01 Tomo II Documentación Tecnica

Transcripción

PROYECTO SECTORIAL DE INCIDENCIA SUPRAMUNICIPAL (PROSIS)
PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA E
INFRAESTRUCTURAS DE EVACUACIÓN ASOCIADAS
TT. MM. de Javier y Sangüesa (Navarra)
TOMO II: DOCUMENTACIÓN TÉCNICA
(ANTEPROYECTO TÉCNICO)
PROMOTOR: GESTAMP EÓLICA
EMPRESA CONSULTORA:
ABRIL 2015
TOMO II:
ANTEPROYECTO TÉCNICO DEL PARQUE EÓLICO DE
SIERRA DE PEÑA E INFRAESTRUCTURAS DE
EVACUACIÓN ASOCIADAS
ÍNDICE GENERAL
1.- MEMORIA DEL ANTEPROYECTO
• MEMORIA
• ANEXOS DE LA MEMORIA
− ANEXO 01: Normativa Vigente
− ANEXO 02: Evaluación del Recurso Eólico
− ANEXO 03: Características Técnicas Aerogenerador V117-3.3 MW (Incluye planos)
− ANEXO 04: Infraestructura Eléctrica de Media y Alta Tensión
− ANEXO 05: Relación de Bienes y Derechos Afectados
− ANEXO 06: Estudio Técnico-Financiero
2.- PLANOS
PLANOS
1.-
SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO
2.-
PLANTA GENERAL DE INFRAESTRUCTURAS
3.-
PLANTA GENERAL DE AEROGENERADORES - UTM
4.-
PLANTA GENERAL DE VIALES
5.-
PLANTA GENERAL DE ZANJAS
6.-
PLANTA GENERAL DE EVACUACIÓN
7.-
PLANTA GENERAL SOBRE PLANO CATASTRAL. RELACIÓN DE
BIENES Y DERECHOS AFECTADOS
8.-
ESQUEMAS UNIFILARES
PLANOS INCLUIDOS EN LOS ANEXOS:
• CARACTERISTICAS TÉCNICAS Y DESCRIPCIÓN GENERAL DEL AEROGENERADOR
V117 3.3 MW (ANEXO 3):
− Plano nº A2.1.- Vista general aerogenerador.
− Plano nº A2.2: Esquema unifilar
− Plano nº A2.3: Situación de componentes en torre
− Plano nº A2.4: Sistema de tierra en torre tubular.
− Plano nº A2.5: Diagrama de protección
• OBRA CIVIL PARA EL AEROGENERADOR V117 3.3 MW (ANEXO 3):
− Plano nº A2.6.- Cimentación
− Plano nº A2.7.- Plataforma
− Plano nº A2.8.- Sección tipo viales y zanjas
• ANEXO 04: INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA ALTA TENSIÓN.
− Plano nº A2.9.- Planta subestación y edificio de control
MEMORIA
ANTEPROYECTO TÉCNICO
PARQUE EÓLICO DE SIERRA DE PEÑA E INFRAESTRUCTURAS DE
EVACUACIÓN ASOCIADAS
ÍNDICE
1.- EMPRESA PROMOTORA............................................................................... 1 2.- OBJETIVO DE LA MEMORIA DESCRIPTIVA ................................................ 2 2.1.- ANTECEDENTES ................................................................................................ 2 2.2.- JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 4 2.3.- OBJETO DEL ANTEPROYECTO TÉCNICO ...................................................... 4 3.- CARACTERIZACIÓN DEL PARQUE EOLICO ............................................... 6 3.1.- DESCRIPCIÓN BÁSICA ...................................................................................... 6 3.2.- EMPLAZAMIENTO .............................................................................................. 6 3.2.1.- Ubicación ................................................................................................. 6 3.2.2.- Municipios afectados. .............................................................................. 7 3.2.3.- Descripción del emplazamiento del parque eólico................................... 7 3.2.4.- Descripción del emplazamiento de la línea eléctrica de evacuación. ...... 9 3.2.5.- Definición de infraestructuras básicas ..................................................... 9 3.2.6.- Datos básicos ........................................................................................ 11 4.- CONFIGURACIÓN DEL PARQUE EÓLICO E INSTALACIONES ANEXAS 13 4.1.1.- Distribución de aerogeneradores y potencia eléctrica del parque ......... 13 4.1.2.- Obra civil ................................................................................................ 13 4.1.3.- Otras infraestructuras ............................................................................ 14 5.- ESTUDIO DEL VIENTO Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ............................. 15 5.1.- METODOLOGIA ............................................................................................... 15 5.2.- DATOS BÁSICOS EMPLAZAMIENTO ............................................................ 15 5.3.- RESULTADOS .................................................................................................. 16 5.4.- PRODUCCIÓN ENERGÉTICA PREVISTA....................................................... 18 6.- CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS INSTALACIONES ...................... 20 6.1.- TURBINAS EÓLICAS ....................................................................................... 20 6.2.- INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA. BAJA TENSIÓN. EQUIPOS DE
GENERACIÓN .................................................................................................. 26 6.3.- INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN EN EL INTERIOR DEL
AEROGENERADOR. ........................................................................................ 27 6.3.1.- Centro de transformación 0,65/30 kV ................................................... 28 6.3.2.- Celdas modulares de media tensión. .................................................... 29 6.3.3.- Red de tierras........................................................................................ 31 6.3.4.- Requisitos de instalación y protección .................................................. 31 6.4.- REDES INTERIORES DEL PARQUE ............................................................... 32 6.5.- INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA DE EVACUACIÓN. ................................. 34 6.5.1.- Subestación eléctrica transformadora SET 30/66kV ............................ 34 6.5.2.- Línea Eléctrica de Evacuación de 66 kV ............................................... 35 6.6.- OTRAS INFRAESTRUCTURAS ....................................................................... 36 6.6.1.- Red de tierras........................................................................................ 36 6.6.2.- Red de comunicaciones ........................................................................ 37 6.6.3.- Estación meteorológica o de medición ................................................. 38 7.- OBRA CIVIL ................................................................................................... 40 7.1.- ZAPATAS .......................................................................................................... 40 7.2.- PLATAFORMAS ............................................................................................... 41 7.3.- VIALES O CAMINOS ......................................................................................... 43 7.3.1.- Datos básicos ........................................................................................ 43 7.3.2.- Red de viales ......................................................................................... 44 7.3.3.- Acondicionamiento de viales existentes ................................................ 46 7.3.4.- Viales de nueva construcción ................................................................ 46 7.3.5.- Composición y estructura de los viales.................................................. 47 7.3.6.- Radios de giro. ....................................................................................... 48 7.3.7.- Pendientes. ............................................................................................ 50 7.3.8.- Drenajes................................................................................................. 51 7.3.9.- Zonas de giro ......................................................................................... 51 7.4.- CANALIZACIONES ó ZANJAS ......................................................................... 52 7.5.- OTRAS INFRAESTRUCTURAS Y ACTUACIONES NECESARIAS ................ 53 7.5.1.- Centro de control y subestación transformadora compacta .................. 53 7.5.2.- Estación de medición ............................................................................. 54 7.5.3.- Otros ...................................................................................................... 54 7.6.- LINEA DE EVACUACION ................................................................................. 55 7.6.1.- Tramo soterrado .................................................................................... 55 7.6.2.- Tramo aéreo .......................................................................................... 56 8.- PLAN DE OBRA DEL PARQUE EÓLICO DE SIERRA DE PEÑA ............... 57 9.- OCUPACIÓN Y COMPATIBILIDAD CON EL PLANEAMIENTO .................. 58 9.1.- OCUPACIÓN ..................................................................................................... 58 9.1.1.- Superficie de ocupación física de las instalaciones ............................... 58 9.1.2.- Movimientos de tierras ........................................................................... 60 10.- REPERCUSIONES DE LA ACTIVIDAD ........................................................ 61 10.1.- ILUMINACIÓN................................................................................................... 61 10.1.1.- Galibo y servidumbre aeroespacial ..................................................... 61 10.1.2.- Emergencia ......................................................................................... 61 10.2.- ESTUDIO DE MOLESTIAS Y SUS MEDIDAS DE PREVENCIÓN .................. 61 10.2.1.- Ruidos y vibraciones ........................................................................... 61 10.2.2.- Emisiones a la atmósfera ................................................................... 62 10.2.3.- Depuración y vertido de aguas residuales .......................................... 62 10.2.4.- Eliminación de residuos tóxicos y peligrosos...................................... 62 10.2.5.- Instalaciones radiactivas ..................................................................... 63 10.2.6.- Instalaciones de protección contra incendios ..................................... 63 10.3.- SERVICIOS AFECTADOS ............................................................................... 64 10.3.1.- Acometida de aguas ........................................................................... 64 10.3.2.- Saneamiento-fecales .......................................................................... 65 10.3.3.- Energía eléctrica ................................................................................. 65 10.3.4.- Otros ................................................................................................... 65 11.- MEDIDAS DE RESTAURACIÓN ................................................................... 66 12.- RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS................................. 68 13.- PRODUCCIÓN ENERGÉTICA Y RENTABILIDAD. ...................................... 69 14.- PRESUPUESTO ............................................................................................ 70 PROYECTO SECTORIAL DE INCIDENCIA SUPRAMUNICIPAL (PRO.S.I.S.)
“PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA E INFRAESTRUCTURAS DE
EVACUACIÓN ASOCIADAS”
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO. MEMORIA
1.-
EMPRESA PROMOTORA
Los datos del solicitante se resumen en:
A.- PETICIONARIO:
Nombre o razón social: GESTAMP EÓLICA S.L.
CIF:
B85146215
Teléfono:
91-6361994
Dirección Postal:
C/ Ombú 3- 10ª planta
Código postal:
28.045 Madrid
B.- PERSONA DE CONTACTO (relativa al presente documento):
Nombre
Dª Leticia Alaman Paris
Teléfono:
91-6361994
Fax:
91-5390521
E-mail:
[email protected]
Dirección Postal:
C/ Ombú 3- 10ª planta
Código postal:
28.045 Madrid
EMPRESA PROMOTORA
1
PROYECTO SECTORIAL DE INCIDENCIA SUPRAMUNICIPAL (PRO.S.I.S.)
2.-
OBJETIVO DE LA MEMORIA DESCRIPTIVA
2.1.-
ANTECEDENTES
El III Plan Energético de Navarra Horizonte 2.020, realizado según las directrices del Plan de
Acción Nacional en materia de Energías Renovables (PANER 2011-2020) plantea en el apartado de
energías renovables un umbral de generación de 2.180,10 MW, de los cuales corresponderán al subapartado de generación eólica unos 1.600 MW. Teniendo en cuenta que en 2.011 la potencia eólica
instalada era de aproximadamente de 968,00 MW, existe un margen de instalación de potencia eólica
hasta el año 2.020 de aproximadamente 632,00 MW.
En Navarra, el desarrollo administrativo de un parque eólico está condicionado por la
normativa vigente relativa a los mismos, en concreto la siguiente legislación:
• Decreto Foral 125/1996 de 26 de febrero por el que se regula la implantación de los
parques eólicos
• Ley Foral 35/2002, de 20 de diciembre, de Ordenación del territorio y urbanismo (LFOTU)
y a los instrumentos de Ordenación del Territorio que les afectan, en este caso en
concreto el Plan de Ordenación del Territorio POT 4: “Zonas Medias”.
• Ley Foral 4/2005, de 22 de marzo, de intervención para la protección ambiental.
GESTAMP EOLICA S.L. inicio en 2.010 el trámite administrativo del parque eólico de Sierra
de Peña, mediante la presentación de un proyecto básico para someter a la decisión del
Departamento de Medio Ambiente, Ordenación del Territorio y Vivienda la necesidad de realizar una
evaluación de impacto ambiental del proyecto “Parque eólico Sierra de Peña”, tal como señala el
Decreto Foral 93/2006, de 28 de Diciembre, por el que aprueba la Ley Foral 4/2005 de 22 de marzo,
de Intervención para la Protección Ambiental. En fecha 8 de Octubre de 2.010 y 21 de Marzo de
2.011 GESTAMP EOLICA S.L. recibió, por parte del Servicio de Calidad Ambiental del Departamento
de Medio Ambiente, Ordenación del Territorio y Vivienda, la contestación de consultas previas a la
necesidad de realizar una evaluación de impacto ambiental del proyecto. Los puntos más relevantes
en referencia a la tramitación administrativa del proyecto eran:
• 1.- La tramitación debe ser conjunta, tanto el parque eólico con sus infraestructuras
complementarias así como la línea de evacuación.
• 2.- Deberá tramitarse el parque eólico y su línea de evacuación como Proyecto Sectorial
de Incidencia Supramunicipal (PRO.S.I.S) según se señala en Ley Foral 35/2002, de 20 de
diciembre, de Ordenación del territorio y urbanismo (LFOTU).
2
• 3.- Otras disposiciones ambientales, tanto derivadas de la normativa vigente como del
documento de consultas previas, en particular la necesidad de un estudio anual de la
avifauna en estado pre-operacional.
GESTAMP EOLICA S.L. ha continuado realizando ante los distintos estamentos implicados
diversas actuaciones encaminadas a la concreción y avance en la obtención de la autorización
administrativa del parque eólico de Sierra de Peña. En concreto:
• REE (Red Eléctrica de España) y CNE (Comisión Nacional de la Energía) para la
obtención del acceso a red en el punto asignado de la SET 66/220 KV “Sangüesa”.
• Instalación de una estación de medición en el ámbito del Parque Eólico Sierra de Peña
(Parcela 2 del polígono 3 del término municipal de Javier), en las coordenadas 641.867,
4.705.274, ED50 Huso 30 N.
• Otras reuniones y aporte de documentación ante el Ayuntamiento de Javier y los
departamentos de Economía, Hacienda, Industria y Fomento (Dirección General de
Industria, Energía e Innovación) Desarrollo Rural, Medio Ambiente y Administración Local
(Dirección General de Medio Ambiente y Agua) y Fomento (Dirección General de
ordenación del Territorio y Vivienda) del Gobierno de Navarra.
GESTAMP EOLICA S.L. continuó el trámite administrativo, tal como señala la normativa
vigente, con la redacción de un Proyecto Sectorial de Incidencia Supramunicipal (PROSIS).
Finalmente y como conclusión de las tramitaciones emprendidas se presentó ante el Servicio de
Ordenación del Territorio y Urbanismo del Departamento de Fomento del Gobierno de Navarra, en
fecha 16 de Octubre de 2013 el PROSIS PARQUE EÓLICO DE SIERRA DE PEÑA E
INFRAESTRUCTURAS DE EVACUACIÓN ASOCIADAS” cuyos datos básicos son:
- nº de aerogeneradores
8
- Potencia de cada aerogenerador (kW)
3.000
- Horas de funcionamiento a potencia nominal (horas)
2.802
- Potencia total instalada (MW)
24,00
- Producción neta (GWh/año)
67,24
Tras la presentación del PROSIS el Servicio de Ordenación del Territorio y Urbanismo del
Departamento de Fomento del Gobierno de Navarra solicitó ampliación de información en varios
informes parciales de fecha 8 de Octubre de 2013 y 17 de Octubre de 2013 y otros requerimientos
realizados en diversas reuniones de seguimiento entre la empresa promotora y el Servicio de
Ordenación del Territorio y Urbanismo.
3
El contenido de la ampliación de información solicitada y de las conversaciones mantenidas
se resume en la petición por parte del Servicio de Ordenación del Territorio y Urbanismo del
Departamento de Fomento del Gobierno de Navarra, entre otros temas, en lo siguiente:
• a.- Reducción del espacio de intervención al área del PROSIS.
• b.- Realizar un estudio de alternativas global, incluyendo un estudio detallado del acceso
principal y del sistema de evacuación teniendo en cuenta consideraciones administrativas,
normativas, ambientales, técnicas, económicas y empresariales e incluyendo finalmente
una propuesta razonada y justificada del acceso principal y el sistema de evacuación.
• c.- Redefinición de las infraestructuras propias del parque eólico y del sistema de
evacuación en función de lo razonado en el punto b.
2.2.-
JUSTIFICACIÓN
El objeto del presente documento es reevaluar técnicamente, ambientalmente y
urbanísticamente el parque eólico de Sierra de Peña en el término municipal de Javier en
consonancia a lo indicado por el Servicio de Ordenación del Territorio y Urbanismo del Departamento
de Fomento del Gobierno de Navarra para la continuación de la tramitación del PROSIS.
En este contexto, GESTAMP EÓLICA S.L. ha decidido modificar, en los términos señalados
anteriormente, el ámbito del PROSIS original. En consonancia, GESTAMP EÓLICA S.L. presenta la
documentación técnica o anteproyecto de la modificación del diseño original del parque eólico de
Sierra de Peña que forma parte de la documentación necesaria para la tramitación del PROSIS. Se
presenta esta nueva documentación como consecuencia de la modificación de la potencia del parque
eólico debido a la renuncia por parte de la promotora de los aerogeneradores A06, A07 y A08
contemplados en el PROSIS original.
Las características finales del anteproyecto, según la modificación presentada, es la siguiente:
- nº de aerogeneradores
2.3.-
5
- Potencia de cada aerogenerador (kW)
3.300
- Horas de funcionamiento a potencia nominal (horas)
3.477
- Potencia total instalada (MW)
16,50
- Producción neta (GWh/año)
57,37
OBJETO DEL ANTEPROYECTO TÉCNICO
GESTAMP EÓLICA S.L. presenta el actual anteproyecto del parque eólico de Sierra de Peña
como parte de la documentación del PROSIS del Parque Eólico de Sierra de Peña e infraestructuras
4
de evacuación asociadas” y como consecuencia de la modificación de la potencia del parque eólico,
de sus instalaciones y obra civil y del aerogenerador elegido por la renuncia por parte de la promotora
de los aerogeneradores A06, A07 y A08 contemplados en el PROSIS original.
La empresa GESTAMP EOLICA S.L., basándose en lo anteriormente indicado presenta el
actual documento técnico de la instalación indicando emplazamiento, objeto y características
principales de la misma y que incluye:
− Denominación de la instalación eólica.
− Ubicación de la instalación.
− Coordenadas UTM de cada uno de los aerogeneradores a instalar.
− Potencia a instalar.
− Estudio del recurso eólico y determinación de potenciales y recurso eólico.
− Superficie del terreno afectada por el conjunto de aerogeneradores del parque eólico.
− Propuesta para la evacuación de la energía producida por el parque eólico, incluyendo
trazado de la línea de evacuación hasta su conexión con la red general.
− Anexos técnicos.
− Cálculos y demás datos y especificaciones ordenados en la reglamentación aplicable.
− Presupuesto de las instalaciones.
− Relación concreta e individualizada de los bienes y derechos afectados por las
infraestructuras del parque eólico.
5
3.-
CARACTERIZACIÓN DEL PARQUE EOLICO
3.1.-
DESCRIPCIÓN BÁSICA
El parque eólico Sierra de Peña está integrado por 5 aerogeneradores modelo V117-3.3 MW,
de 3,30 MW de potencia unitaria y un rotor de 117 m lo que conforma un parque eólico de 16,50 MW
a construir en el término municipal de Javier, provincia de Navarra, Comunidad Foral de Navarra.
La energía se generará en el propio aerogenerador a una tensión de 650 V que será
transformada mediante un transformador 650/30 kV ubicado en el interior del aerogenerador, hasta
una tensión de 30 kV. Los aerogeneradores estarán unidos por circuitos eléctricos soterrados de 30
kV que se encargarán de transportar la energía eléctrica producida hasta la subestación
transformadora compacta 30/66 kV, denominada SET 30/66 kV Sierra de Peña, en la cual se dispone
de un transformador que elevará la tensión de 30 kV a 66 kV.
De dicha SET 30/66 kV “Sierra de Peña” partirá un tendido de evacuación de 66 kV,
inicialmente soterrado y posteriormente aéreo, que permita la conexión desde el parque eólico hasta
el punto de entrega de la energía producida en la SET 66/220 kV “Sangüesa”, la cual permite la
conexión del parque eólico con la Red de Transporte Nacional dependiente de Red Eléctrica de
España. El tendido de evacuación afectará a los municipios de Javier y Sangüesa.
3.2.-
EMPLAZAMIENTO
3.2.1.- Ubicación
El parque eólico de Sierra de Peña forma parte de un conjunto de instalaciones estudiadas
para el aprovechamiento energético del viento existente en la zona denominada Jurisdicción de
Peña, enclavado perteneciente al término municipal de Javier (Navarra), Comunidad Foral de
Navarra. Este enclave, Jurisdicción de Peña, se sitúa en la merindad de Sangüesa y su ubica junto al
límite administrativo entre la Comunidad Foral de Navarra y la Comunidad Autónoma de Aragón
(Provincia de Zaragoza), limitando al norte con el municipio de Sangüesa en la provincia de Navarra,
y al este con Sos del Rey Católico perteneciente a la provincia de Zaragoza.
Su situación geográfica y la orografía del terreno, lo hace idóneo para el aprovechamiento
eólico de la zona, dominada principalmente por vientos energéticos de componente N-NW y SE. Los
núcleos de población más próximos al emplazamiento son los núcleos urbanos de:
− Sangüesa (Navarra, a 8 Km. dirección Norte).
− Gabarderal (En término municipal de Sangüesa a 5 Km. dirección Noroeste)
6
− Poblado de Torre de Peña (En término municipal de Javier a 2 km dirección Noroeste).
− Aibar (Navarra, a 12 Km. dirección Noroeste)
− Cáseda (Navarra, a 7 Km. dirección Oeste-Noroeste)
− San Isidro del Pinar (En término municipal de Cáseda a 10 Km. dirección Suroeste)
3.2.2.- Municipios afectados.
• Parque Eólico: Javier.
• Línea de Evacuación: Javier y Sangüesa.
3.2.3.- Descripción del emplazamiento del parque eólico.
El emplazamiento dispone de una serie de ventajas (tal como lo señala la presencia de
parques eólicos en la parte de la sierra perteneciente a Aragón) que le presentan como un
emplazamiento muy apropiado para instalar un parque eólico tales como recurso eólico medio-alto,
viabilidad previa ambiental, disponibilidad de terrenos y alejamiento de núcleos urbanos, etc.
El parque eólico está definido por una alineación coincidente con la divisoria de la zona de
Monte Peña. La parte norte del macizo de Peña se eleva unos 500 m por su sobre el valle del río
Aragón y Onsella y la zona llana de Sangüesa y unos 250 m por su vertiente Sureste y Sur sobre las
estribaciones de dicho macizo hacia el Sur, formada por mogotes o espolones de orientación NorteSur. Esta alineación consta de 5 aerogeneradores y físicamente es la prolongación del parque eólico
Sos ubicada en la parte aragonesa del propio macizo de Sierra de Peña. La altitud media varía desde
los 1.060 m. en la zona de mayor altitud a aproximadamente los 1.000 m. en las zonas de menor
altitud.
La orientación de la alineación es predominantemente Oeste-Este. La divisoria de la sierra
posee unas condiciones geomorfológicas de anchura suficiente que facilitan para la instalación de
este tipo de infraestructuras. La pendiente de las laderas es muy acusada en la cara Norte y menso
acusada en la zona de cumbrera y caídas Sur..
El uso del suelo predominante en la zona de implantación del parque eólico es forestal,
destacándose en la zona Sur (acceso) un uso mixto entre zonas forestales y campos de cultivo. Las
instalaciones se ubican en su gran mayoría (exceptuando la parte más meridional del camino de
acceso) en el interior de una finca cinegética de caza mayor, que se encuentra delimitada por un
vallado cinegético.
No existen espacios naturales declarados. La vegetación que se observa en el terreno está
compuesta fundamentalmente por encinares-carrascales cara Norte y zona Oeste del Despoblado
Peña. Son masas forestales con condiciones de ocupación y desarrollo optimo y que no están
7
afectadas por el proyecto. En la zona Sur dominan los quejigales que forman masas maduras y con
desarrollo optimo fondo de valle pero con desarrollo más deficitario en las zonas de cresta (zonas de
ubicación de infraestructuras) debido a la falta de suelo, peores condiciones edafo-climatológicas que
en el fondo de valle y la influencia de antiguos incendios forestales. En esta zona (zona de
implantación de aerogeneradores) el quejigar es sustituido por zonas de matorral mediterráneo
(bojedales, enebrales y pastizales) que no atesoran la dicha diversidad ecológica ni la densidad y
madurez de la masa forestal de quejigar de las zonas de valle.
Por tanto en la zona de implantación de las infraestructuras del parque eólico la masa forestal
no mantiene las mismas condiciones óptimas de ocupación y desarrollo que la zona Norte de Monte
Peña y la zona al Oeste del Despoblado de Peña
Por otro lado se debe señalar que en la zona de implantación de las infraestructuras del
parque eólico, se han desarrollado algunas instalaciones, compatibles con el uso forestal y
coincidente con el camino de acceso y la posición de aerogeneradores y subestación eléctrica
compacta tales como:
− Vallado cinegético consistente en el propio vallado cinegético, un camino de apoyo y
una faja perimetral de protección del vallado totalmente desprovista de vegetación
arbórea (faja de amortiguación que sirve para que los especímenes de caza mayor
vean los vallados y no choquen contra ellos) que a su vez hace veces de cortafuegos.
− Antiguos cortafuegos de escasa anchura, de orientación Norte-Sur, uno de ellos
coincidente con el límite entre Navarra y Aragón.
Se debe valorar como factor clave la falta de infraestructuras contraincendios para preservar
la continuidad de la masa forestal de encinar-quejigar. Debido a la falta de dichas infraestructuras en
la zona se observa zonas quemadas por antiguos incendios las cuales, debido a las difíciles
condiciones edáfico-climáticas pueden llegar a no desarrollar el quejigar autóctono en caso de no
intervenir o ayudar a la regeneración.
A nivel de Patrimonio Histórico-Cultural existe en Bien Interés Cultural (B.I.C.) denominado
Despoblado de Peña, no afectado por ninguna infraestructura del parque eólico. Este B.I.C. posee un
perímetro protección visual de 1.050 m. (DF 341/2001, de 4 de Diciembre)
En la cara Norte del macizo de Peña solamente existe un camino cuyas condiciones
geométricas no son las más adecuadas para el tránsito de vehículos convencionales y por cuyo
trazado discurrirá soterrado parte del tendido de evacuación. En la cara Sur existe una mayor red
viaria debido a la presencia de campos de cultivo e infraestructuras ligadas a la propia finca
cinegética.
8
3.2.4.- Descripción del emplazamiento de la línea eléctrica de evacuación.
La línea de evacuación afecta linealmente a los municipios de Javier y Sangüesa, en una
longitud de 15.432 m. Debido a condicionantes ambientales en termino municipal de Javier ira
enterrada aprovechando las infraestructuras existentes (cortafuegos, vallado cinegético y camino de
acceso desde el poblado de Torre de Peña). Los condicionantes de minimización de afección a la
vegetación por presencia de masas de encinar,, a la avifauna forestal y al paisaje recomiendan el
trazado soterrado.
Tras superar el poblado de Torre de Peña pasará a ser aérea, discurriendo en su totalidad
por campos de cultivo, evitando el acercamiento al casco urbano de Sangüesa y Gabarderal y
atravesando el río Aragón y Onsella. Discurre en todo momento por campos de cultivo y zonas de
pastizales hasta el pasillo de infraestructuras existente al Oeste del río Aragón, donde coexisten
varias líneas eléctricas e infraestructuras industriales, entre Rocarforte y el polígono industrial de
Rocaforte y Sangüesa. En esta zona irá paralela a otras líneas eléctricas sobre terrenos agrícolas o
alguna zona residual de pastizal o repoblación. Finalmente volverá a ser soterrado para atravesar la
carretera Sangüesa- Pamplona y entrar en la parte de Iberdrola en la SET 66/220 kV “Sangüesa”.
3.2.5.- Definición de infraestructuras básicas
Aerogeneradores
El parque eólico Sierra de Peña está integrado por 5 aerogeneradores modelo V117-3.3 MW,
de 3,30 MW de potencia unitaria, altura de buje de 91,50 m. y un rotor de 117 m lo que conforma un
parque eólico de 16,050 MW.
La implantación de los aerogeneradores consta de 1 alineación ubicada paralela al límite
administrativo entre Navarra y Aragón y coincidente con la prolongación del parque eólico existente
en Sos del Rey Católico denominado Parque eólico de Sos de 48,70 MW y compuesto por 44
aerogeneradores de 850 y 1500 kV. La implantación de los aerogeneradores puede apreciarse en los
planos de situación incluidos en el presente anteproyecto técnico. Las coordenadas correspondientes
a la situación geográfica de los 5 aerogeneradores son:
PARQUE EOLICO SIERRA DE PEÑA
COORDENADAS UTM
AEROGENERADOR
Sistema referencia ETRS89 Huso 30 N
UTM X
UTM Y
P1.1 640.870,00
4.706.478,00 P1.2 641.169,00
4.706.524,00 P1.3 641.416,00
4.706.420,00 P1.4 641.653,00
4.706.238,00 P1.5 641.722,00
4.705.082,00 La implantación de los mismos se ha realizado conforme a los siguientes criterios:
9
− Ubicación de aerogeneradores en zonas de recurso eólico suficiente con exposición a
Viento dominante Norte /Nornoroeste y en menor media el Sureste. Se han ubicado las
máquinas en una orientación lo más perpendicular que la orografía permite a las
direcciones predominantes del viento, con el fin de que el efecto de estelas sea
mínimo.
− Condicionantes de construcción (obra civil) encaminados a la minimización de la
afección de la obra civil sobre valores naturales.
− Los aerogeneradores e disponen entre ellos a una distancia mínima equivalente al
menos a 2,5 veces su rotor en posiciones perpendiculares al viento dominante y de 8
rotores en posiciones paralelas.
− La posición final de los aerogeneradores determina el diseño de resto de
infraestructuras (situación subestación transformadora, caminos y zanjas).
− Mantenimiento de la distancia de protección visual del B.I.C. Despoblado de Peña.
− Se ha dejado una distancia mínima de vuelo del aerogenerador al límite provincial con
Zaragoza para no ocupar aeroespacialmente Aragón.
Acceso principal
Los transportes especiales, encargados del transporte de los componentes de los
aerogeneradores, así como los vehículos de obra, accederán al parque desde la carretera más
cercana con condiciones geométricas adaptadas a los vehículos de transporte, más cercana.
El acceso principal se realizará desde el Sur, desde la población de Sofuentes (Zaragoza). La
principal vía de comunicación existente en la zona es la carretera A-127 que une Sangüesa con Sos
del Rey Católico y con Castiliscar. En puerto de Sos se toma el desvío del cual parte la carretera ACV-868 que llega hasta Sofuentes. Desde esta población se utilizará un camino rural existente que
discurre desde el núcleo urbano hasta el límite administrativo con Navarra, en el límite marcado por el
Arroyo del Vallacuey. Esta parte de las infraestructuras no forman parte del PROSIS al no ubicarse en
Navarra y ha sido descrito y/o cartografiado con carácter informativo no normativo.
A partir del límite administrativo entre Navarra y Aragón y aprovechando caminos rurales
existentes se accederá a través del camino denominado “Camino del corral del Monte” o “Camino de
barranco de Vallacuey” hasta las distintas posiciones de aerogeneradores. Esta parte del camino, ya
en Navarra, se acondicionará y reforzará de tal forma que se permita el paso de vehículos pesados
para la ejecución del parque. El camino tendrá una anchura mínima de firme de 5 m, irán en zahorras
y cuando así lo requieran contarán con una cuneta de drenaje a ambos lados, de 1 metro de anchura.
La pendiente máxima será del 10 % y en caso de pendientes superiores será hormigonado. Los
viales se adaptarán a la topografía del emplazamiento de forma que se minimice el movimiento de
10
tierras. Los caminos tendrán, en los puntos donde haya aportación de aguas, obras de fábrica que
darán salida hacia las zonas de cota inferior, aprovechando el drenaje natural.
Evacuación de la energía producida
Los aerogeneradores estarán unidos por circuitos eléctricos soterrados de 30 kV que se
encargarán de transportar la energía eléctrica producida hasta la subestación transformadora
compacta 30/66 kV, denominada SET 30/66 kV “Sierra de Peña”, en la cual se dispone de un
transformador que elevará la tensión de 30 kV a 66 kV.
De dicha SET 30/66 kV “Sierra de Peña” partirá un tendido de evacuación de 66 kV, en parte
soterrado y posteriormente aéreo que permita la conexión desde el parque eólico hasta el punto de
entrega de la energía producida en la SET 66/220 kV “Sangüesa”, la cual permite la conexión del
parque eólico con la Red de Transporte nacional dependiente de Red Eléctrica de España.
Los datos relativos a la subestación transformadora compacta 30/66 kV, denominada SET
30/66 kV “Sierra de Peña” y línea de evacuación serán más detallados en anexo técnico especifico
de dichas instalaciones.
3.2.6.- Datos básicos
Potencia bruta
Modelo
Altura torre
(m)
Diámetro
rotor (m)
Potencia
(kW)
Nº
Potencia (MW)
91,50
117
3.300
5
16,50
5
16,50
VESTAS V117-3.3 MW
TOTAL
Recurso Eólico y Producciones
Velocidad Media
Anual (m/s)
Horas Netas
Potencia Nominal
Producción Neta Parque
(GWh./año)
8,40
3.477
57,37
Parque eólico
Nombre del parque eólico
Potencia (MW)
Modelo aerogenerador
Nº aerogeneradores
Potencia unitaria aerog. (MW)
Fabricante
SIERRA DE PEÑA
16,50
VESTAS V117-3.3 MW
5
3,30
VESTAS
11
Municipios afectado infraestructura
Provincia
JAVIER
NAVARRA
Horas equivalentes
3.477
Producción estimada (GWh/año)
57,37
Tecnología seleccionada
Marca
Modelo
Potencia unitaria aerogenerador. (MW)
Altura eje generador
Diámetro de rotor
VESTAS
V117-3.3 MW
3,30
91,50 m
117 m
Clase IEC
IIA
Subestación transformadora
Tensión
Tipo
Municipios
30/66 kV
Compacta (sin parque intemperie)
Javier
Línea de evacuación
Tensión
Punto inicio
Punto final
Municipios afectados
Trazado
Longitud total (m)
Longitud tramos soterrados (m)
Longitud tramo aéreo (m)
12
66 kV
SET 30/66 kV “Sierra de Peña”
SET 66/220 kV “Sangüesa”
Javier y Sangüesa
Soterrado/aéreo
15.432
6267 + 170
8.995
4.-
CONFIGURACIÓN DEL PARQUE EÓLICO E INSTALACIONES ANEXAS
4.1.1.- Distribución de aerogeneradores y potencia eléctrica del parque
El parque eólico está equipado en total con 5 aerogeneradores modelo V117-3.3 MW con
117 metros de diámetro en el rotor, 91,50 m. de altura de torre y un generador de 3.300 kW de
potencia, lo que equivale a una potencia eléctrica instalada de 16,50 MW.
De acuerdo a las características fisiográficas del emplazamiento y a los estudios del régimen
de viento, con los datos actualmente disponibles, la distancia mínima recomendable entre
aerogeneradores de una misma alineación es de al menos de 2,3/2,5 rotores y en direcciones
perpendiculares de al menos 8-9 veces el diámetro del rotor, estimándose una distancia media de al
menos 1.000 m. lo cual permite recuperar el flujo del viento y disminuir las estelas.
La infraestructura eléctrica del parque eólico constará de diversas partes diferenciadas:
• Centros de transformación 30/0.65/0.4kV ubicados en el interior de los propios
aerogeneradores.
• Líneas a 30 kV soterradas, de interconexión entre los aerogeneradores, que discurren por
interior del parque eólico con recorrido habitualmente paralelo a los caminos de
interconexión entre los aerogeneradores.
• Centro de control y subestación transformadora SET 30/66 kV, tipo compacta, consistente
en un edificio aislado donde se ubicará todo el sistema de transformación 30/66 kV y la
interconexión con la línea exterior de evacuación.
• Línea de evacuación de 66 kV, soterrada/aislada que irá desde el edificio de control hasta
el punto de acceso a la red de transporte nacional ubicado en la parte de 66 kV de la SET
66/220 kV “Sangüesa”.
En el presente anteproyecto técnico se describe cada una de las partes en detalle.
4.1.2.- Obra civil
Los trabajos a desarrollar se resumen en:
− Cimentación (zapata de aerogeneradores)
− Plataformas
− Caminos
− Zanjas de canalización
13
− Explanación de subestación eléctrica
− Construcción edificio prefabricado de centro y control y subestación eléctrica
− Otros
Las dimensiones de estos elementos, así como el cálculo de superficies y volúmenes
afectados, pueden observarse en la descripción de la memoria.
4.1.3.- Otras infraestructuras
Otras infraestructuras del parque eólico serán:
− Estación meteorológica de medición
− Red de tierras
− Red de comunicaciones
− SET 30/66 kV “Sierra de Peña” y Línea de Evacuación
En el presente anteproyecto técnico se describe cada una de las partes en detalle.
14
5.-
ESTUDIO DEL VIENTO Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
5.1.-
METODOLOGIA
La metodología usada se resume a continuación:
1.- Se ha elaborado mediante una modelización un campo de viento, implementando la
topografía del emplazamiento, dando lugar a mapas de alta resolución del potencial eólico en la zona
de análisis, en un formato que permita estudiar e identificar las zonas de mayor interés.
Complementariamente de los estudios previos a nivel de presencia de infraestructuras, medio
ambiente, urbanismo, afecciones, etc. se han determinado las zona son susceptibles de ser ocupadas
con aerogeneradores.
Los resultados se compilan en archivos resumen, que constituyen la entrada al modelo
WindMap. Los dos productos obtenidos son mapas del viento medio a distintas alturas sobre el suelo,
y archivos de datos que contienen los parámetros de las distribuciones de frecuencias de la velocidad
y dirección del viento. Los mapas y los datos se comparan con observaciones realizadas en antenas
meteorológicas sobre la superficie terrestre o sobre el mar y, en caso de observarse discrepancias
significativas, se realizan los ajustes pertinentes.
En este caso se utilizan como datos de entrada los datos meteorológicos obtenidos “in si” y
los fisiográficos obtenidos de las visitas de campo. El programa acaba por ajustar las estimaciones
del potencial eólico, reflejando así las distintas propiedades topográficas y de rugosidad, a partir de
las bases citadas anteriormente, con un paso de malla de 100 m.
2.- Selección del aerogenerador. Selección de la altura de buje.
Se ha seleccionado el aerogenerador el V117-3.3 MW. y se ha efectuado un análisis
preliminar, según el lay-out de los aerogeneradores, a altura de buje de m., 91,50 m. y 116,50 m. para
determinar la altura de buje más idónea.
3.- Una vez obtenido el mapa de campo de viento, el aerogenerador y la altura de buje, se
han evaluado la producción bruta de los aerogeneradores del parque. El cálculo de estimaciones
energéticas brutas preliminares se ha realizado para el modelo de aerogenerador seleccionado.
4.- Finalmente se han evaluado las pérdidas de producción debidas a estelas y las perdidas
propias de la tecnología y el transporte de energía.
5.2.-
DATOS BÁSICOS EMPLAZAMIENTO
Los datos básicos a tener en cuenta en el análisis del recurso eólico han sido:
15
a.- Orografía: Los datos de la orografía del terreno son utilizados como datos de entrada por
los modelos de evaluación del campo de vientos.
Para la evaluación del emplazamiento se ha utilizado la cartografía digital del emplazamiento.
La diferencia de altitud entre dos líneas consecutivas es de 5 metros. De este modo se dispone de
una orografía de gran resolución y se garantiza que los obstáculos del terreno relevantes para la
evaluación del campo de vientos sean tenidos en cuenta.
b.- Rugosidad superficial: El entorno donde van ubicados los aerogeneradores es de bosques
caducifolios (generalmente encinas y quejigos de porte variable). Se ha estimado de forma preliminar
un valor de rugosidad superficial uniforme z0 = 6 cm.
c.- Densidad del aire y curva de potencia: La densidad del aire en el emplazamiento es ρ =
1.09 kg/m3. Se ha utilizado en los cálculos la curva de potencia correspondiente al aerogenerador
V117-3.3 MW a la densidad ρ = 1.09 kg/m3. Esta curva de potencia ha sido proporcionada por el
fabricante de aerogeneradores.
d.- Datos de viento:
Las siguientes figuras presentan las rosas de vientos correspondientes a la zona de estudio.
En una se puede apreciar la distribución direccional del viento y en la otra el contenido energético en
cada una de las direcciones.
Rosa de viento del emplazamiento del parque eólico.
5.3.-
RESULTADOS
Seguidamente se muestran los resultados del análisis del recurso eólico del parque eólico. En
esta evaluación van a ser estudiados los siguientes aspectos:
16
-
Régimen de viento
-
Perfil vertical y viento a la altura del buje.
-
Corrección de la densidad del aire y producción a la altura del buje.
-
Modelización del viento en el parque eólico.
-
Perdidas por estelas
-
Producción energética prevista.
Régimen de viento
Obtenido mediante un modelo numérico de predicción basado en datos obtenidos “in situ” y
datos de referencia(reanálisis o radiosondeo), superficie y características de los usos del suelo.
Perfil vertical y viento a la altura del buje
Tras el análisis de los resultados se elige una altura de buje de 91,50 m. para todos los
aerogeneradores ya que las características topográficas del terreno y los condicionantes ambientales,
a pesar de la ganancia energética, así lo aconsejan.
Corrección de densidad y producción a la altura del buje
La densidad del aire media calculada para el emplazamiento es de 1.09 kg/m3.
Los cálculos energéticos se han realizado con la curva de potencia del modelo de
aerogenerador V117-3.3 MW correspondiente a la densidad del emplazamiento. La curva de potencia
utilizada ha sido facilitada por el fabricante de aerogeneradores.
En el cálculo de la producción energética del proyecto se ha utilizado la herramienta
informática wASP adaptada a ARCGIS. Este programa se alimenta principalmente de los elementos
mencionados en las secciones anteriores:
•
Posiciones de los aerogeneradores
•
Mapa de recurso eólico espacial local modelizado
•
Modelo de aerogenerador y altura de buje
•
Curva de potencia del aerogenerador seleccionado
•
Densidad del aire estimada para el emplazamiento
17
Para calcular la producción energética de un parque eólico, una vez que se ha ejecutado el
modelo del recurso de viento, wASP importa la información contenida en el fichero de mallado de
recurso (WRG), para así definir el recurso eólico disponible en el área del emplazamiento. Las
coordenadas de los aerogeneradores y las curvas de potencia consideradas en este proyecto son
importadas. La densidad del aire promedio del emplazamiento es ingresada al programa junto con la
elevación del terreno en el punto donde fue calculada. wASP ajusta esta densidad del aire a la altura
de cada uno de los aerogeneradores utilizando un gradiente vertical estándar atmosférico. La curva
de potencia utilizada para cada posición de turbina es ajustada a su correspondiente altura a través
de la interpolación entre el conjunto de curvas de potencia por densidad que se añadan al programa.
Estelas
Otro elemento que hay que tener en cuenta es la pérdida por estelas entre molinos. Las
sombras entre aerogeneradores dependen de la orientación de las alineaciones con respecto al
viento dominante, de la distancia entre turbinas y de la rosa de vientos. De las modelizaciones
realizadas se han adoptado las pérdidas estimadas.
El resultado final es de unas pérdidas del 5,23 %.
5.4.-
PRODUCCIÓN ENERGÉTICA PREVISTA
A continuación, se exponen los resultados (brutos) más importantes del parque:
Velocidad media anual del parque en m/s
Energía anual producible por un aerogenerador (kWh)
Horas de funcionamiento a potencia nominal
Factor de capacidad
8,40
14.767.500
4.475
0,510
No obstante la energía vendida será menor ya que habrá que considerar algunas pérdidas
que se traducen en los siguientes conceptos de eficiencia:
Estelas medias (%)
5,23
Otras perdidas a tener en cuenta
Transformación y transporte de la energía
Disponibilidad de las máquinas
Rafagosidad
Mantenimiento de la Subestación y cortes suministro
Regulación de la Red Eléctrica
Condicionantes
Ajuste de curva de potencia
Eficiencia y estrategias de producción
EFICIENCIA TOTAL
18
0,9500
0,9600
0,9995
0,9900
0,9800
0,9800
0,9700
0,9900
0,8200
Finalmente la energía producible neta (vendida) se resume en los datos siguientes:
PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA
COMPOSICIÓN:
5 Aerogeneradores V117-3.3 MW rotor 117 m. a 91,5 m. de altura
11.474.100
3.477
Factor de capacidad
0,397
Potencia total (MW)
16,50
Producción neta del parque (GWh/año)
57,37
19
6.-
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS INSTALACIONES
6.1.-
TURBINAS EÓLICAS
A efectos del presente proyecto, se prevé equipar este parque con aerogeneradores de 3.300
kW, 117 m. de rotor y 91,5 m. de altura, modelo V117 - 3,3MW 50Hz de VESTAS. Para la descripción
de las características técnicas de las turbinas ver Anexo nº 2 “Aerogenerador”.
El aerogenerador consiste en un conjunto de turbina, multiplicador y generador, situados en lo
alto de una torre de 91,5 m de altura, cimentada en una zapata de hormigón armado. Como la mayor
parte de los aerogeneradores que se instalan actualmente, constan de un rotor de eje horizontal
situado a gran altura, accionado por tres palas y al que se conecta, mediante un multiplicador, el
alternador.
Los Aerogeneradores V117-3.3 MW son turbinas con el rotor situado a barlovento, de 117
metros de diámetro, equipado con 3 palas aerodinámicas de paso variable controlado por
microprocesador y con un sistema activo de orientación, y otro de velocidad variable. Mediante un
multiplicador se acoplan a un generador asíncrono trifásico de 4/6 polos con motor devanado y 3.300
kW de potencia, frecuencia 50Hz, con velocidad de rotación variable, conectado a red a través de un
convertidor de frecuencias. Estos equipos se colocan en el interior de la góndola, situada sobre la
torre. En el interior de la torre se incluye un centro de transformación de energía de 650 V a 30 kV.
El aerogenerador puede operar en un amplio rango de velocidades de giro dependiendo de la
actuación del sistema de control, que proporciona una potencia eléctrica de salida estable,
20
aprovechando al máximo el viento. El aerogenerador está regulado por un sistema de cambio de
paso independiente en cada pala y con un sistema de orientación activo. El sistema de control
permite operar el aerogenerador a velocidad variable maximizando en todo momento la potencia
producida y minimizando las cargas y el ruido.
Su vida útil de diseño será de 20 años o superior y los equipos y materiales han sido
certificados por las normas internacionales
Las características más destacadas, a nivel técnico de este aerogenerador se determinan en:
− Alto rendimiento en zonas de viento medio.
− Rotores de mayor diámetro con palas de mayor longitud y un avance aerodinámico
significativo
− Multiplicadoras totalmente nueva que es más resistente y eficaz.
− Una torre ligera y resistente
®
®
− Tecnologías OptiTip y OptiSpeed sistemas que permiten que el rotor funcione a
velocidades (rpm) variables y, al mismo tiempo, optimiza la eficacia de aerodinámica
del rotor.
− Uso de un convertidor que elimina la necesidad de consumir potencia reactiva de la red
eléctrica.
Las coordenadas UTM de los aerogeneradores se observan en la siguiente tabla:
COORDENADAS UTM
Sistema referencia ETRS89 Huso 30
N
AEROGENERADOR
UTM X
UTM Y
641.183,00
4.706.515,00
P1.1
640.868,00
4.706.469,00
P1.2
641.426,00
4.706.415,00
P1.3
641.673,00
4.706.261,00
P1.4
641.722,00
4.705.082,00
P1.5
Góndola.
Todos los componentes eléctricos y mecánicos del aerogenerador se encuentran en el interior
de la góndola, apoyados sobre el bastidor.
Los equipos incluidos en la góndola son:
21
• Sistema de transmisión y generador
• Sistema de generación.
− A.- Generador
− B.- Convertidor
• Sistema de refrigeración
• Sistema de transformación (Transformador)
• Sistema de frenado
• Sistema de orientación
• Unidad de control y potencia
• Elementos eléctricos
Rotor
El rotor está formado por tres palas construidas a partir de resinas de poliéster reforzado con
fibra de vidrio y un buje central de fundición protegido por una cubierta de fibra de vidrio. El diámetro
de rotor de este aerogenerador es de 117 m. Su velocidad de rotación es de 6,2 a 17,7 r.p.m. y se
pone en movimiento cuando la velocidad del viento es superior a 3 m/s. El rango de producción de un
aerogenerador es de 3 m/s a 25 m/s, aproximadamente.
