5 31

11,0 1 6 1 9 14 1 0 2 23 11 53 6 21

12,0 0 2 0 7 8 0 0 1 16 7 39 4 15

13,0 0 0 0 4 3 0 0 0 9 3 29 1 10

14,0 0 1 0 2 2 0 0 0 7 1 22 4 7

15,0 0 0 0 1 2 0 1 0 4 1 17 2 5

16,0 0 2 0 1 2 0 0 0 2 0 14 2 4

17,0 0 0 0 0 1 0 0 0 2 0 10 2 3

18,0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 11 0 3

19,0 1 1 0 0 0 0 0 0 1 0 8 1 2

20,0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0 1

21,0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 4 1 1

22,0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0

23,0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 1

24,0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0

25,0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0

Se han realizado en total 104.788 observaciones.

Obviando las velocidades nulas de viento, obtenemos 102.427 observaciones de viento.


52

12.2.4. LEY DE WEIBULL A LA ALTURA DEL ANEMÓMETRO

La distribución de la velocidad del viento que vamos a usar es la denominada ley de Weibull, que es una

función de densidad de probabilidad que nos permite conocer la energía media disponible, así como otros

factores tales como la potencia recuperable, el factor de irregularidad, o para estimar la probabilidad de

que la velocidad esté comprendida dentro de un intervalo de velocidades dado.

A partir de la distribución de weibull también podemos deducir de las mediciones de una zona los valores

relativos a otra distinta o una altura distinta.

12.2.5. LEY DE WEIBULL A LA ALTURA DEL BUJE

Como disponemos de la ley de distribución de la velocidad del viento a la altura del anemómetro,

podremos determinar la ley de distribución a la altura del buje.


53

12.3. CÁLCULO APROXIMADO DE LA ENERGÍA PROPORCIONADA POR EL

PARQUE EOLICO.

12.3.1. CURVA DE POTENCIA DEL AEROGENERADOR DE 1.800 kW

La curva de potencia relaciona la potencia eléctrica que entrega el sistema con la velocidad del viento a la

altura del centro de su rotor. La figura muestra la curva correspondiente a un aerogenerador Vestas V90,

de 1.800 kW de potencia nominal. Este tipo de curvas se utilizan como un dato de entrada para estimar la

energía eléctrica que un aerogenerador especifico produciría al operar bajo un régimen de viento dado.


54

12.3.2. ENERGÍA PRODUCIDA POR EL PARQUE EOLICO

12.3.2.1. RESULTADOS POR AEROGENERADOR.

Sitio Coordenadas (m) Turbina Elevacion

(m)

Altura

del buje

(m)

Potencia

Anual Neta

(GWh)

Perdidas

(%)

Ae 1 (673298,0, 4297628,0) Vestas V90 (1800 kW) 887 80 5,129 0,23

Ae 2 (673783,0, 4297299,0) Vestas V90 (1800 kW) 910 80 5,186 1,11

Ae 3 (674286,0, 4296999,0) Vestas V90 (1800 kW) 942 80 5,451 1,15

Ae 4 (674658,0, 4296509,0) Vestas V90 (1800 kW) 937 80 5,762 0,47

Ae 5 (674664,0, 4295717,0) Vestas V90 (1800 kW) 930 80 5,628 0,35

Ae 6 (675244,0, 4295482,0) Vestas V90 (1800 kW) 904 80 5,360 1,22

Ae 7 (675656,0, 4294610,0) Vestas V90 (1800 kW) 830 80 4,975 0,41

Ae 8 (670987,0, 4289195,0) Vestas V90 (1800 kW) 1074 80 6,143 1,26

Ae 9 (670955,0, 4290033,0) Vestas V90 (1800 kW) 1065 80 5,586 2,69

Ae 10 (673258,0, 4290903,0) Vestas V90 (1800 kW) 990 80 4,603 5,15

Ae 11 (671213,0, 4289600,0) Vestas V90 (1800 kW) 1121 80 6,070 2,3

Ae 12 (671874,0, 4289904,0) Vestas V90 (1800 kW) 1107 80 4,954 6,54

Ae 13 (672210,0, 4290210,0) Vestas V90 (1800 kW) 1120 80 5,199 5,94

Ae 14 (672916,0, 4290602,0) Vestas V90 (1800 kW) 1061 80 5,276 4,12

Ae 15 (668208,0, 4288633,0) Vestas V90 (1800 kW) 1027 80 6,166 0,38

Ae 16 (669064,0, 4289760,0) Vestas V90 (1800 kW) 1006 80 5,092 2,6

Ae 17 (668122,2, 4289175,0) Vestas V90 (1800 kW) 974 80 5,063 0,84

Ae 18 (667632,0, 4290568,0) Vestas V90 (1800 kW) 928 80 3,966 0,79

Ae 19 (666681,0, 4291234,0) Vestas V90 (1800 kW) 945 80 4,663 0,24

Ae 20 (665129,9, 4293518,0) Vestas V90 (1800 kW) 925 80 4,272 0,09


55

12.3.2.2. DISTRIBUCIONES DE WEIBULL POR AEROGENERADOR

Siioe Coordenadas (m)

Altura

del buje

(m)

C

(m/s) k

U

(m/s)

P

(W/m²)

RIX

[%]

dRIX

[%]

Ae 1 (673298,0, 4297628,0) 80 7,0 1,68 6,25 349 2,3 -7,0

Ae 2 (673783,0, 4297299,0) 80 7,1 1,66 6,32 364 3,3 -6,0

Ae 3 (674286,0, 4296999,0) 80 7,3 1,69 6,51 391 5,2 -4,1

Ae 4 (674658,0, 4296509,0) 80 7,5 1,68 6,72 433 4,9 -4,4

Ae 5 (674664,0, 4295717,0) 80 7,4 1,67 6,63 420 4,5 -4,7

Ae 6 (675244,0, 4295482,0) 80 7,2 1,67 6,45 387 5,0 -4,3

Ae 7 (675656,0, 4294610,0) 80 6,9 1,67 6,14 334 3,2 -6,1

Ae 8 (670987,0, 4289195,0) 80 7,9 1,73 7,00 472 9,2 -0,1

Ae 9 (670955,0, 4290033,0) 80 7,5 1,68 6,69 427 9,1 -0,2

Ae 10 (673258,0, 4290903,0) 80 6,8 1,78 6,04 292 7,6 -1,7

Ae 11 (671213,0, 4289600,0) 80 7,9 1,74 6,99 465 9,5 0,2

Ae 12 (671874,0, 4289904,0) 80 7,1 1,79 6,34 336 9,6 0,3

Ae 13 (672210,0, 4290210,0) 80 7,3 1,79 6,50 362 10,1 0,8

Ae 14 (672916,0, 4290602,0) 80 7,3 1,78 6,48 361 9,3 0,1

Ae 15 (668208,0, 4288633,0) 80 7,9 1,69 7,03 492 7,3 -2,0

Ae 16 (669064,0, 4289760,0) 80 7,1 1,73 6,30 343 8,3 -1,0

Ae 17 (668122,2, 4289175,0) 80 6,9 1,71 6,18 327 4,8 -4,5

Ae 18 (667632,0, 4290568,0) 80 6,1 1,69 5,44 228 3,0 -6,3

Ae 19 (666681,0, 4291234,0) 80 6,6 1,67 5,91 298 1,6 -7,7

Ae 20 (665129,9, 4293518,0) 80 6,3 1,69 5,64 253 0,2 -9,1


56

12.3.2.3. POTENCIA ANUAL PRODUCIDA POR EL PARQUE EÓLICO

12.3.2.3.1. SECTOR 1 (0°)

Turbina C (m/s) k f (%) U (m/s) MWh

(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 2,4 1,35 0,82 2,20 2,913 2,913 100,0