• Palas: Están fabricadas en material compuesto de fibra de vidrio, fibra de carbono y
preimpregnados. Poseen cambio de paso maximizando la producción energética,
reduciendo las cargas y el ruido emitido. La longitud de las palas es de 57,15 m. Disponen
de un sistema de protección contra-rayos.
• Buje y cono: El buje se encarga de transmitir el par proporcionado por las palas al tren de
potencia, así como de alojar el sistema de cambio de paso y al armario del buje. Está
fabricado en fundición y se atornilla directamente al eje de baja velocidad.
Torre y cimentación
• Torre: Los aerogeneradores se disponen sobre una torre metálica tubular cónica formada
por cuatro tramos unidos mediante bridas atornilladas, con altura de buje de 91,5 m.
metalizada y pintada. En el caso de torres de gran altura la torre puede ser hibrida
(hormigón-acero).El tramo de la base se une a la cimentación de hormigón armado
mediante otra brida.
22
• Cimentación: Las cimentaciones estándar son del tipo losa de hormigón armado con
acero. Han sido calculadas basándose en las cargas certificadas del aerogenerador y
considerando un terreno estándar.
• Equipos incluidos en la torre
− Elementos eléctricos
− Cableado de media tensión para conectar el transformador con la celda.
− Cableado para la alimentación de los motores utilizados en la orientación y unidad
hidráulica.
− Cableado para la instalación del alumbrado de la torre.
− Cuadro de control táctil para la interacción del sistema con el operario.
− Sistema de celdas de 30KV en la base de la torre.
Otros sistemas:
• Sistema de protección contra rayos: Los aerogeneradores están protegidos contra rayos
mediante un sistema de transmisión desde los receptores de pala y góndola, pasando por
la carcasa, el bastidor y la torre hasta la cimentación. Con este sistema se evita el paso del
rayo a través de componentes críticos. Como sistemas de protección adicional, el sistema
eléctrico cuenta con protectores de sobretensión. Todos estos sistemas de protección
están diseñados para conseguir un nivel de protección máximo clase I de acuerdo a la
norma IEC 62305, considerando como normas de referencia la IEC61400 e IEC61024.
• Sistema de puesta a tierra del aerogenerador: El sistema de puesta a tierra, que se
realizará simultáneamente a los trabajos de cimentación de los aerogeneradores, estará
compuesto por conductor anular cerrado con picas de conexión a tierra. Se instalará una
red de tierras por aerogenerador, realizada con cable enterrado de 50 mm2 cobre y una
placa de toma de tierra. La resistencia de esta puesta a tierra (en cumplimiento de las CTE
y las ITC-RAT) será inferior a 10 ohm.
Las celdas dispondrán de una pletina de tierra que las interconectará, constituyendo el
colector de tierras de protección.
Se ejecutara la instalación de puesta a tierra, tal como se señala seguidamente y prescribe
la reglamentación del ITC-RAT 13.
23
Curva de potencia
A continuación se presenta la gráfica de la curva de potencia.
Figura 1. Curva de potencia del aerogenerador V117-3.3 MW
Otros
• Condiciones ambientales extremas: VESTAS dispone de versiones de producto
especialmente diseñadas para condiciones ambientales extremas de temperatura, polvo y
corrosión.
• Potencia reactiva: El aerogenerador está adaptado a los estándares referidos a potencia
reactiva.
• Huecos de Tensión: El aerogenerador es capaz de mantenerse conectado a la red durante
huecos de tensión, contribuyendo de este modo a garantizar la calidad de la energía y la
continuidad del suministro. El aerogenerador dispone de certificados de cumplimiento de
huecos de tensión emitidos por institutos acreditados.
• Versiones de bajo ruido: El aerogenerador dispone de diferentes versiones de control que
minimizan la emisión de ruido. La aplicación de dichas versiones puede suponer
modificación de la curva de potencia.
• Balizamiento: Los aerogeneradores contarán con luz de gálibo normal en la góndola. Para
el conjunto del parque se deberá diseñar el sistemas de balizamiento luminoso con luces
estroboscópicas blancas sincronizadas, de acuerdo a la normativa de navegación aérea
correspondiente. Estas balizas podrán estar alimentadas por un módulo UPS, definido de
acuerdo a los requerimientos del condicionado de AESA.
24
Montaje de los aerogeneradores
El aerogenerador se transporta a pie de obra como un conjunto de piezas dispuestas para su
ensamblaje, del modo que se detalla a continuación:
− Tres tramos de la torre tubular, introducidos secuencialmente en el de mayor
diámetro. En caso de torre de hormigón montaje de las estructuras prefabricadas.
− Barquilla completa, con cables de conexión a la unidad de control a pie de torre.
− Tres palas sin ensamblar.
− Buje del rotor y su protección.
− Unidad de control.
− Accesorios (escalera interior, línea de seguridad, tornillos de ensamblaje, etc.).
Se procede al ensamblaje del rotor sobre el terreno, acoplando las palas al buje y colocando
la protección frontal. Una vez terminadas las operaciones anteriores, se procede al levantamiento de
la torre con una grúa de tonelaje acorde a su exigencia, operando del modo siguiente:
− Se eleva la torre y se coloca sobre la zapata de cimentación, apretándose los tornillos
entre la brida inferior y la sección de la cimentación.
− Se iza la barquilla, y cuando está situada sobre el collarín superior de la torre, se
aprietan los tornillos de sujeción.
− Se eleva el rotor completo, en posición vertical. Se fija el buje del rotor al plato de
conexión situado en el extremo delantero del eje principal de la barquilla.
− Se conecta el mecanismo de regulación del paso de las palas.
− Se procede al tendido de los cables de la barquilla por el interior de la torre, para su
posterior conexión a la unidad de control.
− Se coloca la unidad de control sobre los apoyos dispuestos en la cimentación y se
conectan los cables de potencia y de control de la barquilla, quedando el
aerogenerador dispuesto para su conexión a la red.
Previamente al montaje, se debe construir una zapata de cimentación en la que quedan
embutidos los pernos de anclaje de la torre.
25
6.2.-
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA. BAJA TENSIÓN. EQUIPOS DE GENERACIÓN
La red de baja tensión de un parque eólico se encuentra completamente contenida en el
interior de los aerogeneradores. Dentro de dicha red se pueden distinguir dos tipos de sistemas
según la función que realizan:
• Sistema de generación
• Sistema de control y servicios auxiliares
Todo el sistema eléctrico del aerogenerador estará de acuerdo con el vigente Reglamento
Electrotécnico de baja tensión e instrucciones Complementarias. En el anexo nº 3 se desarrollan los
aspectos técnicos sobre el aerogenerador.
Sistema de generación
El sistema de 0,650 kV se compone de de un generador eléctrico ubicado en el interior de la
góndola del aerogenerador, unidad asíncrono de cuatro polos. La potencia nominal del generador
será de 3.500 kW y su velocidad de rotación es de 1.450-1.550 r.p.m. La energía eléctrica se
generará a un nivel de tensión de 650 V y una frecuencia de 50 Hz.
Sistema de control y servicios auxiliares
Dentro de este sistema se engloban:
• Circuitos de alimentación a los equipos de regulación y control
• Alimentación de los motores auxiliares y de la unidad hidráulica
• Líneas de alumbrado y potencia para herramientas en góndola y torre (220 Va.c/110 Va.c)
• Elementos de maniobra y protección de los circuitos de control y auxiliares
Cuadro principal
El cuadro principal situado en la góndola de cada aerogenerador está equipado de:
• Compartimento de barras:
− Un (1) juego de barras
− Un (1) juego de autoválvulas para proteger el circuito de alimentación del rotor de
sobretensiones
26
− Tres (3) transformadores de intensidad
− Protecciones magneto-térmicas para circuitos de estator, rotor y servicios auxiliares
− Relé de defecto a tierra
− Contactores para realizar el by-pass tras el arranque
• Compartimento del procesador:
− Transformador trifásico 0,690/0,220 kV de servicios auxiliares
− Fuentes de alimentación para elementos de control y protecciones
− Procesador del sistema de control
− Contactos para bobinas de actuación de contactores
− Resistencia de calentamiento
− Protecciones de los circuitos auxiliares y de control
− Tarjeta del controlador
− Tarjeta de conexión del aerogenerador a la red de fibra óptica del parque
• Compartimento del convertidor:
− Convertidores electrónicos
− Condensadores de continua
− Bobinas de filtrado para alimentar el rotor del generador
6.3.-
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN EN EL INTERIOR DEL
AEROGENERADOR.
Las instalaciones de media tensión complementarias serán desarrolladas en los siguientes
apartados, completando lo siguientes subsistemas:
• Centro de transformación 0,65/30 kV
• Celdas modulares de media tensión con aislamiento íntegro en SF6 albergan los
interruptores automáticos y protección de los circuitos de 30 kV del interior del parque. Su
27
misión es la protección y maniobra del generador y enlace con las redes interiores del
parque.
• Líneas interiores de 30 kV de distribución del parque, con entrada y salida en cada uno de
los aerogeneradores, a través de las celdas, completando los circuitos necesarios.(Fuera
del aerogenerador)
El suministro del fabricante de aerogeneradores cubre la transformación 0,65/30kV, con
protección mediante fusible en 30 kV, y los cables de media tensión que bajan hasta la base de la
torre por su interior, incluyendo las bornas de conexión a las celdas de media tensión.
Las celdas de media tensión que deberá equipar cada aerogenerador formando un centro de
transformador individual para cada máquina con las necesarias protecciones de acometida a línea y
de la entrada y salida de los circuitos de media tensión representan una instalación separada de la
propia máquina.
Cada aerogenerador cuenta con protecciones eléctricas en su tensión, 650 V, por lo que a
partir de estas se instalará un transformador 0,65/30 kV y las correspondientes celdas de 30 kV, para
la protección de cada máquina y para permitir independizar parte del circuito si en éste se produce
alguna avería. Puesto que en la cabecera de cada circuito se cuenta con las correspondientes
protecciones de línea, simplemente se dotará de seccionadores de línea.
En cada aerogenerador se instalará un centro de transformación encargado de adecuar el
nivel de tensión entre la tensión del generador y la tensión de la red de distribución del parque eólico.
La generación se realiza a una tensión de 650 V y es transformada a 30 kV en el centro de
transformación de cada aerogenerador donde, además, dispondrán de celdas de protección y
elementos de conexión para realizar la entrada y salida de cables que interconectan al conjunto de
máquinas de cada uno de los circuitos.
La salida de dichos centros de transformación se conectará a un sistema de distribución
interior subterráneo en 30 kV que intentará aprovechar al máximo la infraestructura eléctrica
existente, minimizando así el impacto de la obra. El cable utilizado para la evacuación de la
energía eléctrica desde el centro de transformación 0,65/30 kV del interior del aerogenerador hasta
la subestación será de sección adecuada según los cálculos eléctricos.
6.3.1.- Centro de transformación 0,65/30 kV
Cada centro de transformación está conformado por:
− Transformador (BT/MT) El centro de transformación se encuentra contenido en el
interior de la góndola del aerogenerador. Las características básicas del transformador
pueden observarse en el anexo 3.
− Cableado de conexión de baja y media tensión.
28
− Material de seguridad. Para informar sobre posibles riesgos derivados de las maniobras
sobre los equipos, solventar posibles incendios y prevenir que cualquier tipo de
incidente suceda, se instalarán una serie de equipos de seguridad en el interior de la
torre tales como guantes aislantes 36 kV, extintores, clase 89B, pértiga de salvamento,
banqueta aislante 36 kV y Señalización de riesgo eléctrico y de primeros auxilios
La disposición de los elementos del centro de transformación descritos, se establece a dos
niveles de altura:
• En la parte baja se ubicarán las celdas de protección del transformador, la entrada y salida
de las líneas, los armarios de baja tensión de protección del generador etc.
• En la góndola se ubicará el transformador (0,650-0,480/30 kV).
6.3.2.- Celdas modulares de media tensión.
Los aerogeneradores generan a una tensión de 30 kV y se conectan con la Subestación
Eléctrica Transformadora, que transforma la energía del parque eólico mediante transformadores
30/66 kV. Para interconectar cada transformador a la red de media tensión se utilizarán celdas de
SF6.
Las celdas serán del tipo compacto, monobloque, de dimensiones reducidas, en las que los
embarrados y toda la aparamenta se sitúan en el interior de un recipiente metálico, estanco, en el que
se ha realizado el vacío y se ha introducido, posteriormente, hexafloururo de azufre (SF6). Este es un
gas extraordinariamente aislante, lo que permite que los embarrados y el aparellaje se encuentren
relativamente próximos a la carcasa del recipiente y, por tanto, las celdas sean de reducidas
dimensiones.
Se instalará una red de tierras por aerogenerador, realizada con cable enterrado de 50 mm2
cobre y una placa de toma de tierra. La celda deberá siempre estar unida a tierra a través de un
conductor de cobre de, al menos, 50 mm2. Los anillos de tierras de aerogeneradores se unen entre si
y a la red de tierras de la subestación con cable de cobre de 50mm2.
El aerogenerador dispondrá de tres tipos de celda, de manera que se puedan generar
diferentes configuraciones en función del posicionamiento eléctrico de los aerogeneradores. El
conjunto de celdas de 30 kV se instalarán agrupadas constituyendo un módulo de tres celdas en
configuración simple barra, tipo interior y con aislamiento en SF6.
En cada centro de transformación la terminación de los cables se realizará mediante
terminaciones atornillables de 400 A, protección apantallada, para cable seco, para las secciones de
los cables que se indican. En las entradas de cable hay detectores capacitivos que indican la
presencia de tensión.
29
Las conexiones de los cables de salida al transformador y de salida a la línea son
enchufables, con capacidad de extensión de las barras y conexión a otras celdas. En la base de la
torre del aerogenerador se realiza la conexión de la salida del transformador situado en la góndola al
circuito subterráneo de media tensión de interconexión del parque.
Las cabinas cuentan con seccionadores que conectan o bien a tierra, o bien a la línea de
salida. Un enclavamiento impide cerrar el interruptor principal si se encuentra conectado a tierra el
seccionador correspondiente. Cuentan con un manómetro indicador de presión de SF6 y luces
indicadoras de presencia de tensión en cada fase.
Las celdas (3) serán:
− Una (1) celda de transformador
− Una (1) celda de línea
− Una (1) celda de transformadores de servicios auxiliares
Los aerogeneradores de final de línea no contarán con el módulo de salida de línea (0L+1P),
sin embargo, aquellos aerogeneradores situados en posiciones intermedias de la línea sí que
contarán con el módulo de salida de línea (1L+0L+1P).
Los esquemas de celdas que se instalarán en el interior del aerogenerador se representan a
continuación:
Las características técnicas de las celdas son las siguientes:
• La celda de transformador dispondrá de:
− Un (1) interruptor automático
− Un (1) seccionador de puesta a tierra.
30
− Tres (3) transformadores de intensidad con secundarios preparados para medida y
protección.
− Tres (3) detectores de presencia de tensión capacitivos
− Tres (3) terminales unipolares para llegada de cables del transformador de generación
• La celda de llegada de línea dispondrá de:
− Un (1) seccionador tripolar de puesta a tierra, que permite la puesta a tierra del
generador anterior de la alineación
− Tres (3) detectores de presencia de tensión capacitivos.
− Tres (3) terminales unipolares para llegada de cables del aerogenerador anterior.
•
La celda de salida de línea dispondrá de:
− Tres (3) detectores de presencia de tensión capacitivos.
− Tres (3) terminales unipolares para salida de cables hacia el aerogenerador anterior o
la subestación transformadora si es el primer aerogenerador de la alineación.
6.3.3.- Red de tierras.
Se instalará una única red de tierras para las masas metálicas del aerogenerador, equipos de
baja tensión y transformador, tal como ya se ha descrito. La red de tierras de aerogeneradores y
centros de transformación se realizará con cable de cobre desnudo de 95 mm2, al que se conectarán
las picas mediante grapas de bronce.
6.3.4.- Requisitos de instalación y protección
De acuerdo con la Instrucción Técnica Complementaria ITC-RAT 14, el C.T. deberá cumplir
con los siguientes requisitos:
• La puerta de acceso será de apertura hacia el exterior de la torre, y estará provista de un
rótulo de identificación de existencia de Alta Tensión.
• El sistema de alumbrado interno estará formado por luminarias estancas con un mínimo
de 250 lux. Igualmente se instalará un sistema de alumbrado de emergencia de al menos
1 lux.
• Se situará un extintor de eficacia 89B y un equipo de panoplia de protección y primeros
auxilios.
31
• Todos los enrejados de trafos y celdas se señalizarán adecuadamente.
Para protección contra contactos directos, el transformador estará protegido por una
envolvente.
Las celdas se situarán sobre una plataforma en el interior de la torre realizada con perfilaría
de acero laminado y entramado metálico para anclaje y soporte de las mismas. Los soportes se
anclarán a la parte superior de la zapata mediante tornillería expansible y tendrán la altura suficiente
para el correcto manejo de los cables por debajo de la plataforma descrita.
Esta plataforma deberá ser capaz de soportar el peso de las celdas y los esfuerzos dinámicos
a que los puede verse sometido. Será completamente galvanizada, soldando todos los elementos de
los que consta en taller y galvanizada posteriormente.
El cuadro de control y los elementos de seguridad pertinentes irán situados en otra plataforma
dispuesta a tal efecto en la base de la torre, con base metálica. Para protección contra contactos
directos, el transformador estará protegido por una envolvente.
6.4.-
REDES INTERIORES DEL PARQUE
La conexión de los aerogeneradores del parque eólico entre sí y con la Subestación de
Transformación 30/66 kV se realiza en 30 kV por medio de cables enterrados, según la disposición
del esquema unifilar. Por tanto todos los circuitos de transporte de energía en el interior del parque
serán subterráneos a una tensión de 30 kV.
Las redes de media tensión deben cumplir con las normas determinadas en el RD223/2008,
ITC LAT 02, en el proyecto de ejecución se deberán considerar las normas UNE 21.144, UNE 60.909
y UNE 211.003 en cuanto al cálculo del cable conductor (junto con ITC LAT 06).
Los aerogeneradores de 3.300kW se conectan en un circuito para evacuar la energía en la
subestación eléctrica transformadora del parque (SET 30/66 KV). En la siguiente tabla se puede
observar el resumen:
Circuito
Aerogeneradores
Total
Potencia (MW)
1
A1.5-A1.4-A1.3-A1.2-A1.1
5
16,50
Se prevé la utilización de conductor de aluminio, aislado tipo ERP (etileno-propileno) o ALPE
(polietileno reticulado) tipo RHZ1 18/30 KV o similar, de secciones por cada fase que irán de 150 a
240 mm² de acuerdo a la potencia a transmitir. La materialización de cada tramo de circuito se
realizará con cable RHZ1 18/30 KV de secciones; 150 mm2 y 240 mm2 de aluminio cuyo recorrido
sigue las zanjas que aparecen en el plano correspondiente.
32
Las secciones de conductor se adaptarán en cada tramo de circuito, a las cargas máximas
previsibles, en condiciones normales de servicio, que circulen por cada tramo entre aerogeneradores.
La elección del conductor ha sido considerada en función de la “Intensidad máxima admisible bajo
tubo y enterrado” en acuerdo con las recomendaciones del fabricante.
Las secciones finales de cable elegidas se han optimizado basándose en el análisis
económico de pérdidas de potencia y costo de la sección de cable seleccionada.
Finalmente el cable utilizado se resume en la siguiente tabla:
Circuito nº
1
Potencia
Aerogeneradores
(MW)
Tipo cable
5 de 3300 KW
16,50
RZH1 18/30 kV
Sección
2
(mm )
Longitud de
ternas (m)
150
1.029
240
2.138
El tendido será subterráneo y los cables se tenderán directamente sobre una capa de arena
en el fondo de la zanja. A una profundidad de 1m sobre los mismos, se colocará una rasilla de
protección, y a 40cm de profundidad, se colocará una banda de “Aviso Canalización Eléctrica” de
PVC, que cubra todo el haz de tubos y cables. En aquellos tramos en que sea preciso los cables se
colocarán bajo tubo. Todas las conexiones y empalmes de cables, transiciones de zanja a tubo,
entrada en los aerogeneradores, y transiciones que así lo requieran se realizarán con los medios
adecuados en arquetas de hormigón.
Para el acceso a los aerogeneradores se utilizarán tubos de PVC embebidos en el hormigón
del pedestal de la cimentación.
Con el objeto de equilibrar los efectos de inducción entre las diferentes fases, los conductores
se dispondrán en forma de triángulo equilátero, embridando los conductores cada 8-10 m. En el tramo
en que en una misma zanja de cables se sitúan dos ó más circuitos eléctricos, se asegurará el
cumplimiento de la distancia entre ambos mediante la instalación de separadores a una distancia de
entre 5 y 8 metros. Los radios de curvatura en operaciones de tendido serán como mínimo iguales a
15 veces su diámetro.
Los cruces de calzadas serán perpendiculares al eje de la calzada o vial, procurando
evitarlos, si es posible.
La conexión de cada uno de los circuitos con la posición correspondiente en la subestación
eléctrica transformadora 30/66KV del propio parque, se realizará en la correspondiente celda con
interruptor automático, situada en el centro de distribución de la subestación.
33
6.5.-
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA DE EVACUACIÓN.
La infraestructura eléctrica de evacuación del parque eólico constará de diversas partes
diferenciadas:
• Subestación eléctrica transformadora SET 30/66 kV (SET 30/66 kV “Sierra de Peña”).
• Línea eléctrica de evacuación de 66 kV.
Los datos relativos a la subestación transformadora compacta 30/66 kV, denominada SET
30/66 kV “Sierra de Peña” y línea eléctrica de evacuación de 66 kV serán más detallados en el anexo
técnico especifico de dichas instalaciones.
6.5.1.- Subestación eléctrica transformadora SET 30/66kV
Por motivos ambientales (reducción del impacto ambiental generado por infraestructuras
eléctricas), la subestación eléctrica transformadora SET 30/66 kV será del tipo compacto, integrada
junto al edificio de control.
NOMBRE
SET 30/66 KV Sierra de Peña
Coordenada ETRS89
UTM X
UTM Y
641045,00
4706556,00
MUNICIPIO
Javier
Tranformadores
Tension (kV) Potencia (MVA)
30/66
18,50
La entrada del circuito de media tensión (30 kV) procedente del parque se realizará
subterráneamente y la salida de la línea de alta tensión también se realizará en soterrado por motivos
ambientales.
La subestación en fase de anteproyecto estará diseñada para un nivel de tensión de 66 kV y
tendrá una configuración tipo Línea – Transformador.
Centro de Transformación
En el interior de la SET 30/66 kV “Sierra de Peña”, ubicada en la zona señalada en los
planos se encuentra el centro de transformación. En concreto para el parque eólico se instalará un
transformador 30/66 kV.
Los sistemas básicos del centro de transformación serán:
• Sistema de 30 kV
− Las celdas se instalarán agrupadas constituyendo un módulo formado por celdas en
• Transformador 30/66kV
34
− Para la transformación 30/66 kV se ha previsto el montaje de un transformador tipo
seco encapsulado. El transformador dispondrá de protecciones propias.
− Celda de protección de línea.
− Celda de protección del transformador de potencia.
• Transformador de servicios auxiliares
− La alimentación general a los servicios auxiliares de corriente alterna del parque se
realizará mediante un transformador seco.
− Celda propia del transformador de servicios auxiliares.
• Protecciones eléctricas
− Se instalarán las protecciones eléctricas necesarias para asegurar la seguridad y
fiabilidad del parque. La selección se realizará teniendo la relativa importancia de cada
elemento.
− Las protecciones deberán ser capaces de detectar las condiciones de falta y aislar la
mínima porción del parque posible, de forma que el resto de los sistemas eléctricos
puedan sufrir funcionando con seguridad.
− Existirá un armario de control y protección en la subestación en el que irán instalados
los relés de protección correspondientes a la posición conjunta línea-transformador y al
sistema de generación: El armario de control y protección estará compuesto por un
chasis construido con perfiles metálicos, cerrado por paneles laterales fijos, acceso
anterior con chasis pivotante y puerta frontal de cristal o policarbonato ignífugo, lo cual
permite una gran visibilidad, protección contra polvo y suciedad, y fácil manejo y
acceso a los aparatos instalados.
Para más datos ver anexo 4 y capitulo obra civil.
6.5.2.- Línea Eléctrica de Evacuación de 66 kV
De la subestación partirá una línea aérea que evacuará la energía a la tensión necesaria para
enganchar en el punto designado por el acceso a red (SET 66/220 kV Sangüesa).
La tensión de evacuación será de 66 kV y en los planos puede observarse el trazado
definitivo de la línea de evacuación. Este trazado será soterrado en su primera parte por motivos
ambientales y una vez superado el poblado de Peña pasará a ser aérea hasta la conexión con la SET
35
66/220 kV Sangüesa, donde por motivos de servidumbres con otras infraestructuras (carretera
Sangüesa-Pamplona y líneas eléctricas existentes) vuelva ser soterrada.
La línea mide 15.432 kilómetros, 6.437 m. soterrada (6.267 m. en su parte inicial ST 30/66 kV
Sierra de Peña hasta transición a aéreo una vez sobrepasado el Poblado de Torre de Peña y 170 m.
en su parte final, en la entrada a la SET 66/220 kV de Sangüesa) y 8.995 m aérea.
Para más datos ver anexo 4 y capítulo obra civil.
6.6.-
OTRAS INFRAESTRUCTURAS
6.6.1.- Red de tierras
El objetivo del sistema de puesta a tierra es limitar la tensión, que con respecto a tierra
pueden presentar las masas metálicas como consecuencia de falta o de sobretensiones de maniobra
o atmosféricas.
• Sistema de puesta a tierra de los aerogeneradores (ya definida en el apartado de
aerogeneradores).
• Puesta a tierra de la red de media tensión.
Un conductor de protección de cobre conecta la puesta a tierra de todos los aerogeneradores
del parque, situándose en el fondo de la zanja de los cables de MT (a aproximadamente uno 5
centímetros de estos).
Se ejecutará una tierra de acompañamiento con cable desnudo de cobre de 50 mm2, tendido
a lo largo de toda la zanja y enterrado a una cota aproximada de 1,0m.
• Puesta a tierra en la subestación eléctrica
Se conectarán a tierra todos los aparatos de la subestación. Se realizará una malla con
conductores paralelos, cuya separación vendrá definida por la disposición en planta de los equipos,
unidos por conexiones transversales, para formar una malla lo más regular posible. Esta malla básica
deberá extenderse para proteger todos los elementos que estén conectados a la red de alumbrado y
fuerza de la subestación, incluso el cerramiento.
Se dotará a la instalación de una malla de tierra inferior enterrada a 0,80 m de profundidad,
que se extenderá hasta 1 m de distancia hacia el exterior del cerramiento perimetral y que permita
reducir las tensiones de paso y de contacto a niveles admisibles, anulando el peligro de electrocución
del personal que transite tanto por el interior como por el exterior de la instalación.
36
Todos los elementos metálicos de la instalación estarán unidos a la malla de tierras inferior,
dando cumplimiento a las exigencias descritas en la ITC-RAT 13 del “Reglamento sobre condiciones
técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión”. Según lo establecido en
el citado Reglamento, apartado 6.1 de la ITC-RAT 13, se conectarán a las tierras de protección todas
las partes metálicas no sometidas a tensión normalmente, pero que pueden estarlo como
consecuencia de averías, accidentes, sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones
inductivas.
Se conectarán directamente a tierra, sin uniones desmontables intermedias, los siguientes
elementos, que se consideran puestas a tierra de servicio:
− los neutros de transformadores, generadores, motores y transformadores de medida.
− los hilos de tierra de las líneas aéreas.
− los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra.
− las tomas de tierra de las autoválvulas para eliminación de sobretensiones o descargas
atmosféricas.
Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje mediante tornillos
y grapas especiales de aleación de cobre, que permitan no superar la temperatura de 200 ºC en las
uniones y que aseguren la permanencia de la unión. Se hará uso de soldaduras aluminotérmicas
Cadweld de alto poder de fusión, para las uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente
resistentes a la corrosión galvánica.
En el proyecto de ejecución se realizará un estudio detallado de la puesta a tierra de la
instalación.
6.6.2.- Red de comunicaciones
Para la explotación del parque eólico se dotará al mismo de un sistema de comunicaciones
que permita realizar las labores de explotación y mantenimiento de manera centralizada (control de
servicio de teléfono inalámbrico y conexión vía satélite). Por tanto, todos los aerogeneradores,
estaciones de medición y centros de control estarán unidos por una red de comunicaciones de
acompañamiento del sistema subterráneo de 30 KV, es decir, ira conectando, aprovechando las
zanjas para tendido de los cables de 30 KV, toda la infraestructura del parque eólico.
Esta red estará formada por haces de cables de fibra óptica tipo CDAD 62,5/125 mm., con
segunda protección holgada formada por un único tubo de material termoplástico relleno de gel antihumedad. Sobre el núcleo del cable se colocan la fibra de vidrio reforzada y una cubierta exterior de
material termoplástico libre de halógenos, baja emisión de humos y retardadora de llama (LSZH).Tipo
NEXO DT.
37
También se utilizarán haces de cable de fibra óptica tipo cable de distribución armado
dieléctrico para uso interior y exterior: NEXO DT. Cable de construcción holgada que contiene desde
2 hasta 12 fibras ópticas dentro de un mismo tubo y con elementos de tracción basados en fibras de
vidrio bloqueantes al agua (WB), que evitarán la penetración y deslizamiento longitudinal del agua
entre los extremos del cable. Las características básicas son:
Especificaciones
Ø Tubo Holgado (mm) +/- 0.2
3,2 mm
Ø Exterior (mm) +/-0.5
7,0 mm
Cubierta exterior
Termoplástico LSZH.
Peso
53 Kg./Km
Tracción (N)
1000
Aplastamiento (N)
2000
Impacto (J)
5
Curvatura
140 mm
El tendido de la F.O. se realizará dentro de tubo de PVC, y se sellarán las bocas de estos
tubos en todas las entradas y salidas a arquetas, aerogeneradores y centros de transformación. El
cable de F.O. entre aerogeneradores no deberá tener conectores para asegurar una pérdida menor a
6 dB.
6.6.3.- Estación meteorológica o de medición
El parque eólico dispondrá de una estación de medición o meteorológica, con instrumental a
diversas alturas y que incluye los elementos necesarios para realizar las mediciones y calibraciones
de los aerogeneradores, del parque eólico en su totalidad y del ámbito del área eólica. Esta torre de
medición debe cumplir las normativas recogidas en la norma IEC61400-12 y tendrá una altura igual
que la altura de buje de los aerogeneradores seleccionados.
La ubicación de la torre debe de ser muy cuidadosa, ya que será utilizada para realizar la
predicción de producción para la gestión del propio parque eólico y los cálculos de venta de energía
tal como indicar los protocolos aprobados por Ministerio de Industria y REE con Operador del
Sistema.
La estación de medición formará parte de la red de comunicaciones, estará unida con el
centro de mando la red de comunicaciones mediante cables de fibra óptica tipo CDAD 62,5/125 mm.,
que ira dentro de una zanja.
En concreto en el presente parque eólico la estación de medición se ubicará en:
COORDENADAS UTM
ESTACIÓN MEDICIÓN
EM Peña-1
38
UTM X
UTM Y
641.622,00
4.706.344,00
Cada estación meteorológica o de medición consta de una torre de celosía con los elementos
para su montaje y los equipos de control. En función de las características del terreno puede
instalarse una torre autoportante, de sección poligonal y forma tronco piramidal, compuesta por 4
tramos ensamblados entre sí por presión. Los tramos que componen la columna están soldados
longitudinalmente. El material base será acero de calidad mínima S275-JR conforme a UNE EN
10025:1994. Las dimensiones del mástil se calculan considerando las necesidades mecánicas
debidas al viento, las cargas que vayan a llevar la torre y el tipo de acero. Las columnas llevarán
soldadas en su parte inferior una placa base para la fijación a la cimentación mediante pernos de
anclaje. La placa base y la brida están soldadas mediante soldadura MG.
El acabado final será galvanizado por inmersión en caliente, según norma UNE ENISO
1461:1999. La estructura incorpora una escalera de espina de pez con sistema de seguridad de Carril
tipo Carabelli.
39
7.-
OBRA CIVIL
Los movimientos de tierra se realizarán en las siguientes actuaciones de la obra civil:
− Zapatas
− Plataformas
− Caminos
− Zanjas de canalización
− Áreas de acopios
− Obra civil subestación eléctrica y edifico de control
− Obra civil línea de evacuación
Las dimensiones de estos elementos, así como el cálculo de superficies y volúmenes
afectados, pueden observarse en la descripción de la memoria.
7.1.-
ZAPATAS
Las cimentaciones estándar son del tipo losa de hormigón armado con acero. Son calculadas
basándose en las cargas certificadas del aerogenerador y considerando un terreno estándar.
La zapata estándar del aerogenerador V117-3.3 MW es de tipo cuadrada con pedestal central
cilíndrico ambos de hormigón armado (HA 30/B/20). La planta de la zapata es cuadrada, de 15,25
metros de lado y altura variable de 1,35 metros a 1,75 metros.
Antes de ejecutar la cimentación se procede a excavar el terreno hasta el punto en donde
este alcance la consistencia adecuada para soportar las tensiones del aerogenerador.
En la zapata se encuentran embebidos los pernos de anclaje del primer tramo de la torre,
formando un circulo concéntrico con la zapata, colocados en el collarín preparado para tal uso, con
la correspondiente plantilla desechable, que se desmontará para el montaje posterior de la base
de la torre.
La forma de ejecución básica será:
• El fondo de la cimentación debe estar limpio de material suelto y compactado. Primero se
procederá al vertido y vibrado de hormigón de limpieza de 10 cm., HM-15. Habitualmente
se adopta como cota +0,00 la cota más baja de la superficie del terreno en el área
40
OBRA CIVIL
correspondiente a la cimentación. Se fija por lo tanto una excavación mínima de 1,60
metros.
• El hormigonado se realizará en dos veces, la primera para la realización de la base y la
segunda para la realización de la propia zapata.
• El armado se realizará a base de barras corrugadas calidad B-500S y de acuerdo con
planos. El recubrimiento será de 50 mm. en La parte del hormigón de limpieza y 100 mm.
en la parte que pegue a la tierra de relleno y paredes del pozo.
• El nivel de hormigón debe llegar hasta donde indica el plano correspondiente, dando a
la superficie una pequeña pendiente hacia el exterior.
• El macizo de apoyo está conectado con la zapata mediante una armadura vertical
perimetral. La cimentación se completa con un relleno de tierras procedentes de la
excavación, hasta la cota +0,00.
• Se empleará arena o gravilla que no contengan agentes susceptibles de atacar al acero,
en los 50 cm. en torno a la base de anclaje de la torre y en el relleno de la zapata. En el
resto, el material se aportará por tongadas de 30 cm. y se compactará de manera que la
densidad efectiva debe ser superior a 1,8 Tm/m3. La turbina no se debe instalar hasta
que se haya alcanzado su resistencia nominal.
• La conexión eléctrica entre el interior de la torre y las zanjas por donde discurren los
circuitos, se realiza por los correspondientes tubos que pasan por el macizo de apoyo con
salida a la cota -0,80 m, tanto para los cables de control como los de potencia.
• La puesta a tierra de la torre se realiza en cada zapata mediante dos anillos circundantes
de Cu 50mm2, y una pica.
7.2.-
PLATAFORMAS
Para la ubicación de los aerogeneradores en el lugar definido por sus coordenadas
correspondientes, se harán unas plataformas desde donde realizar los trabajos de colocación de los
mismos.
Estas plataformas, durante la fase de construcción, permitan situar la grúa encargada de la
elevación y montaje de los distintos componentes de los aerogeneradores, así como acopiar
materiales. En la fase de operación se utilizan para los trabajos de mantenimiento, tanto como área
de trabajo como área de ubicación de grúas para cambio de elementos (multiplicadoras, palas, etc.)
OBRA CIVIL
41
Estarán situadas en el borde de los accesos, unidas a ellos en el lado opuesto al
aerogenerador. Deben permitir que las grúas de montaje de las turbinas operen a una distancia
determinada entre el eje de dicha grúa y el eje del aerogenerador.
La plataforma de montaje del aerogenerador será la que minimice el impacto medioambiental.
Los trabajos previos a desarrollar serán el desbroce del terreno y la excavación del terreno hasta
conseguir una superficie plana. Algunas de las plataformas se sitúan en terreno con pendientes del 510%, por tanto, es probable la aparición de taludes en los bordes de las mismas, que tras la
construcción serán recuperados ambientalmente.
Las dimensiones básicas de las plataformas serán:
• Aerogeneradores fin de eje: 45 m x 30 m. Estas plataformas se construirán en los
aerogeneradores P1.1 y P1.5.
• Aerogeneradores con plataforma paralela camino principal: 35 m x 35 m. Estas
plataformas se construirán en los aerogeneradores P1.2, P1.3 y P1.4.
La estructura de la plataforma será la siguiente:
• Zona de maniobra de dispuesta en las inmediaciones de la cimentación del
aerogenerador.
En la zona de trabajo de vehículos y grúas lo más importante es conseguir el apoyo correcto
de la grúa principal. Para la formación de la plataforma, se emplea el material procedente de
las excavaciones. La composición de la zona de trabajo de vehículos y grúas, constará de
una buena explanada tipo E2 ó E3, con una capacidad portante en el nivel superior de al
menos 5 Kg/cm2 (aprox. 0,4 MPa) manteniéndose este valor hasta una profundidad de al
menos 5-6 m. El grado de compactación será tal que la densidad seca tras compactación sea
del 95 % del Próctor normal o superior. En los casos en que sea necesario se aplicará una
capa de zahorra artificial de 20/30 cm de espesor, compactada hasta el 98 % del Próctor
modificado ya que la pendiente transversal en esta zona no deben superar el 1%.
• Zona de descarga y preparación de la góndola, junto a la cimentación.
La composición de las zonas de acopio constará de una explanada del tipo E2 ó superior, con
las condiciones de pendientes mínima del 0,2% y máxima del 3%, con una capacidad
portante en el nivel superior de al menos 2 Kg/cm2 (aprox. 0,2 MPa) manteniéndose este
valor hasta una profundidad de al menos 5-6 m. La densidad alcanzada tras la compactación
deberá ser suficiente para que el material de la explanada aguante lo especificado. En las
zonas de acopio, si se cumple lo establecido, no se necesitará capa de zahorra.
Por tanto en las plataformas se distinguirán por un lado las zonas de trabajo de vehículos y
grúas y por otro las zonas definidas como zonas de acopio. El diseño de la plataforma y las
42
OBRA CIVIL
dimensiones para acopio de todos los componentes se puede observar en el siguiente
gráfico:
En todos los casos, se ejecutará un ramal de acceso a la plataforma de montaje del
aerogenerador, desde el vial del parque, con un trazado adaptado a cada caso particular en función
de la posición relativa entre plataforma y camino, con las mismas especificaciones que los viales
internos del parque con objeto de permitir la llegada de los camiones de componentes. Como
acabado, se extenderá una capa de zahorra hasta la puerta del aerogenerador, para facilitar el
acceso al mismo, evitando la formación de barro.
7.3.-
VIALES O CAMINOS
7.3.1.- Datos básicos
• Anchura de firme
− Entre aerogeneradores:
− Anchura de firme: Mínimo 5 m.
− De acceso o interconexión entre alineaciones.
− Anchura de firme: Mínimo 5 m
• Pendientes del vial:
− En llano o curva inferior a 45º máxima 10 % en subida. En casos muy determinados se
podrá llegar a pendientes del 16 % mediante el hormigonado del firme.
OBRA CIVIL
43
− En curva de más de 45º de giro: máxima del 5 %.
− Pendiente lateral de drenaje: de 0,5 a 1,5 %
• Se deberán ejecutaran sobreanchos en curvas cerradas.
• Taludes(en caso de existencia):
− Terraplén 3H/2V. En caso de superar los 3 m. de altura posibilidad aplicación de muroescollera para minimizar la ocupación.
− Desmonte 3H/2V. En caso de roca posibilidad de 1H/1V o incluso vertical para
minimizar la ocupación.
•
Cunetas: (en todos los caminos) 1 m. de anchura X 0,40 m. de profundidad
• Zonas de cruce o giro:
− Dimensiones: 40 X 5 m.
− Posición: A determinar en proyecto constructivo.
• Materiales: Zahorra artificial compactada (sin asfaltar).
7.3.2.- Red de viales
Para acceder al parque y dar servicio a las infraestructuras del parque eólico (exceptuando el
camino de acceso principal desde Sofuentes en territorio de Aragón) se realizará una red de viales de
7.039 m, utilizando 5.546 m caminos preexistentes y 1.484 m. de caminos de nueva construcción, en
concreto 206 m. sobre terreno natural y 1.278 m. sobre campos de cultivo. La mejora de caminos
existentes y caminos de nueva construcción se caracterizan en función de la pendiente transversal
del terreno. La siguiente tabla muestra las características de caminos de este parque eólico (cuyos
perfiles transversales tipo pueden observarse en los planos):
RED DE CAMINOS DEL PARQUE EOLICO SIERRA DE PEÑA
Tipo
Existentes
Existentes a mejorar
Existentes a hormigonar
Existentes sobre cimentaciones
Total caminos existentes
Nueva construcción
Nuevos en terreno natural
Nuevos en terreno cultivo
Total caminos nueva construcción
TOTAL CAMINOS
44
Longitud (m)
Anchura (m)
5.007
401
138
5.546
5,00
5,00
5,00
5,00
206
1.278
1.484
7.030
5,00
5,00
5,00
5,00
OBRA CIVIL
En general según señala el manual de obra civil para el aerogenerador V117-3.3 MW los
condicionantes básicos serán:
• La anchura mínima de los viales será siempre de 5 m. Señalar que la anchura y
condiciones geométricas finales de cada vial dependerá de varios factores tales como:
Uso de grúa de vía estrecha o desmontaje de la grúa principal en cada plataforma,
factores ambientales relacionados con la vegetación, pendiente u otros factores limitantes
(yacimientos arqueológicos, infraestructuras y construcciones existentes, etc.)
• La pendiente longitudinal máxima de los viales de firme de asfalto u hormigón será del
16%. En los viales de firme de zahorra no se superará el 8-10%; si ello no fuese posible,
se sustituirá el firme de zahorra por firme de hormigón o suelo cemento en la zona de
pendiente superior al 10 %.
• La pendiente lateral máxima desde el centro del vial hacia la cuneta para evacuación de
aguas será del 1,5%, donde se considere necesario la pendiente.
• El gálibo o altura libre de obstáculos, de los viales será como mínimo de 4,7 m desde el
punto más elevado del firme.
• El vial estará diseñado para soportar un peso por eje de vehículo de transporte de 12 Tm.
viales, puentes o pasos con valores de diseño inferiores pueden ser utilizados, pero se
tendrá en cuenta que pueden ser deteriorados por el paso de los camiones. Se prestará
especial atención a los pasos sobre puentes, en los que habrá que verificar el peso
máximo que pueden soportar.
• Los viales de tierra (zahorra), de nueva ejecución o a reformar, se ejecutarán con
formación de explanada con un índice CBR mínimo entre 11 y 20, sobre el que se
extenderá un firme formado por una capa de zahorra artificial (ZA20 ó ZA25) de 25 cm de
espesor, compactada al 98% del Proctor modificado. Posibles variaciones sobre este
diseño, especialmente en los casos en que no sea posible alcanzar los valores indicados
de CBR en la explanada, deberán estar fundamentadas en un estudio geotécnico y en un
diseño adecuado realizado por especialistas.
• El drenaje de los viales estará diseñado para controlar el flujo de aguas pluviales a lo largo
de los mismos y para facilitar su auto drenaje. Ello incluye cunetas laterales, revestidas o
no, y obras de fábrica con tubos de drenaje, allí donde sea necesario según las pendientes
del terreno.
• Zonas de cruce de camiones. En tramos de acceso de sólo 5 m de ancho, y de más de
más de 5 km de longitud se preverán zonas para cruce de camiones diseñadas como un
ancho adicional de otros 5 m y unos 50 m de longitud. Estas zonas de cruce estarán
distanciadas entre 4 y 5 Km. También pueden considerarse como zonas de cruce las
plataformas.
OBRA CIVIL
45
• Conviene suprimir los cambios de rasante bruscos en todo lo posible. Las grúas, palas y
ciertos tramos de torres son muy largos y pueden quedarse sin tracción en el centro de los
mismos, en los acuerdos cóncavos o colisionar con el terreno en los convexos.
• En ningún caso un cambio de rasante con longitud menor o igual a 16 m podrá tener un
desnivel de más de 20 cm. Esta restricción también se puede expresar empleando el
parámetro KV definido en legislación de carreteras, Norma 3.1.-IC “Trazado”.
• Debido a las dimensiones de ciertos componentes (nacelle 4 m de alto y tramos inferiores
de las torres 4,3 m de diámetro), deben ser transportados en equipos de transporte muy
específicos a muy poca altura del suelo (15-40 cm), con lo que los viales deberán estar
lisos, eliminándose, en la medida de lo posible, salientes como piedras, rocas, etc. que
pudieran dañar la plataforma de la nacelle o los tramos de torre y dificultar el transporte.
7.3.3.- Acondicionamiento de viales existentes
En los caminos existentes habrá que realizar las correspondientes reformas para cumplir las
especificaciones del fabricante y permitir el tráfico de maquinaria de excavación, camiones
hormigoneras, camiones de transporte de equipos, grúas y vehículos de personal.
Se ha tratado de minimizar las afecciones utilizando, siempre que ha sido posible, los
accesos existentes. En las zonas en las que la anchura y terminación no sea homogénea, se
procederá a extender, en caso necesario, la anchura de 5 metros y a darles un acabado de todo uno
compactado, consistiendo fundamentalmente en regularizarlos mediante una motoniveladora con
vertido y compactación de zahorras naturales y todo-uno. En las zonas de mayor pendiente se
hormigonará.
Se realizarán canalizaciones y pasos subterráneos que permitan el paso de las aguas
pluviales por cunetas para llegar a cauces naturales.
7.3.4.- Viales de nueva construcción
La forma básica de ejecución, para viales de nueva construcción o ampliación de los
existentes, será la siguiente:
• En caso de zonas naturales ocupadas por vegetación arbustiva, se procederá al desbroce
de la vegetación existente, mediante la ejecución de una banda con anchura suficiente
para la ejecución de las infraestructuras del parque (camino, zanja o plataforma anexa)
realizando el desbroce necesario. Los residuos vegetales serán retirados por gestor
autorizado.
• Una vez realizado el desbroce, se retirarán 40 cm de terreno de todo el ancho de la calle
antes deforestado, con máquina retroexcavadora. La tierra vegetal de esta fase se
46
OBRA CIVIL
empleará para capacearla a las zonas donde se desee mejorar el terreno para un mejor
agarre de la revegetación.
• Después, se procederá a rellenar el anterior cajeado con 20 cm de zahorra natural. Una
vez extendida la zahorra, se procederá a su regado y compactado mediante apisonadora
(3 ó 4 metros de ancho). Tras comprobar la compactación de la subbase de zahorra
natural, se extenderán otros 20 cm de zahorra artificial, formando con ella las pendientes
transversales necesarias de los viales con objeto de drenar las aguas pluviales hacia las
cunetas laterales. Una vez creadas las pendientes, se procederá al regado y compactado
con máquina apisonadora.
• Por último se perfilarán los laterales del camino para la correcta formación de cunetas, que
tendrán una profundidad de 40 cm y un ancho de 80 cm.
• Una vez finalizadas las obras del parque, los caminos serán nuevamente perfilados y se
añadirá y compactará una capa adicional de 15 cm. de todo uno.
• Finalmente serán recuperados ambientalmente los taludes de desmonte y terraplén y las
zonas marginales.
7.3.5.- Composición y estructura de los viales.
El máximo peso soportado por los viales corresponde al transporte del Tren de Potencia en el
caso de los viales de acceso al parque y al movimiento de la grúa principal en el caso de los viales
internos del parque. Si bien el peso de los transportes es importante, la experiencia indica que el
mayor deterioro del mismo sucede por el continuo paso de los camiones cargados con los diferentes
elementos de la máquina, o incluso las hormigoneras, caso de emplear el mismo vial.