Ae 2 2,5 1,35 0,84 2,25 3,311 3,311 100,0

Ae 3 2,6 1,35 0,86 2,43 4,467 4,467 100,0

Ae 4 2,4 1,35 0,76 2,23 2,896 2,896 100,0

Ae 5 2,4 1,35 0,78 2,23 2,968 2,292 77,22

Ae 6 2,5 1,35 0,83 2,30 3,543 3,543 100,0

Ae 7 2,3 1,35 0,79 2,08 2,303 2,303 100,0

Ae 8 2,6 1,33 0,77 2,42 4,121 3,633 88,17

Ae 9 2,6 1,35 0,83 2,39 4,072 4,072 100,0

Ae 10 2,9 1,32 1,00 2,69 7,719 7,623 98,75

Ae 11 2,8 1,33 0,84 2,61 5,780 5,771 99,84

Ae 12 3,2 1,32 1,05 2,91 10,282 10,252 99,71

Ae 13 3,3 1,32 1,04 3,00 11,248 11,210 99,66

Ae 14 3,1 1,32 0,99 2,86 9,228 9,158 99,24

Ae 15 2,6 1,35 0,77 2,37 3,706 3,212 86,67

Ae 16 2,9 1,33 0,96 2,63 6,743 6,743 100,0

Ae 17 2,1 1,33 0,69 1,90 1,419 1,416 99,8

Ae 18 2,2 1,35 0,84 1,99 2,015 2,015 100,0

Ae 19 2,2 1,35 0,80 2,04 2,140 2,140 100,0

Ae 20 2,2 1,35 0,81 2,00 1,986 1,986 100,0

Sector 1

total - - - - 92,858 90,954 97,95


57

12.3.2.3.2. SECTOR 2 (30°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 3,1 1,28 1,38 2,83 13,199 13,199 100,0

Ae 2 3,7 1,23 1,65 3,48 28,634 28,634 100,0

Ae 3 4,4 1,28 1,84 4,04 43,506 43,506 100,0

Ae 4 3,1 1,28 1,29 2,88 12,886 12,886 100,0

Ae 5 3,2 1,27 1,36 2,94 14,491 14,491 100,0

Ae 6 3,6 1,22 1,58 3,40 25,840 25,840 100,0

Ae 7 3,0 1,27 1,37 2,74 11,841 11,841 100,0

Ae 8 2,8 1,28 1,01 2,61 7,492 5,035 67,2

Ae 9 3,5 1,24 1,47 3,29 21,887 21,547 98,45

Ae 10 4,4 1,46 1,81 3,98 37,737 37,237 98,68

Ae 11 2,9 1,28 1,02 2,71 8,482 8,321 98,1

Ae 12 5,1 1,52 2,24 4,63 65,389 59,798 91,45

Ae 13 5,2 1,53 2,16 4,65 63,582 63,049 99,16

Ae 14 4,7 1,44 1,77 4,22 43,038 39,523 91,83

Ae 15 3,3 1,28 1,28 3,03 14,780 13,941 94,32

Ae 16 5,1 1,42 2,30 4,62 68,764 68,479 99,58

Ae 17 2,4 1,28 0,99 2,18 3,937 3,898 99,01

Ae 18 3,2 1,24 1,58 2,96 17,826 17,746 99,55

Ae 19 2,9 1,27 1,39 2,67 11,170 11,148 99,8

Ae 20 2,7 1,28 1,34 2,52 8,799 8,799 100,0

Sector 2

total - - - - 523,280 508,917 97,26


58

12.3.2.3.3. SECTOR 3 (60°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 7,2 1,95 11,11 6,34 585,771 585,771 100,0

Ae 2 7,2 1,93 11,46 6,39 613,122 613,122 100,0

Ae 3 7,4 1,94 10,69 6,58 602,387 602,387 100,0

Ae 4 7,7 1,95 10,44 6,82 626,524 626,524 100,0

Ae 5 7,6 1,94 11,30 6,73 661,815 661,815 100,0

Ae 6 7,4 1,93 11,42 6,54 637,217 637,217 100,0

Ae 7 7,0 1,94 11,31 6,22 574,895 574,895 100,0

Ae 8 7,3 1,94 7,65 6,47 418,747 393,020 93,86

Ae 9 7,6 1,95 11,08 6,78 657,669 643,380 97,83

Ae 10 6,0 1,98 6,96 5,34 253,924 253,924 100,0

Ae 11 7,3 1,96 7,69 6,43 415,954 360,755 86,73

Ae 12 6,6 1,98 7,44 5,89 338,879 281,667 83,12

Ae 13 6,6 1,98 7,13 5,89 324,587 286,331 88,21

Ae 14 6,5 1,98 7,14 5,79 313,147 267,941 85,56

Ae 15 8,0 1,96 10,21 7,13 657,640 642,572 97,71

Ae 16 7,1 1,96 9,33 6,29 484,646 481,660 99,38

Ae 17 6,5 1,92 7,41 5,72 319,183 295,830 92,68

Ae 18 6,2 1,95 10,69 5,51 421,313 418,171 99,25

Ae 19 6,8 1,94 11,40 5,99 539,357 535,228 99,23

Ae 20 6,4 1,96 10,53 5,71 448,847 446,657 99,51

Sector 3

total - - - - 9895,625 9608,867 97,1


59

12.3.2.3.4. SECTOR 4 (90°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 5,4 2,18 11,23 4,80 295,164 295,164 100,0

Ae 2 5,4 2,17 10,67 4,75 273,484 273,484 100,0

Ae 3 5,6 2,19 11,01 4,97 318,354 318,354 100,0

Ae 4 6,0 2,18 12,03 5,29 413,280 413,280 100,0

Ae 5 5,7 2,17 11,23 5,09 348,460 343,666 98,62

Ae 6 5,5 2,17 10,77 4,88 297,427 297,427 100,0

Ae 7 5,3 2,17 11,17 4,69 276,349 276,349 100,0

Ae 8 6,9 2,14 12,79 6,12 623,034 623,034 100,0

Ae 9 5,8 2,18 11,10 5,12 348,686 290,726 83,38

Ae 10 5,9 2,15 10,05 5,20 331,928 331,928 100,0

Ae 11 6,9 2,14 11,93 6,10 576,141 576,141 100,0

Ae 12 5,9 2,15 10,13 5,26 344,042 344,042 100,0

Ae 13 6,2 2,15 9,96 5,48 375,627 375,627 100,0

Ae 14 6,3 2,15 10,23 5,55 399,373 399,373 100,0

Ae 15 6,3 2,19 12,13 5,56 471,323 464,552 98,56

Ae 16 5,5 2,21 10,84 4,86 292,713 259,579 88,68

Ae 17 6,2 2,14 14,02 5,45 524,648 506,346 96,51

Ae 18 4,7 2,19 11,25 4,19 192,674 182,091 94,51

Ae 19 5,1 2,17 11,01 4,50 240,069 235,078 97,92

Ae 20 5,0 2,19 11,69 4,39 234,504 233,586 99,61

Sector 4

total - - - - 7177,280 7039,827 98,08


60

12.3.2.3.5. SECTOR 5 (120°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 3,5 2,00 2,80 3,09 17,278 12,419 71,88

Ae 2 3,4 2,01 2,68 3,02 14,996 9,448 63,0

Ae 3 3,7 2,01 2,79 3,28 21,865 21,564 98,62

Ae 4 3,8 1,97 2,82 3,37 25,102 25,102 100,0

Ae 5 3,6 1,99 2,70 3,17 18,912 14,026 74,16

Ae 6 3,5 2,01 2,71 3,10 17,051 17,051 100,0

Ae 7 3,3 1,99 2,71 2,95 13,901 13,901 100,0

Ae 8 5,5 1,91 4,91 4,86 144,152 144,152 100,0

Ae 9 3,7 2,01 2,78 3,29 22,162 22,162 100,0

Ae 10 5,5 2,10 6,76 4,83 185,681 185,681 100,0

Ae 11 5,8 1,98 5,57 5,13 184,666 184,666 100,0

Ae 12 5,4 2,07 5,73 4,75 150,808 150,808 100,0

Ae 13 5,7 2,09 6,23 5,04 192,031 192,031 100,0

Ae 14 5,8 2,08 6,52 5,10 208,304 208,304 100,0

Ae 15 4,0 1,97 2,87 3,57 31,737 31,737 100,0

Ae 16 4,2 1,94 3,49 3,75 46,749 45,405 97,13

Ae 17 4,4 1,85 4,07 3,94 67,378 67,378 100,0

Ae 18 3,1 2,01 2,84 2,75 10,474 9,118 87,05

Ae 19 3,2 2,00 2,71 2,83 11,518 9,716 84,35

Ae 20 3,3 2,00 2,91 2,89 13,522 12,959 95,84

Sector 5

total - - - - 1398,287 1377,628 98,52


61

12.3.2.3.6. SECTOR 6 (150°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 1,7 1,52 0,80 1,51 0,283 0,257 90,64

Ae 2 1,8 1,44 0,83 1,62 0,599 0,512 85,55

Ae 3 2,1 1,42 0,94 1,90 1,560 1,299 83,29

Ae 4 1,8 1,52 0,80 1,58 0,381 0,312 81,9

Ae 5 1,7 1,52 0,77 1,52 0,280 0,268 95,8

Ae 6 1,8 1,45 0,82 1,63 0,582 0,535 91,93

Ae 7 1,6 1,52 0,77 1,42 0,179 0,179 100,0

Ae 8 2,2 1,54 1,18 1,99 1,856 1,856 100,0

Ae 9 1,9 1,48 0,83 1,68 0,635 0,305 48,03

Ae 10 3,0 1,44 1,81 2,72 12,382 12,382 100,0

Ae 11 2,4 1,54 1,26 2,14 2,799 2,799 100,0

Ae 12 3,2 1,48 1,70 2,87 13,259 13,259 100,0

Ae 13 3,3 1,47 1,82 3,03 17,232 17,232 100,0

Ae 14 3,1 1,43 1,73 2,82 13,459 13,459 100,0

Ae 15 1,9 1,52 0,82 1,70 0,593 0,593 100,0

Ae 16 2,5 1,47 1,20 2,31 4,209 4,209 100,0

Ae 17 1,8 1,54 1,12 1,60 0,539 0,494 91,8

Ae 18 1,6 1,44 0,89 1,48 0,362 0,312 86,43

Ae 19 1,5 1,52 0,78 1,38 0,145 0,131 90,63

Ae 20 1,6 1,52 0,84 1,41 0,184 0,170 92,34

Sector 6

total - - - - 71,518 70,565 98,67


62

12.3.2.3.7. SECTOR 7 (180°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 2,0 1,58 1,64 1,77 1,259 1,208 95,93

Ae 2 2,0 1,58 1,64 1,82 1,489 1,445 97,07

Ae 3 2,2 1,58 1,73 1,96 2,304 2,192 95,14

Ae 4 2,0 1,59 1,59 1,80 1,309 0,941 71,91

Ae 5 2,0 1,58 1,58 1,80 1,346 1,328 98,63

Ae 6 2,1 1,58 1,65 1,86 1,703 1,703 100,0

Ae 7 1,9 1,58 1,60 1,69 0,943 0,943 100,0

Ae 8 2,8 1,54 2,28 2,49 9,788 9,788 100,0

Ae 9 2,2 1,58 1,67 1,94 2,112 1,562 73,95

Ae 10 3,3 1,72 3,96 2,97 27,077 27,077 100,0

Ae 11 3,1 1,59 2,76 2,79 17,175 17,175 100,0

Ae 12 3,6 1,66 3,78 3,19 35,338 35,338 100,0

Ae 13 3,7 1,70 3,98 3,30 40,686 40,686 100,0

Ae 14 3,5 1,71 3,81 3,14 32,379 32,379 100,0

Ae 15 2,1 1,59 1,63 1,93 1,959 1,959 100,0

Ae 16 2,8 1,46 2,37 2,51 11,925 11,925 100,0

Ae 17 2,0 1,46 1,75 1,81 2,112 1,422 67,32

Ae 18 1,8 1,58 1,72 1,61 0,732 0,701 95,77

Ae 19 1,8 1,58 1,60 1,65 0,799 0,799 100,0

Ae 20 1,8 1,59 1,67 1,61 0,686 0,686 100,0

Sector 7

total - - - - 193,122 191,258 99,03


63

12.3.2.3.8. SECTOR 8 (210°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 4,1 1,87 8,92 3,61 109,999 108,482 98,62

Ae 2 4,6 1,52 9,76 4,12 215,947 213,639 98,93

Ae 3 5,1 1,46 10,36 4,58 301,421 298,845 99,15

Ae 4 4,1 1,85 8,26 3,68 109,144 106,349 97,44

Ae 5 4,2 1,84 8,62 3,76 123,480 119,987 97,17

Ae 6 4,6 1,56 9,56 4,09 203,711 199,950 98,15

Ae 7 3,9 1,87 8,68 3,49 94,481 90,925 96,24

Ae 8 3,7 1,90 6,84 3,31 59,991 59,991 100,0

Ae 9 4,5 1,67 9,25 4,06 182,285 182,285 100,0

Ae 10 4,9 1,52 8,76 4,43 231,862 214,266 92,41

Ae 11 3,9 1,88 6,90 3,45 71,950 47,295 65,73

Ae 12 5,8 1,55 10,23 5,20 378,843 378,843 100,0

Ae 13 5,8 1,56 9,83 5,23 368,078 341,983 92,91

Ae 14 5,2 1,50 8,73 4,69 264,062 264,062 100,0

Ae 15 4,4 1,85 8,35 3,87 130,391 130,391 100,0

Ae 16 5,7 1,48 11,39 5,12 412,698 401,450 97,27

Ae 17 3,1 1,87 6,75 2,78 30,171 30,171 100,0

Ae 18 3,9 1,54 9,61 3,49 133,172 133,172 100,0

Ae 19 3,8 1,85 8,87 3,42 90,624 90,624 100,0

Ae 20 3,6 1,88 8,76 3,20 69,178 69,178 100,0

Sector 8

total - - - - 3581,487 3481,886 97,22


64

12.3.2.3.9. SECTOR 9 (240°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 9,5 2,15 31,32 8,41 2591,814 2586,542 99,8