Con el material de la traza, una vez analizado, se buscará la formación de una explanada tipo
E2 ó E3, según se define en la Norma 6.1.-IC “Secciones de firme”, para minimizar los espesores y
calidad de material en el paquete de firme, disminuyendo por tanto el coste económico del mismo. El
grado de compactación de las tongadas de material para explanada deberá garantizar una densidad
seca que no podrá ser inferior al 95 % de la obtenida en el Próctor normal (en adelante PN).
En base a esto, la capacidad portante o carga admisible que deben tener los viales de acceso
al parque debe ser mínima de 2 Kg/cm2 (aprox. 0,2 MPa) y en los internos del parque deberá ser
mínima de 4 Kg/cm2 (aprox. 0,4 MPa), a cota de rodadura, manteniéndose este valor hasta una
profundidad de al menos 1 m en los viales de acceso a parque y de 3 m en los viales entre
aerogeneradores.
Para la determinación de la sección de firme se escogerá uno de los de la Norma 6.1.-IC
“Secciones de firme”-Artículo 6, que estará en función de la Intensidad media diaria de tráfico pesado
OBRA CIVIL
47
del vial (IMDp) y de la categoría de explanada obtenida. Asimismo, en esta norma se establecen los
espesores de las diferentes capas.
La densidad seca exigida después de la compactación para los distintos tipos de materiales
que forman el firme es del 98 % de la obtenida en el ensayo Próctor Modificado (en adelante PM) o
superior. En todo momento la compactación del material de relleno se efectuará en tongadas de 30
cm de espesor máximo, para garantizar la efectividad de la maquinaria en toda la sección.
Aplicando lo expuesto anteriormente, las secciones más características en parques eólicos
son las que se muestran en la siguiente figura.
7.3.6.- Radios de giro.
Los radios de las curvas tanto de los viales de acceso a parque como de los viales internos
del parque, vendrán determinados generalmente por la longitud de las palas a transportar, aunque en
determinadas configuraciones sea otro transporte el más restrictivo para los accesos. Para el caso
general de las palas, debido a su longitud, anchura y peso, estas deben ir asentadas sobre la
plataforma en dos puntos, colocados sobre útiles especiales.
Cuanto menor sea el radio de curvatura de la curva, mayor deberá ser el ancho del vial
(diferencia entre radio exterior e interior) en la curva. El radio de curvatura será el radio de la curva de
acuerdo en el lado interior del camino (ver figura).
48
OBRA CIVIL
Los datos básicos serán:
• La geometría en planta de los viales (trazado de curvas) se realizará atendiendo a los
siguientes criterios:
− a. La longitud mínima de recta será siempre de 40 m.
− b. Los radios de curva serán por norma mayores o iguales a 35 m. En ningún caso se
utilizarán radios de curva inferiores a 30 m y sólo de 30 m en casos excepcionales.
− c. Los incrementos en los semianchos exteriores de curvas de radio inferior a 60 m se
realizarán según la tabla de la Figura 1. en el caso de que existan obstáculos laterales
y con la tabla de la Figura 2. en el caso de que no existan dichos obstáculos.
− d. Los tramos de transición del ancho normal al ancho incrementado serán en recta de
45 m. No se utilizarán curvas de transición.
OBRA CIVIL
49
• Los peraltes transversales máximos admitidos en curvas serán los indicados en la
siguiente tabla:
Radio de curva (m)
30 a 80
80 a 170
170 400
400 a 1500
Peralte máximo (%)
3,00
2,50
2,00
1,50
• La geometría en alzado de los viales, en relación con los acuerdos verticales (parabólicos)
atenderá a los siguientes criterios:
− a. Longitud mínima recomendable entre vértices de acuerdos consecutivos: 110/125 m.
− b. Longitud mínima recomendable de las tangentes (de entrada y salida): 40/50 m.
− c. Valor recomendado mínimo para la tangente completa (de tramo de entrada a tramo
de salida): 80/90 m.
7.3.7.- Pendientes.
• Viales
Las pendientes mínimas longitudinales básicas serán de 0,5% (máximo del 1,5%), para
reducir en lo posible el tiempo de evacuación del agua superficial en el vial, las máximas se
diferenciaran en función si es un tramo recto o curvo y según sean viales de acceso a parque o de
viales internos del parque.
La pendiente máxima que establece la normativa española actual Norma 3.1.-IC- “Trazado”
es del 10%. En el caso de que tengamos pendientes longitudinales en zonas de curvas cerradas, en
ningún caso se podrá superar el 10%, teniéndose que hormigonar dicha pendiente si su valor es >7%
y <10%.
La pendiente máxima para el tramo recto podrá ser hasta del 16% si está hormigonado y se
usa una tractora de 6x6 y del 10% si está sin hormigonar. En tramos curvos se admite hasta el 10% si
el tramo está hormigonado y hasta el 7% si está sin hormigonar.
En los casos citados en que se tenga que hormigonar, se deberá emplear como firme una
capa de al menos 18 cm de hormigón de firme, consiguiendo un firme rugoso para mejorar la tracción
de los transportes.
En aquellos casos en que por imperativos medioambientales o de otra índole, no se puedan
cumplir los requisitos óptimos señalados, deberá confirmarse la posibilidad de construcción,
transporte y montaje con las condiciones impuestas.
50
OBRA CIVIL
• Condiciones de los viales circulando marcha atrás.
En caso de necesidad de circular marcha atrás, la pendiente máxima admitida en tramos
rectos es hasta un 3 % sin hormigonar u asfaltar, y hasta un 5 % con hormigón o asfalto, en ambos
casos con un recorrido máximo de 1.000m.
En los viales donde se deba conducir marcha atrás las pendientes mínimas transversales
serán de 0,2% en cualquier caso, para reducir en lo posible el tiempo de evacuación del agua
superficial en el vial. Las máximas serán del 2% para todos los casos sea tramo recto o curvo y sean
viales de acceso a parque o de viales internos del parque.
7.3.8.- Drenajes
El dimensionamiento de detalle de los distintos elementos se deberá obtener como resultado
de los cálculos hidráulicos realizados según la Instrucción 5.2.-IC Drenaje Superficial, de los
condicionantes geométricos impuestos por el terreno natural y la propia traza de los viales.
Para el drenaje longitudinal, se propone canalizar el flujo en cunetas triangulares sin
revestimiento, pudiéndose revestir de hormigón en zonas concretas de alta pendiente
Para el drenaje transversal se realizaran obras tipo badén o bien caños. La selección de
cada tipo responderá al volumen de escorrentía y a los trazados adoptados por temas ambientales
(los trazados adoptados se ajustan mucho a la cota del terreno a la cota de rasante para evitar un
excesivo movimiento de tierras).
7.3.9.- Zonas de giro
Debido las dimensiones de los transportes especiales y a la orografía del terreno se deberán
habilitar zonas de giro para permitir que los transportes puedan girar y volver en aquellas zonas
donde los caminos no tengan salida y sirvan tanto para entrar como para salir, en las zonas
denominadas “fondo de saco”. Por tanto estas zonas de giro se situarán al final de los caminos sin
salida, o en los puntos intermedios de alineaciones de gran longitud, para permitir una mejor logística
durante la construcción del parque.
Su situación dependerá de las determinaciones del Plan de Obra aunque habitualmente se
aprovecharan las plataformas de posicionamiento de las grúas. En el caso de no utilizar estas
plataformas, o de utilizarlas parcialmente, siempre se buscarán las zonas de giro en zonas de poco
impacto ambiental (zonas desprovistas de vegetación arbórea o arbustiva) y una vez acabada la obra
del parque eólico serán restituidas a su estado natural.
Estas zonas de giro tendrá unas dimensiones de 20 m. de longitud (longitud de los
transportes especiales una vez recogida la máxima extensión de la góndola) X 6 m. de anchura) y
permitirán girar 180º.
OBRA CIVIL
51
7.4.-
CANALIZACIONES ó ZANJAS
La conexión de los aerogeneradores entre sí y a la subestación del parque eólico se realiza
en subterráneo, a través de una red de media tensión (30 kV). Las conducciones de cable serán
soterradas yendo los conductores alojados en zanjas de dimensiones variables en función del tipo de
canalización que se determine como más apropiada para cada uno de los circuitos.
Dependiendo de las características de los circuitos habrá zanjas del tipo 1 (0,8 X 1,20 m) o
del tipo 2 (0,9 X 1,20 m). Aparte estará la zanja de conexión entre la estación de medición del parque
eólico con las zanjas generales del parque (para el tendido de la fibra óptica) que será del tipo 1 (0,8
X 1,20 m). La longitud total de zanjas proyectadas para el parque es de 2.725 m, correspondientes
2.717 m. a circuitos de 30 kV y 8 m a la zanja de telemando hasta la estación de medición. Las
zanjas, distribuidas según los tipos mencionados, como se muestra en la tabla contigua:
ZANJA
ANCHURA
LONGITUD
Tipo 1
0,8 m
2.283 m
Tipo 2
0,9 m
434 m
Su trazado coincidirá con los viales que discurre uniendo los aerogeneradores con el fin de
reducir los metros lineales de zanja por lo que su ocupación, cuando menos es compatible. Siempre
que sea posible, las zanjas se trazarán por el interior de a los viales diseñados y en otros casos por
un lateral a una distancia máxima entre el borde de talud de vial y el centro de zanja de 1,20 m.
La forma de ejecución básica será:
• El modo de ejecución es que a la vez que se ejecutan los viales, se realiza un sobre-ancho
temporal en su extremo derecho o izquierdo para una zanja de 1 m de profundidad y una
zona de acopio. Para ello se utilizará una retroexcavadora, con cazoleta de 80 cm de
ancho, la cual irá extrayendo y acopiando el material a uno de sus lados. Este material
extraído será posteriormente reutilizado para relleno de las zanjas con el fin de no enviar
material a vertedero y mantener la fisonomía geológica de superficie una vez finalizada la
ejecución.
En determinados casos y para minimizar el impacto ambiental se puede construir la zanja
totalmente adosada al camino (bajo la cuneta) o por el centro del mismo.
• El fondo de la zanja debe ser liso y carecer de aristas, cantos, piedras o cualquier otro
elemento que pueda dañar los cables. El tendido de los conductores será subterráneo y
los cables se tenderán agrupados, directamente sobre una capa de arena silícea de río o
caliza cribada (nunca arcillosa), en el fondo de la zanja, de 10 cm. Posteriormente se
cubrirán los cables con otra capa de idénticas características de 10 cm. A una profundidad
de 55 cm. y sobre los mismos, se colocará una rasilla cerámica, loseta de hormigón o
placa de poliéster de protección contra golpes de pico, y encima de la arena se colocará
52
OBRA CIVIL
una banda de "Aviso Canalización Eléctrica" de polietileno (según norma RU 02102-90),
que cubra todo el haz de tubos y cables.
• En aquellos tramos en que sea preciso, los cables se colocarán bajo tubo rígido y
relleno de hormigón HM-20/B/20/IIa hasta una altura de 15 cm. por encima de las
canalizaciones. El relleno del resto de la zanja se realizará por tongadas de 15 cm. de
espesor, con tierra de calidad tolerable libre de cascotes, con compactación mecánica.
• La entrada de los conductores al aerogenerador por encima de la zapata de cimentación
se hará bajo tubo de PVC flexible de doble pared de diámetro 200 mm cubierto con 25
cm de hormigón HM-20/B/20/1 la, con el fin de poder compactar el material de relleno de
la zapata sin riesgo de dañar los conductores. De la misma forma se colocará el tubo de
PVC de diámetro 90 mm de canalización del conductor de fibra óptica que se describe
posteriormente.
• Todas las conexiones y empalmes de cables, transiciones de zanja a tubo, entrada a los
aerogeneradores y transiciones (cambio brusco de curvatura por ej.) que así lo requieran,
se realizarán con arquetas. Las zanjas dispondrán de arquetas de control de 0,5 m por 0,5
m situadas aproximadamente cada 150 m.
• En la misma zanja se realizará la colocación de la red de fibra óptica para
comunicaciones.
• Para el correcto funcionamiento del parque, toda la traza se señalizará colocando un
mojón o placa de 10 x 10 cm cada 100 m, sobresaliendo en el caso del mojon al menos 30
cms. sobre el nivel del suelo y donde se encuentre escrita, mediante pintura indeleble, la
leyenda: Peligro, cables eléctricos.
7.5.-
OTRAS INFRAESTRUCTURAS Y ACTUACIONES NECESARIAS
7.5.1.- Centro de control y subestación transformadora compacta
El edificio de la subestación compacta y centro de control contará será un edificio realizado
con elementos prefabricados con una única planta rectangular de aproximadamente 21,60 X 8,25 m y
una altura de unos 4,5 m. con un volumen de edificación de aproximadamente 800 m³.
El edificio se construirá totalmente integrado en el medio, de forma compatible con el entorno
y que no resalte sobre la geomorfología de la zona, es decir, se aplicarán medidas para evitar
impactos paisajísticos por lo que irá en una plataforma en desmonte para que no resalte en el
entorno.
OBRA CIVIL
53
La obra civil a desarrollar será:
• Explanación y acondicionamiento del terreno: Se ejecuta la explanación de la zona,
llevándose a cabo previamente el desbroce y retirada de la tierra vegetal que se acopiará
en obra para la restauración ambiental. Se realizará la plataforma con la ejecución de los
taludes de desmonte y terraplén necesarios.
• Trabajos de excavación y relleno compactado en las correspondientes zonas hasta la cota
de explanación.
• Accesos: Se construirán los viales interiores necesarios para permitir el acceso de los
equipos de transporte y mantenimiento requeridos para el montaje y conservación de los
elementos de la Subestación y del centro de control
• Tendido de la red de tierras a una profundidad de 60 cm. con respecto de la cota
superficial. Cubrición y compactación de la red de tierras con una capa de 30 cm. de tierra
local, extraída en la fase de explanación, y otros 30 cm. de gravillón.
• Edificio de control y subestación compacta: Se realizarán las zapatas para el edificio y la
base. Se instalará un edificio formado por elementos modulares prefabricados de
hormigón armado con aislamiento térmico, realizándose “in situ” la cimentación y solera
para el asiento y fijación de dichos elementos prefabricados y de los equipos interiores del
edificio.
El edificio de control será de una sola planta, que tendrá dos salas principales (control y
subestación compacta). Podrá albergar además de un vestuario y aseo, un despacho y un cuarto de
almacén al que se podrá acceder desde el exterior con un vehículo.
7.5.2.- Estación de medición
La obra civil consistirá en una zapata central de hormigón para el anclaje de la torre. Su
ocupación espacial será 1,80 x 1,80 m2.
7.5.3.- Otros
• Zonas auxiliares de acopio de material y casetas de obra
En el parque eólico se habilitará, durante el periodo de obras, un espacio de fácil acceso a los
diversos tajos del parque, fuera de terrenos naturales, donde se instalarán las casetas de obra y de
servicios comunes. Se habilitará una zona de acopio, una zona impermeabilizada para la recogida de
residuos y un aparcamiento. Los terrenos ocupados por la zona de casetas de obra, de acopio,
recogida de residuos y aparcamiento una vez terminada la obra serán restituidos a su estado original.
• Zonas de acopios de elementos de grandes dimensiones
54
OBRA CIVIL
De carácter eventual durante la obra de construcción y situada fuera del área de trabajo del
parque eólico y que sirve de almacén general. La zona de acopio general se ubicará a la entrada a
parque. En este caso se utilizará un campo de cultivo, retirando la tierra vegetal. Tras la construcción
del parque eólico la zona de acopio general será recupera ambientalmente tal como dicte el plan de
recuperación ambiental aprobado.
Señalización
Señalización horizontal: En general, por las características del firme a ejecutar, no es
necesaria la disposición de señalización horizontal. Solamente en aquellas zonas donde haya
conexiones asfaltadas con carreteras existentes será necesaria. En este caso las normas técnicas en
vigor determinarán la señalización a desarrollar.
Señalización vertical: Se distinguen dos tipologías de señalización vertical: la reguladora del
tráfico y la indicadora del propio parque eólico.
− Señalización reguladora del tráfico: Son señales propias de carreteras convencionales
sin arcén y se disponen a una altura de la superficie del vial de 1.450 mm.
− Señalización propia del parque: Respecto a la señalización indicadora de parque
eólico, su funcionalidad principal consiste en la localización del propio parque y de
los aerogeneradores, además de advertir la existencia de zanjas eléctricas,
badenes y grandes taludes.
7.6.-
LINEA DE EVACUACION
7.6.1.- Tramo soterrado
Se construirán los tramos soterrados en el interior de caminos existentes o en los laterales de
los mismos o en zonas desprovistas de vegetación de interés.
La construcción será muy similar a la de las conducciones o zanjas de 30 kV del parque
eólico.
Se realizará una zanja preparada al efecto, con una profundidad media de 1,50 a 1,85 m.,
variable si se producen cruzamientos. En el lecho de la zanja se extenderá una capa de arena, sobre
la que se tenderán los cables. Estos se cubrirán con arena y sobre ella la zanja se añadirá tierra
procedente de la propia excavación, convenientemente apisonada. Se terminará con una capa de 30
cm de todo uno compactado para mantener la calidad del camino utilizado como zona de tendido.
Se dispondrá de cintas plásticas de polietileno para la señalización de las diferentes ternas a
aproximadamente 30 cm de profundidad, entre la capa de todo uno y la capa de tierra. Entre la capa
de tierra y la de arena de relleno, a aproximadamente 90 cm, se ubicarán de forma continua losetas
OBRA CIVIL
55
de protección y aviso, bien de plástico exento de halógenos, bien de cerámica. En los cruces de los
caminos y donde puedan ser fácilmente vistas, se instalará señalización vertical indicando la
presencia de la línea en la ventral del camino.
En los puntos determinados por el proyecto en función de los empalmes se instalarán
arquetas.
7.6.2.- Tramo aéreo
• Zapatas:
− Características: las fijaciones al terreno empleadas en los apoyos se realiza mediante
monobloque (1 zapata) o cuatro cimentaciones (4 zapatas), una por zanca, tipo pata de
elefante, de las que dos trabajan a compresión y las otras dos al arranque dependiendo
del tipo de apoyo.
− Dimensiones: La cimentación está compuesta por un macizo de hormigón en masa en
forma de pata de elefante. Dependiendo del Apoyo Tipo se utiliza más o menos
volumen de hormigón variando la superficie ocupada por cada zapata de 2,25 m2 a
3,61 m2.
− Destino del material de excavación: Deberá ser retirado a una escombrera autorizada.
• Caminos:
− Trazado y longitud: Se utilizaran las pistas y caminos rurales existentes para acceder a
los puntos de anclaje y se prevé la apertura de caminos nuevos dada la morfología del
terreno.
− Anchura de la calzada: Al menos deberán tener entre 3,5 y 4,5 m de anchura para el
acceso de un camión grúa para el alzado de la torre.
• Otros:
− Red de tierras. Se dispondrán de las preceptivas puestas a tierra en todos los apoyos,
mediante la colocación de una red circular de cobre desnudo, de sección 50 mm2,
sobre la que se añadirán las picas que resulten necesarias en cada uno de los apoyos,
según su ubicación concreta.
56
OBRA CIVIL
PROYECTO SECTORIAL DE INCIDENCIA SUPRAMUNICIPAL (PR.S.I.S.)
“PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA E INFRAESTRUCTURAS DE EVACUACIÓN ASOCIADAS”
8.-
PLAN DE OBRA DEL PARQUE EÓLICO DE SIERRA DE PEÑA
0
CÓDIGO DESCRIPCIÓN
OBRA PARQUE EÓLICO SIERA DE PEÑA
REPLANTEO
TALA Y DESBROCE
ZAPATAS
MES1
S1 S2
Días
S3
S4
MES 2
S5 S6
S7
S8
MES 3
MES 4
MES 5
MES 6
MES 7
MES 8
MES 9
S9 S10 S11 S12 S13 S14 S15 S16 S17 S18 S19 S20 S21 S22 S23 S24 S25 S26 S27 S28 S29 S30 S31 S32 S33 S34 S35 S36
### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### ### #### #### #### #### #### ####
241
1
-6
21
8
21
14
118
1 122 115 108 101
8
1
70 ###
-13
-20
-27
-34
-41
-48
-55
-62
-69
-76
-83
-90
-97 -104 -111 -118 -125 -132 -139 -146 -153 -160 -167 -174 -181 -188 -195 -202 -209 -216 -223 -230 -232
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
-84
-91
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
-4
-11
-18
-25
-32
-39
-46
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
-84
-91
-98 -105 -112 -119 -126 -133 -140 -147 -154 -161 -168 -170
-98 -105 -112 -119 -126 -133 -140 -147 -154 -161 -168 -175 -182 -189 -196 -203 -210 -212
-53
-60
-67
-74
-81
-88
-95 -102 -109 -116 -118
56
49
42
35
28
21
14
7
70
63
56
49
42
35
28
21
14
7
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
-84
-91
-98 -105 -112 -119 -126 -133 -140 -147 -154 -161 -163
0
82
75
68
61
54
47
40
33
26
19
12
5
-2
-9
-16
-23
-30
-37
-44
-51
-58
-65
-72
-79
-86
-93 -100 -107 -114 -121 -128 -135 -142 -144
0 106
99
92
85
78
71
64
57
50
43
36
29
22
15
8
1
-6
-13
-20
-27
-34
-41
-48
-55
-62
-69
SUB11 EXCAVACIÓN EN CUALQUIER TERRENO
66
SUB12 HORMIGÓN LIMPIEZA
66
0
SUB13 ARMADURA INFERIOR
78
0
-76
-83
-90
-97 -104 -111 -118 -125 -127
96
0
0
0
97
90
83
76
69
62
55
48
41
34
27
20
13
6
-1
-8
-15
-22
-29
-36
-43
-50
-57
-64
-71
-78
-85
-92
-99 -106 -113 -120 -122
SUB16 TERRAPLÉN
100
0
0
0 101
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
-4
-11
-18
-25
-32
-39
-46
-53
-60
-67
-74
-81
-88
-95 -102 -109 -116 -118
SUB17 TOMAS A TIERRA
100
0 106
99
92
85
78
71
64
57
50
43
36
29
22
15
8
1
-6
-13
-20
-27
-34
-41
-48
-55
-62
-69
-76
-83
-90
-97 -104 -111 -118 -125 -127
-98 -105 -112 -119 -126 -133 -135
SUB14 ARMADURA SUPERIOR
SUB15 HORMIGÓN ZAPATA Y PEDESTAL
100
98
0
98
91
84
77
70
63
56
49
42
35
28
21
14
7
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
-84
-91
94
0
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
-4
-11
-18
-25
-32
-39
-46
-53
-60
-67
-74
-81
-88
-95 -102 -109 -116 -123 -130 -137 -139
SUB22 TERRAPLÉN
86
0
0
86
79
72
65
58
51
44
37
30
23
16
9
2
-5
-12
-19
-26
-33
-40
-47
-54
-61
-68
-75
-82
-89
-96 -103 -110 -117 -124 -131 -138 -140
SUB23 EXTENDIDO DE ZAHORRAS
86
0
0
89
82
75
68
61
54
47
40
33
26
19
12
5
-2
-9
-16
-23
-30
-37
-44
-51
-58
-65
-72
-79
-86
-93 -100 -107 -114 -121 -128 -135 -137
SUB24 COMPACTADO
86
0
0
91
84
77
70
63
56
49
42
35
28
21
14
7
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
-84
-91
140
0 140 133 126 119 112 105
98
91
84
77
70
63
56
49
42
35
28
21
14
7
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
120
0 120 113 106
99
92
85
78
71
64
57
50
43
36
29
22
15
8
1
-6
-13
-20
-27
-34
-41
-48
-55
-62
-69
-76
-83
-90
-97 -104 -111 -113
SUB32 TERRAPLÉN
120
0 125 118 111 104
97
90
83
76
69
62
55
48
41
34
27
20
13
6
-1
-8
-15
-22
-29
-36
-43
-50
-57
-64
-71
-78
-85
-92
SUB33 CONSTRUCCIÓN DE CAÑOS
120
0
0
0 126 119 112 105
98
91
84
77
70
63
56
49
42
35
28
21
14
7
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
-84
SUB34 EXTENDIDO DE ZAHORRAS
120
0
0 123 116 109 102
95
88
81
74
67
60
53
46
39
32
25
18
11
4
-3
-10
-17
-24
-31
-38
-45
-52
-59
-66
-73
-80
-87
-94 -101 -103
SUB35 COMPACTADO
120
0
0
0 121 114 107 100
93
86
79
72
65
58
51
44
37
30
23
16
9
2
-5
-12
-19
-26
-33
-40
-47
-54
-61
-68
-75
-82
-89
-96
187
0 192 185 178 171 164 157 150 143 136 129 122 115 108 101
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
-4
-11
-18
-25
-32
-39
-41
150
0 155 148 141 134 127 120 113 106
-20
-27
-34
-41
-48
-55
-62
-69
-76
-78
SUB42 EXTENDIDO DE ARENA Y COLOCACIÓN DE TUBO
172
SUB43 PROTECCIÓN DE ARENA Y SEÑALIZACIÓN DE CANALIZACIÓN
172
SUB44 RELLENO DE ZANJA
PLATAFORMAS
CAMINOS
ZANJAS Y CANALIZACIONES
92
85
-84
-91
-93
-99 -106 -108
-91
-93
-98
78
71
64
57
50
43
36
29
22
15
8
1
-6
-13
0
0 175 168 161 154 147 140 133 126 119 112 105
98
91
84
77
70
63
56
49
42
35
28
21
14
7
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-51
0
0
0 173 166 159 152 145 138 131 124 117 110 103
96
89
82
75
68
61
54
47
40
33
26
19
12
5
-2
-9
-16
-23
-30
-37
-44
-46
172
0
0
0 178 171 164 157 150 143 136 129 122 115 108 101
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
-4
-11
-18
-25
-32
-39
-41
171
0
0
0
0
0 174 167 160 153 146 139 132 125 118 111 104
97
90
83
76
69
62
55
48
41
34
27
20
13
6
-1
-8
-15
-22
-29
-31
SUB51 MONTAJE MECÁNICO DE AEROGENERADORES
120
0
0
0
0
0 123 116 109 102
46
39
32
25
18
11
4
-3
-10
-17
-24
-31
-38
-45
-52
-59
-66
-73
-80
-82
SUB52 EXTENDIDO DE CABLE ELÉCTRICO
120
0
0
0
0
SUB53 MONTAJE ELÉCTRICO DE AEROGENERADORES
124
0
0
0
0
SUB54 CONEXIONES
140
0
0
0
0
SUB55 ESTACIÓN DE MEDICIÓN
182
0
100
SUB61 OBRA CIVIL
SUB62 MONTAJE MECÁNICO
SUB63 MONTAJE ELECTRICO
INSTALACIONES
99
-98 -105 -112 -119 -126 -133 -135
95
88
0
0 121 114 107 100
93
86
79
72
65
58
51
44
37
30
23
16
9
2
-5
-12
-19
-26
-33
-40
-47
-54
-61
-68
-75
-77
0
0 128 121 114 107 100
93
86
79
72
65
58
51
44
37
30
23
16
9
2
-5
-12
-19
-26
-33
-40
-47
-54
-61
-68
-70
0
0 146 139 132 125 118 111 104
97
90
83
76
69
62
55
48
41
34
27
20
13
6
-1
-8
-15
-22
-29
-36
-43
-50
-52
0
0 188 181 174 167 160 153 146 139 132 125 118 111 104
97
90
83
76
69
62
55
48
41
34
27
20
13
6
-1
-8
-15
-22
-29
-31
0
0
0
0
0
0
0
0
0 103
96
89
82
75
68
61
54
47
40
33
26
19
12
5
-2
-9
-16
-23
-30
-37
-44
-51
-58
-65
-72
-74
90
0
0
0
0
0
0
0
0
0
93
86
79
72
65
58
51
44
37
30
23
16
9
2
-5
-12
-19
-26
-33
-40
-47
-54
-61
-68
-75
-82
-84
90
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
91
84
77
70
63
56
49
42
35
28
21
14
7
0
-7
-14
-21
-28
-35
-42
-49
-56
-63
-70
-77
-79
90
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
96
89
82
75
68
61
54
47
40
33
26
19
12
5
-2
-9
-16
-23
-30
-37
-44
-51
-58
-65
-72
-74
161
0
0
0
0
0
0
0
0
0 164 157 150 143 136 129 122 115 108 101
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
-4
-11
-13
SUB66 OBRA CIVIL
120
0
0
0
0
0
0
0
0
0 123 116 109 102
-10
-17
-24
-31
-38
-45
-52
-54
SUB67 ARMADO E IZADO DE APOYOS
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
90
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
CENTRO DE CONTROL Y SUBESTACIÓN ELÉCTRICA
LÍNEA ELÉCTRICA
SUB68 TENDIDO DE CONDUCTORES
MEDIDAS CORRECTORAS MEDIOAMBIENTALES
35
SEGURIDAD Y SALUD
241
PUESTA EN MARCHA
74
67
53
81
74
67
60
53
46
39
32
25
18
11
4
-3
0
0 104
97
90
83
76
69
62
55
48
41
34
27
20
13
6
-1
-8
-15
-22
-29
-36
-38
0
0
0
0
0
0
0
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
-4
-11
-13
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
38
31
24
17
10
3
1
241 234 227 220 213 206 199 192 185 178 171 164 157 150 143 136 129 122 115 108 101
94
87
80
73
66
59
52
45
38
31
24
17
10
3
1
70
0
0
0
0
0
35
0
0
0
0
0
SUB82 MEDIA TENSIÓN
42
0
0
0
0
0
SUB83 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA
70
0
0
0
0
0
SUB84 LINEA ELECTRICA DE EVACUACIÓN
21
0
0
0
0
0
95
60
88
SUB81 AEROGENERADORES
PLAN DE OBRA DEL PARQUE EÓLICO DE SIERRA DE PEÑA
81
### ### ### #### #### #### #### #### ####
-95 -102 -109 -116 -123 -130
-6
-1
-8
-15
-22
-13
-29
-20
-36
-27
-43
-34
-41
-48
-55
-62
-69
-76
-83
-3
-10
-17
-24
-31
-38
-45
-52
-50
-57
-64
-71
-78
-85
-92
-99 -106 -113 -120 -127 -134 -141 -148 -155
57
-90
-97 -104 -111
9.-
OCUPACIÓN Y COMPATIBILIDAD CON EL PLANEAMIENTO
9.1.-
OCUPACIÓN
9.1.1.- Superficie de ocupación física de las instalaciones
En la ocupación física se considera la superficie de las cimentaciones (zapata y plataforma)
del aerogenerador y de la estación de medición, la superficie de caminos y en la superficie de la
subestación transformadora compacta. Las zanjas al discurrir por el interior de los caminos no se
computan como ocupación.
Para una mejor comprensión de los datos, se indican los valores empleados de la ocupación
física:
− Zapata = 298 m2 (considerando un cuadrado de 15,25 m. de lado de la zapata)
− Plataforma = 1.400 m2 (35 X 35 m. de superficie media)
− Zapatas de la estación de medición = 3,24 m2 ( 1,80 x1,80 m)
− Caminos, la ocupación física se obtiene multiplicando la longitud por una anchura
media de ocupación (cajeo del camino) cifrado en:
− Mejora caminos existentes: 2,5 m. de anchura media sobre el camino existente
− Camino nuevo, llano o baja pendiente: 7,5 m. de anchura media (incluyendo firme,
posibles taludes y zonas periféricas).
− Camino nuevo, media o alta pendiente: 10,50 m. de anchura media (incluyendo
firme, posibles taludes con escollera y zonas periféricas).
− Zanjas. Se computa solamente la de conexión con la estación de medición al discurrir
las de los circuitos eléctricos por el interior de otras infraestructuras.
− Edificio de control: 21,60 m x 8,25 m.
− Línea de evacuación:
− Tramo soterrado: La ocupación física se obtiene multiplicando la longitud por su
anchura (1 m.).
− Tramo aéreo: Ocupación de zapatas (se considera una ocupación media de 16 m2
por apoyo, considerando zapatas y área de trabajo)
58
Los datos del parque eólico se resumen en la siguiente tabla:
Infraestructura
Núm ero
Zapata
Plataforma
Cimentación estacion medición
Caminos
Existentes
Existentes a mejorar
Existentes a hormigonar
Existentes sobre cimentaciones
Nuevos
Nuevos en terreno natural
Nuevos en terreno cultivo
Zanjas
Tipo 1
Tipo 2
telemando
Recinto subestación
Longitud (m )
5
5
1
Anchura (m )
15,25
35,00
1,80
7.030
15,25
35,00
1,80
variable
5.007
401
138
5,00
5,00
5,00
206
1.278
2.725
2.283
434
8
21,60
5,00
5,00
variable
0,80
0,90
0,80
8,25
Profundidad (m )
2,35
1,80
5.546
1.484
1
1,20
1,20
1,20
La superficie final ocupada por el parque eólico se detalla en la siguiente tabla:
Concepto
Superf. Ocupación física (Ha)
Zapata
Plataforma
Estación medición
Caminos
Zanjas
Recinto subestación
TOTAL
0,1163
0,6125
0,0002
2,8913
0,0080
0,0178
3,6461
En referencia al tendido de evacuación los datos se resumen en:
LINEA EVACUACIÓN SIERRA DE PEÑA
Infraestructura
Núm ero
Tramo soterrado
Tramo aereo (apoyos)
Longitud (m )
Anchura (m )
6.437,00
4,00
2
43
Profundidad (m )
1,00
4,00
1,80
1,80
La superficie final ocupada por el tendido eléctrico se detalla en la siguiente tabla:
Concepto
Superf. Ocupación física (Ha)
Tramo soterrado*
Tramo aéreo**
TOTAL
* Dentro camino existente
** Solo apoyos
0,6437
0,0688
0,7125
59
Concepto
Servidumbre tendido electrico (Ha)
Tramo aéreo
8,9950
9.1.2.- Movimientos de tierras
Parque eólico:
MOVIMIENTOS DE TIERRAS
Infraestructura
Zapata
Plataformas
Tierra vegetal (m3)
348,84
2.383,77
1.837,50
6.431,25
0,97
4,86
5.612,10
9.353,50
2,40
7,20
Estación medición
Caminos
Zanjas
Subestación
Total
Tierra no vegetal (m3)
53,46
71,28
7.855,28
18.251,86
Línea de evacuación:
MOVIMIENTOS DE TIERRAS
Infraestructura
Tramo soterrado
Tierra vegetal (m3)
Tierra no vegetal (m3)
0,00
7.724,40
Tramo aéreo
206,40
1.114,56
Total
206,40
8.838,96
Las tierras extraídas no reutilizadas en la restitución ambiental serán transportadas a
vertedero autorizado.
60
10.-
REPERCUSIONES DE LA ACTIVIDAD
10.1.- ILUMINACIÓN
10.1.1.- Galibo y servidumbre aeroespacial
Los aerogeneradores contarán con luz de gálibo normal en la góndola.
Para el conjunto del parque se deberá diseñar el sistemas de balizamiento luminoso con
luces estroboscópicas blancas sincronizadas, de acuerdo a la normativa de navegación aérea
correspondiente.
10.1.2.- Emergencia
Los aerogeneradores deberán contar con alumbrado de emergencia y señalización que
garanticen un nivel lumínico superior a 5 lux y autonomía de al menos una hora.
Asimismo, las subestaciones y el edificio de control estarán provistos de alumbrado de
emergencia que permitan la circulación del personal y las primeras maniobras que se precisen. La
conmutación del alumbrado normal al de socorro, se efectuará automáticamente.
10.2.- ESTUDIO DE MOLESTIAS Y SUS MEDIDAS DE PREVENCIÓN
10.2.1.- Ruidos y vibraciones
Los equipos instalados en los aerogeneradores están equipados con sistemas antivibratorios
para reducir los esfuerzos en la torre metálica.
Los equipos emiten ruido generado por los movimientos mecánicos en la góndola y por la
presión creada en el aire en el paso de la pala ante la torre de sustentación. Los componentes
mecánicos que generan más ruido se encuentran ubicados en el interior de la góndola. La góndola
está cubierta con una carcasa provista en su interior con un material aislante del ruido.
El nivel de ruido producido por los aerogeneradores supone un incremento sobre el nivel de
ruido del viento variable, que puede ser de unos 5 dBA en función de la velocidad de éste en torno al
intervalo de entre 5 a 8 m/s y apenas perceptible en velocidades de viento superiores a 12 m/s.
De las medidas directas realizadas en diversos parques eólicos en funcionamiento, se
desprende que, en el caso más desfavorable (es decir con viento de unos 8 m/s y en la dirección del
viento) el aumento de incremento de ruido es de 5 dBA a pie de las torres y llega a desaparecer a una
distancia de 400 m.
61
Esta distancia y la experiencia de parques similares implican que el ruido producido por los
aerogeneradores, no supone ninguna molestia en viviendas próximas, ubicadas a mayor distancia.
Para cumplimentar el apartado de ruidos señalar que:
• De acuerdo a los criterios de minimización ambiental, para evitar las afecciones sonoras
potenciales a los núcleos de población habitados, es suficiente con mantener una
distancia mínima de seguridad de 800 m.
• El aerogenerador V117-3.3 MW dispone de diferentes versiones de control que minimizan
la emisión de ruido.
Dadas las características de la instalación se comprende que no hay ningún problema de
vibraciones.
10.2.2.- Emisiones a la atmósfera
Las características de estas instalaciones implican que no haya ningún tipo de emisiones a la
atmósfera.
Cabe señalar, en cambio, que los kWh producidos en este Parque Eólico dejarán de
producirse en alguna central térmica, con lo que se evita la contaminación atmosférica que estos
producirían y que puede estimarse en 1 Kg. de CO2 por kWh generado, a parte de la contaminación
con So2 y óxido de nitrógeno que producen las lluvias ácidas.
10.2.3.- Depuración y vertido de aguas residuales
La actividad no genera aguas residuales y no se precisa ningún sistema de depuración. En el
centro de control existirá una pequeña fosa séptica que será legalizada ante la C.H.E. y gestionada
por un gestor autorizado.
10.2.4.- Eliminación de residuos tóxicos y peligrosos
Los residuos tóxicos y peligrosos se generan en los aerogeneradores las operaciones de
mantenimiento y limpieza de los equipos. El más habitual es el aceite mineral utilizado por un
multiplicador, sistema de frenado y el transformador de potencia. Este aceite es renovado cada 12-15
meses.
Los residuos generados son:
62
Tipo de residuo
Procedencia
Aceite usado proveniente del grupo hidráulico/multiplicadora
Absorventes contaminados
Filtros de aceite
Envases metalicos vacios contaminados
Envases plástico contaminados
Baterias de Pb
Baterias de Ni-Cd
Aguas con hidrocarburos
Pilas alcalinas
Equipos electricos/electronicos
Plasticos sin contaminar
Chatarras
Grupo hidráulico/multiplicadora
Mantenimiento general
Cambio filtros aerogeneradores
Mantenimiento aero/subestación
Cambios de aceite
Embalaje piezas mantenimiento
Mantenimiento general/recambios
Cantidad estimatoria anual
Codificación LER
Kg/año
1.280,00
130110*
950,00
150202*
440,00
160107*
250,00
150101*
250,00
150101*
50,00
160601*
50,00
160602*
240,00
130507*
25,00
160404
250,00
160216
50,00
150102
50,00
170405
El mayor residuo será el aceite proveniente de los mantenimientos de los aerogeneradores
(cambio del aceite de las multiplicadoras) se almacenará en el edificio de residuos que serán retirados
con la periodicidad conveniente por un gestor autorizado. De forma general, esta es una actividad
bianual. En caso de producirse una fuga, ésta quedaría retenida dentro del aerogenerador, por lo que
fugas al entorno no se prevén.
Tanto los transformadores de los aerogeneradores como el de la subestación serán
encapsulados, sin uso de aceite como refrigerante. Todos los residuos serán retirados por el
personal de mantenimiento autorizado y entregado a un gestor autorizado.
10.2.5.- Instalaciones radiactivas
No existen instalaciones radioactivas.
10.2.6.- Instalaciones de protección contra incendios
La normativa cuya aplicación está exigida en la protección contra incendios viene definida en
el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta
tensión, RD 337/2014, ITC-RAT 15.
Dentro del parque eólico no existen elementos susceptibles de explosión. Puede provocarse
un incendio en un aerogenerador y el mayor riesgo para ello son descargas eléctricas producidas por
rayos. El aerogenerador se ha diseñado para poder absorber los rayos sin sufrir daños. Los rayos se
reciben por la punta de la palas o en la góndola. En la punta de las palas se ubica un electrodo
conectado a un cable de tierra diseñado para conducir el rayo hasta la torre. La góndola cuenta con
una jaula de Faraday para protegerla.
El Aerogenerador se configura como un único sector de incendio, en la parte inferior del
mismo se ubican los equipos de maniobra y protección y en la parte superior los de generación y
auxiliares de control de potencia mecánica, orientación etc., necesarios para la generación eléctrica,
uniendo ambos extremos mediante la torre y los conductores de potencia y control. Todos los
elementos metálicos de la góndola, torre y buje son puestos a tierra a través de la propia torre. Los
cuadros eléctricos, transformador y celdas se conectan a la red de tierras del aerogenerador, a la que
63
también se conecta la torre. De forma complementaria, el cableado interno del aerogenerador se
realiza con cables no propagadores de incendios, con baja toxicidad y opacidad en humos y sin
halógenos. El transformador del centro de transformación es encapsulado, y por tanto realizado con
resinas no propagadoras de llama.
Dado que estas instalaciones se encuentran en el interior de edificios o confinados en el
interior de la torre del aerogenerador, específicos para este fin, e independientes de cualquier otro
local ó edificio destinado a otros usos, No le es de aplicación la Norma NBE-CPI-91.
La posibilidad de la propagación del incendio al exterior se considera remota. Como se ha
indicado todos los elementos susceptibles de producir un incendio se sitúan en el interior de la torre,
siendo ésta exenta de cualquier otro local o edificio. Además, se realiza una acera perimetral de
hormigón y una zona de acceso libre de toda vegetación de 3 metros con suelo de grava y un
segundo anillo de 7 metros de ancho libre de vegetación tipo arbustiva ó arbórea, con lo cual, en caso
de que exista un fuego en el interior de las torres las posibilidades de propagación al exterior son
nulas.
Se realizarán revisiones específicas de los equipos y señales de control de las áreas de
fricción o fluidos de refrigeración del aerogenerador. Teniendo en cuenta que no existe personal fijo
en las instalaciones, y que los transformadores son de aislamiento seco, de acuerdo con el
reglamento citado se tomarán las siguientes medidas:
− Los extintores de incendios se ajustarán al Reglamento de Aparatos a Presión,
debiendo asimismo cumplir el Reglamento de Instalaciones de Protección contra
Incendios, acreditando el cumplimiento de la Norma UNE 23.110 y, justificando la
marca de conformidad AENOR.
− Como medida de protección de personal se instalarán dos extintores en cada
aerogenerador, uno en la góndola y otro en la base de la torre. Ambos extintores serán
de CO2, de eficacia mínima 89 B (ITC RAT 14).
− Asimismo, las normas de mantenimiento no permiten el acceso a la nacelle en caso de
tormenta o riesgo de ella.
− Se colocarán un total de 2 Ud. de extintores móviles de Polvo ABC (polivalente) de
eficacia 89B de 5 Kg. en el vehículo del personal de mantenimiento.
10.3.- SERVICIOS AFECTADOS
10.3.1.- Acometida de aguas
No se realiza en aerogeneradores ni en subestaciones.
64
En el edificio anexo a la subestación compacta SET 30/66 kV “Sierra de Peña” se ubicarán
unos servicios que contarán con un depósito de 2 m3 que se abastecerá mediante camión cisterna, ya
que las necesidades de agua son pequeñas.
10.3.2.- Saneamiento-fecales
La actividad no genera aguas residuales y no se precisa ningún sistema de depuración.
En el centro de control existirá un baño para que pueda ser utilizado por el personal de
mantenimiento. Este se alimentará de un depósito de agua potable de 2.000 l y el vertido de aguas
residuales se realizará a fosa séptica cerrada.
No se prevé la salida de las aguas pluviales a través de la fosa séptica.
La fosa séptica que será legalizada ante la Confederación Hidrográfica del Ebro y gestionada
por un gestor autorizado.
10.3.3.- Energía eléctrica
Se utilizará el sistema eléctrico del propio parque eólico para abastecer de energía al centro
de control y subestación eléctrica, mediante la instalación de un transformador de servicios auxiliares.
10.3.4.- Otros
Alumbrado
Solamente se alumbrarán la zona del centro de control y la subestación compacta
alimentándose de las mismas instalaciones del parque mediante el transformador se servicios
auxiliares.
Teléfono
Se empleará para todos los servicios teléfono inalámbrico o por satélite, que no requiere
ninguna infraestructura.
65
11.-
MEDIDAS DE RESTAURACIÓN
Tal como señala la legislación vigente, se definirá un proyecto o plan de recuperación
ambiental, que incluirá al menos el tratamiento de las superficies alteradas y el plan de revegetación,
de acuerdo a las indicaciones pertinentes en superficies a tratar, estado de las mismas, técnicas y
especies a emplear en cada caso, zonas de actuaciones singulares, periodos de aplicación, control
de la revegetación y medidas o plan de mantenimiento.
Dicho Plan recogerá el alcance técnico, metodología y presupuesto para la realización de los
trabajos de Restauración Ambiental para el parque eólico y en el caso de estar incluida en su ámbito
la subestación eléctrica colectora o la línea eléctrica de evacuación tras construcción, con el objeto de
minimizar el impacto ambiental de los distintos elementos de que se compone el parque, con especial
énfasis en la vegetación y paisaje. Para describir los trabajos que serán recogidos en el Plan de
Restauración se ha aunado, a nivel técnico, las experiencias anteriores en otros parques eólicos, los
criterios o “protocolo” para este tipo de trabajos establecidos por las secciones de Medio Natural y
Evaluación Ambiental de diversas Administraciones Autonómicas y las indicaciones recogidas en el
Estudio de Impacto Ambiental.
A continuación se presentan las premisas y conceptos generales a tener en cuenta. El
desarrollo de dichos conceptos, premisas, condicionantes, etc. serán detalladas en el Estudio de
Impacto Ambiental del presente proyecto que se presentará de manera independiente.
El Plan de recuperación ambiental persigue los siguientes objetivos básicos:
• Iniciar la recuperación ambiental de los espacios alterados por las obras.
• Conseguir una mayor adaptación e integración paisajística de las nuevas infraestructuras
creadas en el entorno en el que se ubican.
• La protección contra la erosión y los agentes atmosféricos sobre todo en zonas en que las
que se han producido movimientos de tierra importantes.
• Ayudar a la recuperación ambiental creando o recuperando espacios naturales y
facilitando la adaptación de las nuevas infraestructuras al medio natural en el que se
ubican de tal manera que las alteraciones al mismo, en especial a personas, la flora y
fauna, se vean minimizadas.
• Cumplir con los condicionantes determinados en la normativa vigente
Se proponen las siguientes medidas correctoras propias de la obra civil del parque eólico:
− Balizamiento y señalización de zonas a conservar o que no deben ser afectadas por las
obras
66
− Desbroce, tala de elementos arbustivos madereros, transplantes y posterior retirada y
almacenamiento de tierra vegetal
− Extensión de tierra vegetal, del propio parque eólico o traída de zonas externas, de
cara la recuperación ambiental.
− Hidrosiembra en las zonas de taludes de desmonte y terraplén, habitualmente en
taludes de más de 2 m. de altura.
− Siembras mecánica de las zonas alteradas.
− Plantación forestal compensatoria de las zonas de arbolado o arbustivas taladas o
desbrozadas.
− Plantaciones lineales o singulares, de ocultamiento o ajardinamiento.
− Tratamiento de taludes
− Mantenimiento de las plantaciones realizadas, al menos el primer año de plantación.
Esto no quiere decir que se deban acometer otras actuaciones preventivas, correctoras o
compensatorias propuestas o acordadas por la propia promotora eólica, por la legislación vigente, por
el Estudio de Impacto Ambiental o por la Declaración de Impacto Ambiental.