Ae 2 9,6 2,13 31,65 8,54 2667,946 2663,705 99,84

Ae 3 9,9 2,15 29,95 8,74 2599,117 2593,348 99,78

Ae 4 10,0 2,12 30,55 8,89 2693,862 2687,517 99,76

Ae 5 10,0 2,12 31,98 8,88 2815,249 2810,341 99,83

Ae 6 9,8 2,13 31,68 8,72 2736,022 2727,540 99,69

Ae 7 9,3 2,13 31,85 8,26 2569,789 2556,693 99,49

Ae 8 9,4 2,09 22,98 8,36 1874,584 1874,584 100,0

Ae 9 10,2 2,15 31,11 9,00 2790,398 2754,972 98,73

Ae 10 7,9 2,18 20,40 6,99 1283,174 1064,963 82,99

Ae 11 9,4 2,13 22,86 8,34 1869,760 1861,090 99,54

Ae 12 8,7 2,18 21,78 7,73 1613,183 1429,849 88,64

Ae 13 8,7 2,18 20,87 7,73 1545,352 1341,631 86,82

Ae 14 8,6 2,18 20,89 7,60 1506,556 1348,665 89,52

Ae 15 10,5 2,13 30,03 9,27 2771,232 2771,232 100,0

Ae 16 9,4 2,17 26,70 8,32 2186,362 2113,758 96,68

Ae 17 8,2 2,02 22,72 7,26 1513,009 1513,009 100,0

Ae 18 8,2 2,15 30,23 7,29 2038,350 2038,350 100,0

Ae 19 9,0 2,13 31,95 7,96 2455,908 2455,908 100,0

Ae 20 8,5 2,16 30,25 7,52 2144,560 2144,560 100,0

Sector 9

total - - - - 44266,226 43338,256 97,9


65

12.3.2.3.10. SECTOR 10 (270°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 7,6 1,97 21,51 6,74 1265,763 1265,763 100,0

Ae 2 7,5 1,96 20,50 6,68 1187,194 1187,194 100,0

Ae 3 7,9 1,97 20,98 6,98 1306,852 1306,852 100,0

Ae 4 8,4 1,97 23,05 7,43 1582,240 1582,240 100,0

Ae 5 8,0 1,96 21,60 7,14 1394,119 1393,141 99,93

Ae 6 7,7 1,96 20,65 6,85 1246,729 1234,278 99,0

Ae 7 7,5 1,96 21,56 6,61 1226,842 1225,961 99,93

Ae 8 9,6 2,03 26,66 8,51 2207,082 2168,782 98,26

Ae 9 8,1 1,97 21,31 7,21 1398,173 1354,691 96,89

Ae 10 8,1 2,02 21,05 7,19 1379,614 1366,843 99,07

Ae 11 9,6 2,03 24,91 8,46 2048,392 2000,963 97,68

Ae 12 8,3 2,01 20,34 7,36 1382,138 1284,374 92,93

Ae 13 8,6 2,02 20,39 7,64 1463,693 1404,899 95,98

Ae 14 8,7 2,02 21,30 7,71 1550,519 1531,908 98,8

Ae 15 8,8 1,97 23,26 7,83 1720,964 1720,964 100,0

Ae 16 7,7 1,98 20,55 6,84 1239,034 1239,034 100,0

Ae 17 8,5 2,03 29,35 7,57 2082,833 2082,833 100,0

Ae 18 6,7 1,97 21,51 5,90 982,062 982,062 100,0

Ae 19 7,2 1,96 21,25 6,35 1121,204 1121,204 100,0

Ae 20 7,0 1,97 22,36 6,19 1126,092 1126,092 100,0

Sector 10

total - - - - 28911,538 28580,078 98,85


66

12.3.2.3.11. SECTOR 11 (300°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 5,9 2,12 7,72 5,20 256,052 256,052 100,0

Ae 2 5,7 2,12 7,41 5,07 230,881 185,149 80,19

Ae 3 6,2 2,12 7,71 5,51 296,379 241,740 81,56

Ae 4 6,4 2,10 7,66 5,70 320,112 302,954 94,64

Ae 5 6,1 2,11 7,37 5,36 264,940 264,940 100,0

Ae 6 5,9 2,12 7,47 5,21 249,937 209,308 83,74

Ae 7 5,6 2,12 7,46 4,99 222,144 219,704 98,9

Ae 8 8,6 2,02 12,00 7,65 864,385 852,823 98,66

Ae 9 6,3 2,12 7,76 5,58 307,719 305,724 99,35

Ae 10 8,2 2,04 15,17 7,28 1016,141 1015,472 99,93

Ae 11 8,9 2,03 13,28 7,91 1003,681 998,410 99,47

Ae 12 8,1 2,05 13,15 7,21 867,773 864,973 99,68

Ae 13 8,6 2,05 14,06 7,62 1008,620 1007,938 99,93

Ae 14 8,7 2,04 14,77 7,71 1077,537 1076,286 99,88

Ae 15 6,9 2,11 7,90 6,10 382,448 382,448 100,0

Ae 16 6,8 2,06 9,10 6,02 430,245 415,684 96,62

Ae 17 7,3 2,02 10,29 6,44 558,298 558,298 100,0

Ae 18 5,3 2,12 7,90 4,66 193,415 177,255 91,65

Ae 19 5,4 2,12 7,50 4,80 200,289 200,289 100,0

Ae 20 5,5 2,12 8,06 4,88 226,145 226,145 100,0

Sector 11

total - - - - 9977,140 9761,590 97,84


67

12.3.2.3.12. SECTOR 12 (330°)


(Bruto)

MWh

(Neto) Eff. (%)

Ae 1 2,2 1,40 0,75 2,01 1,656 1,656 100,0

Ae 2 2,8 1,25 0,90 2,60 6,842 6,842 100,0

Ae 3 3,6 1,31 1,13 3,32 16,176 16,176 100,0

Ae 4 2,3 1,40 0,74 2,11 2,020 1,397 69,18

Ae 5 2,2 1,40 0,72 2,02 1,618 1,358 83,92

Ae 6 2,7 1,24 0,85 2,51 5,863 5,191 88,53

Ae 7 2,1 1,40 0,72 1,89 1,203 0,829 68,88

Ae 8 2,9 1,39 0,91 2,63 5,930 5,930 100,0

Ae 9 2,6 1,26 0,81 2,44 4,948 4,948 100,0

Ae 10 5,8 1,46 2,26 5,23 85,496 85,496 100,0

Ae 11 3,1 1,39 0,98 2,82 7,985 6,269 78,51

Ae 12 6,1 1,55 2,44 5,50 100,616 100,616 100,0

Ae 13 6,5 1,54 2,54 5,85 116,655 116,655 100,0

Ae 14 5,9 1,44 2,11 5,39 84,779 84,779 100,0

Ae 15 2,5 1,40 0,76 2,27 2,794 2,616 93,62

Ae 16 4,8 1,50 1,76 4,32 44,330 44,318 99,97

Ae 17 2,3 1,38 0,84 2,12 2,449 2,196 89,66

Ae 18 2,5 1,24 0,94 2,37 5,330 5,278 99,02

Ae 19 2,0 1,40 0,73 1,84 1,067 1,020 95,53

Ae 20 2,1 1,40 0,78 1,87 1,261 1,261 100,0

Sector 12

total - - - - 499,018 494,830 99,16


68

12.3.2.3.13. TODOS LOS SECTORES

Turbina Coordenadas (m) Producción Anual

Bruta (MWh)

Producción Anual

Neta (MWh) Eficiencia (%)

Ae 1 (673298,0, 4297628,0) 5141,151 5129,426 99,77

Ae 2 (673783,0, 4297299,0) 5244,445 5186,485 98,89

Ae 3 (674286,0, 4296999,0) 5514,387 5450,732 98,85

Ae 4 (674658,0, 4296509,0) 5789,755 5762,398 99,53

Ae 5 (674664,0, 4295717,0) 5647,678 5627,652 99,65

Ae 6 (675244,0, 4295482,0) 5425,623 5359,581 98,78

Ae 7 (675656,0, 4294610,0) 4994,870 4974,522 99,59

Ae 8 (670987,0, 4289195,0) 6221,163 6142,629 98,74

Ae 9 (670955,0, 4290033,0) 5740,746 5586,374 97,31

Ae 10 (673258,0, 4290903,0) 4852,737 4602,893 94,85

Ae 11 (671213,0, 4289600,0) 6212,765 6069,654 97,7

Ae 12 (671874,0, 4289904,0) 5300,550 4953,818 93,46

Ae 13 (672210,0, 4290210,0) 5527,391 5199,271 94,06

Ae 14 (672916,0, 4290602,0) 5502,382 5275,837 95,88

Ae 15 (668208,0, 4288633,0) 6189,569 6166,218 99,62

Ae 16 (669064,0, 4289760,0) 5228,418 5092,244 97,4

Ae 17 (668122,2, 4289175,0) 5105,976 5063,290 99,16

Ae 18 (667632,0, 4290568,0) 3997,725 3966,272 99,21

Ae 19 (666681,0, 4291234,0) 4674,289 4663,285 99,76

Ae 20 (665129,9, 4293518,0) 4275,763 4272,079 99,91

Parque Eolico - 106587,390 104544,657 98,08


69

12.3.3. HORAS EQUIVALENTES DEL PARQUE EOLICO.

La hora equivalente es el parámetro usado en la caracterización del aprovechamiento de la energía eólica.

Este dato nos proporciona las horas al año que el parque está produciendo energía a la potencia nominal,

por lo que se define como la relación entre el tiempo de funcionamiento de la máquina y su potencia

nominal.

Horas equivalentes brutas 2961

Horas equivalentes netas 2904

A partir de 1900 horas se considera rentable el parque. Se puede apreciar que el número de horas

equivalentes muy elevado por tanto existe un potencial eólico grande aprovechable con estos

aerogeneradores.

12.4. GENERACIÓN DE ARCHIVOS DE SITUACIÓN

Una vez seleccionados los terrenos en los que se localizará el parque eólico, como hemos visto en el punto

5 de esta memoria, debemos realizar un plano topográfico de la zona. Para ello hemos utilizado el

programa AutoCad 2008. Una vez digitalizado el plano en formato .DWG, obtenemos el plano de la zona

en formato .DXF, el cual se utilizará para generar el fichero .MAP de topografía y rugosidad mediante el

WAsP Map Editor, aplicación del programa WAsP. En este caso, sólo se ha tenido en cuenta la topografía,

mientras que la rugosidad se ha considerado uniforme e igual a 0,03 m, al ser un área abierta sin cercados

ni setos y con edificios muy dispersos.

Este fichero .MAP será una de las entradas al programa WAsP, a partir del cual, y junto con un fichero .TAB

de distribución de frecuencias de viento, se generará un fichero .WRG de la malla del recurso eólico de la

zona seleccionada para la situación del parque.


70

12.5. GENERACIÓN DE LA MALLA DE RECURSO EÓLICO

Para generar la malla de recurso eólico a la altura del buje (80 m), necesitamos los archivos creados

anteriormente (el archivo .TAB y el archivo .MAP) y utilizarlos como entradas al programa WAsP. De esta

manera obtendremos un archivo .WRG que será el que utilizaremos en la optimización de la energía

producida por el parque.

Para la generacion cuadrículas .GRD utilizaremos una malla formada por 512 filas y 517 columnas con una

resolución de 80 m..

Esta resolución es mas que suficiente para hacerse a la idea gráficamente del recurso eólico de la zona a

estudiar.

El tamaño de la cuadrícula suele ser un compromiso entre tamaño del fichero y precisión. Para la

realización de dichas mallas, el programa WaSP ha necesitado de 28 horas de funcionamiento.

Los datos obtenidos con la malla de recurso eólico son los siguientes:

Elevacion

Produccion neta anual del parque

Densidad de potencia

Velocidad media del viento

Weibull C

Weibull k


71

12.5.1. ELEVACION (M)


72


73

12.5.2. PRODUCCIÓN NETA ANUAL – TODOS LOS SECTORES (W)


74


75

12.5.3. DENSIDAD DE POTENCIA – TODOS LOS SECTORES (W/M2)


76


77

12.5.4. VELOCIDAD MEDIA DEL VIENTO – TODOS LOS SECTORES (M/S)


78


79

12.5.5. WEIBULL C – TODOS LOS SECTORES


80

12.5.6. WEIBULL k – TODOS LOS SECTORES


81

13. ESTUDIO ECONOMICO

13.1. OBJETO

El objeto del presente estudio es analizar la viabilidad financiera y económica del parque eólico Sierra la

Oliva, de 36 MW, situado en Caudete, Albacete. Los criterios empleados tanto en el diseño de la

metodología de cálculo como en la selección y definición de los datos de partida está en consonancia con

la disponibilidad del recurso energético, cuidando al máximo la homogeneidad de criterios y magnitudes

con el fin de no desvirtuar la realidad y los resultados a partir de la incorporación de datos e hipótesis de

partida que aportan más ruido que información.

El resultado así obtenido debe entenderse como un valor con significado sesgadamente cualitativo,

pensado para la adopción de decisiones y para la configuración de una estructura financiera que permita el

desarrollo del parque con un grado de cobertura suficiente.

13.2. METODOLOGÍA DE CÁLCULO.

El desarrollo del modelo de análisis económico se ha definido a partir de las siguientes condiciones:

La obtención de los análisis económicos y ratios justificativos ha sido realizada a partir del

desarrollo del cash-flow, entendido éste como tesorería libre que el proyecto genera según las

hipótesis de partida.