Como medidas preventivas son de destacar las relacionadas con el Impacto visual. Los
elementos de un parque eólico que pueden ocasionar un impacto visual son:
− Aerogeneradores; Los aerogeneradores que formarán el parque eólico han sido
diseñados por especialistas para facilitar su integración en el paisaje e irán pintados en
color gris claro que lo integren.
− Subestación eléctrica: El diseño del edificio de subestación y control del parque será
realizado acorde a las construcciones de la zona; la subestación es de tipo compacta
(sin parque intemperie) para disminuir el impacto visual.
− Líneas eléctricas donde se produzca una reducción o eliminación de la cubierta
vegetal: La parte de la línea eléctrica de 66 KV más visual, la que discurre por la ladera
Norte del macizo de Peña, ira enterada para evitar impactos ambientales e impactos
sobre la vegetación.
67
12.-
RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS
En el anexo 5 se detalla la relación de las parcelas afectadas por la construcción del parque
eólico.
Se detalla la afección referida a:
• Ubicación de aerogenerador.
• Ocupación de zapata o cimentación del aerogenerador y plataforma anexa para la
instalación de grúas en las labores de izado del aerogenerador y labores en operación y
mantenimiento. (Incluye ocupación real y ocupaciones temporales en el periodo de obra).
• Servidumbre de vuelo del aerogenerador.
• Ocupación de la estación de medición.
• Ocupación de caminos o viales. En este caso incluye la ocupación de las zanjas que van
paralelas a los caminos del parque eólico. (Incluye ocupación temporal en el periodo de
obra).
• Ocupación de zanjas subterráneas aisladas. Hace referencia a aquellas zanjas que no van
paralelas a los caminos o viales. (Incluye ocupación temporal en el periodo de obra que
tras las mismas será servidumbre de paso para el mantenimiento de las zanjas aisladas).
• Ocupación del edifico de control y subestación transformadora compacta.
• Línea de evacuación
68
RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS
13.-
PRODUCCIÓN ENERGÉTICA Y RENTABILIDAD.
En el anexo 6 se puede observar el Estudio de viabilidad técnico-financiero del parque eólico
proyectado.
El resumen puede observarse en la siguiente tabla:
RESUMEN
HORAS EQUIVALENTES
FACTOR DE CAPACIDAD
3.477,00
0,397
VALOR ACTUAL NETO (V.A.N.)
Antes de impuestos (miles de €)
Después de impuestos (miles de €)
17.652,00
7.439,00
TASA INTERNA DE RETORNO DEL PROYECTO (T.I.R.)
Antes de impuestos (%)
Después de impuestos (%)
13,90
9,60
PERIODO DE RETORNO (PAY-BACK AÑOS)
PAY-BACK AÑOS
PRODUCCIÓN ENERGÉTICA Y RENTABILIDAD.
8,50
69
“PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA E INFRAESTUCTURAS DE
14.-
PRESUPUESTO
Concepto
Euros (€)
C01 OBRA CIVIL
SC10-ACTUACIONES PREVIAS
SC11-ZAPATAS
SC12-PLATAFORMAS
SC13-CAMINOS
SC14-ZANJAS CANALIZACIONES
SC15-SEÑALIZACIÓN
SC18-SEGURIDAD Y SALUD
SC19-MEDIDAS CORRECTORAS OBRA CIVIL
TOTAL C01 OBRA CIVIL
97.397,20
550.377,00
190.748,00
643.941,00
190.608,00
4.045,00
36.058,00
125.783,72
1.741.560,71
C02 INSTALACIONES ELECTRICAS
SC21 CENTROS TRANSFORMACIÓN 30 kV
SC22 REDES INTERIORES DEL PARQUE 30 kV
SC23 RED DE TIERRAS
TOTAL C02 INSTALACIONES ELÉCTRICAS
142.897,50
571.307,00
56.781,00
770.985,50
C03 AEROGENERADORES
TOTAL C03 AEROGENERADORES
15.180.000,00
C04 TELECONTROL
TOTAL C04 TELECONTROL
60.706,00
C05 ESTACIONES DE MEDICIÓN
TOTAL C05 ESTACION DE MEDICIÓN
30.552,00
C06 CENTRO CONTROL Y SUBESTACIÓN 30/66 kV
SC61 OBRA CIVIL
SC62 EQUIPOS ELECTRICOS
TOTAL C06 CENTRO CONTROL Y SUBESTACIÓN
235.654,00
537.756,00
773.410,00
C07 LINEA DE EVACUACIÓN
70
SC71 TRAMO SOTERRADO
SC72 TRAMO AÉREO
TOTAL C07 LINEA DE EVACUACIÓN
3.392.299,00
1.405.649,00
4.797.948,00
TOTAL EJECUCIÓN MATERIAL
23.355.162,21
PRESUPUESTO
Asciende el presupuesto general de ejecución material a la expresada cantidad de:
VEINTITRES MILLONES TRESCIENTOS CINCUENTA Y CINCO MIL CIENTO SESENTA Y
DOS EUROS CON VEINTIUN CENTIMOS
Tudela (Navarra), Abril de 2015
Javier Redrado Arce
I.T.Industrial
PRESUPUESTO
71
ANEXOS DE LA MEMORIA
ANEXOS DE LA MEMORIA
1.- ANEXO 01: Normativa vigente
2.- ANEXO 02: Evaluación del recurso eólico
3.- ANEXO 03: Características técnicas Aerogenerador V117-3.3 MW (Incluye planos)
4.- ANEXO 04: Infraestructura eléctrica de media y alta tensión.(Incluye planos)
5.- ANEXO 05: Relación de Bienes y Derechos afectados
6.- ANEXO 06: Estudio técnico-financiero
ANEXO Nº 1:
NORMATIVA VIGENTE
ÍNDICE
1.- NORMATIVA TÉCNICA .................................................................................. 1 2.- LEGISLACIÓN MEDIAMBIENTAL ................................................................. 4 2.1.1.- Legislación Europea. ............................................................................... 4 2.1.2.- Legislación Nacional. ............................................................................... 7 2.1.3.- Legislación Navarra ............................................................................... 13 PROYECTO SECTORIAL DE INCIDENCIA SUPRAMUNICIPAL (PRO.S.I.S.)
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO. ANEXO I: NORMATIVA VIGENTE
1.-
NORMATIVA TÉCNICA
Para la realización de las instalaciones eléctricas descritas en esta memoria se tendrán en
cuenta los Reglamentos y Normas, en su edición vigente, que se citan a continuación:
• Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico.
• RD 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía
eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión e Instrucciones Técnicas Complementarias
aprobadas en el Real Decreto 842/2.002, de 2 de agosto, del Ministerio de Industria,
publicado en el Boletín Oficial del Estado número 224 de 18 de septiembre de 2.002.
• Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Instalaciones
Eléctricas de Alta Tensión (ITC-RAT 01 a 23).
• Decreto 3.275/1.982, de 12 de noviembre, del Ministerio de Industria y Energía, publicado
en el Boletín Oficial del Estado número 288 del 1 de diciembre de 1.982 e Instrucciones
Técnicas Complementarias aprobadas en la Orden de 6 de julio de 1.984, del Ministerio de
Industria y Energía, publicada en el Boletín Oficial del Estado número 183 del 1 de agosto
de 1.984.
• Real Decreto 1.955/2.000, de 1 de diciembre de 2.000, por el que se regulan las Actividades
de Transporte, Distribución, Comercialización, Suministro y Procedimientos de Autorización
de Instalaciones de Energía Eléctrica, publicado en el Boletín Oficial del Estado número 310
de 27 de diciembre de 2.000.
• Real Decreto 1164/2001, acceso a la redes de transporte y distribución.
• Real Decreto 486/1997 sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de
trabajo.
• Real Decreto 1627/1997 sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de
construcción.
• Orden de 25 de octubre de 1979 que implanta el Documento de Cualificación Empresarial
para instaladores. (BOE 5-11-1979).
• Real Decreto 7/1988 de 8 de enero de 1988 sobre exigencias de seguridad del material
eléctrico destinado a ser utilizado en determinados límites de tensión (BOE 14-1-88)
modificado por Real Decreto 154/1995 (BOE 3-3-1995) y desarrollado por Orden 6-6-1989.
(BOE 21-6-1989).
NORMATIVA TÉCNICA
1
• Real Decreto 400/1996 de 1 de marzo que dicta disposiciones de aplicación de la directiva
del Parlamento Europeo y del Consejo 94/9/CE, relativa a aparatos y sistemas de protección
para el uso en atmósferas potencialmente explosivas. (BOE 8-4-1996).
• El R.D. 1.110/2007 , por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida
• Las Normas Particulares y Condicionado Técnico de REE, Iberdrola y GESTAMP EOLICA
S.L.
• Especificaciones técnicas en conductores desnudos de aluminio-acero, BOE 20/9/89
• Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Líneas Eléctricas de
Alta Tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias aprobado en el Real Decreto
223/2.008, de 15 de febrero, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio publicado en el
Boletín Oficial del Estado número 68 de 19 de marzo de 2.008.
• Real Decreto 1580/2006, de 22 de diciembre, por el que se regula la compatibilidad
electromagnética de los equipos eléctricos y electrónicos.
• Resolución del Ministerio de Industria y Energía de 19 de junio de 1.984, publicada en el
Boletín Oficial del Estado número 152 de 26 de junio de 1.984, por la que se establecen
Normas Sobre Ventilación y Acceso de Ciertos Centros de Transformación.
• Real Decreto 661/2.007, de 25 de mayo por el que se regula la Producción de Energía
Eléctrica en Régimen Especial, publicado en el Boletín Oficial del Estado número 126 de 26
de mayo de 2.007 (Solamente la parte actualmente en vigencia).
• Orden del Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo de 23 de mayo de 1.989, publicada en
el Boletín Oficial del Estado número 155 de 30 de junio de 1.989, en la que se aprueba la
Instrucción 6.1 y 2-IC de la Dirección General de Carreteras sobre secciones de firme.
• Real Decreto Legislativo 1/2.008, de 11 de enero de 2.008 por el que se aprueba el texto
refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos publicado en el
Boletín Oficial del Estado número 23 de 26 de enero de 2.008. Para el diseño y
especificación de los diversos equipos e instalaciones se adoptarán las normas UNE, o en
su defecto, CEI, que les sean aplicables.
• Real Decreto 1247/2008 del Ministerio de Fomento por el que se aprueba la Instrucción de
Hormigón Estructural (EHE)
• Orden Circular 15/2.003 de 13 de octubre de 2.003 de la Dirección General de Carreteras
sobre Señalización de los Tramos Afectados por la Puesta en Servicio de las Obras y
Remates de Obras.
2
NORMATIVA TÉCNICA
• Ley 54/1.997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico publicada en el Boletín Oficial del
Estado número 285 el 28 de noviembre de 1.997.
• Ley 31/1.995, de 8 de noviembre de Prevención de Riesgos Laborales, publicada en el
Boletín Oficial del Estado número 269 el 10 de noviembre de 1.995.
NORMATIVA TÉCNICA
3
2.-
LEGISLACIÓN MEDIAMBIENTAL
2.1.1.- Legislación Europea.
• INSTRUMENTOS PREVENTIVOS
− Directiva 2003/35/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de mayo de 2003
por la que se establecen medidas para la participación del público en la elaboración de
determinados planes y programas relacionados con el medio ambiente y por la que se
modifican, en lo que se refiere a la participación del público y el acceso a la justicia, las
Directivas 85/337/CEE y 96/61/CE del Consejo.
− Directiva 2004/35 CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 21 de Abril sobre
responsabilidad medioambiental en relación con la prevención y reparación de daños
medioambientales.
− Directiva 2011/92/UE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de diciembre de
2011 relativa a la evaluación de las repercusiones de determinados proyectos públicos
y privados sobre el medio ambiente (texto codificado que refunde en un único texto
legal las Directivas 85/337/CEE, 97/11/CE, 2003/35/CE y 2009/31/CE).
− Directiva 2001/42/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de junio de 2001
relativa a la evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el medio
ambiente (DOCE núm. L 197, de 21 de julio de 2001).
• ORDENACIÓN DEL TERRITORIO
− Convenio Europeo del Paisaje. Florencia, 20/10/2000.
− Directiva 1999/31/CE del Consejo, de 26 de abril, relativa al vertido de residuos.
− Resolución del Consejo, de 20 de febrero de 1995, relativa a la protección de las aguas
subterráneas.
• MEDIO NATURAL
− Directiva 2004/35/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo de 21 de abril de 2004
sobre responsabilidad medioambiental en relación con la prevención y reparación de
daños medioambientales.
− Directiva 2009/147/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 30 de noviembre de
2009 relativa a la conservación de las aves silvestres.
4
− Directiva 92/43/CEE del consejo, de 21 de mayo de 1.992, relativa a la conservación de
los hábitats naturales y de la flora y de la fauna silvestre (Diario Oficial n° L 206 de
22/07/1992).
− Directiva 97/62/CE del Consejo de 27 de octubre de 1997 por la que se adapta al
progreso científico y técnico la Directiva 92/43/CEE, relativa a la conservación de los
hábitats naturales y de fauna y flora silvestres (DOCE n° L 305, de 08.11.97).
− Decisión 45/2010, de 22/12/2009, Se adopta, de conformidad con la Directiva
92/43/CEE del Consejo, una tercera lista actualizada de lugares de importancia
comunitaria de la región biogeográfica mediterránea.
− Reglamento 2158/92/CEE, de 23 de julio, relativo a la protección de los bosques
comunitarios contra los incendios.
− Reglamento 805/2002/CE, de 15 de abril, por el que se modifica el Reglamento
2158/92/CEE, relativo a la protección de los bosques comunitarios contra los incendios.
− Reglamento (CE) nº 2152/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo de 17 de
noviembre de 2003 sobre el seguimiento de los bosques y de las interacciones
medioambientales en la Comunidad (Forest Focus).
− Decisión 82/461/CEE, del Consejo, de 24 de junio de 1982, relativa a la celebración del
Convenio sobre conservación de las especies migratorias de la fauna silvestre. (DOCE
n° L210 de 19/07/1982).
− Convenio de Berna, de 19 de Septiembre de 1979, relativo a la conservación de la vida
silvestre y del medio natural de Europa.
• RESIDUOS
− Decisión 2001/118/CE de la Comisión de 16 de enero de 2001, por la que se modifica
la Decisión 2000/532/CE en lo que se refiere a la lista de Residuos.
− Decisión 2001/573/CE del Consejo, de 23 de julio de 2001, por la que se modifica la
Decisión 2000/532/CE de la Comisión en lo relativo a la lista de residuos.
− Decisión 1999/31/CE, del Consejo, de 26 de abril, relativa al vertido de residuos.
− Directiva 94/62/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, relativa a los envases y
residuos de envases.
− Directiva 91/689/CEE de 12 de diciembre de 1991, relativa a los residuos peligrosos.
5
− Directiva 2008/98/CE del Parlamento europeo y del Consejo de 19 de noviembre de
2008 sobre los residuos y por la que se derogan determinadas Directivas.
• ATMOSFERA
− Directiva 2008/50/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 21 de mayo de 2008
relativa a la calidad del aire ambiental y a una atmósfera más limpia en Europa.
− Directiva 96/62/CE del Consejo de 27 de septiembre de 1996 sobre evaluación y
gestión de la calidad del aire ambiente.
• RUIDOS
− Directiva 2002/49/CE, del Parlamento y del Consejo, de 25 de junio de 2002, sobre
evaluación y gestión del ruido ambiental.
− Directiva 2000/14/CE, de 8 de mayo, relativa a la aproximación de las legislaciones de
los Estados Miembros sobre emisiones sonoras en el entorno debidas a las máquinas
de uso al aire libre.
• AGUAS
− Directiva 2007/60/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, 23 de octubre de 2007,
relativa a la evaluación y gestión de los riesgos de inundación. (DOCE nº 288, 6 de
noviembre de 2007).
− Directiva 2006/118/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 12 de diciembre de
2006, relativa a la protección de las aguas subterráneas contra la contaminación y el
deterioro.
− Directiva 2006/44/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 6 de septiembre de
2006, relativa a la calidad de las aguas continentales que requieren protección o mejora
para ser aptas para la vida de los peces.
− Directiva 2006/11/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 15 de febrero de
2006, relativa a la contaminación causada por determinadas sustancias peligrosas
vertidas en el medio acuático de la Comunidad.
− Directiva 2000/60/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de
2000, por la que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la
política de aguas. Denominada popularmente: Directiva Marco del Agua. Modificada
por la Decisión nº 2455/2001/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 20 de
noviembre de 2001. (DOCE nº L 331, 15-12-2001).
6
2.1.2.- Legislación Nacional.
• INSTRUMENTOS PREVENTIVOS
− RD 1131/1988, de 30 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento para la
ejecución del Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación del
impacto ambiental.
− Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación Ambiental
− LEY 6/2010, de 24 de marzo, de modificación del texto refundido de la Ley de
Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos, aprobado por el Real Decreto
Legislativo 1/2008, de 11 de enero
− RD 1274/2011, de 16 de septiembre, por el que se aprueba el Plan estratégico del
patrimonio natural y de la biodiversidad 2011-2017, en aplicación de la Ley 42/2007, de
13 de diciembre, del Patrimonio Natural y de la Biodiversidad.
− RDL 1/2008, de 11 de enero, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de
Evaluación del Impacto Ambiental de proyectos. Modificado por la Ley 6/2010, de 24
de marzo (BOE de 25 de marzo de 2010).
− Ley 42/2007, de 13 de diciembre, del patrimonio natural y de la biodiversidad.
− Ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de los efectos de determinados planes y
programas en el medio ambiente (BOE 29-04-2006).
• NATURALEZA, FLORA Y FAUNA
Espacios naturales
− Ley 42/2007, de 13 de diciembre, del patrimonio natural y de la biodiversidad.
(BOE 14-12-2007).
− RD 556/2001, de 20 de abril, para el desarrollo del inventario español del patrimonio
natural y la biodiversidad. (BOE nº 112, de 11 de mayo de 2011).
− RD 435/2004, de 12 de marzo, por el que se regula el Inventario nacional de zonas
húmedas (BOE nº 73, de 25 de marzo de 2004).
− Resolución de 18 de diciembre de 2002, por la que se dispone la publicación del
Acuerdo de Consejo de Ministros de 15 de noviembre de 2002, por el que se autoriza la
inclusión en la lista del convenio Ramsar de zonas húmedas españolas. Modificada
por:
7
− Ley 40/1997, de 5 de noviembre, sobre reforma de la Ley 4/1989, de 27 de marzo, de
conservación de los espacios naturales y de la flora y fauna silvestres (BOE 266, de 6
de noviembre de 1997).
− RD 1997/1995, de 7 de diciembre, por el que se establecen medidas para contribuir a
garantizar la biodiversidad mediante la conservación de los hábitats naturales y de la
fauna y flora silvestres (BOE 310, de 28 de diciembre de 1995). Modificado por:
− Real Decreto 1193/998, de 12 de junio.
− Real Decreto 1421/2006, de 1 de diciembre.
− Ley 5/1991, de 5 de abril, de protección de los espacios naturales. (BOE nº 121, de 21
de mayo de 1991).
− Ley 4/1989, de 27 de marzo, de Conservación de los Espacios Naturales y de la Flora y
la Fauna Silvestres (BOE núm. 74, de 28 de marzo de 1989). Modificada por:
−
Ley 41/1997, de 5 de noviembre (BOE nº 266, de 6 de noviembre de 1997).
− LEY 5/2007, de 3 de Abril, de la Red de Parques Nacionales.
− LEY 11/2012, de 19 de diciembre, de medidas urgentes en materia de medio ambiente.
Modifica la Ley 42/2007, de 13 de diciembre, del Patrimonio Natural y de la
Biodiversidad.
Flora y Fauna
− RD 1628/2011, de 14 de noviembre, por el que se regula el listado y catálogo español
de especies exóticas invasoras.
− RD 139/2011, de 4 de febrero, para el desarrollo del Listado de Especies Silvestres en
Régimen de Protección Especial y del Catálogo Español de Especies Amenazadas.
(BOE núm. 46, 23/02/2011).
− RD 1432/2008, de 29 de agosto, por el que se establecen medidas para la protección
de la avifauna contra la colisión y la electrocución en líneas eléctricas de alta tensión.
Deroga el Real Decreto 263/2008, de 22 de febrero, por el que se establecen medidas
de carácter técnico en líneas eléctricas de alta tensión, con objeto de proteger la
avifauna.
− RD 1997/1995, de 7 de diciembre, por el que se establecen medidas para contribuir a
garantizar la biodiversidad mediante la conservación de los hábitats naturales y de la
fauna y flora silvestres. (Última actualización publicada el 14/12/2007).
8
Gestión forestal e incendios
− Ley 43/2003, de 21 de noviembre, de montes (BOE 280, de 22 de noviembre de 2003).
−
Última actualización publicada el 23/12/2009.
− Decreto 485/1962, de 22 de febrero, por el que se aprueba el reglamento de montes
(BOE 61, de 12 de marzo de 1962; corrección de errores BOE 67, de 19 de marzo de
1962 y BOE 121, de 21 de mayo de 1962).
− Decreto 3769/1972, de 23 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento sobre
incendios forestales (BOE 38, de 13 de febrero de 1973; c.e. BOE 69, de 21 de marzo
de 1973).
− Ley 81/1968, de 5 de diciembre, sobre incendios forestales (BOE 294, de 7 de
diciembre de 1968).
Vías pecuarias
− Ley 3/1995, de 23 de marzo, de vías pecuarias (BOE, de 24 de abril de 1995),
−
Última actualización publicada el 23/12/2009.
Caza
− RD 1118/1989, de 15 de septiembre, por el que se determinan las especies
comercializables de caza y pesca y se dictan normas al respecto. (BOE núm. 224, de
19.09.89)
− RD 1095/1989, de 8 de septiembre, por el que se declaran las especies objeto de caza
y pesca y se establecen normas para su protección. (BOE núm. 218, de 12.09.89)
− Ley 2/1973, de 17 de marzo de creación de trece reservas nacionales de caza (BOE
69, de 21 de marzo de 1973).
− Decreto 506/ 1971, de 25 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento para la
Ejecución de la Ley de Caza (BOE 76, de 30 de marzo de 1971; c.e. en BOE 112, de
11 de mayo de 1971).
− Ley 1/1970, de 4 de abril de caza. (BOE 82 de 6 de abril de 1970).
− Ley 37/1966, de 31 de mayo, de creación de reservas nacionales de caza (BOE 131,
de 2 de junio de 1966).
9
• ATMÓSFERA
− Ley 34/2007, de 15 de noviembre, de calidad del aire y protección de la atmósfera
(BOE nº 275, de 16 de noviembre de 2007).
− RD 1371/2007, de 19 de octubre, por el que se aprueba el documento básico «DB-HR
Protección frente al ruido» del Código Técnico de la Edificación y se modifica el Real
Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la
Edificación. (BOE Nº 254. de 23 de octubre de 2007).
− RD 1367/2007, de 19 de octubre, por el que se desarrolla la Ley 37/2003, de 17 de
noviembre, del ruido, en lo referente a zonificación acústica, objetivos de calidad y
emisiones acústicas.
− RD 509/2007, de 20 de abril, por la que se aprueba el Reglamento para el desarrollo y
ejecución de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la
contaminación. (BOE Nº 96, de 21 de abril de 2007). Deroga la Ley 4/1998, de 3 de
marzo, por la que se establece el régimen sancionador previsto en el Reglamento
CE/3093/1994, del Consejo, de 15 de diciembre, relativo a la sustancias que agotan la
capa de ozono. (BOE nº 554, 4/03/1998).
− RD 1513/2005, de 16 de diciembre, por el que se desarrolla la Ley 37/2003, de 17 de
noviembre, del ruido, en lo referente a la evaluación y gestión del ruido ambiental.
(BOE 301, de 17 de diciembre de 2005).
− RD 1796/2003, de 26 de diciembre, relativo al ozono en el aire ambiente (BOE 11, de
13 de enero de 2004).
− RD 653/2003, de 30 de mayo, sobre incineración de residuos (BOE Nº 14 de junio de
2003).
− Ley 37/2003, de 17 de noviembre, del ruido (BOE 276, de 18 de noviembre de 2003).
− Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación.
− RD 212/2002, de 22 de febrero, por el que se regulan las emisiones sonoras en el
entorno debidas a determinadas máquinas de uso al aire libre. Modificado por:
− RD 524/2006, de 28 de abril. (BOE de 4 de mayo de 2006).
− RD 1073/2002, evaluación y gestión de la calidad del aire ambiente en relación con el
dióxido de nitrógeno, óxidos de nitrógenos, partículas, plomo, benceno y monóxido de
carbono. (BOE nº 260, de 30 de octubre de 2002).
10
− RD 1066/2001, de 28 de septiembre, por el que se aprueba el reglamento que
establece condiciones de protección del dominio público radioeléctrico, restricciones a
las emisiones radioeléctricas y medidas de protección sanitaria frente a emisiones
radioeléctricas. (BOE Nº 234, de 29 de septiembre de 2001).
− RD 717/1987, sobre la contaminación atmosférica por dióxido de nitrógeno y plomo:
normas de calidad del aire.
• RESIDUOS
− ORDEN MAM/3624/2006, de 17 de noviembre, por la que se modifican el Anejo 1 del
Reglamento para el desarrollo y ejecución de la Ley 11/1997, de 24 de abril, de
envases y residuos de envases, aprobado por el Real Decreto 782/1998, de 30 de abril
y la Orden de 12 junio de 2001, por la que se establecen las condiciones para la no
aplicación a los envases de vidrio de los niveles de concentración de metales pesados
establecidos en el artículo 13 de la Ley 11/1997, de 24 de abril, de envases y residuos
de envases.
− ORDEN MAM/304/2002, de 8 de febrero, por la que se publican las operaciones de
valorización y eliminación de residuos y la lista europea de residuos.
− RD 1481/2001, de 27 de diciembre, por el que se regula la eliminación de residuos
mediante depósito en vertedero.
− RD 1304/2009, de 31 de julio, por el que se modifica el Real Decreto 1481/2001, de 27
de diciembre, por el que se regula la eliminación de residuos mediante el depósito en
vertedero.
− LEY 10/1998, de 21 de abril, de residuos. REAL DECRETO 782/1998, de 30 de abril,
por el que se aprueba el Reglamento para el desarrollo y ejecución de la Ley 11/1997,
de 24 de abril, de Envases y Residuos de Envases.
− LEY 11/1997, de 24 de abril, de envases y residuos de envases.
− RD 952/97, de 20 de junio, por el que se modifica el Reglamento de ejecución de la Ley
20/86, Básica de Residuos Tóxicos y Peligrosos aprobado mediante Real Decreto
833/1988.
− ORDEN de 13 de junio de 1990, por la que se modifica el apartado decimosexto, 2, y el
anexo II de la orden de 28 de febrero de 1989 por la que se regula la gestión de aceites
usados.
− ORDEN de 13 de octubre de 1989 por la que se determinan los métodos de
caracterización de los residuos tóxicos y peligrosos.
11
− RD 833/1988, de 20 de julio, por el que se aprueba el Reglamento para la ejecución de
la Ley 20/1986 básica de residuos tóxicos y peligrosos.
− LEY 22/2011, de 28 de julio, de Residuos y Suelos Contaminados
Modifica la Ley 22/2011, de 28 de julio, de Residuos y Suelos Contaminados.
• RUIDOS
− LEY 37/2003, de 17 de noviembre, del ruido.
− RD 1367/2007, de 19 de octubre, por el que se desarrolla la Ley 37/2003, de 17 de
noviembre, del Ruido, en lo referente a zonificación acústica, objetivos de calidad y
emisiones acústicas.
− RD 212/2002, de 22 de febrero, por el que se regulan las emisiones sonoras en el
entorno debidas a determinadas máquinas de uso al aire libre.
− RD 524/2006, de 28 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 212/2002, de 22 de
febrero, por el que se regulan las emisiones sonoras en el entorno debidas a
determinadas máquinas de uso al aire libre.
− RD 286/2006, de 10/03/2006, Sobre la protección de la salud y la seguridad de los
trabajadores contra los Riesgos Relacionados con la Exposición al ruido
• AGUAS
− RDL 4/2007, de 13 de abril, por el que se modifica el texto refundido de la Ley de
Aguas, aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio.
− RDL 2/2004, de 18 de junio, por el que se modifica la ley 10/2001, de 5 de julio del Plan
Hidrológico Nacional.
− RD 606/2003, de 23 de mayo, por el que se modifica el Real Decreto 849/1986, de 11
de abril, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público Hidráulico.
− RDL 1/2001, de 20 de julio, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de
Aguas.
Modifica el texto refundido de la Ley de Aguas aprobado por Real Decreto Legislativo
1/2001, de 20 de julio.
12
− RD 995/2000, de 2 de junio, por el que se fijan objetivos de calidad para determinadas
sustancias contaminantes y se modifica el Reglamento de Dominio Público Hidráulico,
aprobado por el Real Decreto 849/1986, de 11 de abril.
− RD 849/86 de 11 de abril, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público
Hidráulico, que desarrolla los títulos Preliminar I, IV, V, VI, y VII, de la Ley 29/1985, de 2
de agosto, de Aguas.
− LEY 11/2005, de 22 de junio, por la que se modifica la Ley 10/2001, de 5 de julio, del
Plan Hidrológico Nacional.
• PATRIMONIO
− LEY 16/1985, de 25 de junio, del Patrimonio Histórico Español.
− RD 162/2002, de 8 de febrero, por el que se modifica el artículo 58 del Real Decreto
111/1986, de 10 de enero, de desarrollo parcial de la Ley 16/1985, de 25 de junio, del
Patrimonio Histórico Español.
2.1.3.- Legislación Navarra
• ATMOSFERA.
− Decreto Foral 6/2002, 14 de enero, por el que establecen las condiciones aplicables a
la implantación y funcionamiento de las actividades susceptibles de emitir
contaminantes a la atmósfera.
− Decreto Foral 135/1989, condiciones técnicas que deberán cumplir las actividades
emisoras de ruido y vibraciones. (BON nº 76, de 19 de junio de 1989).
• IMPACTO AMBIENTAL
− Decreto Foral 93/2006, de 28 de diciembre, por el que se aprueba el reglamento de
desarrollo de la Ley Foral 4/2005, de 22 de marzo, de intervención para la protección
ambiental (BON nº 8, de 17/01/2007).
− Ley Foral 4/2005, de 22 de marzo, de intervención para la protección ambiental
(BON nº 39 de 1 de abril de 2005).
13
• CONSERVACIÓN DE LA NATURALEZA, FLORA Y FAUNA
Espacios naturales
− Acuerdo de 15 de mayo de 2000, por el que se aprueban los Lugares de Importancia
Comunitaria en Navarra, de la Red Natura 2000 (BON nº 68, 5 de junio de 2000).
− Decreto Foral 4/1997, de 13 de enero, por el que se crea el Inventario de Zonas
Húmedas de Navarra. (BON º 37 de 26 de marzo de 1997)
− Orden Foral 926/1996, de 6 de septiembre, por la que se aprueba el primer inventario
de espacios naturales, hábitat y montes de utilidad pública de Navarra (BON nº 147, 4
de diciembre de 1996).
− Decreto Foral 97/1991, de 21 de marzo, por el que se declaran Enclaves Naturales
determinados espacios naturales del territorio de Navarra. (BON nº 49, 19 de abril de
1991).
Flora
− Decreto Foral 94/1997, de 7 de abril, por el que se crea el Catálogo de flora
amenazada de Navarra y se adoptan medidas de conservación de la flora silvestre
catalogada.
− Decreto Foral 165/1991, de 25 de abril, por el que se declara monumento natural
determinados árboles singulares de Navarra.
Fauna
− Ley Foral 18/2002, de 13 de junio, de modificación de la Ley Foral 2/1993, de 5 de
marzo, de Protección y Gestión de la Fauna Silvestre y sus Hábitats.
− Decreto Foral 142/1996, de 11 de marzo, por el que se incluye el cangrejo de río
autóctono en el Catálogo de Especies Amenazadas de Navarra, con la categoría de
especie en peligro de extinción.
− Decreto Foral 143/1996, de 11 de marzo, por el que se aprueba el Plan de
Recuperación del cangrejo de río autóctono.
− Decreto Foral 15/1996, de 15 de enero, por el que se aprueba el Plan de recuperación
del águila perdicera en Navarra.
14
− Decreto Foral 563/1995, de 27 de noviembre, por la que se incluyen en el Catálogo de
Especies Amenazadas de Navarra determinadas especies y subespecies de
vertebrados de la fauna silvestre.
− Orden Foral 209/1995, de 13 de febrero, inscripción de especies en el registro de
fauna.
− Ley Foral 7/1994, de 31 de mayo, de protección de los animales.
− Decreto Foral 129/1991, de 4 de abril, por el que se establecen normas de carácter
técnico para instalaciones eléctricas con objeto de proteger la avifauna.
− Directiva 79/409, de 2 de abril de 1979, relativa a la conservación de las aves
silvestres.
Vías Pecuarias
− Ley Foral 19/1997, de 15 de diciembre, de vías pecuarias en Navarra (BON nº 153, de
22 de diciembre de 1997).
Caza
− Ley Foral 17/2005, de caza y pesca de Navarra. Modificada por la Ley Foral 12/2011.
− Decreto Foral 48/2007, por el que se aprueba el Reglamento para el desarrollo y
ejecución de la Ley Foral 17/2005, de 22 de diciembre, de caza y pesca de Navarra.
Modificado por el Decreto Foral 7/2012.
Gestión forestal e incendios
− Orden Foral 8/2012, de 3 de julio, que regula el uso del fuego en suelo no urbanizable y
se establece las medidas de prevención de incendios forestales en Navarra. (BON nº
137, de 12 de julio).
− Resolución 264/2006, de 25 de enero, del Director General de Medio Ambiente, por la
que se autorizan en Navarra diversas fuentes semilleras para la obtención y
comercialización de material vegetal de reproducción identificado, tramitándose
asimismo la inclusión de aquellas en el Registro y catálogo nacional de materiales
forestales de reproducción. (BON Nº31, 13 de marzo de 2006).
− Decreto Foral 59/1992, de 17 de febrero, por el que se aprueba el reglamento de
montes en desarrollo de la Ley Foral 13/1990.(BON nº 76, 27 de junio de 1992). (BON
nº6, 14 de enero de 1991).
15
− Ley Foral 13/1990, de 31 de diciembre (BON nº 6, 14 de enero de 1991), de Protección
y Desarrollo del patrimonio forestal. Modificada por:
− Ley 3/2007, de 21 de febrero (BON nº 17, 6 de febrero de 2007).
− Ley Foral 18/1999, de 30 de diciembre de modificación del artículo 78.4 (BON Nº 6,
14 de enero de 1991).
• RESIDUOS
− Decreto Foral 23/2011, de 28 de marzo, por el que se regula la producción y gestión de
los residuos de construcción y demolición en el ámbito territorial de la Comunidad Foral
de Navarra.
• ORDENACIÓN DEL TERRITORIO
− Ley Foral 35/2002, de 20 de Diciembre, de Ordenación del Territorio y Urbanismo
(BON nº 156 de 27 de diciembre de 2002).
− Planes de Ordenación Territorial de Navarra aprobados en el año 2.011.
− Decreto Foral 125/1996, de 26 de febrero, por el que se regula la implantación de los
parques eólicos
• PATRIMONIO CULTURAL
− Ley Foral 14/2005, de 22 de noviembre, del Patrimonio Cultural de Navarra (BON nº
141 de 25 de noviembre de 2005).
• INFRAESTRUCTURAS ELÉCTRICAS
− Decreto Foral 129/1991, de 4 de abril, por el que se establecen normas de carácter
técnico para instalaciones eléctricas con objeto de proteger la avifauna.
− Así como la normativa sectorial aplicable en el caso de los parques eólicos y/o
infraestructuras de evacuación.
16
ANEXO Nº 2:
INFORME DE VIENTO Y PRODUCCIÓN
ANEJO Nº 2 - INFORME DE VIENTO Y PRODUCCIÓN
ÍNDICE
1.- RESUMEN EJECUTIVO .......................................................................... 1 2.- METODOLOGIA ...................................................................................... 3 3.- ESTUDIO DEL POTENCIAL EÓLICO CON MESOMAP......................... 4 3.1.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA MESOMAP ............................................... 4 3.1.1.- Modelos ................................................................................................ 4 3.1.2.- Bases de datos ..................................................................................... 5 3.1.3.- Sistemas de cálculo y de almacenamiento de datos. ........................... 6 3.1.4.- Proceso de generación de los mapas de viento medio ........................ 6 3.1.5.- Factores de la precisión en la estimación del viento medio.................. 6 3.2.- IMPLEMENTACIÓN DE MESOMAP EN ESTE PROYECTO ..................... 7 3.3.- MAPAS DEL POTENCIAL EÓLICO ........................................................... 9 4.- DESCRIPCIÓN DEL PARQUE EÓLICO ............................................... 11 4.1.- TURBINA SELECCIONADA ..................................................................... 11 4.2.- IMPLANTACIÓN DE AEROGENERADORES .......................................... 12 4.3.- ALTURA DE BUJE.................................................................................... 13 5.- RESULTADOS DEL ANÁLISIS DEL RECURSO EÓLICO ................... 15 5.1.- METODOLOGIA Y FACTORES ANALIZADOS ....................................... 15 5.2.- PRODUCCIÓN ENERGÉTICA PREVISTA ............................................... 16 PROYECTO SECTORIAL DE INCIDENCIA SUPRAMUNICIPAL (PRO.S.I.S.)
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO. ANEXO II: INFORME VIENTO
1.-
RESUMEN EJECUTIVO
Se ha evaluado el recurso eólico en el proyecto Parque eólico de Sierra de Peña para la
configuración propuesta, con 5 aerogeneradores V117 de potencia unitaria 3.300 KW y buje a
91,50 m, fabricados por VESTAS con una potencia total instalada de 16,50 MW.
En este informe se han desarrollado las siguientes tareas:
•
Propuesta de tipo de máquina.
•
Análisis del recurso eólico
•
Producción prevista
Debido al hecho de que no se dispone de mediciones del viento locales tomadas en la
zona, el presente estudio se ha basado únicamente en datos de viento modelizados
numéricamente. Debido a esto los resultados de este estudio deben ser considerados como
preliminares. En este sentido, Gestamp Eólica ha instalado una estación de medición en la zona
para verificar el recurso eólico de la zona.
Para evaluar la representatividad a largo plazo del periodo anual de referencia se han
utilizado un mapa tipo Mesomap implementando la topografía del emplazamiento, mapas de alta
resolución del potencial eólico en la zona de análisis, en un formato que permita estudiar e
identificar las zonas de mayor interés. Complementariamente de los estudios previos a nivel de
presencia de infraestructuras, medio ambiente, urbanismo, afecciones, etc. se han determinado
las zona son susceptibles de ser ocupadas con aerogeneradores. El modelo microescalar
WindMap ha sido ejecutado con una resolución de 100m con la proyección UTM en sistema
ETRS89, zona 30N.
La densidad del aire media calculada para el emplazamiento es de 1.09 kg/m3. Los
cálculos energéticos se han realizado con la curva de potencia del modelo de aerogenerador
V117-3.3MW a la densidad de aire (1.09 kg/m3) y altura de buje seleccionada. La curva de
potencia utilizada ha sido facilitada por el fabricante de aerogeneradores.
RESUMEN EJECUTIVO
1
:
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO ANEXO II: INFORME VIENTO
A continuación se extrae la tabla resumen de las características más importantes del
parque eólico de Sierra de Peña:
COMPOSICIÓN:
2
11.474.100
3.477
Factor de capacidad
0,397
Potencia total (MW)
16,50
57,37
RESUMEN EJECUTIVO
2.-
METODOLOGIA
1.- Se ha elaborado mediante una modelización MesoMap (Campo de viento),
implementada la topografía del emplazamiento, mapas de alta resolución del potencial eólico en la
zona de análisis, en un formato que permita estudiar e identificar las zonas de mayor interés.
Complementariamente de los estudios previos a nivel de presencia de infraestructuras, medio
ambiente, urbanismo, afecciones, etc. se han determinado las zona son susceptibles de ser
ocupadas con aerogeneradores.
Los resultados se compilan en archivos resumen, que constituyen la entrada al modelo
WindMap en la etapa final de realización de los mapas. Los dos productos principales son (1)
mapas del viento medio a distintas alturas sobre el suelo, y (2) archivos de datos que contienen
los parámetros de las distribuciones de frecuencias de la velocidad y dirección del viento. Los
mapas y los datos se comparan con observaciones realizadas en antenas meteorológicas sobre la
superficie terrestre o sobre el mar y, en caso de observarse discrepancias significativas, se
realizan los ajustes pertinentes.
En este caso se utilizan como datos de entrada los datos meteorológicos obtenidos in situ
y fisiográficos obtenidos de las visitas de campo. El programa Windmap acaba por ajustar las
estimaciones del potencial eólico, reflejando así las distintas propiedades topográficas y de
rugosidad, a partir de las bases citadas anteriormente, con un paso de malla de 100 m. El modelo
microescalar WindMap ha sido ejecutado con una resolución de 100m con la proyección UTM en
sistema ED50, zona 30N.
2.- Selección del aerogenerador. Selección de la altura de buje.
Se ha seleccionado el aerogenerador el V112-3.3 MW. y se ha efectuado un análisis
preliminar, según el lay-out de los aerogeneradores, a altura de buje de m., 91,50 m. y 116,50 m.
para determinar la altura de buje más idónea.
3.- Una vez obtenido el mapa de campo de viento, el aerogenerador y la altura de buje, se
han evaluado la producción bruta de los aerogeneradores del parque. El cálculo de estimaciones
energéticas brutas preliminares se ha realizado para el modelo de aerogenerador seleccionado.
4.- Finalmente se han evaluado las pérdidas de producción debidas a estelas y las
perdidas propias de la tecnología y el transporte de energía.
METODOLOGIA
3
3.-
ESTUDIO DEL POTENCIAL EÓLICO CON MESOMAP
El estudio pretende conocer el potencial eólico existente en el Parque Eólico Sierra de
Peña. Las técnicas convencionales en el estudio del potencial eólico requieren mucho tiempo y, a
menudo, dependen de la disponibilidad de costosas antenas meteorológicas. Asimismo, los
modelos convencionales de flujo de viento son poco precisos ante regímenes de viento muy
variables, e incluso en zonas de terreno moderadamente complejo, su exactitud decae
sustancialmente con la distancia a la antena de observación más cercana.
Las técnicas de modelización mesoescalares y microescalares ofrecen una solución muy
efectiva a todos estos problemas. Combinando la utilización de un sofisticado modelo de
simulación atmosférica, capaz de reproducir los patrones de viento a gran escala, con un modelo
de viento microescalar que responda a las características del terreno y a la topografía, se pueden
llevar a cabo estudios del potencial eólico en regiones extensas con un nivel de detalle imposible
de alcanzar en el pasado.
Además, hay que remarcar que no son necesarios datos de viento de entrada para
conseguir resultados razonablemente precisos, a pesar de que los datos de antenas
meteorológicas son imprescindibles para confirmar el potencial eólico previsto en un punto
concreto. La modelización atmosférica mesoescalar y microescalar reduce notablemente el coste
y el tiempo necesarios para identificar y evaluar regiones potencialmente prometedoras para la
implantación de proyectos eólicos.
El objetivo de este proyecto es utilizar MesoMap para crear mapas de alta resolución del
potencial eólico en la región de interés, en un formato que permita al cliente estudiar e identificar
las zonas de mayor interés, y proponer diseños de parques eólicos para dichas zonas.
En las próximas secciones se describe en detalle el sistema MesoMap, así como el
proceso y metodología de la generación de mapas, cómo se aplicó MesoMap en este proyecto y
los mapas de recurso eólico finales.
3.1.-
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA MESOMAP
Básicamente, el sistema MesoMap consta de tres componentes: modelos, bases de datos
y sistemas de cálculo. A continuación se describen cada uno de estos componentes.
3.1.1.- Modelos
En el corazón del sistema MesoMap está el MASS (Mesoscale Atmospheric Simulation
System), un modelo numérico de predicción que ha sido desarrollado en los últimos 20 años por
4
:
Meso Inc. (socio de Meteosim Truewind) como herramienta de investigación, así como plataforma
de generación de productos meteorológicos comerciales. El MASS simula los fenómenos físicos
fundamentales que gobiernan la atmósfera, incluyendo la conservación de la masa, la cantidad de
movimiento y la energía (los principios básicos de la dinámica y termodinámica clásicas). También
posee un módulo de energía cinética turbulenta que tiene en consideración la viscosidad y la
estabilidad térmica de la cizalladura del viento. Como modelo dinámico, el MASS simula la
evolución de las condiciones atmosféricas en pasos de tiempo del orden de pocos segundos. Esto
genera una fuerte demanda de recursos computacionales, especialmente cuando se trabaja en
resoluciones muy elevadas. Finalmente, el MASS se acopla a un modelo más simple y rápido,
WindMap. Se trata de un modelo de conservación de masa que simula el flujo de viento.
Dependiendo de la extensión y la complejidad de la región y de las necesidades del cliente,
WindMap se utiliza para mejorar la resolución espacial de las simulaciones del MASS para así
tener en consideración los efectos del terreno y las variaciones locales de la superficie.
3.1.2.- Bases de datos
El modelo MASS utiliza diferentes tipos de bases de datos globales, geofísicas y
meteorológicas. Las principales fuentes de datos son datos de reanálisis, radiosondeo, superficie
y características de los usos del suelo. La base de datos de reanálisis –la más importante– está
constituida por datos meteorológicos históricos referidos a una red tridimensional generados por el
US National Center for Environmental Prediction (NCEP) y el National Center for Atmospheric
Research (NCAR). Estos datos permiten obtener una instantánea de las condiciones
meteorológicas en todo el globo a distintas alturas y a intervalos de 6 horas. Combinando los
datos de radiosondeo, superficie y el reanálisis, se establecen las condiciones iniciales, así como
las condiciones de contorno actualizadas para las simulaciones del modelo MASS. El MASS, por
él mismo, determina la evolución de las condiciones atmosféricas. Como los datos de reanálisis
tienen poco detalle, el MASS se ejecuta para toda una serie de simulaciones sucesivas, cada una
de las cuales utiliza como entrada los datos de salida de la simulación precedente, hasta llegar al
nivel de detalle deseado.
Las bases de datos geofísicas de entrada que se utilizan son, principalmente, la elevación
y los usos del suelo, índice de vegetación y valores climatológicos de la temperatura del agua del
mar. Los datos de elevación utilizados en MesoMap han sido generados y compilados en un
modelo de elevación digital del terreno (DEM) de 90 m de resolución en el marco del proyecto
SRTM (Shuttle Radar Topography Misión) por el National Geospatial-Intelligence Agency (NGA) y
la National Aeronautics and Space Administration (NASA). Los usos del suelo son de la base
elaborada dentro del programa CORINE (Coordination of Information of the Environment), el cual
se inicia el 27 de junio de 1985 en virtud de una decisión del Consejo de ministros de la Unión
Europea (CE/338/85), a partir de la clasificación de imágenes Landsat Thematic Mapper, con una
resolución de 100 m.
5
3.1.3.- Sistemas de cálculo y de almacenamiento de datos.
El sistema MesoMap requiere una gran potencia de cálculo y de almacenamiento para
poder generar los mapas de recurso eólico con una resolución espacial muy elevada y en un
tiempo razonable. Para alcanzar este objetivo, se han utilizado un total de 94 procesadores y más
de 3 Terabytes de datos.
Como cada día simulado por un procesador es completamente independiente del resto de
días, el proyecto se puede realizar en paralelo en este sistema 94 veces más deprisa que
utilizando un solo procesador. Dicho de otro modo, un proyecto típico de MesoMap que tardaría
más de dos años en completarse con un solo procesador, puede ser completado en muy pocas
semanas.