El modelo actúa a partir de la consideración de costes totales.

Se ha seleccionado como índice económico de decisión la Tasa Interna de Rentabilidad (T.I.R.)

tanto del proyecto como de los fondos propios

Asimismo, se ha dejado fuera la política de reparto de dividendos y reinversión de excedentes por no

entenderla consustancial al desarrollo adoptado.


82

13.3. DEFINICIÓN DE MAGNITUDES.

13.3.1. INVERSIONES.

Presupuesto de ejecución del parque

En el presupuesto se ha incluido la parte correspondiente a la subestación transformadora y a la línea

aérea de evacuación, aunque ambas instalaciones son objeto de proyectos independientes. Se incluye a

continuación un diagrama donde puede verse como se reparte, en tantos por cien, el presupuesto total de

ejecución.

Analisis previos 0,10%

Captacion de terreno 0,20%

Medicion y otro analisis 1,21%

Promocion 3,64%

Licencia de obras 0,20%

Construccion 94,13%

Ingenieria de control 0,51%

Analisis previos

Captacion de terreno

Medicion y otro analisis

Promocion

Licencia de obras

Construccion

Ingenieria de control


83

Construccion

Aerogeneradores 70,34%

Infraestructura electrica del parque 7,09%

Infraestructura electrica hasta conexion 8,10%

Infraestructura civil 8,60%

Planning de ejecución

Se estima un plazo de ejecución de 12 meses (correspondiente al año cero del proyecto de inversión).

Inversión

La inversión total de la iniciativa asciende a 35.568.000 € miles de Euros, para una potencia instalada de 36

MW.

Aerogeneradores

Infraestructura electrica del parque

Infraestructura electrica hasta conexion

Infraestructura civil


84

13.4. ESTRUCTURA DE CAPITAL

La estructura de capital está definida a partir de las necesidades de fondos y de la generación de tesorería

del parque. De un primer análisis de las necesidades financieras la estructura adoptada es:

Aportacion de los socios 7.113.600 €

Financiacion a largo plazo 28.454.400 €

Total 35.568.000 €

13.4.1. FONDOS PROPIOS

Desembolsados totalmente antes de uso de deuda. La formalización supone la cobertura de reservas

legales para reducir las limitaciones de reparto de dividendos. No existen aportaciones en especie siendo

todo el capital aportado de carácter dinerario.

13.4.2. FINANCIACIÓN AJENA

Financiación a largo plazo:

Duración: 20 años

Carencia: Inicio del pago en el año 1, amortización trimestral.

Tipo: 6%

Garantías: Las del proyecto

Cuantía anual: 2.480.784,26 €


85

13.5. EXPLOTACIÓN.

13.5.1. INGRESOS.

13.5.1.1. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

Los únicos ingresos considerados en el presente análisis son los procedentes de la generación de energía

eléctrica. La producción bruta prevista, pérdidas estimadas y producción neta son las indicadas en el

epígrafe correspondiente de la Memoria, y se resumen a continuación:

Producción esperada neta 104,545 GWh/año

Horas anuales equivalentes 2.904 h

13.5.1.2. PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA

Se considera como precio de venta 60,260 €/GWh para el primer año de explotación. Con objeto de

actualizar dicho precio a futuro, se ha considerado un índice de variación del 0,009% del €/kWh.

13.5.2. GASTOS.

13.5.2.1. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Se realizará mediante contrato, con la participación de la sociedad fabricante de los aerogeneradores. El

precio establecido es de 5979,55 €/GWh anual.

13.5.2.2. SEGUROS

Se incluye un seguro de cobertura de riesgos por avería de máquina y pérdida de beneficio que se

incorpora desde el primer año de 1346,66 €/GWh.

13.5.2.3. GESTIÓN DEL PARQUE Y COSTE DE LOS TERRENOS

Se incluyen en este concepto la cesión de uso de terrenos y actividades administrativas para el correcto

funcionamiento de la sociedad promotora. La agregación de todos los costes, a partir de la entrada en

funcionamiento del parque y los costes son de 2975,5 €/GWh.

Con objeto de incorporar el efecto de la inflación, se ha fijado, en base a un criterio conservador, la

existencia de un coeficiente de subida del 1% anual durante toda la vida de la instalación.


86

13.5.3. ASPECTOS CONTABLES Y FICALES

La disponibilidad de recursos para los accionistas vendrá definida en función del resultado contable que el

parque tenga, y por tanto, de los procedimientos de amortización que se adopten.

Con objeto de establecer los criterios contables a seguir, se ha considerado un procedimiento de

amortización lineal en base a un coeficiente fijo definido por una vida útil de 20 años.

No se ha supuesto exenciones ni beneficios fiscales.

13.6. DESARROLLO DEL ESTUDIO ECONÓMICO

A partir de los datos e hipótesis utilizadas se ha realizado el desarrollo del cashflow del parque eólico y la

obtención de los índices de decisión definidos por la T.I.R. del proyecto y de los recursos propios.

Los resultados se muestran, en forma de tablas, al final del estudio.

13.7. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Como complemento del análisis económico base se ha realizado un análisis de sensibilidad para analizar la

influencia que las distintas variables exógenas o endógenas introducen en la rentabilidad del proyecto. De

todos los posibles elementos con influencia sobre el parque se incluye solamente el efecto del precio de la

energía eléctrica y de la energía generada ya que el resto de magnitudes, aunque puedan tener influencia,

están amortiguadas o diferidas a terceros mediante vía contractual.


87

13.7.1. VARIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA

Variación

Producción TIR

75% 6,81%

80% 7,57%

85% 8,32%

90% 9,06%

95% 9,79%

100% 10,51%

105% 11,22%

110% 11,93%

115% 12,64%

120% 13,34%

125% 14,04%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

70% 80% 90% 100% 110% 120% 130%

TIR

Variacion de la produccion electrica

Produccion/TIR


88

13.7.2. VARIACIÓN DEL PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

Variacion Precio

€/kWh TIR

75% 5,67%

80% 6,68%

85% 7,66%

90% 8,63%

95% 9,57%

100% 10,51%

105% 11,43%

110% 12,35%

115% 13,26%

120% 14,16%

125% 14,16%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

70% 80% 90% 100% 110% 120% 130%

TIR

Variacion del precio del kW/h

Precio Energia/TIR


89

13.8. RESULTADOS Y CONCLUSIONES.

Del análisis realizado a partir de las hipótesis de partida fijadas para las distintas variables se puede

obtener las siguientes conclusiones:

La rentabilidad del Proyecto para el caso base es de alrededor del 10%, lo que aconseja la ejecución de la

iniciativa como proyecto de inversión. Las incertidumbres que el proceso puede llevar consigo han sido

amortiguados o acotados considerando además que el entorno de variación es perfectamente asumible

por el inversor, ya que, según el correspondiente análisis, el margen de variación de la producción o precio

asumible es cercano al 25%.

El parque debe ser realizado en base a contratos y uso de instrumentos que minimicen el riesgo frente al

accionista aunque esto suponga una bajada en el rendimiento:

Ejecución: Llave en mano

Suministro: Con garantías de funcionamiento

Financiación: A proyecto

Operación y mantenimiento: Concertada

Las hipótesis de ejecución están definidas para el accionista incorporando los costes y márgenes de

intermediación sin que exista posibilidad de variaciones en los elementos fijados.

Como conclusión final cabe destacar que el Parque Eólico Sierra la Oliva es una inversión calificada como

interesante en el marco de ejecución planteado por la tecnología disponible y por el conocimiento del

potencial eólico ya contrastado a partir de las medidas y simulaciones realizadas.


90

13.1. TABLAS DE CALCULO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Inversion 35.568.000 €

Ingresos

6.299.882 € 6.363.448 € 6.427.655 € 6.492.510 € 6.558.019 € 6.624.190 € 6.691.028 € 6.758.540 € 6.826.734 € 6.895.616 €

Pago de terrenos

311.074 € 314.184 € 317.326 € 320.499 € 323.704 € 326.942 € 330.211 € 333.513 € 336.848 € 340.217 € Mano de obra mant.

91.482 € 92.397 € 93.321 € 94.254 € 95.197 € 96.149 € 97.110 € 98.081 € 99.062 € 100.053 €

Operación

84.114 € 84.955 € 85.804 € 86.663 € 87.529 € 88.404 € 89.288 € 90.181 € 91.083 € 91.994 €

Mant. contratado

541.018 € 546.428 € 551.893 € 557.412 € 562.986 € 568.616 € 574.302 € 580.045 € 585.845 € 591.704 €

Administracion

63.702 € 64.339 € 64.982 € 65.632 € 66.288 € 66.951 € 67.621 € 68.297 € 68.980 € 69.670 €

Seguros

140.787 € 142.194 € 143.616 € 145.053 € 146.503 € 147.968 € 149.448 € 150.942 € 152.452 € 153.976 €

Reposiciones

132.771 € 134.099 € 135.440 € 136.794 € 138.162 € 139.544 € 140.939 € 142.349 € 143.772 € 145.210 €

Otros

69.464 € 70.159 € 70.860 € 71.569 € 72.284 € 73.007 € 73.737 € 74.475 € 75.219 € 75.972 €

Total costes

1.434.411 € 1.448.755 € 1.463.243 € 1.477.875 € 1.492.654 € 1.507.581 € 1.522.656 € 1.537.883 € 1.553.262 € 1.568.794 €

Margen bruto

4.865.471 € 4.914.692 € 4.964.412 € 5.014.634 € 5.065.365 € 5.116.609 € 5.168.371 € 5.220.657 € 5.273.472 € 5.326.821 €

Amortizacion

1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 €

BAIT

3.087.071 € 3.136.292 € 3.186.012 € 3.236.234 € 3.286.965 € 3.338.209 € 3.389.971 € 3.442.257 € 3.495.072 € 3.548.421 €

Intereses

148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 €

BAT

2.938.224 € 2.987.445 € 3.037.165 € 3.087.387 € 3.138.118 € 3.189.362 € 3.241.124 € 3.293.410 € 3.346.225 € 3.399.574 €

Impuestos

1.028.378 € 1.045.606 € 1.063.008 € 1.080.586 € 1.098.341 € 1.116.277 € 1.134.393 € 1.152.694 € 1.171.179 € 1.189.851 €

BN

1.909.845 € 1.941.839 € 1.974.157 € 2.006.802 € 2.039.777 € 2.073.085 € 2.106.731 € 2.140.717 € 2.175.046 € 2.209.723 €

Amorizacion

-1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 € -1.778.400 €

Inversion

-35.568.000 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 €

Cash Flow Libre

-31.879.755 € 3.720.239 € 3.752.557 € 3.785.202 € 3.818.177 € 3.851.485 € 3.885.131 € 3.919.117 € 3.953.446 € 3.988.123 €

Cash Flow Actual 0 € -31.879.755 € 2.965.752 € 2.991.516 € 3.017.540 € 3.043.827 € 3.070.380 € 3.097.202 € 3.124.296 € 3.151.663 € 3.179.307 €

Inflaccion 1%

Incr. anual €/kWh 0,009% Impuestos 35% Amortizacion lineal 20 años Intereses 6%

Viabilidad TIR 10,509%


91

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Acumulado

6.965.192 € 7.035.471 € 7.106.459 € 7.178.163 € 7.250.591 € 7.323.749 € 7.397.646 € 7.472.288 € 7.547.684 € 7.623.840 €

343.619 € 347.055 € 350.526 € 354.031 € 357.571 € 361.147 € 364.758 € 368.406 € 372.090 € 375.811 €

101.053 € 102.064 € 103.084 € 104.115 € 105.156 € 106.208 € 107.270 € 108.343 € 109.426 € 110.520 €

92.914 € 93.843 € 94.782 € 95.729 € 96.687 € 97.653 € 98.630 € 99.616 € 100.612 € 101.619 €

597.621 € 603.597 € 609.633 € 615.729 € 621.887 € 628.105 € 634.386 € 640.730 € 647.138 € 653.609 €

70.366 € 71.070 € 71.781 € 72.499 € 73.224 € 73.956 € 74.695 € 75.442 € 76.197 € 76.959 €

155.516 € 157.071 € 158.642 € 160.228 € 161.831 € 163.449 € 165.083 € 166.734 € 168.401 € 170.086 €

146.662 € 148.129 € 149.610 € 151.106 € 152.617 € 154.143 € 155.685 € 157.241 € 158.814 € 160.402 €

76.731 € 77.499 € 78.274 € 79.056 € 79.847 € 80.645 € 81.452 € 82.266 € 83.089 € 83.920 €

1.584.482 € 1.600.327 € 1.616.330 € 1.632.494 € 1.648.819 € 1.665.307 € 1.681.960 € 1.698.779 € 1.715.767 € 1.732.925 €

5.380.710 € 5.435.144 € 5.490.129 € 5.545.669 € 5.601.772 € 5.658.442 € 5.715.686 € 5.773.509 € 5.831.916 € 5.890.915 €

1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 € 1.778.400 €

35.568.000

€

3.602.310 € 3.656.744 € 3.711.729 € 3.767.269 € 3.823.372 € 3.880.042 € 3.937.286 € 3.995.109 € 4.053.516 € 4.112.515 €

148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 148.847 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 €

3.453.463 € 3.507.897 € 3.562.882 € 3.618.422 € 3.674.525 € 3.880.042 € 3.937.286 € 3.995.109 € 4.053.516 € 4.112.515 €

1.208.712 € 1.227.764 € 1.247.009 € 1.266.448 € 1.286.084 € 1.358.015 € 1.378.050 € 1.398.288 € 1.418.731 € 1.439.380 €

24.308.792

€

2.244.751 € 2.280.133 € 2.315.873 € 2.351.975 € 2.388.441 € 2.522.028 € 2.559.236 € 2.596.821 € 2.634.786 € 2.673.135 €

-1.778.400 € -1.778.400 €

-1.778.400 €

-1.778.400 €

-1.778.400 €

-1.778.400 €

-1.778.400 €

-1.778.400 €

-1.778.400 €

-1.778.400 €

0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € 0 € -35.568.000

€

4.023.151 € 4.058.533 € 4.094.273 € 4.130.375 € 4.166.841 € 4.300.428 € 4.337.636 € 4.375.221 € 4.413.186 € 4.451.535 € 45.144.900