3.1.4.- Proceso de generación de los mapas de viento medio
El sistema MesoMap genera un mapa del potencial eólico en diversos pasos. En primer
lugar, el MASS simula las condiciones atmosféricas de 366 días seleccionados de entre un
periodo de 15 años. Los días se eligen a través de un esquema aleatorio estratificado para que
cada uno de los meses y estaciones del año estén igualmente representados en la muestra. Sólo
el año es elegido de manera completamente aleatoria. Cada simulación genera el viento y otras
variables meteorológicas (como pueden ser la temperatura, la presión, la humedad, la energía
cinética turbulenta o el flujo de calor) en tres dimensiones en el dominio de integración, y la
información se guarda en salidas horarias. Una vez realizadas las simulaciones, los resultados se
compilan en archivos resumen, que constituyen la entrada al modelo WindMap en la etapa final de
realización de los mapas. Los dos productos principales son (1) mapas del viento medio a distintas
alturas sobre el suelo, y (2) archivos de datos que contienen los parámetros de las distribuciones
de frecuencias de la velocidad y dirección del viento. Los mapas y los datos se comparan con
observaciones realizadas en antenas meteorológicas sobre la superficie terrestre o sobre el mar y,
en caso de observarse discrepancias significativas, se pueden realizar ajustes a posteriori.
3.1.5.- Factores de la precisión en la estimación del viento medio
Según nuestra experiencia, las fuentes más importantes de error en las estimaciones del
potencial eólico mediante MesoMap son las siguientes:
6
•
Escala finita de la red de simulación
•
Errores en las propiedades estimadas, como la rugosidad del terreno.
•
Errores en las bases de datos de topografía y usos del suelo.
:
La escala finita de la red discreta de simulación produce una suavización de la orografía.
Por ejemplo, una cordillera de 2.000 m sobre el nivel del mar sólo tiene 1.600 m para el modelo.
Donde el flujo del viento es forzado por el terreno, esta suavización conlleva una subestimación de
la velocidad del viento sobre la cordillera. Por el contrario, donde las montañas bloquean el flujo,
esta suavización conduce a una sobreestimación del recurso eólico. El problema de la escala finita
de la red de simulación se puede solventar aumentando la resolución de las simulaciones, pero
con un elevado coste en el tiempo de cálculo.
Los errores en los datos topográficos y del suelo pueden, obviamente, afectar las
estimaciones del potencial eólico. Mientras que los datos de elevación son generalmente muy
fiables, los errores en los datos de los usos del suelo son más frecuentes como consecuencia de
una mala clasificación de las imágenes aéreas y satelitales. Se ha estimado que la base de datos
de 1 km de resolución utilizada en las simulaciones del MASS tiene una fiabilidad del 70%. La
utilización de bases de datos del terreno y del suelo es mucho más precisa en la etapa de
WindMap, permitiendo corregir estos errores introducidos en las simulaciones del MASS. La base
de datos utilizada en este caso tiene una resolución de 100 m, mientras que el modelo digital de
elevación del terreno tiene una resolución de 90 m.
Aunque la base de datos de usos del suelo estuviese correctamente catalogada, existe
siempre una incertidumbre en las propiedades físicas que deben ser asignadas a cada uno de los
tipos, especialmente las referentes a la altura característica de la vegetación y el parámetro de
rugosidad. La categoría “bosque”, por ejemplo, incluye distintas variedades de árboles, con
distintas alturas, densidades y follaje, y otras características que afectan a la rugosidad de la
superficie. Asimismo, la categoría “cultivo” puede incluir algunos edificios o árboles salteados, etc.
Incertidumbres como esta se pueden superar incorporando más información de la región de
interés a través de fotografías aéreas o trabajos de campo. Evidentemente, esto no es factible en
este proyecto ya que la región estudiada es muy extensa.
3.2.-
IMPLEMENTACIÓN DE MESOMAP EN ESTE PROYECTO
En el presente proyecto se ha utilizado la configuración estándar de MesoMap. El MASS
se ha ejecutado sobre las siguientes regiones anidadas:
•
Paso de malla de la región exterior: 30 km.
•
Paso de malla de la región intermedia: 10 km.
•
Paso de malla de la región interior: 2.5 km.
Como datos de entrada se han utilizado los datos meteorológicos y fisiográficos
habituales. El programa Windmap ha acabado por ajustar las estimaciones del potencial eólico,
reflejando así las distintas propiedades topográficas y de rugosidad, a partir de las bases citadas
anteriormente, con un paso de malla de 100 m.
7
:
El modelo microescalar WindMap ha sido ejecutado con una resolución de 100m con la
proyección UTM, zona 30N, datum ED 50. El cual ha sido traducido al trasladarlo a los planos en
los que se ha trabajado finalmente.
Para obtener el parámetro de rugosidad a partir de los usos del suelo se ha utilizado la
Tabla 4.2. Se consideran estos valores como los típicos para la región de interés, a pesar de que
los valores de rugosidad para cada una de las clases puede, en la práctica, discrepar de manera
importante de los propuestos.
Descripción
Rugosidad (m)
Glaciares y nieves perpetuas
0,003
Cultivos
0,03
Prados y herbazales
0,05
Terrenos con arbustos
0,07
Bosques caducifolios
0,6
Bosques perennifolios y mixtos
0,75
Zonas urbanas
0,75
Tabla 1. Valores de la rugosidad superficial para los distintos tipos de superficies.
El parámetro de rugosidad no es la única propiedad superficial que tiene un efecto directo
sobre las velocidades cerca del suelo. Donde existe una vegetación densa, por ejemplo, el viento
puede penetrar por las copas, desplazando el aire estancado sobre el suelo, y reduciendo así la
velocidad observada a una cierta altura. La altura del desplazamiento se define como la altura
para la cual el viento se hace nulo en la expresión logarítmica de la cizalladura del viento.
Esta expresión es la siguiente:
En esta expresión d es la altura de desplazamiento, z1 y z2 son dos niveles diferentes
donde se mide el viento (v1 y v2) y z0 es la altura de la rugosidad (generalmente mucho menor a z1
y z2). Evidentemente, cuando z2 = d + z0 se cumple v2 = 0.
8
Se considera generalmente que la altura de desplazamiento es de dos terceras o tres
cuartas partes la altura máxima de la vegetación
El efecto de este desplazamiento en altura es el de reducir la velocidad del viento próximo
a la superficie y, por tanto, aumentar la cizalladura del viento en las capas más bajas de la
atmósfera. También puede reducir la velocidad del viento en pequeños claros de vegetación, ya
que el suelo pasa a verse como una hondonada de profundidad por debajo de las copas. El
impacto de esta hondonada en la velocidad del viento disminuye a medida que su extensión (la del
claro) es suficientemente grande como para que el flujo de viento alcance el equilibrio con la
nueva altura efectiva. Por regla general, la extensión del claro tendría que ser, como mínimo, unas
20 veces la altura de desplazamiento para que el efecto fuera imperceptible en su centro, a pesar
de que en ciertas condiciones la extensión mínima puede llegar a ser aún mayor.
3.3.-
MAPAS DEL POTENCIAL EÓLICO
Las distribuciones de frecuencias de las velocidades se asemejan típicamente a una
distribución de Weibull. La función de Weibull es una curva analítica que describe la distribución
de frecuencias de la velocidad del viento o el número de mediciones en rangos específicos de
velocidad. Cuenta con dos parámetros ajustables los cuales permiten un grado de precisión
razonablemente cercano a la mayoría de las distribuciones actuales. El parámetro escalar C está
relacionado con la media de la velocidad del viento mientras que el parámetro k controla la
amplitud de la distribución. Los valores típicos de k están dentro del rango de 1 a 3.5, siendo los
valores más altos indicativos de una distribución más estrecha.
Son valores representativos de la zona de interés así como la función de la distribución de
Weibull. Los parámetros de Weibull estimados son C=5,78 m/s y k=1,87.
Figura 1. Distribución de frecuencias del viento observado.
9
La distribución direccional del recurso eólico es un factor clave para diseñar un parque
eólico, ya que permite diseñar la disposición de los aerogeneradores de manera que se minimice
el efecto de apantallamiento entre ellos (también llamado “efecto de estela o sombra” o “wake
effect”).
Figura 2. Rosa de viento del emplazamiento del parque eólico.
La figura siguiente muestra la frecuencia direccional anual estimada del viento para el
emplazamiento. A partir de la rosa estimada se observa un viento bidireccional cuya direcciones
predominantes son principalmente N-NNW y secundariamente SE.
La densidad del aire es un factor que afecta directamente a la producción energética, ya
que, para una misma distribución del viento, cuanto mayor es la densidad del aire mayor es la
producción energética. La densidad del aire estimada en esta zona es de 1,09 kg/m3.
10
:
4.-
DESCRIPCIÓN DEL PARQUE EÓLICO
4.1.-
TURBINA SELECCIONADA
La turbina propuesta para el Parque Eólico Sierra de Peña es la V117-3.3 MW. A
continuación se muestran sus características principales:
V117/3.3 MW CIIA:
-
Diámetro:
117 metros.
-
Altura de buje:
91,50 metros
-
Número de palas:
3
-
Potencia nominal:
3.300 kWh.
-
Clase I.E.C.
IIA
-
Velocidad de arranque
3,0 m/s.
-
Velocidad de parada
25 m/s.
La curva de potencia aplicada en el estudio ha sido la suministrada por el fabricante, la
densidad seleccionada ha sido la de 1,09 kg/m3. A continuación puede observarse la tabla y la
gráfica de la curva de potencia aplicada.
Figura 3. Curva de potencia teórica del aerogenerador V117-3.3 MW para la densidad del aire 1,225 kg/m
3
11
:
Velocidad (m/sg)
Aerogenerador V117
(ρ=1,09 kg/m3)
Potencia
Ct
3
16
0.902
4
123
0.821
5
281
0.813
6
516
0.806
7
851
0.801
8
1293
0.798
9
1851
0.791
10
2492
0.726
11
3033
0.613
12
3265
0.466
13
3298
0.349
14
3300
0.271
15
3300
0.216
16
3300
0.177
17
3300
0.147
18
3300
0.123
19
3300
0.106
20
3300
0.091
21
3300
0.079
22
3300
0.070
23
3300
0.061
24
3300
3300
0.055
25
0.049
Tabla 2. Curva de potencia (kW) y coeficiente de empuje del aerogenerador V117-3.3 MW para la densidad de
aire 1.09 kg/m3.
4.2.-
IMPLANTACIÓN DE AEROGENERADORES
La implantación de los aerogeneradores se muestra en el siguiente gráfico. Las
coordenadas UTM de los aerogeneradores se muestran en la siguiente tabla.
12
La orientación de la alineación de molinos se adecua a la dirección predominante de los
vientos de componente N-NNW y SE.
COORDENADAS UTM
Sistema referencia ETRS89 Huso 30
N
AEROGENERADOR
UTM X
UTM Y
P1.1
641.183,00
4.706.515,00
P1.2
640.868,00
4.706.469,00
P1.3
641.426,00
4.706.415,00
P1.4
641.673,00
4.706.261,00
P1.5
641.722,00
4.705.082,00
Tabla 3. Coordenadas UTM aerogeneradores parque eólico en sistema de referencia ETRS89 Huso 30 N
4.3.-
ALTURA DE BUJE
Para calcular la altura de buje más idónea se ha realizado un análisis preliminar del
potencial eólico a 91 m. y a 116,50 m. de altura
Se debe indicar que el aerogenerador V117-3.3 Mw está certificado para las siguientes
clases en función de la altura de buje:
Certification
IEC61400-22
DIBt Anlage 2.7/10
DIBt Anlage 2.7/10
Wind Class
IEC IIA
DIBt III
DIBt II
Hub Height
91.5 m / 116.5 m
91.5 m
116.5 m
Tabla 4. Certificados aerogenerador V112-3.0 MW
Es decir, la altura de buje a 91/116,50 m. esta certificada para clase IIA, apta para
velocidad medias de viento de hasta 8,5 m/s año. Del análisis del recurso eólico, topografía y
condicionantes ambientales se concluye que:
•
La media de velocidad de viento en el parque eólico es de 8,40 m/s a 91,5 m. de
altura por lo que se ubican dentro de la categoría IEC IIA cuyo límite es 8,5 m/sg
de media anual.
•
La ganancia en viento (α) de 91,5 a 116,5 m es inferior al 0,002.
Ni las características topográficas del terreno, ni los parámetros de viento para la clase de
turbina certificada ni la ganancia energética, ni los condicionantes ambientales aconsejan un buje
a altura de 116,50 m. Por tanto estos aerogeneradores se ubicarán a una altura de buje de 91,50
m. certificado para la clase IIA.
13
:
Por tanto los aerogeneradores finalmente quedarán de la siguiente manera:
COORDENADAS UTM
AERO
Modelo
Sistem a referencia ETRS89 Huso 30 N
UTM X
Potencia nom inal
Altura Buje
Velocidad m edia
(MW)
(m )
altura buje
UTM Y
(m /sg)
P1.1
641.183,00
4.706.515,00
V117
3,30
91,50
8,85
P1.2
640.868,00
4.706.469,00
V117
3,30
91,50
8,78
P1.3
641.426,00
4.706.415,00
V117
3,30
91,50
8,60
P1.4
P1.5
641.673,00
641.722,00
4.706.261,00
4.705.082,00
V117
V117
3,30
3,30
91,50
91,50
8,30
7,48
V117
3,30
91,50
8,40
Total
Tabla 7. Velocidad de viento a altura de buje seleccionada
14
5.-
RESULTADOS DEL ANÁLISIS DEL RECURSO EÓLICO
5.1.-
METODOLOGIA Y FACTORES ANALIZADOS
Seguidamente se muestran los resultados del análisis del recurso eólico del parque eólico.
En esta evaluación van a ser estudiados los siguientes aspectos:
-
Régimen de viento
-
Perfil vertical y viento a la altura del buje.
-
Corrección de la densidad del aire y producción a la altura del buje.
-
-
-
Producción energética prevista.
Régimen de viento
Obtenido mediante el sistema MesoMap, modelo numérico de predicción basado en datos
de reanálisis, radiosondeo, superficie y características de los usos del suelo.
Perfil vertical y viento a la altura del buje
Tras el análisis de los resultados se elige una altura de buje de 91,50 m. para todos los
aerogeneradores ya que las características topográficas del terreno y los condicionantes
ambientales, a pesar de la ganancia energética, así lo aconsejan.
Corrección de densidad y producción a la altura del buje
La densidad del aire media calculada para el emplazamiento es de 1.09 kg/m3.
Los cálculos energéticos se han realizado con la curva de potencia del modelo de
aerogenerador V117-3.3 MW correspondiente a la densidad del emplazamiento. La curva de
potencia utilizada ha sido facilitada por el fabricante de aerogeneradores.
En el cálculo de la producción energética del proyecto se ha utilizado la herramienta
informática wASP adaptada a ARCGIS. Este programa se alimenta principalmente de los
elementos mencionados en las secciones anteriores:
•
Posiciones de los aerogeneradores
•
Mapa de recurso eólico espacial local modelizado
15
:
•
Modelo de aerogenerador y altura de buje
•
Curva de potencia del aerogenerador seleccionado
•
Densidad del aire estimada para el emplazamiento
Para calcular la producción energética de un parque eólico, una vez que se ha ejecutado
el modelo del recurso de viento, wASP importa la información contenida en el fichero de mallado
de recurso (WRG), para así definir el recurso eólico disponible en el área del emplazamiento. Las
coordenadas de los aerogeneradores y las curvas de potencia consideradas en este proyecto son
importadas. La densidad del aire promedio del emplazamiento es ingresada al programa junto con
la elevación del terreno en el punto donde fue calculada. wASP ajusta esta densidad del aire a la
altura de cada uno de los aerogeneradores utilizando un gradiente vertical estándar atmosférico.
La curva de potencia utilizada para cada posición de turbina es ajustada a su correspondiente
altura a través de la interpolación entre el conjunto de curvas de potencia por densidad que se
añadan al programa.
Estelas
Otro elemento que hay que tener en cuenta es la pérdida por estelas entre molinos. Las
sombras entre aerogeneradores dependen de la orientación de las alineaciones con respecto al
viento dominante, de la distancia entre turbinas y de la rosa de vientos. De las modelizaciones
realizadas se han adoptado las pérdidas estimadas.
El resultado final es de unas pérdidas del 5,23 %.
5.2.-
PRODUCCIÓN ENERGÉTICA PREVISTA
A continuación, se exponen los resultados (brutos) más importantes del parque:
Velocidad media anual del parque en m/s
8,40
14.767.500
4.475
Factor de capacidad
0,510
No obstante la energía vendida será menor ya que habrá que considerar algunas pérdidas
que se traducen en los siguientes conceptos de eficiencia:
16
Estelas medias (%)
5,23
Otras perdidas a tener en cuenta
Transformación y transporte de la energía
0,95
Disponibilidad de las máquinas
0,96
Rafagosidad
0,9995
Mantenimiento de la Subestación y cortes suministro
0,99
Regulación de la Red Eléctrica
0,98
Condicionantes
0,98
Ajuste de curva de potencia
0,97
Eficiencia y estrategias de producción
0,99
EFICIENCIA TOTAL
0,820
A continuación se explican varias de las eficiencias arriba expuestas:
•
Eficiencia por transporte y transformación de energía: Se estima en un 0.95 % en
las perdidas eléctricas del parque eólico hasta la entrada de la subestación, tanto
perdidas de transformación dentro del propio aerogenerador como perdidas de
transporte en los circuitos de 30 kV.
•
Eficiencia por disponibilidad: Se asume una eficiencia de 0,96 % como
disponibilidad general sobre la base de la experiencia acumulada en los parques
en funcionamiento.
•
Eficiencia por vientos fuertes (histéresis) y rafagosidad (rachas máximas). Esta
pérdida viene determinada por las características técnicas del aerogenerador. El
número de horas equivalentes que se pierden por conceptos de rafagosidad es de
aproximadamente el 0,0005 % de la producción media.
17
18
•
Pérdidas por mantenimiento de la subestación y cortes de suministro: Se
considera una eficiencia de 0,99 % en el mantenimiento de la subestación por
posibles paradas de mantenimiento y por cortes de mantenimiento en la Red
general.
•
Regulación de Red Eléctrica: Se considera una eficiencia de 0,98 % en la
regulación de Red Eléctrica en caso de existencia de una producción en
generación superior a la demanda existente en momentos concretos. En este
caso REE tienen protocolos de actuación que determina el no paso a la Red
General de Transporte de determinadas unidades de generación.
•
Condicionantes climatológicos: Pérdidas por suciedad en palas y hielos. Se aplica
una eficiencia de 0,98 % causada por la formación de hielo, suciedad y
degradación de las palas lo cual supone una reducción del rendimiento de las
palas a lo largo de la vida productiva del parque (20 años).
•
Eficiencia por curva de potencia. A la curva de potencia suministrada por el
fabricante se le aplica una eficiencia de 0,97 %.
•
Eficiencia y estrategias de producción (control por viento columnar): Se aplica una
eficiencia de 0,99 % cuando las distancias entre turbinas son iguales o inferiores a
3 diámetros del rotor, se considera la aplicación de una estrategia de parada de
turbinas alternas para evitar los efectos negativos entre turbinas en caso de
vientos columnares o paralelos a la orientación de la alineación.
:
TABLAS RESUMEN
PARQUE EOLICO Sª de PEÑA
COORDENADAS UTM
AERO
Modelo
UTM X
Potencia nominal
Altura Buje
Velocidad media
(MW)
(m)
altura buje
UTM Y
(m/sg)
Producción bruta
Horas
Estelas
Produccion
(Mw h/año)
(%)
Produccion corregida tras estelas
Horas
Produccion
(Mw h/año)
Perdidas
Horas
Produccion
(Mw h/año)
Factor
Produccion neta
Horas
Produccion
Produccion
de
(Mw h/año)
(Gw h/año)
capacidad
P1.1
641.183,00
4.706.515,00
V117
3,30
91,50
8,85 4.849,12
16.002,10
3,10
4.699,00
15.506,70
846,00
1.692,00 3.853,00
12.714,90
12,71
0,440
P1.2
640.868,00
4.706.469,00
V117
3,30
91,50
8,78 4.798,20
15.834,06
4,70
4.573,00
15.090,90
823,00
1.646,00 3.750,00
12.375,00
12,38
0,428
P1.3
641.426,00
4.706.415,00
V117
3,30
91,50
8,60 4.655,85
15.364,31
5,50
4.400,00
14.520,00
792,00
1.584,00 3.608,00
11.906,40
11,91
0,412
P1.4
P1.5
641.673,00
641.722,00
4.706.261,00
4.705.082,00
V117
V117
3,30
3,30
91,50
91,50
8,30 4.408,19
7,48 3.661,72
14.547,01
12.083,68
6,00
7,50
4.144,00
3.387,00
13.675,20
11.177,10
746,00
610,00
1.492,00 3.398,00
1.220,00 2.777,00
11.213,40
9.164,10
11,21
9,16
0,388
0,317
V117
3,30
91,50
8,40 4.475,00
73.831,16
5,23
4.241,00
69.969,90
763,00
7.634,00 3.477,00
57.373,80
57,37
0,397
Total
19
:
Finalmente la energía producible neta (vendida) por un aerogenerador se resume en los
datos siguientes:
COMPOSICIÓN:
11.474.100
3.477
Factor de capacidad
0,397
Potencia total (MW)
16,50
57,37
20
ANEXO Nº 3:
AEROGENERADOR V117-3.3 MW
ANEJO Nº 3 - AEROGENERADOR V117-3.3 MW
ÍNDICE
1.- AEROGENERADOR VESTAS V117/3.3 MW .......................................... 1 1.1.- CONSIDERACIONES GENERALES .......................................................... 1 1.1.1.- Introducción .......................................................................................... 1 1.1.2.- Tipo de turbina y descripción general ................................................... 4 1.2.- COMPONENTES Y CARACTERISTICAS BÁSICAS ................................. 8 1.2.1.- Rotor ..................................................................................................... 8 1.2.2.- Sistema de transmisión y generador .................................................. 11 1.2.3.- Sistema de frenado ............................................................................. 14 1.2.4.- Sistema de orientación ....................................................................... 14 1.2.5.- Góndola .............................................................................................. 15 1.2.6.- Torre ................................................................................................... 16 1.2.7.- Sistema transformación ...................................................................... 17 1.2.8.- Sistema de refrigeración ..................................................................... 17 1.2.9.- Unidad de control y potencia .............................................................. 18 1.2.10.- Otros sistemas ................................................................................ 19 1.2.11.- Protección integral contra rayos...................................................... 20 1.2.12.- Sensores de viento ......................................................................... 20 1.2.13.- Otros datos...................................................................................... 20 1.2.14.- Sistemas de protección de Incendios ............................................. 22 1.2.15.- Potencia reactiva............................................................................. 22 1.2.16.- Huecos de tensión .......................................................................... 22 1.2.17.- Nivel de ruido del aerogenerador .................................................... 22 1.2.18.- Curva de potencia ........................................................................... 22 1.2.19.- Descripción del montaje de los aerogeneradores ........................... 23 1.2.20.- Sistema de puesta a tierra .............................................................. 24 1.2.21.- Sistema de iluminación ................................................................... 25 1.2.22.- Conexión de los aerogeneradores .................................................. 25 1.3.- INSTALACIONES MEDIA TENSIÓN ........................................................ 25 1.4.- DATOS BÁSICOS ..................................................................................... 26 PLANOS
• CARACTERISTICAS TÉCNICAS Y DESCRIPCIÓN
AEROGENERADOR V117 3.3 MW (ANEXO 3):
GENERAL
− Plano nº A2.1.- Vista general aerogenerador.
− Plano nº A2.2: Esquema unifilar
− Plano nº A2.3: Situación de componentes en torre
− Plano nº A2.4: Sistema de tierra en torre tubular.
− Plano nº A2.5: Diagrama de protección
• OBRA CIVIL PARA EL AEROGENERADOR V117 3.3 MW (ANEXO 3):
− Plano nº A2.6.- Cimentación
− Plano nº A2.7.- Plataforma
− Plano nº A2.8.- Sección tipo viales y zanjas
DEL
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO ANEXO III: AEROGENERADOR
1.-
AEROGENERADOR VESTAS V117/3.3 MW
1.1.-
CONSIDERACIONES GENERALES
1.1.1.-
Introducción
El modelo de aerogenerador que se pretende instalar significa la evolución de VESTAS en
cuanto a innovación tecnológica, habiendo sido desarrollados con un objetivo muy claro de
eficacia energética y económica.
Estos modelos de aerogeneradores incorporan un gran número de novedades respecto a
sus antecesores. Entre ellos destacan el nuevo diseño de las palas, extremadamente ligeras,
presentan una innovación lograda por VESTAS mediante la utilización de una gama de nuevos
materiales. Utiliza fibra de carbono, un material sólido y rígido, aunque muy ligero, en lugar de
fibra de vidrio para la estructura de la pala que soporta la carga. Debido a la resistencia de la fibra
de carbono ha sido posible reducir la cantidad de material utilizado en las palas, reduciendo mes
aún por lo tanto, el peso total, y consecuentemente las cargas.
También se ha incorporado un nuevo diseño de la góndola. VESTAS ha desarrollado una
nueva góndola, fiable y resistente, que pudiera generar más energía sin aumentar el tamaño y
peso total de la propia góndola o las cargas aplicadas sobre la torre y la cimentación. Las
prestaciones de este diseño permiten la absorción de las fuerzas que actúan sobre la maquinaria
gracias a un chasis optimizado. Así mismo, este diseño ha hecho posible el ajuste del buje a una
junta de gran diámetro ubicada en la periferia externa de la multiplicadora, que entre otras cosas,
elimina la necesidad de un eje principal convencional.
Así mismo la torre presenta mejoras tecnológicas. Se ha obtenido una torre más ligera y
resistente como resultado de unas menores cargas combinadas con un diseño inteligente. Una de
las mejoras que aumenta la resistencia a la fatiga de la torre, ha sido la idea de utilizar imanes
para fijar los componentes internos a la pared de la torre en lugar de utilizar abrazaderas
soldadas. La resistencia final se ha ligado mediante la utilización de un tipo de acero mucho más
resistente que el utilizado anteriormente.
El sistema de lubricación del motor también es nuevo. Se han colocado alimentadores de
aceite a presión en las partes vitales del motor, consiguiendo una lubricación constante de la
cantidad exacta necesaria.
1
Otra mejora significativa es que solo requiere una visita de mantenimiento preventivo al
año, en lugar de dos, que es el estándar industrial actual. Se ha simplificado el acceso al
aerogenerador, optimizando la colocación de los elementos dentro de la torre y la góndola. Se
dispone de más espacio para trabajar, facilitando las tareas de servicio y mantenimiento.
En resumen, estos modelos de aerogeneradores suponen un menor corte operativo y de
mantenimiento por kilovatio hora.
El aerogenerador está constituido por una turbina, un multiplicador y un generador
eléctrico situados en lo alto de una torre de acceso, cimentada sobre una zapata de hormigón
armado. Los equipos seleccionados responden al siguiente esquema general y tienen las
características determinadas en los siguientes puntos:
• Alto rendimiento en zonas de viento medio
− Vestas ha identificado tres factores decisivos que determinan la calidad de un
aerogenerador: la producción energética, la calidad energética y los niveles de ruido.
− Los aerogeneradores se someten a varios meses ensayando y documentando el
rendimiento y finalmente se realiza una certificación de una organización
independiente que verifica los resultados.
− Con el modelo V117-3.3 MW VESTAS introduce un aerogenerador con una
producción óptima en zonas de viento medio-bajo. El modelo se ha optimizado para
zonas con régimen de vientos IEC IIA/IIIA con la torre con altura de buje a 91,5 /
116,5 m.
• Palas de mayor longitud
− Se introducen algunos materiales ligeros nuevos, principalmente fibra de carbono
para los mástiles que soportan las cargas. La fibra de carbono no sólo es más ligera
que la fibra de vidrio a la que reemplaza, sino que su fuerza y rigidez reducen
también la cantidad de material necesario, así como el peso del conjunto. Es por ello
que se haya conseguido una superficie de barrido de 10.751 m² con palas más
ligeras y de mayores dimensiones.
− El nuevo perfil de las palas representa también un avance aerodinámico significativo.
Vestas ha trabajado en la optimización de la relación entre el impacto global de la
carga en el aerogenerador y la energía generada anualmente. El diseño final de la
pala presenta una nueva forma del plano y un borde trasero curvado.
2
− El plano aerodinámico resultante mejora la producción de energía, a la vez que hace
el perfil de la pala menos sensible a la suciedad en el borde de ataque y mantiene
una buena relación geométrica entre el grosor de un plano aerodinámico y el
siguiente. Esto se traduce en un incremento de la producción combinado con una
disminución de las transferencias de cargas, así como una mejora general de lo
fundamental.
• Mejora de las multiplicadoras
− Vestas ha tenido en cuenta el hecho de que el aumento en la longitud de las palas se
traduce en un aumento de la carga de los componentes mecánicos del
aerogenerador. En consecuencia, se ha reforzado el sistema de transmisión de la
góndola. Además, al mismo tiempo se han realizado ajustes que refuerzan las
conexiones de pernos que transfieren cargas, el sistema de engranajes de
orientación y la multiplicadora.
− Tras años de investigación de campo, análisis, comprobaciones y trabajos de
desarrollo en colaboración con los principales proveedores de multiplicadoras, los
nuevos aerogeneradores están equipados con una generación de multiplicadoras
totalmente nueva que es más resistente y eficaz.
• Una torre ligera y resistente
− Vestas presenta una nueva torre para el aerogenerador V117-3.3 MW, que ofrece
diversas mejoras en cuanto a su diseño.
− El diseño inteligente ha dado lugar a una torre más ligera. Uno de los factores que
aumenta la resistencia a la fatiga de esta torre ha sido la innovadora idea de utilizar
imanes para sujetar los componentes interiores a la pared de la torre, en lugar de
utilizar, como se hacía hasta ahora, pletinas soldadas. La resistencia final se ha
conseguido utilizando un tipo acero mucho más resistente que el que se utilizaba
antes.
− Vestas ha reducido el peso total de la torre lo que permite transportar este
componente de forma más rentable.
• Vestas OptiSpeed®*
− Los aerogeneradores de 3.3 MW de VESTAS están equipados con un sistema que
permite que el rotor funcione a velocidades (rpm) variables y, al mismo tiempo,
optimiza la eficacia de aerodinámica del rotor y que permite una variación en la
velocidad del rotor hasta en un 60% aproximadamente.
− Es decir la velocidad del rotor puede variar hasta un 30% por encima o por debajo de
la velocidad sincrónica. El objetivo de esto es maximizar la producción de energía.
3
Para alcanzar este objetivo, se aprovecha el mayor rendimiento de la rotación lenta y
variable, se almacena el exceso de energía en forma rotatoria y se explota toda la
fuerza de las rachas pasajeras.
− Este sistema es una solución eficaz, puesto que el convertidor convierte únicamente
la energía del rotor del generador, que representa sólo una pequeña parte de la
producción total de energía del aerogenerador. La energía generada por el rotor del
generador se transforma en red eléctrica mediante el convertidor.
− Este sistema proporciona también un beneficio adicional que es el de reducir las
tensiones en el multiplicador, en las palas y en la torre gracias a los menores picos
de carga.
− El uso de un convertidor elimina la necesidad de consumir potencia reactiva de la red
eléctrica. De todos modos, en caso necesario es posible ajustar el aerogenerador
para que suministre o consuma potencia reactiva.
− En resumen, se optimiza la producción de energía, sobre todo en áreas con vientos
modestos, por lo que facilita la labor de adaptar los parámetros a la red eléctrica.
1.1.2.-
Tipo de turbina y descripción general
El modelo V117-3.3MW tiene un rotor, situado a barlovento, de 117 m. de diámetro, con
una superficie de barrido de 10.751 m2. Está equipada con tres palas aerodinámicas de paso
variable controlado por un microprocesador, regulación electrónica de la potencia de salida y un
sistema de orientación.
Por medio de un multiplicador, se acopla a un generador asíncrono de 4/6 polos y 3,3 MW
de potencia. La velocidad de arranque es de 3 m/s, y la de corte de 25m/s. La velocidad de giro
del rotor es de 6.2-17,7 rpm, en sentido de las agujas del reloj, vista la turbina de frente.
El modelo de aerogenerador V117-3.3 MW está disponible para condiciones de viento IEC
IIA/IIIA con torre de 91,5 y 116,5 m.
Las palas han sido fabricadas por Vestas e incorporan varios nuevos materiales más
ligeros, principalmente la fibra de carbono en los mástiles que soportan la carga. Las palas están
fabricadas en fibra de vidrio, epoxi reforzado y fibras de carbono. La fibra de carbono no sólo es
más ligera que la fibra de vidrio, sino que su mayor fuerza y rigidez han hecho posible la reducción
en la cantidad del material necesario. Las palas del V117, de 57,15 m de longitud, presentan
también un nuevo perfil aerodinámicamente superior. El plano aerodinámico resultante mejora la
producción de energía, a la vez que hace el perfil de la pala menos sensible a la suciedad en el
borde de ataque y mantiene una buena relación geométrica entre el grosor de un plano
4
aerodinámico y el siguiente. Esto se traduce en un incremento de la producción combinado con
una disminución de las transferencias de cargas.
®
Este modelo cuenta además con la tecnología OptiSpeed , que representa un avance
significativo en el rendimiento de los aerogeneradores, pues permite una variación de
aproximadamente un 60% de la velocidad de giro del rotor con respecto a la velocidad nominal.
Eso significa que la velocidad del rotor puede variar hasta un 30% por encima o por debajo de la
®
velocidad sincrónica. OptiSpeed incrementa la producción anual de energía en alrededor de un
®
5%. Con cualquier velocidad de viento, los sistemas OptiTip y OptiSpeed™ maximizan la
producción de energía independientemente de la temperatura del aire y de su densidad. A
velocidades eólicas altas, se mantiene la producción de energía nominal.
El generador es activado por el eje de salida del multiplicador. El apoyo del multiplicador
transfiere todos los esfuerzos desde la parte frontal al bastidor y éste a la torre como elemento
principal. El eje principal de la turbina está sujeto por dos rodamientos, los cuales absorben las
fuerzas radiales y axiales que vienen del rotor. Mientras que el buje se monta con tornillos sobre el
eje principal.
El aerogenerador está equipado con dos sistemas independientes de frenado
(aerodinámico y mecánico) activados hidráulicamente e interrelacionados entre sí para detener la
turbina en todas las condiciones de funcionamiento. El sistema de frenado aerodinámico consiste
en la actuación de la regulación del paso (conocido como "pitch") para posicionar a las palas en la
posición de menos enfrentamiento al viento y oponiéndose al giro del rotor. Por otro lado, el
sistema de frenado mecánico incorpora un freno de disco hidráulico fijado al eje de alta velocidad,
integrado por un disco de frenado y tres pinzas hidráulicas (mordazas de frenado), con pastillas de
freno sin asbestos. Ambos sistemas, aerodinámico y mecánico, tienen actividad hidráulica a partir
de la unidad situada en la parte trasera de la barquilla.
El sistema de control del aerogenerador está basado en microprocesador de todas las
funciones del mismo, con la opción de supervisión a distancia. Optimización y regulación de
producción mediante control de velocidad variable y regulación de paso.
Toda la maquinaria, a excepción del anemómetro y veleta, está protegida por una cubierta
cerrada, de fibra de vidrio, que se apoya sobre una banda de goma en los bordes del bastidor.
Este tipo de cerramiento total protege los diversos componentes contra las condiciones
atmosféricas ambientales, al tiempo que reduce el ruido del aerogenerador, impidiendo que se
transmita a naves del aire. La fibra de vidrio de refuerzo de la cubierta de góndola protege todos
los componentes de dentro de la góndola contra la lluvia, la nieve, el polvo, el sol, etc. Una
apertura central inferior proporciona el acceso a la góndola desde la torre. Un sistema de grúa
auxiliar de 800 kilogramos está instalado dentro de la góndola.
5
Las torres de estos aerogeneradores están construidas en acero y están divididas en tres
o cuatro tramos. Como una opción, VESTAS ofrece un montacargas en la torre tubular.
Las características principales son:
− Modelo: ............................................................................................................... V117
− Potencia nominal ......................................................................................... 3.300 kW
− Control de potencia .......................................... Cambio de paso y velocidad variable
− Nº de palas ............................................................................................................... 3
− Diámetro del rotor ............................................................................................ 117 m.
− Velocidad de giro del rotor ................................................................ 6,2 – 17,7 r.p.m.
− Freno principal .......................................... Cambio de paso de pala/freno neumático
− Temperatura ambiente de diseño: ........................................................... -20º a +45º.
− Altura del buje: ....................................................................................... 91,5/116,5 m
− Velocidad de arranque......................................................................................3 m/sg
− Velocidad de parada: ......................................................................................25 m/sg
6
− Velocidad nominal de viento::.........................................................................13 m/sg
− Clase de diseño según IEC: ............................................................................. IIA/IIIA
Condiciones de utilización y pautas de actuación
El clima y las condiciones del sitio tienen muchas variables y deben considerarse en la
evaluación de desempeño real de la turbina. Los parámetros de diseño y de funcionamiento
establecidas en la presente sección no constituyen garantías, garantías o representación en
cuanto a rendimiento de la turbina en los sitios reales.
• Clima y Condiciones del Sitio (Los valores se refieren a la altura del buje):
− Clase: .............................................................................................................. IEC IIA.
− Rango de temperatura: ............................................................................ -40º a +50º.
− Racha máxima (promedio de10 minutos) .................................................42,50 m/sg
− Racha máxima admisible ( promedio 3 segundos) ...................................59,50 m/sg
− Velocidad media anual máxima...................................................................8,50 m/sg
− A-factor ........................................................................................................9,59 m/sg
− Turbulencia máxima (IEC 61400-1, 15m/sg-90%) .............................................. 18%
− Cizalladura: .......................................................................................................... 0,20
− Angulo de entrada vertical ....................................................................................... 8º
• En terrenos complejos según clasificación IEC 61400-1.2005 se deben incluir medidas
específicas en la evaluación del sitio. El posicionamiento de cada turbina debe ser
verificada a través del programa de verificación del sitio de Vestas.
• La turbina está diseñada para uso en altitudes de hasta 1.000 m sobre el nivel del mar y
puede, opcionalmente, ser diseñado para su uso en la altitud de hasta 2.000 m sobre el
nivel del mar.
• El espaciamiento de turbina en cualquier caso, no debe ser inferior a tres diámetros de
rotor. En distancias menores el fabricante deberá aprobar la implantación.
7
Certificaciones
1.2.1.2.1.-
COMPONENTES Y CARACTERISTICAS BÁSICAS
Rotor
El rotor está constituido por tres palas diseñadas aerodinámicamente y construidas de
fibra de carbono, un buje central de fundición protegido por una cubierta de fibra de vidrio y el
mecanismo de cambio de paso de pala.
Las palas están controlados por el sistema de control de paso por un microprocesador. En
función a las condiciones predominantes del viento, las palas están continuamente
posicionándose para optimizar el ángulo de paso.
La velocidad de rotación varía entre 6,2 y 17,7 r.p.m. y las palas se ponen en movimiento
cuando la velocidad del viento es superior a 3 m/s.
Las características principales del rotor son:
− Diámetro: ......................................................................................................... 117 m.
− Área de barrido (m2): ................................................................................ 10.751 m2.
− Rango de velocidad del rotor ............................................................ 6,2 – 17,7 r.p.m.
− Velocidad de giro nominal ......................................................................... 12,8 r.p.m.
− Velocidad de rotación (Rpm): ....................................................................... Variable.
− Sentido de rotación: ........................................... Sentido horario (visto frontalmente).
− Orientación:............................................................................................ A barlovento.
− Inclinación: ............................................................................................................... 6º
− Conicidad de las palas............................................................................................. 4º
− Número de palas: ..................................................................................................... 3
− Sistema de freno ....................................................................................aerodinámico
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Palas
Las palas del aerogenerador está fabricadas en material compuesto con fibras de
carbono, resina epoxy y fibra de vidrio. Cada pala se fabrica en dos células que se enlazan a un
eje soporte central. Las palas están conectados a rodamientos de palas a través de unos soportes
especiales en la raíz de la pala. Los rodamientos son rodamientos de bola con cuatro puntos de
contacto.
El aerogenerador presenta en las palas un sistema de pararrayos que recoge las
descargas eléctricas y las transmite hasta el buje, por donde circula hasta la puesta a tierra del
aerogenerador.
La palas se atornillan sobre una pieza del soporte de acero que puede pivotar sobre el
buje con una activación hidráulica, mediante un conjunto de bielas. Con este sistema se consigue
un arranque sin motor y menores esfuerzos sobre la estructura, tanto durante el funcionamiento
como en el frenado. También, con este sistema, se aumenta la potencia a altas y bajas
velocidades del viento respecto de la respuesta proporcionada por los aerogeneradores de palas
fijas.
Las palas se fabrican en construcción emparedada ligera y disponen en su raíz de tuercas
especiales, empotradas, para su conexión al buje del rotor. Se componen de dos conchas unidos
a una viga de soporte. Las características principales se detallan a continuación:
− Principio ......................................................... Valvas unidas al travesaño de soporte
− Material .................................Fibra de carbono y epoxy reforzado con fibra de vidrio
− Color estándar ....................................................................RAL 7035 (gris luminoso)
− Conexión de las palas ................................................ Vástagos insertados en acero
− Longitud total: ............................................................................................... 57,15 m.
− Alabeo máximo .....................................................................................................4 m.
− Rodamientos.......................... Rodamientos de doble hilera con 4 bolas de contacto
Sistema de paso variable
Debido a la gran variabilidad del viento, es necesario dotar a los aerogeneradores de los
grados de libertad necesarios para que cumplan su funcionalidad aceptablemente. Una de las
posibles actuaciones es dotar a la pala de paso variable. Así, a bajas velocidades la pala es
orientada de forma que presente una gran superficie vista en dirección al viento dominante. A
medida que el viento aumenta, esta superficie se reduce cambiando el ángulo de orientación. Si la
velocidad del viento supera los 25 m/s, las palas se giran totalmente para ofrecer la menor
9
resistencia posible al viento y dejan de rotor como medida de seguridad. El rango de producción,
pues, de un aerogenerador se extiende desde 3 m/s hasta 25 m/s, aproximadamente.
El control de paso, sin embargo, no permite una regulación lo suficientemente ágil para
eliminar los golpes de par producidos por ráfagas de viento y además, no contribuye a aprovechar
la energía excedentaria de las mismas. Por ello, se ha optado por dotar a las maquinas de un
generador asíncrono de rotor devanado con anillos deslizantes, y excitado mediante convertidor
con etapa totalmente regulada. La regulación de potencia viene determinada por el paso variable
de las palas y por la regulación de la velocidad del generador, controlado por un microprocesador.
La turbina está equipada con un sistema de paso de cada pala ubicado en el buje. Cada
sistema de paso está conectado al sistema de transmisión con mangueras flexibles. El sistema de
de distribución está conectada a los tubos de la unidad de transferencia de rotación hidráulica en
el buje por medio de tres mangueras (línea de presión, la línea de retorno y de drenaje). Cada
sistema de paso se compone de un cilindro hidráulico montado en el rotor y un vástago de pistón
montado en la pala a través de un eje de brazo de torsión. Las válvulas que facilitan el
funcionamiento del cilindro hidráulico se instalan en un bloque atornillado directamente sobre el
cilindro hidráulico.
Las características básicas son:
− Tipo ............................................................................................................. Hidráulico
− Cilindros ...................................................................................................... 1 por pala
− Rango ........................................................................................................... -9º a 90º
• Sistema hidráulico:
− Tipo ........................................................................ 2 bombas de aceite recirculantes
− Presión ............................................................................................................ 260 bar
Buje
Las características del buje son:
− Tipo .............................................................................. Cubierta en bola de fundición
− Material ........................................................................................... Fundición forrada
− Color estándar ................................................................... RAL 7035 (gris luminoso)
− Protección contra la corrosión(áreas externas) ...................................................... C5
− Protección contra la corrosión(áreas internas)......................................... mínimo C3
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1.2.2.-
Sistema de transmisión y generador
El par motor provocado por el viento es transmitido desde el rotor hasta la multiplicadora a
través del eje de baja velocidad, que se encuentra atornillado en ambos extremos (buje y
portasatélites de la multiplicadora). El eje, al igual que todo el tren de potencia, tiene un paso
central longitudinal que permite el envío de cableado eléctrico, de control y de alimentación
hidráulica, necesarios para el manejo del cambio de paso, desde la góndola hasta el buje.
El buje soporte de las palas se atornilla al eje principal del tren de potencia. Este está
soportado por dos rodamientos, ajustados en soportes fundidos, y que absorben los esfuerzos
radial y axial del rotor. Este diseño permite lograr un área engrasada excepcionalmente grande
alrededor del eje y los apoyos, que se traduce en una larga vida en servicio libre de problemas.
Esto evita que ninguna carga, excepto el par torsor, se transmita a la multiplicadora,
minimizando la ocurrencia de problemas en este componente. Los rodamientos están lubricados
por aceite mediante un sistema de lubricación independiente, similar al de la multiplicadora pero
con su propio sistema de filtrado de partículas. El tren de potencia, se caracteriza por reducir la
fatiga mecánica e incrementar por ello la fiabilidad y disponibilidad del aerogenerador.
La velocidad de rotación del eje principal es monitorizada por el sistema de vigilancia de
sobrevelocidad de manera que un sistema de seguridad abre la serie de emergencia cuando
detecta sobrevelocidad del conjunto rotor -eje.
El esfuerzo de rotación generado por el rotor se trasmite hasta la multiplicadora. La
multiplicadora modifica la relación velocidad de rotación/par proveniente del eje de baja velocidad,
ajustando dichos valores a las exigencias de funcionamiento del generador, contando con un eje
de salida a media velocidad. El portasatélites se apoya sobre el rodamiento trasero del eje
principal.
La multiplicadora, testada tanto por el sistema de control como por el sistema de
mantenimiento predictivo, es un mecanismo helicoidal de tres etapas, una etapa planetaria y dos
paralelas mediante dos ejes planetarios y uno helicoidal, atornillándose en el eje de entrada de
baja velocidad y formando parte todo del propio multiplicador. La unión con el bastidor, que
traslada las reacciones a la parte frontal de la plataforma, está diseñada para asegurar una carga
de impacto igual a ambos lados (equilibrada).
La multiplicadora tiene un sistema de lubricación con un filtrado en línea y otro
independiente disminuyendo así el potencial número de averías debidas a suciedad en el
lubricante.
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La unión con el generador se realiza por medio de un eje que atraviesa internamente el
rotor del generador, terminando en un acoplamiento flexible en la parte trasera de éste.
El funcionamiento de la multiplicadora y de sus componentes se encuentra monitorizado
mediante sensores de temperatura, partículas metálicas y vibraciones.
Las características del multiplicador:
− Tipo ................................................................. Etapas planetarias/1 etapa helicoidal
− Material ........................................................................................................ Fundición
− Potencia ...................................................................................................... 3.500 KW
− Sistema de lubricación................................ Bomba de aceite con aceite refrigerante
− Volumen de aceite .................................................................................. 1000/1200 l.
− Código limpieza aceite....................................................................... ISO 4406/15/12
El eje de alta velocidad, a la salida del multiplicador, acciona el generador y tiene fijado el
freno mecánico de disco.
El generador es un generador síncrono trifásico con un rotor devanado y anillos
deslizantes de 4/6 polos, 3.3 MW de potencia, frecuencia 50Hz, con velocidad de rotación
variable, conectado a red a través de un convertidor de frecuencias.
Las características del generador son:
− Tipo ............................................................................................................. Asíncrono
− Frecuencia ......................................................................................................... 50 Hz
− Voltaje (stator)............................................................ 3 X 750 V a velocidad nominal
− Numero de polos ................................................................................................... 4/6
− Conexión ......................................................................................... Estrella/Triángulo
− Velocidad de rotación ......................................................................... 1450/1540 rpm
− Velocidad máxima (IEC 2 minutos) ............................................................ 2.400 rpm
− Aislamiento .........................................................................................................F ó H
− Protección ............................................................................................................ IP54
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El convertidor es un convertidor completo, tipo full converter que controla la calidad de la
energía suministrada a la red. El convertidor se compone de varias unidades que operan en
paralelo con un controlador común. El convertidor controla la conversión de potencia de frecuencia
variable del generador en corriente alterna de frecuencia fija con la potencia activa y reactiva
deseada a los parámetros de conexión a la red. El convertidor se encuentra en la góndola y tiene
una rejilla lado tensión nominal de 650 V. La tensión nominal puede ser de hasta 710 V
dependiendo de la velocidad del generador.