€

3.207.231 € 3.235.438 € 3.263.929 € 3.292.709 € 3.321.780 € 3.428.275 € 3.457.937 € 3.487.899 € 3.518.165 € 3.548.736 €

Financiacion

Prestamo 28.454.400,00 €

Interes 6%

Plazo 20 años

Cuota 2.480.784,26 €

Interes anual 148.847,06 €


92

13.1.1. GRAFICO DEL CASHFLOW

-35.000.000 €

-30.000.000 €

-25.000.000 €

-20.000.000 €

-15.000.000 €

-10.000.000 €

-5.000.000 €

0 €

5.000.000 €

10.000.000 €

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Ca

shfl

ow

Año


93

13.1.2. OTROS DATOS DE LA INSTALACION

Datos de la instalacion

MW Numero

Aerogeneradores 1,8 20 Potencia instalada 36 % Perdidas 1,92% GWh Produccion anual bruta 106,587

Produccion anual neta 104,545 h Horas equivalentes brutas 2961 Horas equivalentes netas 2904

Inversion

€/MW € %

0 Analisis previos 1000 36.000 € 0,10%

1 Captacion de terreno 2000 72.000 € 0,20%

2 Medicion y otro analisis 12000 432.000 € 1,21%

Total fases 0+1+2 15000 540.000 € 1,52%

3 Promocion

Proyectos 24000 864.000 € 2,43%

Estudio medioambiental 1000 36.000 € 0,10%

Otros estudios 1000 36.000 € 0,10%

Seguimiento y gestiones de promocion 10000 360.000 € 1,01%

Total promocion 36000 1.296.000 € 3,64%

Total fases 0+1+2+3 51000 1.836.000 € 5,16%

4 Licencia de obras 2000 72.000 € 0,20%

Total fases 0+1+2+3+4 53000 1.908.000 € 5,36%

5 Construccion

Aerogeneradores 695000 25.020.000 € 70,34%

Infraestructura electrica del parque 70000 2.520.000 € 7,09%

Infraestructura electrica hasta conexion 80000 2.880.000 € 8,10%

Infraestructura civil 85000 3.060.000 € 8,60%

Total construccion 930000 33.480.000 € 94,13%

6 Ingenieria de control 5000 180.000 € 0,51%

Total fases 0+1+2+3+4+5+6 988000 35.568.000 € 100,00%

Explotacion €/GWh € %

Pago de terrenos 2975,5 311.074 € 42,17%

Mano de obra mantenimiento 875,05 91.482 € 12,40%

Operación 804,57 84.114 € 11,40%

Mantenimiento contratado 5174,98 541.018 € 73,35%

Administracion 609,324 63.702 € 8,64%

Seguros 1346,66 140.787 € 19,09%

Reposiciones 1269,99 132.771 € 18,00%

Otros 664,44 69.464 € 9,42%

Total explotacion 7055,49 1.434.411 € 100,00%

Ingresos €/MWh €

Venta energia anual 60,260 € 6.299.882 €

Origen de los fondos € %

Aportacion de los socios 7.113.600 € 20%

Financiacion a largo plazo 28.454.400 € 80%

Total 35.568.000 € 100%


94

14. CONCLUSIONES

En el proyecto que nos ocupa se ha realizado el diseño de un parque eólico en la localidad de Caudete,

Albacete, España.

El parque está compuesto por 20 aerogeneradores modelo Vestas V90 de 1.800 kW, lo que supone una

potencia nominal instalada de 36 MW.

Primero estudiamos los datos de viento registrados en la sierra durante 24 meses tomados cada 10

minutos, y obtuvimos la distribución de Weibull. A partir de ella y los datos de los aerogeneradores,

obtuvimos un cálculo aproximado sobre la energía que se podía obtener del parque.

La energía entregada por el parque ha sido calculada a partir del recurso eólico de la zona, obtenida por

medio de los datos de viento y la topografía del terreno mediante el programa WAsP. Para ello, se han

aplicado eficiencias, restricciones y condiciones de cálculo, para optimizar la producción de energía del

parque eólico, con el mencionado programa informático. La optimización de la energía se realiza

modificando la posición de las turbinas desde una posición aleatoria inicial hasta la situación que

proporciona la mayor energía. Por tanto, se trata de una solución de compromiso entre situar los

aerogeneradores en los lugares con mayor viento y evitar el exceso del efecto de estela para maximizar la

producción neta, respetando las restricciones.

Como conclusión final podemos decir que se han cumplido cada uno de los objetivos marcados al inicio de

la memoria. A partir de un emplazamiento en la sierra la Oliva, se ha realizado un estudio exhaustivo de los

recursos eólicos de dicha zona, y mediante un programa informático ha sido optimizada la posición de

cada una de las máquinas que componen el parque de estudio, consiguiendo un mayor rendimiento de las

mismas.


95

15. BIBLIOGRAFIA Y PAGINAS WEB

ONG Energía Desarrollo y Vida- Edevi, Curso: Usos de la Energía Eólica para Generar Energías en

Bajas Potencias.

Boletín sobre Eficiencia Energética y Energías Renovables publicado por el Instituto para la

Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).

Boletín oficial de la Región de Murcia (B.O.R.M.) para Consejería de Ciencia, Tecnología, Industria

y Comercio (2002).

Rosato, M.A.(1991), Diseño de Máquinas Eólicas de Pequeña Potencia, Primera edición, Editorial

Progrensa, Sevilla.

Escobar Rafael, y Marcelo Bret Oliver, Desarrollo de capacidades en energías renovables.

Villarrubia, M. (2004), Energía Eólica, Primera Edición, Editorial Ceac, Madrid

Agencia de Gestión de Energía de la Región de Murcia (ARGEM)

http://www.minem.gob.pe/

http://es.wikipedia.org/wiki/Tonelada_equivalente_de_petr%C3%B3leo

http://www.isf.es/menu_actividad/act_detalleproyectos.php?

http://www.iea.org/Textbase/stats/indicators.asp?COUNTRY_CODE=PE

http://www.cedecap.org.pe/


96

http://www.lexadin.nl/wlg/legis/nofr/oeur/lxweper.htm

http//:www.boe.es

http//:www.izar.es, Izar S.A.

http//:www.made.es. Made S.A.

http//:www.nordex.es, Nordex Energy Ibérica S.A.

http//:www.repower.de, REpower Systems AG.

http//:www.windpower.dk, Asociación Danesa de la Industria Eólica.

http//:www.carm/bo

http://www.adinelsa.com.pe/

http//:www.ecotecnica.com, Ecoténica S.A.

http//:www.enercon.de, Enercon AG.

http//:www.gepower.com, GE Energy.

http//:www. idae.es, Instituto para la diversificación y ahorro de energía.


97

16. PROGRAMAS INFORMATICOS UTILIZADOS

Autocad 2010

WaSP 9.1

WaSP Climate Analyst

Word 2007

Excel 2007

Surfer 9

GlobalMapper 10

Documents

TAZ-PFC-2010-235 DESPROTEGIDO