La conexión del generador al eje de alta velocidad tiene lugar mediante un acoplamiento
(elástico) y un embrague, que prevé la sobrecarga del mecanismo. El acoplamiento absorbe los
desplazamientos radial, axial y angular entre los ejes del multiplicador y generador, asegurando un
alineamiento preciso y la máxima transmisión del esfuerzo de rotación del multiplicador.
Las características de los elementos son:
• Eje Principal
− Tipo ...................................................................................Eje de material compuesto
• Multiplicador-generador
− Tipo. .................................................................................Eje de material compuesto
• Caja de rodamientos
− Tipo ................................................................ Caja de fundición con centro rebajado
• Rodamientos principales
− Tipo .........................................................................................Rodamientos esféricos
El diseño general del tren de potencia y el generador, al igual que el resto de los
componentes de la barquilla, se traduce en una máquina compacta, segura y eficiente, con los
accesos adecuados para las labores de servicio y mantenimiento. Todo ello redunda en una
sensible disminución de los costes de operación.
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1.2.3.-
Sistema de frenado
El aerogenerador está equipado con dos sistemas independientes de frenado
(aerodinámico y mecánico) activados hidráulicamente e interrelacionados entre sí para detener la
turbina en todas las condiciones de funcionamiento.
El sistema de frenado aerodinámico consiste en la actuación de la regulación del paso
(conocido como "pitch") para posicionar a las palas en la posición de menos enfrentamiento al
viento y oponiéndose al giro del rotor.
Por otro lado, el sistema de frenado mecánico incorpora un freno de disco hidráulico fijado
al eje de alta velocidad, integrado por un disco de frenado y tres pinzas hidráulicas (mordazas de
frenado), con pastillas de freno sin asbestos.
Ambos sistemas, aerodinámico y mecánico, tienen actividad hidráulica a partir de la
unidad situada en la parte trasera de la barquilla.
El sistema distingue dos tipos de frenado:
− Frenado normal (en operación): en el que solo se usa el sistema de regulación del
paso de las palas para realizar el frenado "controlado" a baja presión hidráulica. Con
ello, se reducen al mínimo las cargas sobre la turbina y se contribuye a una larga vida
del sistema.
− Frenado de emergencia: en situaciones críticas, con aplicación a presión elevada de
los calibradores hidráulicos junto con el giro total de las palas.
En caso de sobre velocidad en el rotor que coincida con un fallo del controlador, un
dispositivo auxiliar de seguridad, independiente del controlador, puede también parar el
aerogenerador.
1.2.4.-
Sistema de orientación
Es un sistema para girar automáticamente el rotor y la góndola de tal forma que la
dirección del viento incidente sea lo más perpendicular posible al plano de giro de las palas.
El aerogenerador dispone de un sistema de orientación eléctrico activo mediante 4
motorreductores que permite la colocación de la góndola frente al viento. La veleta, situada sobre
la cubierta de la barquilla, envía una señal al controlador y este acciona los motores de orientación
que pivotan la turbina a una velocidad de 0.46°/seg. El anemómetro y sensor de dirección de
viento es de tipo sensor acústico.
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Las características básicas del sistema de rotación son:
− Tipo ............................................................... Sistema de rodamientos planos PETP.
− Material .......................................... Corona de giro forjada con tratamiento térmico.
− Velocidad de giro (50Hz) ......................................................................... <0.46º / sec
Los motorreductores son de tipo combinación de un sinfín no blocante y un engranaje
planetario con Freno motor eléctrico.
− Velocidad de giro (50Hz) ......................................................................... <0.46º / sec
Como característica adicional de seguridad, el sistema de orientación puede ser utilizado
para girar, mediante una activación manual, la barquilla y el piano del rotor fuera de la dirección
del viento en el caso de que sea necesario.
La barquilla incorpora, además de los elementos detallados, un anemómetro optoeléctrico
(en un brazo pivotante junto a la veleta de orientación) conectado a la unidad de control para
optimizar la producción energética del aerogenerador.
1.2.5.-
Góndola
Todos los componentes eléctricos y mecánicos descritos anteriormente, a excepción del
anemómetro y veleta que se ubican sobre el techo, están ubicados en el interior de la góndola y
protegidos por la cubierta cerrada que se apoya sobre una banda de goma en los bordes del
bastidor.
La cubierta de la góndola está hecha de fibra de vidrio y existen tragaluces para dar luz en
el habitáculo. Este tipo de cerramiento total protege los diversos componentes contra las
condiciones atmosféricas ambientales, al tiempo que reduce el ruido del aerogenerador,
impidiendo que se transmita a naves del aire.
La cubierta incorpora los huecos de ventilación suficientes para garantizar una
refrigeración eficaz del multiplicador y del generador. La parte superior de la cubierta puede ser
abierta, permitiendo al personal de servicio ponerse de pie en la barquilla para la manipulación de
los componentes, así como para introducir o sacar los mismos sin necesidad de desmontarla. Una
puerta situada en la parte frontal de la cubierta proporciona acceso del rotor y los apoyos de las
palas. Así mismo, en la barquilla hay instalada una lámpara.
El bastidor de la góndola está formada por dos partes, una parte frontal de hierro fundido,
consistente en 2 piezas atornilladas donde se fijan los soportes del eje principal y una parte
trasera formada por una estructura de vigas. La parte trasera las vigas, conectados en el extremo
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trasero de la parte frontal sirven como la base para los paneles de controlador y el sistema de
generación.
El bastidor dispone de un hueco para el acceso a la misma desde la torre. Se apoya sobre
la corona de orientación y se desliza sobre unas zapatas de nylon para evitar que los
sobreesfuerzos trasmitidos por el rotor ocasiones tensiones excesivas en el sistema de
orientación.
En la trasera de la góndola se ubica una grúa auxiliar para elevar material con un peso
máximo de izado de 800 Kg.
Las características básicas son:
− Altura en el transporte .................................................................................... 3,30 m.
− Altura instalada ............................................................................................... 3,90 m.
− Ancho .............................................................................................................. 3,90 m.
− Largo ............................................................................................................. 14,00 m.
− Protección contra la corrosión(áreas externas) ...................................................... C5
− Protección contra la corrosión(áreas internas)......................................... mínimo C3
− Color estándar ................................................................... RAL 7035 (gris luminoso)
1.2.6.-
Torre
Son torres tubulares que se conectan mediante brida. Están disponibles en diferentes
alturas estándar. Las alturas de buje enumerados incluyen una distancia desde la sección de base
a el nivel del suelo de aproximadamente 0,2 m en función del espesor de la brida inferior y una
distancia de 2,2 m. desde la parte superior de la torre al centro del buje.
El aerogenerador se dispone sobre una torre metálica tubular troncocónica de acero, de
91,5 / 116,5 metros de altura, metalizada y pintada.
En su interior se dispone una escalera para acceder a la barquilla, equipada con
dispositivos de seguridad y plataformas de descaso y protección. Cuenta, también, con elementos
de paso y fijación del cableado eléctrico e instalación auxiliar de iluminación. En la parte inferior
tiene una puerta de acceso.
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Se construye en varios tramos que se unen mediante bridas interiores a pie de su
emplazamiento, y se eleva mediante una grúa que se ancla el pedestal de la cimentación con otra
brida. Su suministro incluye las barras de anclaje en la cimentación.
− Tipo ...................................................................................................... Tubular cónica
− Material ................................................ Acero S 355. Posibilidad hormigón y mixtas.
− Máximo diámetro inferior ................................................................................ 4,20 m.
− Máxima longitud sección .............................................................................. 32,50 m.
− Tratamiento de superficie ..................................... Pintado RAL 7035 (gris luminoso)
− Clase de corrosión externa........................................................... C5-I (ISO 12944-2)
− Clase de corrosión interna.............................................................. C-4 ISO 12944-2)
− Altura de buje (4 piezas, torre modular) ................................................ 91,5/116,5 m
− Color estándar ....................................................................RAL 7035 (gris luminoso)
− Montacargas ................................................................................................. Opcional
1.2.7.-
Sistema transformación
Ver apartado alta tensión.
1.2.8.- Sistema de refrigeración
El sistema de refrigeración consta de varios componentes testados:
El sistema de refrigeración consta de varios componentes testados:
− El Vestas CoolerTop ® se encuentra en la parte superior trasera de la góndola. El
CoolerTop ® es un enfriador de aire, asegurando así que no hay componentes
eléctricos en el sistema de refrigeración situado fuera de la góndola.
− El sistema de refrigeración de aceite, accionado por un sistema de bombeo eléctrico,
que sirve a la caja de engranajes, sistemas hidráulicos, generador y el convertidor.
− Un modulo de ventilación eléctrico de enfriamiento con aire forzado en el
transformador.
− Un modulo de ventilación eléctrico de enfriamiento con aire forzado en la góndola.
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1.2.9.-
Unidad de control y potencia
La unidad de control y potencia, basada en el sistema VPM 6000 Controller (Vestas Multi
Processor), monitoriza y controla todas las funciones críticas del aerogenerador a fin de optimizar,
en todo momento, el funcionamiento del aerogenerador en toda la gama de velocidades del viento.
VMP6000 es un sistema de control multiprocesador compuesto de cuatro procesadores
principales (suelo, la góndola, el cubo y el convertidor) interconectadas por una base ópticamente
2,5 Mbit red ArcNet. Además de los cuatro procesadores principales, la VMP6000 consiste en una
serie de sensores E/S conectados entre sí por un 500 kbit red CAN.
El controlador VMP6000 sirve las siguientes funciones principales:
− Seguimiento y supervisión de la operación global.
− Sincronización del generador a la red durante la secuencia de conexión.
− Funcionamiento del aerogenerador durante varias situaciones de fallo.
− Orientación automática de la góndola.
− OptiTip ® - Control de paso de las palas.
− Control de potencia reactiva y el funcionamiento a velocidad variable.
− Control de las emisiones de ruido.
− Monitoreo de las condiciones ambientales.
− El seguimiento de la red.
− Supervisión del sistema de detección de humo.
El sistema VMP consta de 2 microprocesadores interconectados, uno en la unidad de
control en la base de la torre y otro colocado en la barquilla. Este sistema recibe todas las señales
de los sensores del aerogenerador y en función de ellas:
Con estas actuaciones consigue:
− Optimo ajuste de la potencia nominal de 3.300 kW.
− Conexión más suave del aerogenerador.
− Arranque sin consumo de energía.
− Menores cargas sobre la estructura.
− Parada del aerogenerador sin utilización del freno mecánico.
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− Optima producción bajo cualquier condición del viento.
− Vida útil esperada de 20 años.
− Gracias a la regulación del paso no es necesario el arranque del motor.
− Orientación automática hacia la dirección del viento.
− Equipo de compensación de reactiva diseñado para compensar, también el consumo
en vacío del generador.
− Supervisión de la unidad hidráulica.
− Supervisión de la red eléctrica.
− Supervisión de las funciones de seguridad.
− Parada de la turbina cuando se presente algún fallo.
1.2.10.- Otros sistemas
• Sistema de alimentación (UPS)
Durante posibles cortes de red, el UPS suministrará energía a componentes específicos a
230 V AC, en particular a la Unidad de control y potencia.
• Sistema auxiliar
El sistema auxiliar está integrado por un transformador de 650/400 V que se encuentra en
la góndola. Todos los motores, bombas, ventiladores y calentadores son suministrados con este
sistema.
Todos los elementos consumidores de 230 V se surten desde un transformador 400/230 V
ubicado en la base de la torre.
• Protección contra sobrevelocidad
La velocidad del generador y el eje principal son registradas por sensores inductivos
conectados a un controlador para proteger contra el exceso de velocidad y rotación. Además, la
turbina está equipada con un PLC (ordenador independiente de seguridad) que en caso de una
situación de exceso de velocidad, activa, por seguridad, la posición en bandera del rotor, como
sistema de emergencia, de forma independiente del controlador de la turbina.
En el caso del rotor se activa en velocidades superiores a 17,66 rpm y en el caso del
generador a velocidades superiores a 2.000 rpm.
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• Compatibilidad electromagnética (EMC system)
La turbina cumple con la compatibilidad electromagnética de la UE (EMC). En concreto la
Directiva 2004/108/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 15 de diciembre de 2004, relativa
a la aproximación de las legislaciones de los Estados miembros en materia de compatibilidad
electromagnética que deroga la Directiva 89/336/CEE.
1.2.11.- Protección integral contra rayos
El sistema de protección contra rayos (LPS) ayuda a proteger el aerogenerador contra
daños físicos causados por la caída de rayos. El LPS consta de cinco partes principales:
− Pararrayos.
− Sistema conducción (Cableado para llevar la corriente del rayo hasta tierra a través
de la turbina de viento para evitar daño a los elementos, tanto mecánicos como
electrónicos)
− Protección contra sobretensión y sobrecorriente.
− Blindaje contra campos magnéticos y eléctricos.
− Sistema de puesta a tierra.
1.2.12.- Sensores de viento
La turbina está equipada con dos sensores de viento ultrasónico o un sensor de viento
ultrasónico y una veleta y anemómetro mecánico. Los sensores incorporan calentadores para
minimizar la interferencia de hielo y nieve. Los sensores de viento son redundantes, y la turbina es
capaz de operar con sólo un sensor.
1.2.13.- Otros datos
• Accesos
El acceso a la turbina desde el exterior es a través de la parte inferior de la torre mediante
una puerta con cerradura. El acceso a la plataforma superior de la torre es mediante escalera o
ascensor de servicio. El acceso a la góndola de la plataforma superior es por escalera.
El acceso a la sala de transformadores en la góndola está cerrado con cerradura ya que el
acceso a los cuadros eléctricos y paneles de energía en la turbina se debe realizar de acuerdo
con la norma IEC 60204-1 2006.
• Vías de escape
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Debe existir un plan de respuesta de emergencia, dentro del aerogenerador, en el que se
describe la evacuación y las vías de evacuación.
Además de las vías de acceso normales, deben existir rutas de escape alternativas a
través de la escotilla de la grúa, del buje o desde el techo de la góndola. El equipo de rescate se
coloca en la góndola.
• Tomas eléctricas
La torre y la góndola están equipadas con tomas de corriente para herramientas eléctricas
para servicio y mantenimiento de la turbina.
• Lugares de trabajo
Hay un piso por sección de la torre. Todos los pisos tienen superficies antideslizantes.
Cada 9 metros de escalera, en la torre, existen plataformas de descanso.
• Ascensor
Es posible ubicar un elevador en el interior de la torre (opcional).
• Puntos de anclaje
La escalera se instala un sistema de detención de caídas (tren rígido) junto a la escalera
de acceso.
Hay puntos de anclaje de la torre, la góndola, y el buje para enganchar el equipo de
detención de caídas (arnés de cuerpo completo).En la escotilla grúa hay un punto de anclaje para
el descenso de emergencia
Los puntos de anclaje son de color amarillo y se calculan y se prueban a 22,2 kN.
• Partes móviles y dispositivos de bloqueo
Todas las partes móviles en la góndola están protegidas.
La turbina está equipada con un sistema de bloqueo del rotor y del tren de accionamiento
para evitar accidentes en las tareas de mantenimiento.
• Luces
La turbina está equipada con luces en la torre, la góndola, y la plataforma inferior (sala de
transformador y celdas media tensión). Hay luz de emergencia en caso de la pérdida de energía
eléctrica.
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• Parada de emergencia
Existen interruptores de parada de emergencia en la góndola, en la torre y en la
plataforma inferior (sala de transformador y celdas media tensión).
• Desconexión de alimentación
La turbina está equipada con interruptores para permitir la desconexión total durante la
inspección o mantenimiento. Los interruptores están marcados con signos y se encuentran en la
góndola y la parte inferior de la torre.
1.2.14.- Sistemas de protección de Incendios
En el aerogenerador se ubica un extintor de 5-6 kg CO2, botiquín de primeros auxilios y
una manta de fuego que se ubican en la góndola durante el servicio y el mantenimiento.
Se requiere el extintor durante el servicio y actividades de mantenimiento. El extintor de
incendios debe estar permanentemente situado en la góndola. Se requieren kits de primeros
auxilios sólo durante las actividades de servicio y mantenimiento. Se requieren mantas contra
incendios sólo durante las actividades de trabajo en caliente no eléctricos.
1.2.15.- Potencia reactiva
El aerogenerador está adaptado a los estándares referidos a potencia reactiva.
1.2.16.- Huecos de tensión
El aerogenerador está adaptado a los estándares referidos a huecos de tensión.
1.2.17.- Nivel de ruido del aerogenerador
El fabricante de los equipos incluye en su documentación curvas de producción en función
de niveles de sonido en el apartado sobre especificaciones generales del aerogenerador.
1.2.18.- Curva de potencia
La curva de potencia del aerogenerador para una densidad de 1,225 kg/m3 es la siguiente:
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1.2.19.- Descripción del montaje de los aerogeneradores
El aerogenerador se transporta a pie de obra como un conjunto de piezas dispuestas para
su ensamblaje, del modo que se detalla a continuación:
− Tres tramos de la torre tubular, introducidos secuencialmente en el de mayor
diámetro.
− Barquilla completa, con cables de conexión a la unidad de control a pie de torre.
− Tres palas sin ensamblar.
− Buje del rotor y su protección.
− Unidad de control.
− Accesorios (escalera interior, línea de seguridad, tornillos de ensamblaje, etc.).
Se procede al ensamblaje del rotor sobre el terreno, acoplando las palas al buje y
colocando la protección frontal.
Una vez terminadas las operaciones anteriores, se procede al levantamiento de la torre
con una grúa de tonelaje acorde a su exigencia, operando del modo siguiente:
− Se eleva la torre y se coloca sobre la zapata de cimentación, apretándose los tornillos
entre la brida inferior y la sección de la cimentación.
− Se iza la barquilla, y cuando está situada sobre el collarín superior de la torre, se
aprietan los tornillos de sujeción.
− Se eleva el rotor completo, en posición vertical. Se fija el buje del rotor al plato de
conexión situado en el extremo delantero del eje principal de la barquilla.
23
− Se conecta el mecanismo de regulación del paso de las palas.
− Se procede al tendido de los cables de la barquilla por el interior de la torre, para su
posterior conexión a la unidad de control.
− Se coloca la unidad de control sobre los apoyos dispuestos en la cimentación y se
conectan los cables de potencia y de control de la barquilla, quedando el
aerogenerador dispuesto para su conexión a la red.
Previamente al montaje, se debe construir una zapata de cimentación en la que quedan
embutidos los pernos de anclaje de la torre.
1.2.20.- Sistema de puesta a tierra
El aerogenerador dispondrá de dos sistemas de tierra independientes, uno de protección
general y otro de protección contra sobretensiones de origen atmosférico.
• Protección contra sobretensiones de origen atmosférico
La línea de puesta a tierra contra descargas atmosféricas, será independiente de la
protección general según establece la O.M. del 5 de septiembre de 1985 del Ministerio de
Industria. La resistencia de tierra será, como máximo, de 10 Ohm. según establece MI BT 020.
• Sistema de tierra de protección general
El sistema de tierras debe estar hecho como un anillo cerrado con picas de tierra que
aseguran la seguridad del personal y la seguridad operacional.
El sistema de tierras está realizado como sigue:
− 1. Anillo conductor con cobre de 50mm2 de sección se establece a una distancia de
1m de los cimientos y a 1m por debajo del nivel de la superficie.
− 2. El anillo conductor está equipado con dos picas recubiertas de cobre, cada una de
6m (Ø14). Entre cada pica existe un ángulo de 180º. Todos los electrodos de puesta
a tierra están conectado a esta pica principal de conexión a tierra.
− 3. El anillo conductor se conecta a dos puntos opuestos de la torre tubular. El
controlador de la góndola se conecta a uno de estos puntos.
Si la resistencia a tierra no es suficientemente baja, el sistema de tierras se puede
mejorar.
− 1. Las picas de tierra se pueden usar de 10m.
24
− 2. Pueden añadirse dos picas extras de 10m (90º entre cada pica)
1.2.21.- Sistema de iluminación
• De galibo y servidumbre aeroespacial
Los aerogeneradores contarán con luz de gálibo normal en la góndola.
Para el conjunto del parque se deberá diseñar el sistemas de balizamiento luminoso con
luces estroboscópicas blancas sincronizadas, de acuerdo a la normativa de navegación aérea
correspondiente.
•
De Emergencia
Los aerogeneradores deberán contar con alumbrado de emergencia y señalización que
garanticen un nivel lumínico superior a 5 lux y autonomía de al menos una hora.
Asimismo, las subestaciones y el edificio de control estarán provistos de alumbrado de
emergencia que permitan la circulación del personal y las primeras maniobras que se precisen. La
conmutación del alumbrado normal al de socorro, se efectuará automáticamente.
1.2.22.- Conexión de los aerogeneradores
Esta instalación consta de los cables de potencia, cuya función es conectar eléctricamente
los aerogeneradores y de un tendido de cables para centralizar el control remoto de los
aerogeneradores.
• Cables de señal
Son los cables para control remoto de los aerogeneradores e irán dispuestos
subterráneamente, siendo del tipo 4 x 1 mm2 apantallado.
• Cables de potencia
Se utilizan para la conexión de los aerogeneradores con la Estación Transformadora y se
colocarán directamente enterrados en zanjas.
1.3.-
INSTALACIONES MEDIA TENSIÓN
La energía generada por los aerogeneradores debe de ser evacuada a la compañía
eléctrica que la compra a través de un sistema compuesto de:
25
• Centro de transformación individual 30/0,65KV, con transformador de 3.750 kVA, situado en
la góndola.
• Celdas modulares de media tensión con aislamiento íntegro en SF6 albergan los
interruptores automáticos y protección de los circuitos de 30 kV del interior del parque. Su
misión es la protección y maniobra del generador y enlace con las redes interiores del
parque.
• Líneas interiores de 30 kV de distribución del parque, con entrada y salida en cada uno de
los aerogeneradores, a través de las celdas, completando los circuitos necesarios.
• Red de Tierras.
Para más datos ver anexo nº 4.
1.4.-
26
DATOS BÁSICOS
CARACTERISTICAS TECNICAS DEL
VCS-TRU
Vestas Multi Processor (VMP)
T4A
T5A
T6A
1000V busbars
SDFN*
VMP
VCS-TRU
400V busbars
Description
25
Synchronizing relay
318
27
Undervoltage relay
127, 135, 315
37
Undercurrent and underpower relay
120, 121, 122
47
Phase-sequence relay
103, 104, 105
51
AC time overcurrent relay
59
Overvoltage relay
60
Voltage or current balance relay
81
Frequency relay
T4B
T5B
T6B
VCS-TRU print
ø
T4A
T5A
ø
ø
ø
ø
T6A
ø
R4A v
VMP
R5A v
R6A v
ø
v
v
v
v
T1
T2
T3
T1000
ø ø
ø ø
ø ø
R4B
T4B
R5B
T5B
R6B
T6B
VMP error log no.
123, 124, 125, 142,
143
126, 134
136, 137, 138, 139,
140, 141
119, 129
ø
The VMP controller uses the voltagesignals for
supervision.
Current transformers:
T4A, T5A and T6A :
Garre transformers N60/30 1800/1A class 0.2,
Permanent overload = 1.2 x In
Insulation level: 0.72/3.0kV
Ith = 60 x In, Idyn = 2.5 x Ith
T4B, T5B and T6B :
Garre transformers L50/30 1000/1A class 0.2
Permanent overload = 1.2 x In
Insulation level: 0.72/3.0kV
Ith = 60 x In, Idyn = 2.5 x Ith
Measuring resistors:
R4A, R4B, R5A, R5B, R6A and R6B : 3.0 Ohm, 5W, 0.1 % Rcd 160
Voltage measuring:
T1, T2 and T3 : Kohsel Elektronik A/S - 577V/5.5V Ø90
T1000 : Kohsel Elektronik A/S - 1000V/5.5V Ø90
Detailed description of error log can be found in item no. 944853
* SDFN : System Device Function Numbers.
CARACTERISTICAS TECNICAS DEL
CIMENTACIÓN AEROGENERADOR V117 - 3,30 MW
ANEXO Nº 4:
INSTALACIONES DE MEDIA Y ALTA
TENSIÓN
ANEJO Nº 4 - INSTALACIONES DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN
ÍNDICE
1.- INSTALACIONES MEDIA TENSIÓN ...................................................... 1 1.1.- SISTEMA DE TRANSFORMACIÓN 0,65/30 KV ......................................... 1 1.1.1.- Transformador ....................................................................................... 2 1.1.2.- Celdas de 30 kV .................................................................................... 3 1.2.- REDES INTERIORES DEL PARQUE .......................................................... 8 1.2.1.- Descripción general ............................................................................... 8 1.2.2.- Características de los cables............................................................... 10 1.2.3.- Tablas de Datos Técnicos Conductor ................................................. 14 2.- CENTRO CONTROL Y SUBESTACIÓN 30/66 KV COMPACTA ......... 15 2.1.- CARACTERÍSTICAS GENERALES .......................................................... 16 2.1.1.- Aislamiento .......................................................................................... 16 2.1.2.- Distancias Mínimas ............................................................................. 16 2.2.- INFRAESTRUCTURAS ELÉCTRICAS...................................................... 17 2.2.1.- Celdas ................................................................................................. 17 2.2.2.- Otros elementos .................................................................................. 19 2.2.3.- Salida de transformador ...................................................................... 19 2.2.4.- Transformador ..................................................................................... 20 2.2.5.- Módulos funcionales ............................................................................ 21 2.2.6.- Protecciones ........................................................................................ 23 2.3.- UNIDADES DE CONTROL DE POSICIÓN Y SUBESTACIÓN ................. 24 2.4.- EQUIPOS DE MEDIDA .............................................................................. 24 2.5.- INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA.................................................... 25 2.6.- OBRA CIVIL .............................................................................................. 26 2.7.- OTROS ...................................................................................................... 26 2.7.1.- Medidas de seguridad......................................................................... 26 2.7.2.- Señalización........................................................................................ 27 2.7.3.- Control y comunicaciones ................................................................... 28 2.7.4.- Iluminación de emergencia ................................................................. 28 2.7.5.- Actividades molestas, insalubres y nocivas. ....................................... 28 3.- LINEA DE 66 KV .................................................................................... 29 3.1.- LÍNEA SUBTERRÁNEA ............................................................................ 30 3.1.1.- Descripción básica .............................................................................. 30 3.1.2.- Obra civil ............................................................................................. 30 3.1.3.- Conductor ........................................................................................... 31 3.1.4.- Terminales .......................................................................................... 31 3.1.5.- Señalización........................................................................................ 32 3.1.6.- Tendido de cable de F.O de comunicaciones..................................... 32 3.1.7.- Cálculos Eléctricos.............................................................................. 32 3.2.- LÍNEA AÉREA........................................................................................... 33 3.2.1.- Descripción básica .............................................................................. 33 3.2.2.- Apoyos ................................................................................................ 33 3.2.3.- Conductor y cable de tierra ................................................................. 39 3.2.4.- Interfase aéreo-subterráneo ............................................................... 40 3.2.5.- Pararrayos .......................................................................................... 40 3.2.6.- Aisladores ........................................................................................... 41 3.2.7.- Puesta a tierra de los apoyos ............................................................. 41 3.2.8.- Herrajes y accesorios ......................................................................... 41 3.2.9.- Medidas de protección de la avifauna ................................................ 41 3.2.10.- Balizamiento.................................................................................... 42 3.2.11.- Cálculos Eléctricos .......................................................................... 42 3.3.- CRUZAMIENTOS ...................................................................................... 42 3.4.- CONDICIONES GENERALES DE CONSTRUCCIÓN, CRUZAMIENTOS,
PROXIMIDADES Y PARALELISMOS.......................................................... 43 3.4.1.- Condiciones Generales de Construcción ............................................ 43 3.4.2.- Cruzamientos y Paralelismos .............................................................. 46 PLANOS
• ANEXO 04: INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA ALTA TENSIÓN.
− Plano nº A2.9.- Planta subestación y edificio de control
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO. ANEXO IV: INSTALACIONES DE
MEDIA Y ALTA TENSIÓN
1.-
La energía generada por los aerogeneradores debe de ser evacuada a la compañía
eléctrica que la compra a través de un sistema compuesto de:
− Centro de transformación individual 0,65/30 kV, con transformador de 3.750 kVA,
situado en la góndola.
− Celdas modulares de media tensión con aislamiento íntegro en SF6 albergan los
interruptores automáticos y protección de los circuitos de 30 kV del interior del
parque. Su misión es la protección y maniobra del generador y enlace con las redes
interiores del parque.
− Líneas interiores de 30 kV de distribución del parque, con entrada y salida en cada
uno de los aerogeneradores, a través de las celdas, completando los circuitos
necesarios.
− Red de Tierras.
1.1.-
SISTEMA DE TRANSFORMACIÓN 0,65/30 KV
Cada uno de los aerogeneradores incorpora un transformador trifásico, de tipo seco, con
dos devanados en secundario, y relación de transformación 0,650/30 kV cuya función es la de
elevar la tensión de la energía eléctrica generada con el objetivo de reducir las pérdidas en los
conductores que la transmiten hasta la SET. Los devanados están conectados en triángulo en el
lado de alta tensión a menos se especifique lo contrario. El transformador está diseñado de
acuerdo a las normas IEC para 50 Hz
Este transformador se encuentra situado en la góndola del aerogenerador. En la base de
la torre del aerogenerador se realiza la conexión de la salida del transformador situado en la
góndola al circuito subterráneo de media tensión de interconexión del parque, con los siguientes
elementos:
•
Transformador
•
Celda de interconexión 30 kV suministrada por Vestas para el propio aerogenerador,
con las siguientes características:
− Tensión nominal: ............................................................................................... 36 kV
− Intensidad de cortocircuito (1 s): ....................................................................... 25 kA
− Interruptor SF6 con poder de corte 25 kA de poder de cierre seccionador de puesta a
tierra con enclavamiento.
1
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO. ANEXO IV: INSTALACIONES
•
Cables de conexión del transformador del aerogenerador a la celda 30 kV.
•
Material de Seguridad.
Con el fin de contribuir a la seguridad en las maniobras, a la prevención y extinción de
incendios y a la información sobre posibles riesgos eléctricos derivados de la manipulación
incorrecta de los aparatos, se Instalaren los siguientes equipos:
− Guantes aislantes de 36 kV.
− Pértiga de salvamento
− Banqueta aislante interior 36 kVC.
− Cartel de primeros auxilios y riesgo eléctrico.
− Extintor contra incendios, clase B89.
1.1.1.- Transformador
El transformador es de tipo trifásico seco completamente encapsulado. Está situado en la
parte trasera de la góndola, rígidamente anclado al bastidor trasero, en un compartimento
separado por una pared que lo aísla del resto de componentes.
El compartimento está refrigerado mediante ventilación forzada del aire exterior, a través
de una rejilla situada bajo el transformador y extracción, también forzada, por el módulo de
extracción de aire, situado en la parte superior del habitáculo.
La situación del transformador en la góndola evita pérdidas eléctricas debido a la reducida
longitud de los cables de baja tensión y reduce el impacto visual. Además, el transformador
incluye todas las protecciones necesarias como los detectores de arco, de corriente en neutro,
sensores de temperatura, de presión y fusibles de protección, para controlar cualquier incidente.
Las características básicas del transformador son:
− Tipo Transformador Trifásico, Seco Encapsulado, fundición en resina
− Potencia nominal ........................................................................................ 3.750 kVA
− Normas aplicadas .......................IEC 60076-11, IEC 60076-16, Cenelec HD 637 S1
− Frecuencia nominal ........................................................................................... 50 Hz
− Tensión secundaria ........................................................................................ 0,65 kV
− Tensión primaria ................................................................................................ 30 kV
− Conexión ................................................................................................ Dyn 5/Ynyn0
− Regulación en vacio ................................................................................... ±2 X 2,5%
2
− Perdida en vacio ............................................................................................ 5.800 W
− Perdidas en carga (120ºC) .......................................................................... 30.500 W
− Tensión de cortocircuito ....................................................................................... 9 %
− Intensidad de vacio........................................................................................... 0,7 %
− Conexión devanados ....................................................................................Triangulo
− Nivel del ruido ............................................................................................ < 80 dB(A)
− Peso <8500 Kg
Llevará incorporadas tres sondas térmicas y un equipo de control y medida de la
temperatura para protección contra contactos directos, las barras irán protegidas con
envolventes-metálicos, o serán del tipo enchufable.
El transformador contará con red de tierras. Los transformadores serán suministrados
habiendo sido realizados sobre ellos los siguientes ensayos de rutina:
− Medida de la resistencia de los arrollamientos
− Medida de la relación de transformación y verificación del acoplamiento.
− Medida de la tensión y de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas en
carga.
− Ensayo de tensión aplicada.
− Ensayo de tensión inducida.
− Comprobación del funcionamiento de los sistemas de protección.
La conexión en baja tensión del cuadro de control del aerogenerador al transformador se
realizará tendido bajo la plataforma inferior del transformador, sujeto con abrazaderas y sobre
bandejas, los puentes de cable serán de sección adecuada y tipo RHZ1, según norma UNE
21123.
La conexión del transformador con las celdas de 30 kV se realiza mediante un cable de
alto voltaje se extiende desde el transformador a la aparamenta situado en la parte inferior de la
torre. El cable de alta tensión es de cuatro núcleos, con aislamiento de goma. Los datos básicos:
− Sección ............................................................................................... 3 x 70/ 70 mm2
− Máximo voltaje ................................................................................................... 42 kV
1.1.2.- Celdas de 30 kV
Para realizar la entrega a la red interior del parque se dispondrá de tres tipos de celda, de
manera que se puedan generar diferentes configuraciones en función del posicionamiento
3
eléctrico de los aerogeneradores, con la variante de utilizar la celda de protección de
transformador con un interruptor automático ó a través de fusibles.
Son de tipo monobloque, de dimensiones reducidas, y en las que todo el aparellaje
y el embarrado están, por diseño, contenidos en una única envolvente metálica, hermética y
rellena de SF6.
Las conexiones de los cables de salida al transformador y de salida a la línea son
enchufables, con capacidad de extensión de las barras y conexión a otras celdas.
En cada centro de transformación la terminación de los cables se realizará mediante
terminaciones atornillables, protección apantallada, para cable seco, para las secciones de los
cables que se indican. En las entradas de cable hay detectores capacitivos que indican la
presencia de tensión.
Las cabinas cuentan con seccionadores que conectan o bien a tierra, o bien a la línea de
salida. Un enclavamiento impide cerrar el interruptor principal si se encuentra conectado a tierra el
seccionador correspondiente. Cuentan con un manómetro indicador de presión de SF6 y luces
indicadoras de presencia de tensión en cada fase.
Las características básicas serán:
− Tipo SF6
− Tensión nominal ................................................................................................ 36 kV
− Tensión soportada a impulsos tipo rayo.....................................170 kV (tierra-polos)
− Tensión soportada a impulsos tipo rayo........................195V (Dist. Seccionamiento)
− Tensión soportada a 50 Hz, 1 minuto ..........................................70 kV (tierra-polos)
− Tensión soportada a 50 Hz, 1 minuto .......................... 80 kV (Dist. Seccionamiento)
− Corriente nominal embarrado ............................................................................ 630 A
− Corriente nominal línea ..................................................................................... 400 A
− Intensidad de corta duración ....................................................................... 20 kA, 3s
− Valor cresta en corta duración........................................................................... 50 kA
− Fusibles a instalar en posiciones 1P ................................................................. 150 A
4
Los tipos de celda serán:
A.- Celda de protección de transformador con interruptor:
La celda debe incluir, cuando esté correctamente instalada y conectada, los siguientes
elementos y dispositivos:
− 1 interruptor tripolar automático de corte en vacío con mando manual y secuencia de
maniobra sin reenganche.
− 1 seccionador tripolar de 3 posiciones con mando manual
− Pulsador de apertura y cierre con indicador de posición del interruptor automático.
− Indicador de fugas de gas. (si fuera necesario)
− 1 indicador de presencia de tensión trifásica conforme a la norma EN 61958 (tipo fijo).
− 3 bornas de tipo C conforme a la norma EN 50181 para la conexión de cables de
corriente.
− 1 brida de sujeción para cable de corriente multipolar.
− 1 señal triangular de riesgo eléctrico en el panel de acceso a los cables de corriente.
− Bornero para conexiones de baja tensión.
− Sistema autónomo (sin necesidad de alimentación externa) de relé de protección con
las siguientes funciones:
− Cortocircuitos entre fases y sobreintensidades.
− Cortocircuitos fase-tierra y fugas a tierra.
− Sobrecalentamientos (disparo externo por contacto NA)
− Tres captadores toroidales de intensidad, cuyas características nominales deberán
ser acordes con el relé de protección.
− 1 bobina de disparo (220 Vca) independiente del relé de protección.
− Llave para enclavamiento del acceso al transformador MT/BT. La extracción de esta
llave solamente será posible cuando esta celda esté puesta a tierra, y no será posible
maniobrar la celda con la llave extraída.
− Acceso a pletina de cobre para la puesta a tierra.
B.- Celda de Línea:
5
− 1 interruptor – Seccionador tripolar con tres posiciones de Conexión-SeccionadorPuesta a Tierra con mando manual.
− Sondas de fugas de gas. (si fuera necesario)
− 1 indicador de presencia de tensión trifásico conforme a la norma EN 61958. (tipo fijo)
corriente.
− 3 bridas de sujeción para cables de corriente individuales.
− 1 señal triangular de riesgo eléctrico en el panel de acceso a los cables de corriente.
− Regletero para conexiones de BT.
− Acceso a pletina de cobre para la puesta a tierra.
C.- Celda de Remonte:
− 1 indicador de presencia de tensión trifásica conforme a la norma EN 61958 (tipo fijo).
corriente.
− 3 bridas de sujeción para cables de corriente individuales.
− 1 señal triangular de riesgo eléctrico (conforme a normativa) en el panel de acceso a
los cables de corriente.
− Acceso a pletina de cobre para la puesta a tierra
El acceso a la celda de los cables de corriente sólo será posible previa puesta a tierra de
los cables, que contarán con una celda de línea con el interruptor puesto a tierra en su recorrido
hacia la subestación.
Configuraciones posibles en el Parque Eólico:
Dependientes de la posición de la celda en el parque (final de línea, máquina
intermedia,..). Se pueden dar tres situaciones diferentes, que se corresponden con tres conjuntos
de celdas diferentes:
− Final de línea: Celda tipo C + (B1 ó B2)
− Ramificación: Celdas tipo C + (B1 ó B2) +A+A
− Máquina intermedia: Celdas tipo C + (B1 ó B2) +A
6
Con el fin de impedir maniobras prohibidas, las celdas dispondrán de los
correspondientes enclavamientos mecánicos, definidos en la norma UNE 20.099 y que son los
siguientes:
− Solamente será posible cerrar el interruptor con el seccionador de tierra abierto y
con el panel de acceso cerrado.
− El cierre del seccionador de puesta a tierra sólo será posible con el interruptor
abierto.
− La apertura del panel de acceso al compartimiento de cables sólo será posible con
el seccionador de puesta a tierra cerrado.
− Con el panel delantero retirado, será posible abrir el seccionador de puesta a tierra
para realizar el ensayo de cables, pero no será posible cerrar el interruptor.
La celda de protección del aerogenerador (tipo 1P) combina los fusibles con un interruptor
autoneumático de dos posiciones:
− Conectado: Embarrado se une al transformador a través de los fusibles
− Desconectado, en el que tanto el lado del transformador como después de los
fusibles se conectan a tierra.
Las celdas de línea (tipo 1L cada una), son de accionamiento manual de dos posiciones:
− Conectado: unen su línea al embarrado
− Desconectado: unen su línea a tierra, inhabilitando todo el circuito eléctrico posterior
a la cabina.
Las celdas se situarán sobre una plataforma en el interior de la torre realizada con
perfilaría de acero laminado y entramado metálico para anclaje y soporte de las mismas. Este
entramado consta de unos perfiles IPN-120 situados sobre cuatro soportes de perfil hueco
cuadrado 100.6 y sujetos a los mismos mediante tornillería M20 amarrando las placas taladradas
soldadas a ambos elementos.
Sobre el conjunto de perfiles mencionado irá soldado un sistema de perfilaría L 50.5
formando los cuadros que contendrán las placas de entramado metálico desmontable, el cual
formará el suelo del aerogenerador.
Los soportes se anclarán a la parte superior de la zapata mediante tornillería expansible y
tendrán la altura suficiente para el correcto manejo de los cables por debajo de la plataforma
descrita.
7
Esta plataforma deberá ser capaz de soportar el peso de las celdas y los esfuerzos
dinámicos a que los puede verse sometido. Será completamente galvanizada, soldando todos los
elementos de los que consta en taller y galvanizada posteriormente.
Una vez terminada su instalación, deberán ser sometidas a las siguientes pruebas:
− Operación mecánica en el circuito principal.
− Pruebas de dispositivos auxiliares, hidráulicos, neumáticos y eléctricos.
− Operación mecánica de los elementos móviles y de enclavamiento
− Ensayo a frecuencia industrial del circuito principal, UNE 20099.
− Verificación del grado de protección.
1.2.-
REDES INTERIORES DEL PARQUE
1.2.1.- Descripción general
La conexión de los aerogeneradores del parque eólico entre si y con la Subestación de
Transformación 30/66 kV se realiza en 30 kV por medio de cables enterrados, según la
disposición del esquema unifilar. Por tanto todos los circuitos de transporte de energía en el
interior del parque serán subterráneos a una tensión de 30 kV.
Las redes de media tensión deben cumplir con las normas determinadas en el
RD223/2008, ITC LAT 02, en el proyecto de ejecución se deberán considerar las normas UNE
21.144, UNE 60.909 y UNE 211.003 en cuanto al cálculo del cable conductor (junto con ITC LAT
06).
Se prevé la utilización de conductor de aluminio, aislado tipo ERP (etileno-propileno) o
ALPE (polietileno reticulado) tipo RHZ1 o DHZ1 18-30 kV o similar, de secciones normalizadas por
cada fase que van de 95 a 400 mm² de acuerdo a la potencia a transmitir. La materialización de
cada circuito se realizará con cable RHZ1 18/30 KV de secciones 150 mm2 y 240 mm2 de aluminio
cuyo recorrido sigue las zanjas que aparecen en el plano correspondiente. La red interior del
parque, constará de un único circuito, siendo sus características generales:
Circuito nº
1
8
Potencia
Aerogeneradores
(MW)
Tipo cable
5 de 3300 KW
16,50
RZH1 18/30 kV
Sección
2
(mm )
Longitud de
ternas (m)
150
1.029
240
2.138
Las secciones de conductor se adaptarán en cada tramo de circuito, a las cargas máximas
previsibles, en condiciones normales de servicio, que circulen por cada tramo entre
aerogeneradores. La máxima capacidad utilizada en cada una de las secciones de cable no
excederá de la capacidad nominal del cable de acuerdo con las recomendaciones del fabricante,
para las condiciones específicas de tendido de cada uno de los circuitos.
Los cálculos eléctricos de la red interior del parque se han llevado a cabo de forma
independiente para cada uno de los tramos del correspondiente circuito, focalizándose en las
caídas de tensión y pérdidas de potencia:
Tramo
P.1.5‐P.1.4
P.1.4‐P.1.3
P.1.3‐P.1.2
P.1.2‐P.1.1
P.1.1‐SET
TOTAL
L(m)
1.378 344 416 557 472 3.167 Datos
I (A)
63,51 127,02 190,53 254,03 317,54 Cables (AL‐)
150
150
150
240
240
I máx
255
255
255
345
345
Caida de Tensión
V
%
35,71
0,12%
17,83
0,06%
32,34
0,11%
40,54
0,14%
42,94
0,14%
169,36
0,56%
Perdida de Potencia
KW
%
3,43
0,10%
3,43
0,05%
9,33
0,09%
13,48
0,10%
17,85
0,11%
47,52
0,46%
Las secciones finales de cable elegidas se han optimizado basándose en el análisis
económico de pérdidas de potencia y costo de la sección de cable seleccionada. La caída de
tensión máxima entre el centro de transformación y la subestación será inferior al 2,5%.
Las características básicas de las redes subterráneas serán:
− Clase de corriente .............................................................................. Alterna trifásica
− Categoría de la red .................................................................................................... 2
− Tensión más elevada ........................................................................................ 30 kV
− Tensión soportada nominal a impulso de tipo rayo......................................... 170 kV
− Tensión soportada nominal de corta duración a 50 hz ..................................... 70 kV
El tendido será subterráneo y los cables se tenderán directamente sobre una capa de
arena en el fondo de la zanja. A una profundidad de 1m sobre los mismos, se colocará una rasilla
de protección, y a 40cm de profundidad, se colocará una banda de “Aviso Canalización Eléctrica”
de PVC, que cubra todo el haz de tubos y cables. En aquellos tramos en que sea preciso los
cables se colocarán bajo tubo. Todas las conexiones y empalmes de cables, transiciones de zanja
a tubo, entrada en los aerogeneradores, y transiciones que así lo requieran se realizarán con los
medios adecuados en arquetas de hormigón.
9
Para el acceso a los aerogeneradores se utilizarán tubos de PVC embebidos en el
hormigón del pedestal de la cimentación.
Con el objeto de equilibrar los efectos de inducción entre las diferentes fases, los
conductores se dispondrán en forma de triángulo equilátero, embridando los conductores cada 810 m. En el tramo en que en una misma zanja de cables se sitúan dos ó más circuitos eléctricos,
se asegurará el cumplimiento de la distancia entre ambos mediante la instalación de separadores
a una distancia de entre 5 y 8 metros.
Los radios de curvatura en operaciones de tendido serán como mínimo iguales a 15 veces
su diámetro.
Los cruces de calzadas serán perpendiculares al eje de la calzada o vial, procurando
evitarlos, si es posible.
La conexión de cada uno de los circuitos con la posición correspondiente en la
subestación eléctrica transformadora 30/66 kV del propio parque, se realizará en la
correspondiente celda con interruptor automático, situada en el centro de distribución de la
subestación.
En cada aerogenerador, la línea de 30 kV realizará la entrada y salida a través de la celda
compacta de SF6. En cada celda, la conexión de los cables se realizará mediante bornas de
conexión enchufables roscadas y acodadas de 630A adecuadas al cable señalado anteriormente.
1.2.2.- Características de los cables
Los cables serán del tipo aislado con polietileno reticulado, tipo RHZ1 18/30 kV según la
norma UNE, con conductor de Aluminio.
Serán apantallados y sin armadura, de sección adecuada a la intensidad máxima de
transporte. La pantalla del conductor se utilizará para tener a lo largo de toda la instalación
un conductor de tierra de sección equivalente a una fase y estarán unidas eléctricamente entre sí.
Deberán llevar grabada, de forma indeleble, cada 30 cm. la identificación del conductor,
nombre del fabricante y año de fabricación, tal y como se indica en las normas UNE 21.123 y
R.U.3.305.
El aislamiento de los cables está constituido por polietileno reticulado ó etileno-propileno
de alto módulo; que es un material termoestable, de muy buena rigidez dieléctrica, bajo factor de
pérdidas y excelente resistencia de aislamiento. Presenta una adecuada resistencia al
envejecimiento térmico y a las descargas parciales.
10
El cable será apantallado. La pantalla está constituida por una envolvente metálica a base
de cintas o hilos de cobre, se aplica sobre una capa conductora externa, la cual se coloca
previamente sobre el aislamiento.
Los conductores están constituidos por cuerdas redondas compactas de aluminio o cobre
y satisfacen las especificaciones de las Normas UNE 21022 y CEI 228.
La capa semiconductora que recubre al conductor tiene una función doble, impedir la
ionización del aire y mejorar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor.

Clase de conductor
Los conductores de los cables están constituidos por cuerdas redondas compactas de
aluminio.

Capa semiconductora interna
El conductor va recubierto de una capa semiconductora, cuya función es doble.
a) Impedir la ionización del aire que, en otro caso, se encontraría entre el conductor
metálico y el material aislante (efecto corona). La capa semiconductora forma cuerpo único con el
aislante y no se separa del mismo ni aún con las dobladuras a que el cable pueda someterse,
constituyendo la verdadera superficie equipotencial del conductor. Los eventuales espacios de
aire quedan bajo esta superficie y, por lo tanto, fuera de la acción del campo eléctrico.
b) Mejorar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor. Dicha capa,
gracias a su conductividad, convierte en cilíndrica y lisa la superficie del conductor, ya que puede
concebirse como parte integrante del mismo, eliminando así los posibles focos de gran solicitación
eléctrica en el aislamiento.

Aislamiento
(a).- Consideraciones
El aislamiento de los cables está constituido por polietileno químicamente reticulado.
Dicho aislamiento es un material termoestable que presenta muy buena rigidez dieléctrica, bajo
factor de perdidas y una excelente resistencia de aislamiento.
El polietileno sin reticular posee unas excelentes propiedades eléctricas, resistencia a la
humedad, al ozono y al frío. Una vez reticulado, conserva sus propiedades iniciales, adquiriendo
además las que le confiere la reticulación, con lo que el material, en su condición de termoestable,
11
no se funde ni gotea, y pierde su anterior tendencia a la rotura por agentes exteriores y presiones
térmicas.
La excelente estabilidad térmica del polietileno reticulado le capacita para admitir en
régimen permanente temperaturas de trabajo de hasta 90ºC, tolerando temperaturas de
cortocircuito de 250ºC.
La marcada estabilidad al envejecimiento, la elevada resistencia a los agentes químicos y
a la humedad, la tenacidad mecánica y eléctrica, son las propiedades más destacadas que hacen
del polietileno reticulado un material apropiado para el aislamiento de cables.
(b).- Capa semiconductora externa
Los cables de tensión superior a 1,8/3 kV deben ir apantallados. La pantalla está
normalmente constituida por una envolvente metálica (cintas de cobre, hilos de cobre, etc.)
aplicada sobre una capa conductora externa, la cual, a su vez, se ha colocado previamente sobre
el aislamiento con el mismo propósito con que se coloca la capa conductora interna sobre el
conductor, que es el de evitar que entre la pantalla y el aislamiento quede una capa de aire
ionizable y zonas de alta solicitación eléctrica en el seno del aislamiento.
La capa conductora externa está formada por una mezcla extrusionada y reticulada de
características químicas semejantes a la del aislamiento, pero de baja resistencia eléctrica.
(c).- Pantalla metálica
Las pantallas desempeñan distintas misiones, entre las que destacan:
a).- Confinar el campo eléctrico en el interior del cable.
b).- Lograr una distribución simétrica y radial del esfuerzo eléctrico en el seno del
aislamiento.
c).- Limitar la influencia mutua entre cables eléctricos.
d).- Evitar, o al menos reducir, el peligro de electrocuciones.
(d).- Cubierta exterior
La cubierta normal de protección exterior de los cables es una mezcla a base de
policloruro de vinilo (PVC). Corresponde, según la Norma española para estos cables, la UNE, al
tipo denominado ST2, y sus características están indicadas en las tablas del siguiente apartado.
Los cables pueden ser instalados tanto al aire libre, como enterrados, ya que la cubierta
presenta una óptima resistencia a los agentes atmosféricos y a la mayor parte de los agentes
químicos que pueden encontrarse en el terreno y en las industrias. También cabe destacar su
12
resistencia a la humedad, a los microorganismos y a los aceites, a condición de que su acción no
sea permanente.
13
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO. ANEXO IV: INSTALACIONES DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN
1.2.3.- Tablas de Datos Técnicos Conductor
CARACTERISTICAS DIMENSINALES AL HEPRZ1 18/30 KV 1xsección conductor (Al)/sección pantalla (Cu) (mm²) 14
Diámetro Espesor nominal aislamiento aislamiento (mm) (mm) Diámetro nominal exterior (mm) 1x95/25 25,7 6,7 34,4 1x150/25 27,6 6,2 36,3 1x240/25 31,8 6,2 40,4 1x400/25 37 6,2 45,7 1x630/25 45,3 6,4 53,4 Peso aproximado (mm) 1.330 1.500 1.900 2.550 3.600 Intensidad máxima Reactancia admisible bajo inductiva tubo y enterrado (Ω/km) (A) Capacidad (μF/Km) Radio de curvatura estático (posición final) (mm) 200 0,129 0,204 516 255 0,118 0,25 545 345 0,109 0,301 606 450 0,102 0,367 686 490 0,095 0,095 801 INSTALACIONES MEDIA TENSIÓN
2.-
CENTRO CONTROL Y SUBESTACIÓN 30/66 KV COMPACTA
Dicha subestación que se denominará Subestación Transformadora 30/66 KV “Sierra de
Peña”, conectará la generación eólica por medio de una nueva línea de 66 KV de nueva
construcción, a la subestación de 66/220 KV de “Sangüesa”, para inyectar la energía generada en
la red de transporte.
NOMBRE
ST 30/66 KV Sierra de Peña
Coordenada ETRS89
UTM X
UTM Y
641045,00
4706556,00
MUNICIPIO
Javier
Tranformadores
Tension (kV) Potencia (MVA)
30/66
18,50
Los sistemas básicos del centro de transformación serán:
− Las celdas se instalarán agrupadas constituyendo un módulo formado por celdas en
• Transformador 30/66 kV
− Para la transformación 30/66 kV se ha previsto el montaje de un transformador tipo
seco. El transformador dispondrá de protecciones propias.
− Celda de protección de línea
− Celda de protección del transformador de potencia
• Transformador de servicios auxiliares
− La alimentación general a los servicios auxiliares de corriente alterna del parque se
realizará mediante un transformador seco.
− Celda propia del transformador de servicios auxiliares
• Protecciones eléctricas
− Se instalarán las protecciones eléctricas necesarias para asegurar la seguridad y
fiabilidad del parque. La selección se realizará teniendo la relativa importancia de
cada elemento.
− Las protecciones deberán ser capaces de detectar las condiciones de falta y aislar la
mínima porción del parque posible, de forma que el resto de los sistemas eléctricos
puedan sufrir funcionando con seguridad.
15
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO ANEXO IV: MEDIA Y ALTA
TENSIÓN
− Existirá un armario de control y protección en la subestación en el que irán instalados
los relés de protección correspondientes a la posición conjunta línea-transformador y
al sistema de generación: El armario de control y protección estará compuesto por un
chasis construido con perfiles metálicos, cerrado por paneles laterales fijos, acceso
anterior con chasis pivotante y puerta frontal de cristal o policarbonato ignífugo, lo
cual permite una gran visibilidad, protección contra polvo y suciedad, y fácil manejo y
acceso a los aparatos instalados.
2.1.-
CARACTERÍSTICAS GENERALES
2.1.1.- Aislamiento
Los materiales que se emplearán en esta instalación serán adecuados y tendrán las
características de aislamiento más apropiadas a su función.
Los niveles de aislamiento que se han adoptado, tanto para los aparatos, excepto el
transformador, como para las distancias en el aire, y según vienen especificados en el
“Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de
alta tensión” (Instrucción Técnica Complementaría ITC-RAT 12) son los siguientes:
•
En 66 KV, que corresponden a un valor normalizado de tensión más elevada para
el material de 72,5 KV, se adopta el nivel de aislamiento nominal que soporta 325
KV de cresta a impulso tipo rayo y 140 KV eficaces a frecuencia industrial durante
un minuto.
•
En 30 KV, que corresponden a un valor normalizado de tensión más elevada para
el material de 36 KV, se adopta el nivel de aislamiento nominal, que soporta 170
KV de cresta tipo rayo y 70 KV eficaces a frecuencia industrial durante un minuto.
2.1.2.- Distancias Mínimas
En el vigente “Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en
instalaciones eléctricas de alta tensión” (Instrucción Técnica Complementaría ITC-RAT 12),
especifica las normas a seguir para la fijación de las distancias mínimas a puntos en tensión en el
aire.
Las distancias, en todo caso, serán siempre superiores a las especificadas en dicho
Reglamento, las cuales se recogen la siguiente tabla:
Tensión
nominal
(KV)
16
Tensión
Distancia
Distancia
soportada nominal mínima fase- mínima entre
a los impulsos tipo tierra en el
fases en el
rayo (KV cresta)
aire (cm)
aire (cm)
66
30
2.2.-
325
170
63
32
63
32
INFRAESTRUCTURAS ELÉCTRICAS
2.2.1.- Celdas
Las celdas aisladas en gas representan una solución ideal para un abastecimiento de
energía eléctrica confiable y ecológico hasta una tensión de diseño nominal de 72,5 kV, una
corriente de diseño nominal de 2500 A y una corriente de corto circuito de diseño nominal de 40
kA. Su diseño innovador requiere cantidades mínimas de gas SF6 para el aislamiento de las
partes expuestas a alta tensión y para una extinción segura de los arcos de luz ocasionados
durante la interrupción de corrientes de cortocircuito.
Además, el diseño estandarizado y orientado a la optimización de espacio garantiza
consumos mínimos de materiales y energía a lo largo de todo el proceso, desde la materia prima
hasta la instalación final.
Desde la introducción al mercado, las celdas aisladas en gas constituyen una contribución
muy importante para un abastecimiento seguro y confiable de energía en todo el mundo. A lo largo
de los años las celdas aisladas en gas han contemplando los últimos desarrollos tecnológicos y
ecológicos hasta formar una combinación inteligente de las tecnologías comprobadas. Permiten
cubrir una gran variedad de requerimientos técnicos con una pequeña cantidad de módulos. Esto
se cumple tanto para los componentes primarios (componentes bajo alta tensión) como para los
componentes secundarios.
El transporte, la instalación y la puesta en servicio pueden ser llevados a cabo de forma
rápida, gracias a que las celdas vienen completamente premontadas de fábrica y a la tecnología
innovadora enchufable para la interconexión de las diferentes celdas en sitio. Son una solución
muy económica y ecológica a lo largo de toda su vida útil, utilización eficiente de la energía
eléctrica, aumentar la productividad industrial, reducir el consumo de energía y disminuir
constantemente el impacto al medio ambiente.
• Características principales:
− Mínimo tiempo de instalación:
− Transporte sencillo de cada módulo ó bahía, previamente ensayados en fábrica, en
contenedores estándar
− Menor manejo de gas gracias a sus conexiones enchufables a las barras (similar a
la aparamenta de media tensión)
− Ecológico:
17
TENSIÓN
− 50% de ahorro en gas SF6 frente a productos comparables
− Mayor rendimiento de potencia transmitida.
− Diseño compacto.
− Diseño patentado que incluye nuevas características:
− Fácil accesibilidad a los mecanismos de operación desde el panel frontal
− Transformadores de intensidad separados del compartimento de gas
− Encapsulado trifásico con barrera de aislamiento monofásico
− Sistema secundario de tecnología inteligente adaptable a futuras ampliaciones de la
red
Las celdas están compuestas por una cantidad mínima de módulos funcionales altamente
integrados, que nos permiten garantizar una producción, instalación y manejo de proyecto
eficientes. El beneficio para nuestros clientes se logra a través de un plazo de entrega corto, una
puesta en servicio fácil, un almacenamiento reducido de repuestos y un diseño de la subestación
que protege el medio ambiente.
− Mínimo contenido de gas SF6 (hasta 50 % menos que cualquier producto
comparable)
− Tecnología de conexión entre celdas que reduce notoriamente los trabajos en sitio
− Diseño estandarizado de la subestación
− Buena accesibilidad a los accionamientos desde el armario de control local
− Los transformadores de corriente están ubicados por fuera de los compartimentos de
gas
− Tecnología trifásica encapsulada
− Diseño compacto, con bajas pérdidas eléctricas
− Tecnología secundaria inteligente, que prevé exigencias futuras de las redes de
distribución
− Suministro de celdas totalmente probadas en fábrica
Las celdas se entregan completamente premontadas y probadas en fábrica. Junto con el
armario de control local conforman una unidad de transporte robusta y única para un montaje
sencillo sobre un fundamento de cemento. La tecnología de conexión entre celdas y la tecnología
de operación son únicas en las subestaciones de alta tensión encapsuladas.
Las celdas se instalarán agrupadas constituyendo un módulo en configuración simple
barra, tipo interior y con aislamiento en SF6 y constará de:
18
− Celdas de línea
− Una (1) celda de transformador de potencia
− Una (1) celda de transformadores de servicios auxiliares
− Una (1) celda de medida
Las celdas de línea serán del tipo MESA CGBS o similar, de 36 kV nominales, y con las
siguientes características:
− Aislamiento a frecuencia industrial ................................................... 70 kV (eficaces)
− Aislamiento a onda tipo rayo (1,2/50 µs) ........................................... 170 kV (cresta)
− Intensidad nominal del embarrado ................................................................ 1.250 A
− Intensidad nominal interruptor automático salida a trafo: ............................. 1.250 A
− Intensidad nominal interruptor automático de línea: ........................................ 630 A
− Intensidad de cortocircuito simétrico. ............................................................... 25 kA
• Celdas de protección y medida.
En armarios modulares, y en módulos independientes, se instalarán:
− Protecciones de línea y protecciones del transformador.
− Medida de energía a 66 kV.
2.2.2.- Otros elementos
Asimismo, se realizará la instalación de los siguientes elementos:
− Transformador de servicios auxiliares, que por su potencia de 50 kVA.
− Servicios auxiliares de corriente continua, mediante la instalación de 2 equipos
compactos para alimentación de fuerza, control y unidad de control de subestación.
− Iluminación y fuerza de la subestación.
2.2.3.- Salida de transformador
La salida de media tensión del transformador se realizará mediante ternas de cable de
400 mm2 de aluminio conectado en un extremo a la celda de transformador y en el otro extremo a
la salida de baja tensión del transformador de potencia.
En paralelo con la salida de media tensión se instalará una reactancia trifásica de puesta a
tierra para proporcionar sensibilidad a las protecciones y limitar los defectos a tierra. Para
19
TENSIÓN
desconectar la salida del transformador potencia de la conexión a la reactancia se instalará un
seccionador tripolar en 30 kV.
2.2.4.- Transformador
Tipo seco encapsulado de alta fiabilidad y gran respeto por el medio ambiente, muy
apropiado para áreas de importancia ambiental por su tamaño, diseño, tecnología y protección.
No contiene líquidos inflamables ni materiales explosivos y en caso de producirse un
incendio, los materiales aislantes utilizado se autoextinguen rápidamente. Como consecuencia el
riesgo de generación de fuego y/o humo queda muy reducido.
Desde el punto de vista ambiental no hay peligro de derrame de líquidos que puedan
contaminar el agua o el suelo. Se elimina la necesidad de construcción de recogida de aceite, la
reducción de la obra civil y la eliminación de sistemas de detección y extinción de incendios.
Tiene las mismas funcionalidades que los transformadores en baño de aceite con una
mayor facilidad de instalación y puesta en marcha y mínimo mantenimiento.
Estos transformadores cumplen con los requerimientos de niveles de tensión dieléctricos
más comunes del mercado (IEC, IEEE, GOST).
Utilizan materiales aislantes de la clase F y H, con un comportamiento térmico mejorado,
lo que permite una refrigeración más eficiente.
• Principales ventajas
− Seguro para las personas y propiedades
− Respetuoso con el medio ambiente
− Virtualmente libre de mantenimiento
− No existe riesgo de incendio
− Fácil instalación
− Alta resistencia frente a cortocircuitos
− Alta resistencia frente a cortocircuitos
− Alta capacidad para soportar sobrecargas
− Capaz de soportar duras condiciones vibratorias
− Apto para zonas húmedas y/o contaminadas
− Reducido coste de los trabajos de instalación y de los sistemas anti-incendios.
20
• Características básicas
Las características básicas del transformador son:
− Tipo Transformador Seco Encapsulado, tecnología libre de aceite
− Potencia nominal ............................................................................... hasta 18,5 MVA
− Normas aplicadas ....................... IEC 60076-11, IEC 60076-16, Cenelec HD 637 S1
− Tensión secundaria ..................................................................................hasta 36 kV
− Tensión primaria ................................................................................. hasta 72,50 kV
− Conexión ............................................................................................ Delta o estrella
El transformador contará con red de tierras.
Los transformadores serán suministrados habiendo sido realizados sobre ellos los
siguientes ensayos de rutina:
− Medida de la resistencia de los arrollamientos
− Medida de la relación de transformación y verificación del acoplamiento.
− Medida de la tensión y de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas en
carga.
− Ensayo de tensión aplicada.
− Ensayo de tensión inducida.
− Comprobación del funcionamiento de los sistemas de protección.
2.2.5.- Módulos funcionales
•
Interruptor de potencia
El interruptor de potencia colocado horizontalmente es un módulo altamente
estandarizado. Este puede ser usado en todas las disposiciones, para todas las celdas de línea y
de acoplamiento.
Los módulos adyacentes se conectan por medio de aisladores estancos enchufables. La
ubicación de las cámaras de extinción en forma de triángulo, permite una optimización de la
longitud de los conductores. Además la forma innovadora de la carcasa reduce el contenido de
gas SF6 a un mínimo
21
TENSIÓN
El interruptor de potencia está construido con cámaras de extinción bajo el principio de
autosoplado y con una cámara de interrupción por polo. Los componentes han sido sometidos a
muchas pruebas y junto con el accionamiento hidromecánico del tipo HMB-1 ofrecen una alta
confiabilidad. Los transformadores de corriente están instalados fuera del compartimento de gas
del interruptor de potencia y pueden ser colocados del lado de la barra o del lado de la salida.
El accionamiento hidromecánico de resorte del tipo HMB es una parte integral del armario
de control local y fácilmente accesible desde este.
• Seccionador y seccionador de puesta a tierra
Las dos carcasas diferentes para el
combinado permiten una integración fácil al
seccionador de puesta a tierra combinado
adicionalmente el seccionador/seccionador
transversalmente.
seccionador / seccionador de puesta a tierra
sistema modular. El módulo del seccionador /
contiene los conductores de barra planos y
de puesta a tierra combinado, colocado
El accionamiento estandarizado del seccionador / seccionador de puesta a tierra posee
todos los componentes necesarios para garantizar tanto un movimiento mecánico como un
bloqueo seguro.
• Seccionador de puesta a tierra rápido
El seccionador de puesta a tierra rápido puede ser colocado del lado de la salida o del
lado de la barra. El módulo con los polos colocados de forma lineal está provisto de un accionamiento de resorte, que garantiza una operación muy rápida.
• Armario de control local
En el armario de control local se encuentran instalados todos los componentes eléctricos
necesarios para las funciones de mandos, avisos, bloqueos, etc. Además contiene, como suele
ser el caso en las celdas de media tensión, tanto el accionamiento para el seccionador /
seccionador de puesta a tierra como el accionamiento del interruptor de potencia.
Por esta razón todos estos accionamientos son fáciles de acceder. Los sistemas de
control y protección, ya sean convencionales o numéricos pueden ser complementados por un
sistema de monitoreo digital. Este sistema está constituido por componentes adicionales a la
tecnología de control y protección de la subestación y no forma parte de ellos.
• Transformador de corriente y transformador de tensión
22
El diseño permite una fácil integración tanto de los transformadores inductivos
convencionales de corriente y de tensión, como de los sensores de corriente y de tensión. Todos
los tipos son enchufables. Esto ofrece una gran flexibilidad a lo largo del desarrollo del proyecto.
• Otros módulos complementarios
Se dispone de módulos para la conexión de diferentes versiones de terminales de cables,
pasamuros SF6 y adaptadores.
2.2.6.- Protecciones
El mando y control de la Subestación Transformadora, así como los equipos de protección
y automatismo, se instalarán en armarios constituidos por paneles de chapa de acero y un chasis
formado con perfiles y angulares metálicos del mismo material.
La subestación se dotará, de forma resumida, de los siguientes grupos de protecciones:
− Protecciones de línea de evacuación 66 kV.
− Protecciones de transformador
− Protecciones de acometida al transformador desde embarrado 30 kV.
− Protecciones para cada circuito de acometida de aerogeneradores, 30 kV.
En primer lugar, se instalarán las siguientes protecciones para la línea de evacuación:
− Protección de sobreintensidad en cada fase (50)
− Protección de sobreintensidad temporizada (51/51N)
− Relé de sincronismo (25)
− Relé de frecuencia, con unidad de máximo y mínimo (81)
− Relé de subtensión (27)
− Relé de sobretensión temporizable (59)
− Relé de protección de distancia (21)
En cuanto a las protecciones para el transformador de potencia, se dispondrá de los
siguientes equipos:
− Protección de sobreintensidad de tres fases (51) y neutro (51N), de característica
inversa, con reenganchador incorporado (79)
− Relé maestro de disparo y bloqueo (86) por actuación de las protecciones de
transformador y diferencial.
23
TENSIÓN
− Relé de protección diferencial del transformador (87) de doble devanado, de frenado
porcentual por armónicos y filtrado para corriente de neutro.
− Relé de sobreintensidad de tres fases (50 TZ) y neutro (51G) para la protección de la
puesta a tierra.
Determinadas protecciones instaladas en 66 kV deben ser también operativas para
generación actuando sobre interruptores de 30 kV:
− Relé de mínima tensión (27)
− Relé de máxima tensión monofásica temporizable (59)
− Relé de frecuencia (81), temporizado y con unidad de máximo y mínimo
En cuanto a las protecciones para las líneas de 30 kV. Estas dispondrán de protección de
sobreintensidad de tres fases y neutro de característica inversa y con reenganchador.
2.3.-
UNIDADES DE CONTROL DE POSICIÓN Y SUBESTACIÓN
Para optimizar el sistema de mando y control de la subestación y permitir integrar el
telemando, se establecerá un sistema digital de control integrado.
Para ello, se instalará una Unidad de Control de Posición (UCP). Estas unidades se
instalan en el armario superior de las celdas de 30 kV., para el control de su celda, y en el armario
de control y protecciones para la posición del transformador.
De forma complementaria, la UCP integra los datos de producción de cada una de las
posiciones, por lo que se cuenta con las producciones de cada uno de los circuitos.
La Unidad de Control de Subestación (UCS) es la unidad central de captación de datos de
las distintas UCP, dispondrá de un PC para la grabación y visualización de variables y alarmas, y
estará unida con las diferentes UCP a través de una red en estrella de fibra óptica.
La UCS podrá interactuar con protecciones y aparellaje, de forma que pueden
programarse diversas actuaciones frente a fallos e imponer secuencias de actuación.
2.4.-
EQUIPOS DE MEDIDA
Se instalarán dos equipos redundantes de medida de energía
− Contador de energía activa y reactiva de 4 hilos de clase 0,2S en activa y 0,5 en
reactiva, con emisor de impulsos para montaje empotrado, de alimentación 3x110/Ö3
V y 3x5A
24
− Modulo tarificador de cuatro entradas con reloj interno y salida serie de
comunicaciones
− El cableado entre los transformadores de tensión e intensidad y estos contadores
será de sección mayor o igual a 6 mm2 y presentará una caída de 13 tensión inferior
al uno por mil (T.T.) y una carga del cableado secundario inferior a 4VA.
−
2.5.-
INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA
Se dotará a la instalación de una malla de tierra enterrada a 0,6 m de profundidad, que
permita reducir las tensiones de paso y de contacto a niveles admisibles, anulando el peligro de
electrocución del personal que transite tanto por el interior como por el exterior de la instalación.
Todos los elementos metálicos de la instalación estarán unidos a la malla de tierras
inferior, dando cumpliendo a las exigencias descritas en la Instrucción Técnica Complementaría
ITC-RAT 13 “Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones
eléctricas de alta tensión”.
Según lo establecido en el citado Reglamento, apartado 6.1 de la ITC-RAT 13, se
conectarán a las tierras de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión
normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías, accidentes,
sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Por este motivo, se unirán a la
malla de tierra:
− Los chasis y bastidores de aparatos de maniobra.
− Los envolventes de los conjuntos de armarios metálicos.
− Las puertas metálicas de los locales.
− Las vallas y cercas metálicas.
− Las columnas, soportes, pórticos, etc.
− Las estructuras y armaduras metálicas de los edificios que contengan instalaciones
de alta tensión.
− Las armaduras metálicas de los cables.
− Las tuberías y conductos metálicos.
− Las carcasas de transformadores, generadores, motores y otras máquinas.
Se conectarán directamente a tierra, sin uniones desmontables intermedias, los siguientes
elementos, que se consideran puestas a tierra de servicio:
25
TENSIÓN
− Los neutros de transformadores de potencia y medida.
− Los hilos de tierra de las líneas aéreas.
− Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra.
− Pantalla de separación de los circuitos primario y secundario de los transformadores
de medida o protección.
Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje mediante
tornillos y grapas especiales de aleación de cobre, que permitan no superar la temperatura de
200ºC en las uniones y que aseguren la permanencia de la unión. Se hará uso de soldaduras
aluminotérmicas Cadweld de alto poder de fusión, para las uniones bajo tierra, ya que sus
propiedades son altamente resistentes a la corrosión galvánica.
2.6.-
OBRA CIVIL
Explanación, acondicionamiento y urbanización exterior como preparación preliminar de
los terrenos. Es necesaria la explanación de una superficie de manera de poder ubicar el edificio
de elementos prefabricados que albergará el centro de control y la subestación transformadora
compacta 30/66 kV.
2.7.-
OTROS
2.7.1.- Medidas de seguridad
Protección contra incendios
Se dispondrá, acorde con la vigente instrucción MIERAT 14, de un sistema fijo de
extinción automático de incendios así como instrucciones de funcionamiento, pruebas y
mantenimiento. Los elementos más importantes de dicho sistema se describen a continuación:
− Detectores de humos por ionización. Su funcionamiento se basa en la ionización del
aire dentro de unas cámaras mediante la acción de un elemento radiactivo. Esta
ionización hace conductor al aire y si hay humo hace variar la conductividad de la
mezcla de aire y humo. Dicha variación de conductividad se convertirá en señal
eléctrica que se enviará a la central de detección, que se describe a continuación.
− Central de detección. Una vez transcurrido un tiempo de prealarma, será la
encargada de realizar el disparo de la extinción. Dispondrá de pulsadores de paro y
de disparo manuales. Ambos serán normalmente abiertos y el segundo dominará
sobre el primero en caso de simultaneidad.
− Batería de botellas de CO2.
26
Seguridad en celdas
Las celdas tipo SF6 dispondrán de una serie de enclavamientos funcionales que
responden a los definidos por la Norma UNE 20.099
Material de seguridad
Con el fin de contribuir a la seguridad en las maniobras, a la prevención y extinción de
incendios y a la información sobre posibles riesgos eléctricos derivados de la manipulación
incorrecta de los aparatos, se instalarán los siguientes equipos:
− Pértiga detectora de tensión (para la mayor tensión en subestación)
− Pértiga aislada con gancho de salvamento (para la mayor tensión en subestación)
− Banqueta aislante para exteriores (para la mayor tensión en subestación)
− Dos pares de guantes aislantes 30 kV.
− Placa de primeros auxilios y botiquín
− Dos cascos con pantalla de seguridad
− Banqueta aislante interior de 30 kV
− Banqueta aislante para exteriores de 72,5 kV
− Carteles de primeros auxilios y riesgo eléctrico
− Extintores contra incendios, eficacia 89 B
− Cartel de primeros auxilios, riesgo eléctrico y diagrama unifilar
2.7.2.- Señalización
Todas las instalaciones eléctricas, estarán correctamente señalizadas y dispondrán de
advertencias e instrucciones necesarias de modo que impidan los errores de interpretación. A este
fin, se tendrá en cuenta:
− Todas las puertas que den acceso a los recintos en que se hallan aparatos de alta
tensión, estarán provistas de rótulos con indicación de la existencia de instalaciones
de alta tensión
− Las máquinas y aparatos principales, celdas, paneles de cuadros y circuitos, estarán
diferenciados entre sí con marcas claramente establecidas, señalizados mediante
rótulos de dimensiones y estructuras apropiadas para su fácil lectura y compresión.
− Se colocarán carteles de advertencia de peligro en todos los puntos que por
características de la instalación o su equipo lo requieran.
27
TENSIÓN
− Se colocarán carteles indicativos de los procedimientos y reglas de seguridad. En
puestos de mando y oficinas de jefes o encargados, existirán esquemas de dichas
instalaciones, como mínimo unifilares e instrucciones generales de servicio.
2.7.3.- Control y comunicaciones
Para la explotación del parque eólico se dotará al mismo de un sistema de
comunicaciones que permita realizar las labores de explotación y mantenimiento de manera
centralizada. Para ello se utilizará cable fibra óptica. La subestación contará con un ordenador del
que s podrá controlar y visualizar todos los parques eólicos. Se dotará al edifico de la subestación
de servicio de teléfono inalámbrico más una conexión vía satélite.
2.7.4.- Iluminación de emergencia
El edificio deberá contar con alumbrado de emergencia y señalización que garanticen un
nivel lumínico superior a 5 lux y autonomía de al menos una hora, de forma que permitan la
circulación del personal y las primeras maniobras que se precisen. La conmutación del alumbrado
normal al de socorro, se efectuará automáticamente.
2.7.5.- Actividades molestas, insalubres y nocivas.
− Humos, gases, olores, vapores y polvos: No se generan en la subestación.
− Ruidos y vibraciones: El ruido que se genera se debe a la magnetoestricción de los
transformadores. Es de baja frecuencia (50Hz) y sólo perceptible en las
inmediaciones de la subestación, que se encuentra alejada del núcleo urbano
− Residuos sólidos: La actividad no genera residuos sólidos
− Aguas residuales: La actividad no genera aguas residuales domésticas o industriales.
Solamente se instalará una fosa séptica normalizada para el cuarto de baño a instalar
en el centro de control
− Aceites: El transformador es tipo seco encapsulado, no utiliza aceites. El almacén
solamente albergará aceites envasados en recipientes homologados.
− Explosiones e incendios: Se cuenta con una red de tierras que se configura para
derivar directamente los rayos. Los cuadros eléctricos, transformador y celdas se
conectan a la red de tierras del parque eólico. De forma complementaria, el cableado
interno se realiza con cables no propagadores de incendios, con baja toxicidad y
opacidad en humos y sin halógenos. La instalación contará con extintores y equipos
de protección
28
3.-
LINEA DE 66 KV
De acuerdo al RD223/2008, ITC LAT 02, en el proyecto de ejecución de la línea se
deberán considerar las normas UNE relacionadas para la selección de todos los materiales
implicados. En el mismo Real Decreto, la ITC LAT 06 recoge la normativa para las líneas de alta
tensión con cable aislado y la ITC LAT 07 las líneas aéreas.
La finalidad de la presenta línea, es evacuar la energía producida del parque eólico
SIERRA de PEÑA (16,5 MW), situado en la Comunidad Foral de Navarra; energía que es
transformada en la subestación correspondiente a dicho parque eólico, elevando su tensión de 30
KV a 66 KV.
Para conseguirlo se proyecta la construcción de una línea mixta (soterrada/aérea) de
transporte de energía eléctrica de 66 KV que une la SET 30/66 KV “Sierra de Peña”, con la
posición de línea de 66 KV de Iberdrola, ubicada en la subestación SET 66/220 KV “Sangüesa”,
compartida a su ver por Red Eléctrica Española. La línea eléctrica a construir hasta la posición de
línea en la subestación de destino, será propiedad de GESTAMP EÓLICA S.L.
El conjunto del recorrido de la línea se compone por varios tramos, siendo su longitud total
de 15.432 m, transcurriendo de forma aérea y soterrada. Durante su recorrido afecta a terrenos de
varios términos municipales; Javier y Sangüesa, ambos perteneciente a la Comunidad Foral de
Navarra.
LÍNEA SET 30/66 KV "SIERRA DE PEÑA" - SET 66/220 KV "SANGÚESA"
MUNICIPIO
TRAMO
CONDUCCIÓN
LONGITUD (m)
AFECTADO
1
2
3
ST 30/66 KV "Sierra de
Peña - Apoyo 1"
Apoyo 1 - Apoyo 43
Apoyo 43 - Posición de
Línea ST 66/220 KV
"Sangüesa"
LINEA DE 66 KV
Soterrado
Javier y
Sangüesa
6.267,00
Aéreo
Sangüesa
8.995,00
Soterrado
Sangüesa
170,00
29
TENSIÓN
3.1.-
LÍNEA SUBTERRÁNEA
3.1.1.- Descripción básica
Esta línea estará configurada por una terna de cables unipolares, unidos eléctricamente a
través de empalmes porque la longitud de la línea supera la longitud lineal de suministro de este
tipo de cables, finalizando sus extremos en sendos terminales para su conexionado en los
soportes diseñados a tal efecto que se instalarán en las subestación de origen y destino y en los
apoyos de transición.
Los tramos subterráneos de la línea objeto del presente proyecto tiene como
características principales las siguientes:
− Frecuencia ......................................................................................................... 50 Hz
− Tensión más elevada de la red ...................................................................... 72,5 kV
− Tensión de ensayo de choque ............................................................. 325 kV cresta
− Tensión ensayo bajo lluvia a frecuencia industrial ............................ 140 kV eficaces
− Circuitos .....................................................................................................................1
− Nº de conductores por fase .......................................................................................1
− Longitud tramo 1 ............................................................................................ 6.267 m
− Longitud tramo 3 ............................................................................................... 170 m
3.1.2.- Obra civil
La obra civil comprende la realización de la canalización subterránea, las arquetas de
paso y las tapas de las arquetas.
El tendido de estas líneas será subterráneo, realizándose una zanja preparada al efecto,
con una profundidad de 1,85 m., variable si se producen cruzamientos.
La canalización subterránea en tierra comprende la excavación por medios mecánicos. En
el lecho de la zanja se extenderá una capa de arena, sobre la que se tenderán los cables. Estos
se cubrirán con arena y sobre ella la zanja se añadirá tierra procedente de la propia excavación,
convenientemente apisonada. Se realiza la colocación de una cinta de señalización de PVC
s/NI2009-01 y se terminará con una capa de 30 cm de todo uno compactado para mantener la
calidad del camino utilizado como zona de tendido. Finalmente se efectuará el transporte de los
sobrantes a vertedero.
30
LINEA DE 66 KV
En las zonas que sea necesario se incluye la colocación de los tubos de polietileno de
alta densidad, tipo UNE EN 50086-2-4, corrugado exterior y liso interior de 160 mm y el asiento de
los mismos con hormigón en masa H125.
Las arquetas se colocarán en los puntos señalados e incluirán la excavación, la
construcción de las paredes de hormigón armado a dos caras, recibido de tubos y el transporte a
vertedero de los productos sobrantes. Las tapas de las arquetas serán desmontables formadas
por una estructura metálica galvanizada y hormigón armado. Estarán provistas de entrada de
hombre con marco y tapa de fundición.
Se prevé la utilización de cables de aislamiento seco con conductor de aluminio, aislado
tipo XLPE (polietileno reticulado) tipo AL RHZ1 36/66 KV o similar de sección por cada conductor
no inferior a 240 mm².
Cada circuito de la línea estará protegido en su origen y destino mediante interruptor
automático y relés adecuados que la protejan contra sobrecargas y cortocircuitos.
3.1.3.- Conductor
Las principales características del conductor seleccionado son:
− Designación .................................................................................................. AL HRZ1
− Tensión nominal ........................................................................................... 33/66 kV
− Sección total ................................................................................. 3(1*240)mm2+H25
− Composición .................. Aluminio compacto, sección circular, clase 2s(UNE60228)
− Pantalla semiconductora interna .............................Mezcla semiconductora extruida
− Pantalla metálica ................. Corona de alambre Cu hélice paso largo(sec 25 mm2)
− Cubierta ........................................................... Termoplastica de poliolefina (Z1) rojo
− Intensidad máxima admisible ............................................................................ 385 A
Con el objeto de equilibrar los efectos de inducción entre las diferentes fases, los
conductores se dispondrán en forma de triángulo equilátero, embridando los conductores cada 810 m. Los radios de curvatura en operaciones de tendido serán como mínimo iguales a 15 veces
su diámetro.
3.1.4.- Terminales
Se dispondrá de un terminal unipolar por fase, de tipo exterior, de paso aéreo a
subterráneo, cuyas características principales son las siguientes:
LINEA DE 66 KV
31
TENSIÓN
− Tensión soportada a impulsos tipo rayo ......................................................... 325 kV
− Línea de fuga .............................................................................................. 2.580 mm
El sistema seleccionado para la puesta a tierra de pantalla del conductor es el de puesta a
tierra de la misma en todos sus extremos, incluyendo los correspondientes a las torres de paso
aéreo a subterráneo. Esta conexión se realizará mediante un cable de Cu, al que se conectarán
las pantallas de los cables en el extremo del Terminal.
3.1.5.- Señalización
Se dispondrá de cintas plásticas de polietileno para la señalización de las diferentes
ternas a aproximadamente 30 cm de profundidad, entre la capa de todo uno y la capa de tierra.
Entre la capa de tierra y la de arena de relleno, a aproximadamente 90 cm, se ubicarán de
forma continua losetas de protección y aviso, bien de plástico exento de halógenos, bien de
cerámica. Se establecerá una doble hilera, sobre cada par de ternas.
Finalmente, en los cruces de los caminos y donde puedan ser fácilmente vistas, se
instalará señalización vertical indicando la presencia de la línea en la ventral del camino e
indicando un teléfono de contacto previo a cualquier inicio de obras sobre estos caminos.
3.1.6.- Tendido de cable de F.O de comunicaciones
Con el objeto de poder comunicar los parámetros de los parques eólicos a REE, y de
poder operar indistintamente de forma remota desde la subestación de Sangüesa desde la de Sª
de Peña, se tenderá un cable de fibra óptica junto a los conductores eléctricos.
Este tendido será redundante, por lo que se instalarán sobre el lecho de arena dos cables
de F.O. con armadura de fibra de vidrio y protección contra roedores.
Cada cable será de veinticuatro fibras y presentará una capacidad de soporte de tensión
de al menos 2.000 N en tendido y 800 N en servicio permanente.
El tipo de cable y los empalmes deberán ser tales que, en todo el trazado entre
subestaciones, y sin alimentación intermedia, la pérdida de señal sea inferior a 10 dB.
3.1.7.- Cálculos Eléctricos
Como cálculos eléctricos se han llevado a cabo las pérdidas de potencia y las caídas de
tensión, en cada uno de los tramos soterrados por los que discurre la línea.
32
LINEA DE 66 KV
1
3
3.2.-
Tramo
SET 30/66KV "Sierra de Peña"‐ Apoyo 1
Apoyo 43 ‐ Posición de Línea ST66/220 KV "Sangüesa"
Datos
L(m)
Cables (AL‐)
I máx
Caida de Tensión
V
%
Perdida de Potencia
KW
%
6.267 240 385 274,18 0,42%
48,96 0,30%
170
240
385
7,44
0,01%
1,33
0,01%
LÍNEA AÉREA
3.2.1.- Descripción básica
La línea aérea tiene una longitud de 8.995 m. y afecta a terrenos ubicados en Sangüesa.
La línea aérea tiene las siguientes características principales:
− Frecuencia ......................................................................................................... 50 Hz
− Tensión más elevada de la red ...................................................................... 72,5 kV
− Circuitos ..................................................................................................................... 1
− Configuración ...................................................................................... Circuito simple
− Disposición ...................................................................................................Triangulo
− Conductores ...................................................................................................... LA 56
− Potencia máxima a transportar ..................................................................... 22 MVA
− Nº de conductores por fase ....................................................................................... 1
− Cable de tierra ................................................................................................. OPGW
− Longitud tramo 2............................................................................................ 8.995 m
Los extremos del tramo aéreo incorporan la terna de línea enterrada, por lo que estarán
equipadas con pararrayos en todas sus fases.
3.2.2.- Apoyos
Serán metálicos, construidos con perfiles angulares de acero galvanizado y son
totalmente atornillables, suministrándose por torres completas. Para poder realizar el montaje,
todas las piezas van grapadas con una marca de identificación. La sección de la torre es cuadrad
y la celosía de las caras es simple e igual para las cuatro caras. El ancho de la cabeza es de 0,7
m y la base es reducida, por lo que se puede realizar cimentaciones monobloque. Dispondrán de
cuerno en la parte superior para cable de tierra.
LINEA DE 66 KV
33
TENSIÓN
La línea, contará con apoyos normalizados. La siguiente tabla indica los esfuerzos útiles
que pueden soportar estas torres (en kgf) en función del armado e hipótesis de reglamento:
ESFUERZOS ADMISIBLES SOPORTADOS POR APOYOS (kgf)
TIPO
MI‐1.500
MI‐2.000
MI‐2.500
Esfuerzo útil con viento 120 km/h (C.S=1,5)
1.645 2.220 2.605 Esfuerzo útil con viento 60 km/h (C.S=1,5)
1.940 2.440 2.815 Esfuerzo útil sin viento (C.S=1,5)
2.015 1.510 1.895 3.765 Desequilibrio (C.S=1,2)
2.660 3.290 Torsión (C.S=1,2)
1.295
Rotura Protección (C.S=1,2)
1.810 2.080 2.580 Cargas Verticales por Fase
750
MI‐3.000
3.090 3.290 3.355 4.380 MI‐4.000
4.060 4.225 4.290 5.865 2.725 2.725 Para obtener la altura deseada en el vano los apoyos variaran entre unas alturas de 10 m.
y 32 m.
Los apoyos de las torres serán tipo monobloque, indicándose en el siguiente cuadro las
dimensiones y los volúmenes “V” aproximados de excavación para las diferentes alturas:
34
LINEA DE 66 KV
Compresibilidad (kg/cm².cm)
Altura / Esfuerzo
a
h
10
V
a
h
12
V
a
h
14
V
a
h
16
V
a
h
18
V
a
h
20
V
a
h
22
V
a
h
24
V
a
h
26
V
a
h
28
V
a
h
30
V
a
h
32
V
K=8
1,500
1,29
1,91
3,18
1,38
1,96
3,73
1,48
2,00
4,38
1,57
2,03
5,00
1,66
2,06
5,68
1,75
2,08
6,37
1,85
2,10
7,19
1,94
2,12
7,98
2,02
2,14
8,73
2,12
2,15
9,66
2,21
2,16
10,55
2,29
2,18
11,43
LINEA DE 66 KV
2,000
1,29
2,06
3,43
1,39
2,10
4,06
1,48
2,14
4,69
1,57
2,18
5,37
1,67
2,20
6,14
1,76
2,23
6,91
1,85
2,25
7,70
1,94
2,27
8,54
2,03
2,29
9,44
2,13
2,30
10,43
2,22
2,31
11,38
2,30
2,33
12,33
2,500
1,29
2,14
3,56
1,39
2,19
4,23
1,49
2,23
4,95
1,57
2,27
5,60
1,67
2,30
6,41
1,76
2,32
7,19
1,86
2,34
8,10
1,95
2,36
8,97
2,03
2,38
9,81
2,13
2,39
10,84
2,22
2,41
11,88
2,31
2,42
12,91
K=12
3,000
1,29
2,23
3,71
1,39
2,27
4,39
1,49
2,32
5,15
1,58
2,35
5,87
1,68
2,38
6,72
1,77
2,41
7,55
1,87
2,43
8,50
1,95
2,45
9,32
2,04
2,47
10,28
2,14
2,48
11,36
2,23
2,50
12,43
2,31
2,52
13,45
4,000
1,30
2,41
4,07
1,40
2,46
4,82
1,50
2,51
5,65
1,58
2,55
6,37
1,69
2,58
7,37
1,77
2,61
8,18
1,88
2,63
9,30
1,97
2,65
10,28
2,05
2,68
11,26
2,16
2,69
12,55
2,24
2,71
13,60
2,33
2,72
14,77
1,500
1,29
1,74
2,90
1,38
1,78
3,39
1,48
1,81
3,96
1,57
1,84
4,54
1,66
1,87
5,15
1,75
1,89
5,79
1,85
1,91
6,54
1,94
1,92
7,23
2,02
1,94
7,92
2,12
1,95
8,76
2,21
1,97
9,62
2,29
1,98
10,38
2,000
1,29
1,87
3,11
1,39
1,90
3,67
1,48
1,94
4,25
1,57
1,98
4,88
1,67
2,00
5,58
1,76
2,02
6,26
1,85
2,04
6,98
1,94
2,06
7,75
2,03
2,08
8,57
2,13
2,09
9,48
2,22
2,10
10,35
2,30
2,12
11,21
2,500
1,29
1,95
3,24
1,39
1,98
3,83
1,49
2,02
4,48
1,57
2,06
5,08
1,67
2,08
5,80
1,76
2,11
6,54
1,86
2,12
7,33
1,95
2,14
8,14
2,03
2,16
8,90
2,13
2,17
9,85
2,22
2,19
10,79
2,31
2,20
11,74
K=16
3,000
1,29
2,02
3,36
1,39
2,06
3,98
1,49
2,10
4,66
1,58
2,13
5,32
1,68
2,16
6,10
1,77
2,18
6,83
1,87
2,20
7,69
1,95
2,23
8,48
2,04
2,24
9,32
2,14
2,25
10,30
2,23
2,27
11,29
2,31
2,28
12,17
4,000
1,30
2,19
3,70
1,40
2,23
4,37
1,50
2,27
5,11
1,58
2,31
5,77
1,69
2,34
6,68
1,77
2,36
7,39
1,88
2,38
8,41
1,97
2,40
9,31
2,05
2,43
10,21
2,16
2,44
11,38
2,24
2,46
12,34
2,33
2,47
13,41
1,500
1,29
1,62
2,70
1,38
1,66
3,16
1,48
1,69
3,70
1,57
1,72
4,24
1,66
1,74
4,79
1,75
1,77
5,42
1,85
1,78
6,09
1,94
1,80
6,77
2,02
1,82
7,43
2,12
1,83
8,22
2,21
1,90
9,28
2,29
1,90
9,96
2,000
1,29
1,74
2,90
1,39
1,78
3,44
1,48
1,81
3,96
1,57
1,84
5,54
1,67
1,87
5,22
1,76
1,89
5,85
1,85
1,91
6,54
1,94
1,93
7,26
2,03
1,94
7,99
2,13
1,95
8,85
2,22
1,96
9,66
2,30
1,98
10,47
2,500
1,29
1,82
3,03
1,39
1,85
3,57
1,49
1,88
4,17
1,57
1,92
4,73
1,67
1,94
5,41
1,76
1,97
6,10
1,86
1,98
6,85
1,95
2,00
7,61
2,03
2,02
8,32
2,13
2,03
9,21
2,22
2,04
10,05
2,31
2,05
10,94
3,000
1,29
1,89
3,15
1,39
1,92
3,71
1,49
1,96
4,35
1,58
1,99
4,97
1,68
2,01
5,67
1,77
2,04
6,39
1,87
2,05
7,17
1,95
2,08
7,91
2,04
2,09
8,70
2,14
2,10
9,62
2,23
2,12
10,54
2,31
2,13
11,37
4,000
1,30
2,04
3,45
1,40
2,08
4,08
1,50
2,12
4,77
1,58
2,16
5,39
1,69
2,18
6,23
1,77
2,21
6,92
1,88
2,22
7,85
1,97
2,24
8,69
2,05
2,27
10,59
2,16
2,27
10,59
2,24
2,29
11,49
2,33
2,31
12,54
35
TENSIÓN
Posición UTM apoyos
Nº de Apoyo
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
36
Coord. X
639.245
639.329
639.403
639.559
639.653
639.737
639.826
639.908
639.994
640.077
640.146
640.198
640.332
640.467
640.558
640.646
640.727
640.606
640.513
640.374
640.332
640.290
640.247
640.200
640.155
640.113
640.072
640.025
640.008
640.056
640.106
640.215
640.258
640.334
640.414
640.495
640.578
640.728
640.812
640.944
641.066
641.142
641.254
ETRS 89
Coord. Y
4.709.529
4.709.724
4.709.897
4.710.061
4.710.257
4.710.433
4.710.620
4.710.792
4.710.972
4.711.145
4.711.406
4.711.605
4.711.944
4.712.287
4.712.518
4.712.742
4.712.945
4.713.196
4.713.388
4.713.584
4.713.830
4.714.073
4.714.319
4.714.593
4.714.855
4.715.102
4.715.338
4.715.563
4.715.647
4.715.765
4.715.890
4.716.157
4.716.264
4.716.450
4.716.646
4.716.846
4.717.050
4.717.198
4.717.282
4.717.412
4.717.533
4.717.608
4.717.583
LINEA DE 66 KV
Alturas y Pesos
Las alturas totales (H) desde la base de la cruceta inferior hasta la base de la torre, y las
alturas útiles (HU), desde la cruceta inferior hasta el suelo para cimentaciones en terreno normal
(K=12), son las indicadas en la tabla.
Los pesos aproximados de los fustes de las torres (sin cabeza ni crucetas) galvanizados y
con tornillería, para las diferentes alturas se pueden obtener a partir de la siguiente tabla:
Altura Nominal
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
LINEA DE 66 KV
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
Altura útil (HU)
Peso (kg)
1.500
8,46
413
10,42
510
12,39
624
14,36
723
16,33
832
18,31
951
10,29
1086
22,28
1218
24,26
1359
26,25
1514
28,23
1652
30,22
1840
2.000
8,33
431
10,3
528
12,26
645
14,22
762
16,2
911
18,18
1057
20,16
1179
22,14
1327
24,12
1485
26,11
1654
28,1
1806
30,08
2005
ESFUERZOS
2.500
8,25
466
10,22
570
12,18
702
14,14
834
16,12
970
18,09
1111
20,08
1267
22,06
1428
24,04
1615
26,03
1790
28,01
1985
30
2197
3.000
8,18
487
10,14
600
12,1
746
14,07
878
16,04
1041
18,02
1195
20
1360
21,97
1534
23,96
1731
25,95
1917
27,93
2123
29,92
2344
4.000
8,01
596
9,97
738
11,93
910
13,89
1067
15,86
1273
17,84
1444
19,82
1684
21,8
1876
23,77
2133
25,76
2363
27,74
2608
29,73
2858
37
TENSIÓN
Armados
MILANO
1.500/2.000
2.500/3.000/
4.000
CABEZAS
PESO CABEZAS (kg)
b (m)
1,5
2
2,5
3
188
212
268
307
188
TIPO
SM1C
SM2C
SM3C
SM4C
38
228
268
321
SEMICRUCETAS
PESO SEMICRUCETAS (kg)
MILANO
a (m)
1.500/4.000
MILANO
1,5
1,75
2
2,2
2,4
24
28
38
39
41
ARMADO TIPO "S"
DIMENSIONES
a
1,5
2
1,5
2
b
1,5
1,5
2
2
c
1,75
2,2
1,75
2,2
CÚPULAS
PESO CABEZAS (kg)
h
2,3
2,3
2,3
2,3
1.500/2.000
311
350
335
374
1.500/4.000
h (m)
2,3
2,9
47
67
PESO
2.500/3.000/4.000
311
350
351
390
LINEA DE 66 KV
Obra civil
• Zapatas:
− Características: las fijaciones al terreno empleadas en los apoyos se realiza mediante
monobloque (1 zapata), una por zanca, tipo pata de elefante, de las que dos trabajan
a compresión y las otras dos al arranque dependiendo del tipo de apoyo.
− Dimensiones: La cimentación está compuesta por un macizo de hormigón en masa
en forma de pata de elefante. Dependiendo del Apoyo Tipo se utiliza más o menos
volumen de hormigón tal y como se ha establecido.
− Destino del material de excavación: Deberá ser retirado a una escombrera
autorizada.
• Caminos:
− Trazado y longitud: Se utilizaran las pistas y caminos rurales existentes para acceder
a los puntos de anclaje y se prevé la apertura de caminos nuevos dada la morfología
del terreno.
− Anchura de la calzada: Al menos deberán tener entre 3,5 y 4,5 m de anchura para el
acceso de un camión grúa para el alzado de la torre.
• Otros:
− Red de tierras: Se dispondrán de las preceptivas puestas a tierra en todos los
apoyos, mediante la colocación de una red circular de cobre desnudo, de sección 50
mm2, sobre la que se añadirán las picas que resulten necesarias en cada uno de los
apoyos, según su ubicación concreta.
3.2.3.- Conductor y cable de tierra
La línea llevará cable tipo LA-56 cuyas principales características serán:
− Diámetro aparente .........................................................................................9,45 mm
− Sección Al ....................................................................................................46,8 mm2
− Seccion Ac ...................................................................................................7,80 mm2
− Sección total ................................................................................................54,6 mm2
− Carga de rotura (daN) ........................................................................................1.670
− Módulo de elasticidad(daN/mm2).......................................................................8.100
− Resistencia eléctrica a 20ºC ............................................................. 0,6136 Ohm/km
LINEA DE 66 KV
39
TENSIÓN
− Coeficiente de dilatación lineal .............................................................19,1 x 10-6 /ºC
− Peso estándar.........................................................................................189,1 Kg/Km
− Composición .................................................................. 6 x 3,15 + 1 X 3,15 (Al + Ac)
La línea subterránea contará con cables de F.O. de 24 fibras, por lo que, para dar
continuidad, el tramo aéreo contará con un cable de tierra del tipo OPGW. En las torres de
interfase deberán instalarse las cajas de conexión.3
El cable de tierra será de tipo OPGW-14-24 de acero galvanizado con fibra óptica
incorporada en el interior de un tubo de Al, cuyas principales características son:
− Diámetro ..................................................................................................... 14,00 mm
− Sección ........................................................................................................ 104 mm2
− Carga de rotura............................................................................................ 8510 daN
− Modulo de elasticidad ...................................................................... 11.680 daN/mm2
− Composición ................................................................................. 1 X 9,5 + 15 x 2,34
− Peso por metro ............................................................................................... 0,58 Kg
− Coeficiente dilatación lineal ................................................................. 14,2 X 10-6 /ºC
3.2.4.- Interfase aéreo-subterráneo
Con el fin de proteger el cable subterráneo en su subida hasta la línea aérea, cada terna
irá protegida por un tubo (o bandeja cerrada) de material no ferromagnético que debe soportar
impactos de al menos 3000N. Este recubrimiento estará embebido en hormigón en su origen
subterráneo hasta, al menos, 70 cm de profundidad y deberá alcanzar una altura mínima de
cuatro metros sobre el nivel del suelo. Se deberán obturar en su parte superior para evitar la
entrada de agua.
3.2.5.- Pararrayos
Con el fin de proteger la línea contra las sobretensiones, se instalarán, en los apoyos de
paso a subterráneo un pararrayos por fase de las siguientes características:
− Frecuencia ......................................................................................................... 50 Hz
− Distancia de fuga mínima ........................................................................... 2.490 mm
− Servicio ...................................................................................................... Intemperie
40
LINEA DE 66 KV
3.2.6.- Aisladores
Se dispondrán de cadenas simples de seis aisladores de vidrio IEC E100 para los apoyos
de suspensión y de ocho para los de amarre, que deberán cumplir los requisitos de las normas
UNE-EN 60305 y 60433, de características unitarias:
− Tensión nominal cadena ................................................................................ 72,5 kV
− Tipo de cadena aislamiento ...................................................................... 66U100BS
− Línea de fuga ..................................................................................................315 mm
− Tensión soportada a frecuencia industrial (seco/lluvia, kV) .............................70 / 40
− Tensión soportada impulsos tipo choque (seco, kV) ............................................ 100
− Resistencia mecánica ..................................................................................... 100 kN
− Diámetro (D) ...................................................................................................255 mm
− Paso (P) ..........................................................................................................127 mm
− Peso 3,75 Kg
3.2.7.- Puesta a tierra de los apoyos
Se dispondrán de las preceptivas puestas a tierra en todos los apoyos, mediante un
sistema mixto de picas y anillo. Dos montantes opuestos quedarán unidos a tierra por medio de
electrodos constituidos por barras de acero cobreado de 19 mm y 2,00 m. de longitud, conectados
a los montantes mediante cable de cobre de 50 mm2 de sección. Los otros dos montantes
quedarán puestos a tierra mediante un anillo formado por varilla de cobre enterada a una
profundidad mínima de 0,5 m.
3.2.8.- Herrajes y accesorios
Herrajes y accesorios deberán cumplir los requisitos normalizados UNE-EN 61284, 61854
y 61897.
3.2.9.- Medidas de protección de la avifauna
Con el fin de reducir los riesgos de electrocución y colisión para la avifauna, la distancia
entre la cruceta inferior y el cable superior, así como la distancia de las cadenas de suspensión de
aisladores, serán siempre superiores a las marcadas por normativa.
Asimismo, se incorporarán salvapájaros en aquellas zonas del trazado que vengan
recomendadas por el E.I.A. o impuestas en la resolución del P.S.I.S., que se colocarán en el cable
de tierra salvo indicación en contrario.
LINEA DE 66 KV
41
TENSIÓN
3.2.10.- Balizamiento
En los cruces de carreteras nacionales se colocaran balones señalizadores para
aeronaves, salvo indicación en contrario en la resolución del P.S.I.S. En esas zonas se
considerarán como salvapájaros, respetándose éstos en las distancias que procedan.
3.2.11.- Cálculos Eléctricos
Como cálculo eléctrico se han llevado a cabo las pérdidas de potencia y las caídas de
tensión en lo correspondiente al tramo aéreo por el que discurre la línea.
Tramo
Apoyo 1 ‐ Apoyo 43
3.3.-
Datos
L(m)
Cables (AL‐)
I máx
LA‐56
193,284
8.995 Caida de Tensión
V
%
1.637,52 Perdida de Potencia
KW
%
2,48%
344,96
CRUZAMIENTOS
Existen cruzamientos con:
− Líneas de media tensión de Iberdrola Distribución
− Líneas telefónicas
− Canal de Bardenas (Confederación Hidrográfica del Ebro)
− Acequias pertenecientes a la Confederación Hidrográfica del Ebro
− Barrancos pertenecientes a la Confederación Hidrográfica del Ebro
− Río Onsella (Confederación Hidrográfica del Ebro)
− Río Aragón (Confederación Hidrográfica del Ebro)
− Cañada Real de los Roncaleses (Vía pecuaria, Gobierno de Navarra)
− Travesía T-10 (Vía pecuaria, Gobierno de Navarra)
− Pasada P-29 (Vía pecuaria, Gobierno de Navarra)
− Carretera Na-5341 (Gobierno de Navarra)
• Camino de Santiago (Gobierno de Navarra)
• Gaseoducto (Ramal a Sangüesa, Gas Natural)
42
LINEA DE 66 KV
2,09%
3.4.-
CONDICIONES GENERALES DE
PROXIMIDADES Y PARALELISMOS.
CONSTRUCCIÓN,
CRUZAMIENTOS,
Las instalaciones o tendidos de líneas eléctricas deberán cumplir, además de los
requisitos señalados en el presente capitulo, las condiciones que pudieran imponer otros
Organismos Competentes afectados, como consecuencia de disposiciones legales, cuando sus
instalaciones fueran afectadas por tendidos de cables subterráneos de A.T.
3.4.1.- Condiciones Generales de Construcción
Para la construcción de la línea de Alta Tensión de 66 KV se llevarán a cabo una
diferenciación entre el trazado soterrado y aéreo.
Trazado Soterrado
Dichas canalizaciones se llevarán a cabo bajo tubo y deberán cumplir las distancias de
seguridad establecidas en el ITC06 del RLAT.
La profundidad, hasta la parte superior del tubo más próximo a la superficie, no será
menor de 0,6 metros en acero o tierra, ni de 0,8 metros en calzada.
Estarán construidas por tubos de material sintético. Hormigonadas en la zanja, con tal que
presenten suficiente resistencia mecánica. El diámetro interior de los tubos no será inferior a vez y
media el diámetro exterior del cable o del interior de los tubos, será liso para facilitar la instalación
o sustitución del cable o circuito averiado. No se instalará más de un circuito por tubo. Si se instala
un solo cable unipolar por tubo, los tubos deberán ser de material no ferromagnético.
Antes del tendido se eliminará de su interior la suciedad o tierra garantizándose el paso de
los cables mediante mandrilado acorde a la sección interior del tubo o sistema equivalente.
Durante el tendido se deberán embocar correctamente para evitar la entrada de tierra o de
hormigón.
Se evitará, en lo posible, los cambios de dirección de las canalizaciones entubadas
respetando los cambios de curvatura indicados por el fabricante de los cables. En los puntos
donde se produzcan, para facilitar la manipulación de los cables podrán disponerse arquetas con
tapas registrables. Con objeto de no sobrepasar las tensiones de tiro indicadas en las normas
aplicables a cada tipo de cable, en los tramos rectos se instalarán arquetas intermedias,
registrables, ciegas o simplemente calas de tiro en aquellos casos que lo requiera. A la entrada de
las arquetas, las canalizaciones entubadas deberán quedar debidamente selladas en sus
extremos.
La canalización deberá tener una señalización, para advertir la presencia de cables de alta
tensión.
LINEA DE 66 KV
43
TENSIÓN
Trazado Aéreo
Se enumeran a continuación, de forma cronológica los distintos apartados del montaje de
la línea:
1. Apertura de Hoyos; Las excavaciones se realizarán con útiles apropiados según el
tipo del terreno. En terrenos rocosos será imprescindible el uso de explosivos o
martillo compresor. En terrenos con agua deberá procederse al secado,
procurando hormigonar después lo más rápidamente posible para evitar el riesgo
de desprendimiento de las paredes del hoyo, aumentando así las dimensiones del
mismo.
2. Transporte y acopio a pie de hoyo; Los apoyos no serán arrastrados ni golpeados.
Se tendrá especial cuidado con los apoyos metálicos, ya que un golpe puede
torcer o romper cualquiera de los angulares que lo componen, dificultando su
armado. Cuando se transporten despiezados es conveniente que sus elementos
vayan numerados, en especial las diagonales. Por ninguna causa los elementos
que componen el apoyo se utilizarán como palanca o arriostramiento.
3. Armado de apoyos metálicos; el armado de los apoyos se realizará teniendo
presente la concordancia de diagonales y presillas, ayudándose para su armado
del plano de montaje facilitado por la casa constructora de los apoyos. Cada uno
de los elementos metálicos del apoyo será ensamblado y fijado por medio de
tornillos. Después de su izado y antes del tendido de los conductores, se
apretarán los tornillos dando a las tuercas la presión correcta. El tornillo deberá
sobresalir de la tuerca por lo menos tres pasos de rosca, los cuales se
granetearán para evitar que puedan aflojarse. Todos los elementos deberán estar
galvanizados por inmersión en caliente, para evitar la aparición de la corrosión.
4. Izado de los apoyos; La operación de izado de los apoyos debe realizarse de tal
forma que ningún elemento sea solicitado excesivamente. En cualquier caso, los
esfuerzos deben ser inferiores al límite del material. El izado se realizará siempre
que sea posible con grúa o plumas, evitando que el aparejo dañe las aristas o
montantes del poste. En caso, de que la oreografía del terreno impidiera el acceso
de camiones grúas, el izado se realizara de manera manual con ayuda de
pequeñas plumas conjúntame con “diferenciales” o “trastel”. Se levantarán los
distintos tramos que constituyen la torre, siempre que éstos no sean demasiado
voluminosos o pesados, en cuyo caso el izado se realiza, montante a montante y
uniéndolos con las distintas celosía, realizándose al final el correspondiente
apriete y graneteado de las uniones atornilladas. Una vez izado el apoyo, se
arriostrará el mismo al terreno mediante cuatro cuerdas o vientos de acero
44
LINEA DE 66 KV
colocados en cada cara del mismo, sujetándose los mismos al suelo mediante el
uso de “pistolos” o puntas de acero de gran sección.
5. Cimentaciones; Se empleará hormigón cuya dosificación sea de 250 Kgs/m³ o
superior y siempre que haya acceso para camiones, procederá de plantas,
procurándose un vertido uniforme por toda la excavación. En caso de difícil
acceso, el amasado se realizará sobre suelo de hormigón o sobre chapas
metálicas, procurando que la mezcla sea lo más homogénea posible. Tanto el
cemento como los áridos serán medidos con elementos apropiados, para
conseguir una perfecta dosificación de la mezcla. Para los apoyos metálicos, los
macizos sobrepasarán el nivel del suelo en 10 cm como mínimo en terrenos
normales y 20 cm en terrenos de cultivo. La parte superior de este macizo, estará
terminada en forma de punta de diamante, a base mortero rico en cemento, con
una pendiente de un 10% como mínimo como vierteaguas. Se tendrá la
precaución de dejar un conducto para poder colocar el cable de tierra de los
apoyos. Este conducto deberá salir unos 30 cm bajo el nivel del suelo y en la parte
superior de la cimentación, junto a un angular o montante.
6. Tendido, tensado y retencinado; El tendido de los conductores debe realizarse de
tal forma que se eviten torsiones, nudos, aplastamientos, o roturas de alambres,
roces con el suelo, apoyos o cualquier otro obstáculo. Las bobinas no deben
nunca ser rodadas sobre el terreno con asperezas o cuerpos duros susceptibles
de estropear los cables, así como tampoco deben colocarse en lugares con polvo
o cualquier otro cuerpo extraño que pueda introducirse entre los conductores. Las
operaciones de tendido no serán emprendidas hasta que hayan pasado 15 días
desde la terminación de la cimentación de los apoyos de ángulo y anclaje. Antes
del tendido se colocarán poleas con garganta de madera o aluminio adecuadas
con objeto de que el rozamiento sea mínimo. Durante el tendido se tomarán todas
las precauciones posibles, tales como arriostramiento, para evitar deformaciones
o fatigas anormales de crucetas, apoyos y cimentaciones.
7. Reposición del terreno; Las tierras sobrantes de la excavación, así como los
restos del hormigonado deberán ser extendidas, si el propietario del terreno lo
autoriza, o retiradas en caso contrario a la correspondiente escombrera.
8. Número de apoyo, Aviso de peligro; Se numerarán los apoyos con pintura negra.
Las cifras serán legibles desde el suelo. Se colocarán las placas de peligro a una
altura suficiente para que no pueda quitarse desde el suelo.
9. Puesta a tierra; Se conectarán los apoyos de la línea a tierra de un modo eficaz,
de acuerdo con las instrucciones dadas en el Reglamento Técnico de Líneas
eléctricas Aéreas de A.T.
LINEA DE 66 KV
45
TENSIÓN
10. Comprobaciones finales; Una vez finalizadas las instalaciones, se realizará entre
otras, la medición de la conductividad de las tomas de tierra, principalmente en
apoyos de seccionamiento, así como las pruebas de aislamiento pertinentes.
3.4.2.- Cruzamientos y Paralelismos
Trazado Soterrado
A continuación se fijan, para cada uno de los casos indicados, las condiciones a que
deben responder los cruzamientos de cables subterráneos.
Respecto a Cruzamientos y Paralelismos, se estará a lo indicado en el apartado 5 de la
ITC 06 del RLAT, así como las condiciones que pudieran imponer otros órganos competentes de
la Administración, como consecuencia de disposiciones legales, cuando sus instalaciones fueran
afectadas por tendidos de cables subterráneos de AT.
•
El cruce de líneas subterráneas con ferrocarriles o vías férreas deberá realizarse
siempre bajo tubo. Dicho tubo rebasará las instalaciones de servicio en una
distancia de 1,50 m.
•
En el caso de cruzamiento entre dos líneas eléctricas subterráneas directamente
enterradas, la distancia mínima a respetar será de 0,2 m.
•
El cruzamiento entre cables de energía y conducciones metálicas enterradas no
debe efectuarse sobre la proyección vertical de las uniones soldadas de la misma
conducción metálica. No deberá existir ningún empalme sobre el cable de energía
a una distancia inferior a 1m.
La mínima distancia ente la generatriz del cable de energía y la de la conducción metálica
no debe ser inferior a 0,30 m. además entre el cable y la conducción debe estar interpuesta una
plancha metálica de 8 mm de espesor como mínimo u otra protección mecánica equivalente de
anchura igual al menos al diámetro de la conducción y de todas formas no inferior a 0,5 m.
Análoga medida de protección debe aplicarse en el caso de que no sea posible tener el
punto de cruzamiento a distancia igual o superior a 1 m, de un empalme del cable.
En el paralelismo entre cables de energía y conducciones metálicas enterradas se debe
mantener en todo caso a una distancia mínima en proyección horizontal de:
46
-
0,5 m. para gaseoductos.
-
0,30 m. para otras conducciones.
LINEA DE 66 KV
Siempre que sea posible, en las instalaciones nuevas la distancia en proyección horizontal
entre cables de energía y conducciones metálicas enterradas colocadas paralelamente entre sí no
debe ser inferior a:
a) 3 m. en el caso de conducciones a presión máxima igual o superior a 25
atmósferas; dicho mínimo se reduce a 1 m, en el caso en que el tramo de
conducción interesada esté contenida en una protección de no más de 100 m.
b) 1 m. en el caso de conducciones a presión máxima inferior a 25 atmósferas.
En el caso de cruzamiento entre líneas eléctricas subterráneas y líneas de
telecomunicación subterránea, el cable debe, normalmente, estar situado por debajo del cable de
telecomunicación. La distancia mínima entre la generatriz externa de cada uno de los dos cables
no debe ser inferior a 0,5 m. El cable colocado superiormente debe estar protegido por un tubo de
hierro de 1m. de largo como mínimo y de tal forma que se garantice la distancia ente las
generatrices exteriores de los cables, en las zonas no protegidas, se mayor que la mínima
establecida en el caso de paralelismo, que se indica a continuación, medida en proyección
horizontal. Dicho tubo de hierro debe estar protegido contra la corrosión y presentar una adecuada
resistencia mecánica; su espesor no deberá ser inferior a 2 mm.
En donde por justificadas exigencias técnicas no pueda ser respetada la mencionada
distancia mínima, sobre el cable inferior debe ser aplicada una protección análoga a la indicada
por el cable superior. En todo caso la distancia mínima entre los dos dispositivos de protección no
debe ser inferior a 0,10 m. El cruzamiento no debe efectuarse en correspondencia con una
conexión del cable de telecomunicación, y no debe haber empalmes sobre el cable de energía a
una distancia inferior a 1 m.
En el caso de paralelismo entre líneas eléctricas subterráneas y líneas de
telecomunicación subterráneas, estos cables deben estar a la mayor distancia posible entre sí. En
donde existan dificultades técnicas importantes, se puede admitir, excepto en lo indicado
posteriormente, una distancia mínima en proyección sobre un plano horizontal, entre los puntos
más próximos de las generatrices de los cables, no inferior a 0,50 m. en cables interurbanos a
0,30 m. en cables urbanos.
Se puede admitir incluso una distancia mínima de 0,15 m. a condición de que el cable de
energía sea fácil y rápidamente separado, y eficazmente protegido mediante tubos de hierro de
adecuada resistencia mecánica y 2 mm. De espesor como mínimo, protegido contra la corrosión.
En el caso de paralelismo en cables de telecomunicación interurbana, dicha protección se refiere
también a estos últimos.
LINEA DE 66 KV
47
TENSIÓN
Estas protecciones pueden no utilizarse, respetando la distancia mínima de 0,15m.,
cuando el cable de energía se encuentra en una cota inferior a 0,5 m. respecto a la del cable de
telecomunicación.
Las reducciones mencionadas no se aplican en el caso de paralelismo en con cables
coaxiales, para los cuales es taxativa la distancia mínima de 0,5 m. medida sobre la proyección
horizontal.
Trazado Aéreo
Existen condiciones especiales, como son los cruzamientos y paralelismo con otras líneas
eléctricas o de telecomunicación, vías de comunicación (carreteras, ferrocarriles, etc.). pasos
sobre zonas de arbolado, zonas urbanas, vías fluviales navegables, donde debe aumentarse la
seguridad de la línea para reducir las posibilidades de accidente. Es decir, en estos casos
especiales, además de las prescripciones referentes a medidas de seguridad, tipo de apoyos,
conductores, etc., deben seguirse otras prescripciones especiales que se refieren a cada uno de
los casos particulares expuestos.
De estas medidas especiales, quedan excluidos los cruces y paralelismos con cursos de
agua no navegables, caminos de herradura y veredas.
Los tramos de líneas sometidos a condiciones especiales de seguridad, no es necesario el
empleo de apoyos distintos de los que corresponda establecer por su situación en la línea
(alineación, ángulo, anclaje,…) ni la limitación de longitud en los vanos, que será de adecuada
con arreglo al perfil del terreno y a la altura de los apoyos.
En el apartado 5.3 de la ITC 07 del R.L.A.T. establece una serie de prescripciones que
deberemos cumplir en los tramos afectados por cruces o paralelismos:
a) Ningún conductor o cable de tierra tendrá una carga de rotura inferior a 1.200 daN.
en líneas de primera y segunda categoría, ni inferior a 1.000 daN, en líneas de
tercera categoría. En estas últimas, y en caso de no alcanzarse dicha carga, se
puede añadir al conductor un cable fiador de naturaleza apropiada, con una carga
de rotura no inferior a los anteriores valores. los conductores y cables de tierra no
presentarán ningún empalme en el vano de cruce, admitiéndose durante la
explotación y por causa de la reparación de averías, un empalme por vano.
b) Se prohíbe la utilización de apoyos de madera.
c) En los apoyos que limitan los vanos de seguridad reforzada y en los contiguos, no
se reducirán bajo ningún concepto los niveles de aislamiento y distancias entre
conductores y entre éstos y los apoyos, respecto al resto de la línea.
48
LINEA DE 66 KV
d) Los coeficientes de seguridad de cimentaciones, apoyos y crucetas, en el caso de
hipótesis normales, deberán ser un 25% superiores a los establecidos para la
líneas en apartados 3.5 y 3.6 de la ITC 07 del R.L.A.T.
e) La fijación de los conductores al apoyo deberá ser realizada en forma siguiente:
-
Para líneas con aisladores rígidos, se colocarán dos aisladores por conductor,
dispuestos en forma transversal al eje del mismo.
-
Para líneas con aisladores de cadena, la fijación podrá efectuarse en una de la formas
siguientes:
•
Con dos cadenas horizontales de amarre, por conductor, una a cada lado del
apoyo.
•
Con una cadena sencilla de suspensión, en la que los coeficientes de
seguridad mecánica de herrajes y aisladores sean un 25% superiores a lo
establecido en los apartados 3.3 y 3.4 de la ITC 07 del R.L.A.T. o una cadena
de suspensión doble.
En estos casos deberá adoptarse una de las siguientes disposiciones:

Refuerzo del conductor con varillas de protección.

Descargadores o anillos de guarda que eviten la formación directa de
arcos de contorneamiento sobre el conductor.

Varilla o cables fiadores a ambos lados de la cadena, situados por
encima del conductor y de longitud suficiente para que quede protegió
en la zona de formación del arco, la unión de los fiadores al conductor
se hará por medio de grapas antideslizantes.
Además de las prescripciones descritas en los párrafos anteriores, deberán cumplirse
aquellas normas que establezcan los distintos Organismos afectados por los Cruzamientos o
paralelismos.
Para los siguientes casos de cruzamiento y paralelismo se habrá de cumplir lo prescrito
anteriormente con las excepciones que explícitamente se señalan en cada caso. En lo referente a
cruzamientos tenemos:
1. Líneas eléctricas y de telecomunicaciones.- En los cruces de líneas eléctricas
se situará a mayor altura la de tensión más elevada y en el caso de igual tensión,
la que se instale con posterioridad. Si fuera preciso sobreelevar la línea
LINEA DE 66 KV
49
TENSIÓN
preexistente, será de cargo del nuevo concesionario la modificación de la línea ya
existente.
En este tipo de cruce se modifican algunas de las condiciones generales
impuestas en los apartados generales siendo éstas las siguientes:
a) En líneas de tensión superior a 30 KV puede admitirse la existencia de un
empalme por conductor en el vano de cruce.
b) Pueden emplearse apoyos de madera, siempre que su fijación al terreno
se realice mediante zancas metálicas o de hormigón.
c) Queda exceptuado el cumplimiento de la condición c). Siempre se
procurará que el cruce de efectúe lo más cerca posible de un apoyo de la
línea elevada, pero la distancia de los conductores de la línea inferior a las
partes más próximas de los apoyos de la superior no será menor de:
1,5 + Del en metros;
Con los mínimos que3 establece el punto 5.6.1. de la ITC 07 del R.L.A.T.
Se considerarán los conductores de la misma, en su posición de máxima
desviación, bajo la acción de la hipótesis de viento a) del apartado 3.2.3
de la ITC 07 del R.L.A.T.
Los valores de Del, se indican en el apartado 5.3 de la ITC 07 del R.L.A.T,
en función de la tensión más elevada de la línea inferior.
Por otra parte, la distancia vertical entre los conductores de ambas líneas,
en las condiciones más desfavorables, deberá ser la que se deriva de la
expresión:
Dadd + Dpp en metros
A la distancia de aislamiento Dadd, se le aplicaran los valores de la Tabla
17 de la ITC 07.
Los valores Dpp se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión
más elevada de la línea.
La distancia entre los conductores de fase de la línea superior y los cables
de tierra de la línea inferior, en el caso de que existan, no deberá ser
inferior a 1,5+Del.
50
LINEA DE 66 KV
Pueden efectuarse cruces de líneas sin que la línea superior reúna en el
cruce las condiciones de seguridad expuestas anteriormente, si la línea
inferior estuviera protegida por un haz de cables de acero situado entre
ambas, con la suficiente resistencia mecánica para soportar la caída de
los conductores de la línea superior en caso de rotura o desprendimiento
de éstos. Estos cables de acero serán galvanizados y estarán conectados
a tierra, cumpliendo las medidas de seguridad marcadas en los párrafos
anteriores.
El haz de cables de protección tendrá una longitud sobre la línea inferior
de, al menos, una vez y media la proyección horizontal de la separación
entre los conductores extremos de la línea superior, en la dirección de la
línea inferior. Este haz de cables puede situarse sobre los apoyos de la
línea inferior o sobre apoyos exclusivamente previstos para este caso.
Respecto de las distancias de seguridad respecto de las líneas será:
1,5Del con una distancia mínima de 0,75 metros
El organismo competente de la administración, podrá autorizar
excepcionalmente, previa justificación, que se fijen sobre un mismo apoyo
dos líneas que se crucen. En este caso, en dicho apoyo y en los
conductores de la línea superior se cumplirán las prescripciones de
seguridad reforzada determinadas en el apartado 5.3 de la ITC 07 del
R.L.A.T.
Las líneas de telecomunicación, se consideran como líneas eléctricas de
baja tensión y su cruzamiento estará sometido, por lo tanto, a las
condiciones que se han expuesto anteriormente.
2. Carreteras y ferrocarriles sin electrificar.- En este caso, se admite que en el
cruce con carreteras locales y vecinales, en líneas de tensión nominal superior a
30 KV, un empalme por conductor en el vano de cruce.
La altura mínima de los conductores sobre la rasante o sobre las cabezas de
carriles en el caso de los ferrocarriles sin electrificar será de un mínimo de 7, o en
todo caso, el resultado de aplicar la siguiente fórmula:
Dadd + Del en metros
Dadd = 7,5 m para líneas de categoría especial.
Dadd = 6 m para líneas del resto de categorías.
LINEA DE 66 KV
51
TENSIÓN
Del
se indican en apartado 5.2 de la ITC 07 del R.L.A.T.
3. Ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses.- La altura mínima de los
conductores sobre los cables o hilos sustentados o conductores de la línea de
contacto será de 4m o la resultante de aplicar la formula:
3,5 + Del en metros
Del se indican en el apartado 5.2 de la ITC 07 del R.L.A.T.
Además en el caso de ferrocarriles, tranvías y trolebuses provistos de trole o de
otros elementos de toma de corriente que pueden accidentalmente separarse de la
línea de contacto, los conductores de la línea eléctrica deberán estar a una altura
tal que, al desconectarse el órgano de toma de corriente, no quede (teniendo en
cuenta la posición más favorable que puede adoptar) a menos distancia de
aquéllos que la definida anteriormente.
4. Teleférico y cables transportadores.- El cruce de la línea eléctrica deberá
efectuarse siempre superiormente salvo casos razonadamente muy justificados
que expresamente se autoricen.
La distancia mínima vertical entre los conductores de la línea eléctrica y la parte
más elevada del teleférico, teniendo en cuenta las oscilaciones de los cables del
mismo durante su explotación normal y la posible sobreelevación que pueda
alcanzar por reducción de carga en caso de accidente, será de 5 metros o la
resultante de aplicar la formula siguiente:
4,5 + Del en metros
La distancia horizontal entre el órgano más próximo del teleférico y los apoyos de
la línea eléctrica en el vano de cruce, será como mínimo la que se obtenga de la
fórmula anteriormente indicada.
El teleférico deberá ser puesto a tierra en dos puntos, uno a cada lado del cruce,
realizándose de la misma forma que en los apoyos de la línea.
5. Ríos y canales, navegables o flotables.- En los cruzamientos con ríos y canales,
navegables o flotables, la altura mínima de los conductores sobre la superficie del
agua para el máximo nivel que pueda alcanzar ésta será de:
Línea de categoría especial: G + 3,5 + Del en metros
52
LINEA DE 66 KV
Resto de líneas: G + 2,3 + Del en metros
Del se indican en el apartado de la ITC 07 del R.L.A.T, G es el galibo,
En el caso de que no exista gálibo definido se considerará éste igual a 4,7 metros.
En lo referente a paralelismos, entendiendo como tal cuando una línea eléctrica sigue
sensiblemente la misma dirección que otra línea eléctrica, una carretera, etc., aunque no sean
rigurosamente paralelas ambas direcciones, no son de aplicación las prescripciones de seguridad
reforzada aplicadas a los casos de cruzamiento. Para cada caso se tendrán en cuenta las
siguientes consideraciones.
I.
Líneas eléctricas.- Siempre que sea posible se evitará la construcción de líneas paralelas
de transporte o distribución de energía eléctrica, a distancias inferiores a 1,5 veces la
altura del apoyo más alta, entre la traza de los conductores más próximos, exceptuándose
de esta norma, las zonas de acceso a centrales eléctricas y estaciones transformadoras,
donde por su características constructivas, sería prácticamente imposible cumplir esta
prescripción.
En todo caso, entre los conductores contiguos de las líneas paralelas, no deberá existir
una separación inferior a la prescrita para los conductores entre sí de la línea de mayor
tensión. (Apartado 5.4.1 de la ITC 07 del R.L.A.T.)
También se permite el tender dos líneas de distinta tensión en los mismos apoyos cuando
sean de iguales características en orden a la clase de corrientes y frecuencias salvo, que
se trate de líneas de transporte y telecomunicación o maniobra de la misma empresa y
siempre que éstas últimas estén afectas exclusivamente al servicio de las primeras. La
distancia entre conductores será similar a la descrita por líneas paralelas.
Las líneas sobre apoyos comunes se considerarán como de tensión igual a la de la más
elevada, a efectos de explotación, conservación y seguridad en relación con las personas
y cosas.
El aislamiento de la línea de menor tensión no será inferior al correspondiente de puesta a
tierra de la línea de tensión más elevada.
II.
Líneas de telecomunicaciones.- Se evitará siempre que se pueda el paralelismo de las
líneas eléctricas de alta tensión con líneas de telecomunicación, y cuando ello no fuera
posible se mantendrá entre las trazas de los conductores más próximos de una y otra
línea una distancia mínima igual a 1,5 veces la altura del apoyo más alto.
III.
Vías de Comunicación.- Se prohíbe la instalación de apoyos de líneas eléctricas de alta
tensión en las zonas de influencia de las carreteras, a distancias inferiores a las que se
LINEA DE 66 KV
53
TENSIÓN
indican a continuación, medidas horizontalmente desde el eje de la calzada y
perpendicularmente a éste:
•
Para la Red de Carreteras del Estado, la instalación de apoyos se realizará
preferentemente detrás de la línea límite de edificación y a una distancia a la arista
exterior de la calzada superior a vez y media su altura. La línea límite es la situada
a 50 metros en autopistas, autovías y vías rápidas, y a 25 metros en el resto de
las carreteras del estado.
•
Para las carreteras no pertenecientes a la red de Carreteras del Estado, la
instalación de los apoyos deberá cumplir la normativa vigente de cada comunidad
autónoma aplicable a tal efecto.
Independientemente de que la carretera pertenezca o no a la Red de Carreteras del
Estado, para la colocación de apoyos dentro de la zona de afección de la carretera, se solicitará la
oportuna autorización a los órganos competentes de la Administración. Para la Red de Carreteras
del Estado, la zona de afección comprende una distancia de 100 metros desde la arista exterior de
la explanación en el caso de autopistas, autovías, y vías rápidas, y 50 metros en el resto de
carreteras de la Red de Carreteras del Estado.
Por lo que refiere a ferrocarriles y cursos de agua navegables o flotables, se prohíbe la
instalación de líneas eléctricas a distancias inferiores a 25 metros ni a vez y media la altura de los
apoyos respecto al extremo de la explanación o borde del cauce respectivamente.
Por último reseñaremos las condiciones que hay que cumplir cuando las líneas atraviesen
determinadas zonas. Así tenemos:
Masas de Arbolado.- Para evitar interrupciones de servicio y los posibles incendios
provocados por el contacto de las ramas con los conductores, deberá establecerse, mediante la
indemnización correspondiente una zona de corta de arbolado a ambos lados de la línea cuya
anchura será la necesaria para que, considerando los conductores en su posición de máxima
desviación bajo la acción de la hipótesis de viento, su separación de la masa de arbolado en su
situación normal no sea inferior a 2 o la resultante de aplicar la siguiente fórmula:
1,5 + Del en metros
Del se indican en el apartado 5.2 de la ITCE 07 del R.L.A.T.
Igualmente deberán ser cortados todos aquellos árboles que constituyen un peligro para la
conservación de la línea, entendiéndose como tal, aquellos que por su inclinación o altura puedan
caer sobre la línea y provocar la rotura de conductores o apoyos.
54
LINEA DE 66 KV
El concesionario de la línea estará obligado a exigir periódicamente que se efectúen las
operaciones de corta y poda necesarias para la zona de protección señalada.
En el caso de podas se deberá contar con la aprobación del Servicio de Ordenación
Forestal y en el caso de corta de árboles, deberemos contar además con la autorización del
organismo competente, en el territorio de la intervención debiéndose realizar en este último caso
el correspondiente Estudio de Impacto Medioambiental.
Edificios, construcciones y zonas urbanas.- el apartado 5.12.2 de la ITC 07 del
R.L.A.T. establece una serie de condiciones para establecer el paso de líneas por suelos
catalogados como urbanos, estas condiciones se ven modificadas por las distintas Normas
Subsidiarias que establecen los distintos Ayuntamientos y Comunidades Autónomas para cada
localidad, por lo que será necesario consultarlas en cada caso para conocer que tipo de líneas se
pueden establecer en casos urbanos y que condiciones deben cumplir éstas.
En la mayoría de los casos, se establece la necesidad de que sean subterráneas para
evitar posibles accidentes. A este respecto la Ley del sector eléctrico en su Art. 57, sobre
limitaciones a la constitución de servidumbre de paso de líneas eléctricas, en su apartado a),
establece: “No podrá imponerse servidumbre de paso para las líneas de alta tensión sobre
edificios, sus patios, corrales, centros escolares, campos deportivos y jardines y huertos,
también cerrados, anexos a viviendas que ya existan al tiempo de decretarse la
servidumbre, siempre que la extensión de los huertos y jardines sea inferior a media
hectárea”.
Conforme a lo establecido en el Real Decreto 1955/2000 de 1 de Diciembre, no se
construirán edificios e instalaciones industriales en la servidumbre de vuelo, incrementadas por la
siguiente distancia mínima de seguridad a ambos lados:
3,3 + Del en metros
Análogamente no se construirán líneas por encima de edificios e instalaciones industriales
en la franja definida anteriormente. No obstante en los caso de mutuo acuerdo entre las partes, las
distancias mínima que deberán existir en las condiciones más desfavorables, entre los
conductores de la línea y los edificios o construcciones que se encuentren bajo ellas, serán las
siguientes:
•
Sobre puntos accesibles a las personas: 5,5 + Del, con un mínimo de 6 m.
•
Sobre puntos no accesibles a las personas: 3,3 + Del con un mínimo de 4 m.
LINEA DE 66 KV
55
PLANOS
ANEXO Nº 5:
RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS
AFECTADOS
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO ANEXO V: RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS
1.-
PARQUE EOLICO
AFECCIONES DEL PARQUE EÓLICO DE SIERRA DE PEÑA
CATASTRO
Nº
1
2
3
TERMINO
MUNICIPAL
Javier
Javier
Javier
Referencia
catastral
135030002
135030006
135030007
PARQUE EOLICO
PROPIETARIO
POL.
3
3
3
2
NATURALEZA
PARC.
2 Privado
6 Privado
7 Privado
Clase
Uso
Rustico Forestal-agrario-improductivo
SUPERFICIE DE OCUPACION OBRA CIVIL (m )
SUP.
TOTAL
(Ha)
602,0708
61,4335
63,2564
AEROG. POR
PARCELA
5
ZAPATAS
PLATAFORMAS
VIALES Y
ZANJAS
SUBESTACIÓN
ESTACIÓN
MEDICIÓN
OCUPACIÓN (m2)
OCUPACIÓN (m2)
OCUPACIÓN (m2)
OCUPACIÓN (m2)
OCUPACIÓN (m2)
1.163,00
6.125,00
34.808,00
72,00
64,00
178,20
SERVIDUMBRE
VUELO AEROG. (m2)
83,24
53.757,00
1
“PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA E INFRAESTFRUCTURAS DE EVACUACIÓN ASOCIADAS”
2.-
LÍNEA ELÉCTRICA
AFECCIONES DE LA LINEA ELECTRICA 66KV SET 30/66 kV "SIERRA DE PEÑA" - SET 66/220 KV "SANGÜESA"
CATASTRO
NATURALEZA
ZANJA TENDIDO SOTERRADO
TERMINO MUNICIPAL
Nº
PROPIETARIO
Referencia catastral
Ayuntamiento
POL.
Clase
PARC.
Uso
Cultivo
SUP.
TOTAL
(Ha)
LONGITUD (m)
OCUPACIÓN (m2)
Entidad local
1º TRAMO SOTERRADO
1
2
3
4
5
6
7
Javier
Javier
Javier
Javier
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
1
2
3
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
135030002
135020006
135020006
135020001
216040994
216040995
216040997
3
2
2
2
4
4
4
2
6
3
1
994
995
997
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
216010078
216010875
135020006
1
1
1
78 Privado
875 Público (via comunicación)
615 Privado
Privado
Privado
Privado
Público (Cañada)
Privado
Público (Cañada)
Privado
Forestal-agrario-improductivo
Forestal-improductivo
Cañada Real
Cañada Real
Forestal-pastos-improductivo
Cañada Real
Cañada Real
602,0780
267,0785
145,6669
6,1875
68,0015
2,3724
19,1857
524,00
3.333,00
1.151,00
781,00
8,00
358,00
112,00
1.048,00
6.666,00
2.302,00
1.562,00
16,00
716,00
224,00
0,7407
19,00
13,00
138,00
38,00
26,00
276,00
2º TRAMO SOTERRADO
2
Rustico
Urbano
Urbano
Secano
Carretera NA-127
Poligono industrial
Pastos
1,1155
LÍNEA ELÉCTRICA
CATASTRO
SUPERFICIE DE OCUPACION
NATURALEZA
2
TERMINO MUNICIPAL
Nº
SUP.
TOTAL
(Ha)
PROPIETARIO
Ayuntamiento
Entidad local
Referencia
catastral
POL.
Clase
PARC.
Uso
LONGITUD
TENDIDO AÉREO
(m)
OBRA CIVIL (m )
SERVIDUMBRE DE
VUELO (m2)
Nº de APOYO
CIMENTACIÓN (ZAPATAS)
Cultivo
OCUPACIÓN (m2)
OCUPACIÓN
TEMPORAL (m2)
TRAMO AEREO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Gabarderal
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
LÍNEA ELÉCTRICA
216040977
216040972
216040971
216040973
216040779
216040776
216040416
216100415
216100414
216100413
216100401
216040406
216040403
216040402
216040344
216100345
216100346
216100350
216100352
216100912
216100288
216100279
216040280
216040281
216040282
216040116
216040115
216040114
216040113
216040111
216040110
216040108
216040150
216040149
216040148
216040147
216040146
216040145
4
4
4
4
4
4
4
4
4
10
10
10
10
10
10
10
4
4
4
4
4
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
977
91.206
972
971
973
779
91.440
766
416
415
91.460
414
91.450
413
91.470
401
406
403
402
91.630
344
345
346
91.710
350
91.720
352
91.730
912
91.970
288
279
91.790
280
281
282
92.140
116
115
114
113
111
110
108
150
149
148
147
146
145
Privado
Público (Via comunicación)
Privado
Privado
Privado
Privado
Público (dominio hidráulico)
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Camino
Forestal-agrario
Agrario-improductivo
Agrario
Forestal
Canal de las Bardenas
Forestal
Forestal
Agrario
Camino
Agrario
Camino
Agrario
Camino
Agrario
Agrario
Agrario
Agrario
Camino
Agrario
Agrario
Agrario
Camino
Agrario
Camino
Camino
Acequia
Agrario
Acequia
Forestal
Forestal-agrario
Agrario
Barranco
Forestal-agrario
Improductivo
Agrario
Forestal
Forestal
Agrario
Agrario
Forestal-agrario
Agrario
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Forestal-agrario
19,1857
Pastos-secano
Regadio-improductivo
Secano
Pastos
0,4480
1,7025
1,3619
0,1708
Pinar-pastos
Pinar
Secano
1,2082
2,6918
2,2882
Regadio
8,4677
Regadio
6,3015
Regadio
Regadio
Regadio
Regadio
7,8393
0,3209
1,5417
1,8695
Regadio
Regadio
Regadio
1,4730
0,3300
0,3488
Regadio-pastos
11,5240
Regadio-pastos
6,0097
Regadio-pastos
6,1676
Regadio-pastos
Regadio
6,5680
4,9250
Pastos
Regadio-pastos
Regadio
0,6996
0,5778
3,1213
Regadio-pastos
Improductivo
Regadio
Pastos
Pastos
Regadio
Secano
Secano-pastos
Secano
Secano-pastos
Secano-pastos
Secano-pastos
Secano-pastos
3,0791
1,0144
0,9650
0,8870
0,2445
1,1272
1,8388
0,9615
1,2234
0,6955
0,4431
0,2712
0,7774
218,00
4,00
49,00
216,00
30,00
15,00
25,00
19,00
33,00
75,00
4,00
249,00
5,00
364,00
4,00
40,00
34,00
148,00
89,00
5,00
169,00
82,00
5,00
378,00
5,00
67,00
6,00
119,00
13,00
130,00
88,00
5,00
27,00
45,00
74,00
14,00
68,00
42,00
65,00
159,00
47,00
43,00
54,00
38,00
24,00
15,00
46,00
3.278,00
60,00
681,00
3.027,00
422,00
216,00
375,00
269,00
468,00
1.050,00
60,00
3.588,00
38,00
5.098,00
60,00
562,00
476,00
2.074,00
1.243,00
75,00
2.354,00
31,00
1.127,00
75,00
5.295,00
75,00
940,00
90,00
1.667,00
195,00
1.813,00
1.230,00
75,00
382,00
629,00
1.035,00
210,00
68,00
291,00
595,00
904,00
28,00
2.196,00
69,00
605,00
754,00
537,00
338,00
214,00
645,00
1y2
72,00
216,00
3
24,00
72,00
4
24,00
72,00
5
24,00
72,00
6y7
48,00
144,00
8
9
24,00
24,00
72,00
72,00
10
24,00
72,00
11
24,00
72,00
12
24,00
72,00
13
24,00
72,00
14
24,00
72,00
15
24,00
72,00
3
“PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA E INFRAESTFRUCTURAS DE EVACUACIÓN ASOCIADAS”
CATASTRO
NATURALEZA
2
TERMINO MUNICIPAL
Nº
SUP.
TOTAL
(Ha)
PROPIETARIO
Ayuntamiento
Entidad local
Referencia
catastral
POL.
Clase
PARC.
Uso
LONGITUD
TENDIDO AÉREO
(m)
OBRA CIVIL (m )
SERVIDUMBRE DE
VUELO (m2)
Nº de APOYO
Cultivo
OCUPACIÓN (m2)
OCUPACIÓN
TEMPORAL (m2)
TRAMO AEREO
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
4
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
216040144
216040163
216040164
216040176
216040162
216040161
216041006
216040078
216040077
216040066
216040758
216050329
216030540
216030086
216030085
216030606
216030626
216030012
216030627
216030011
216020863
216020862
216020860
216020859
216020858
216020855
216020857
216020754
216020752
216020756
216020758
216020739
216020746
216020744
216020747
216020125
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
144
163
164
176
100
162
91.830
161
1.006
78
92.030
77
66
758
91.750
329
91.005
540
92.040
86
85
92.180
606
626
92.020
12
627
11
91.280
863
862
91.050
860
859
858
855
857
91.090
754
752
756
758
739
91.100
746
744
91.320
747
91.240
125
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Público (cañada)
Privado
Privado
Público (cañada)
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Público (cañada)
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Agrario
Improductivo
Forestal
Acequia
Agrario
Carretera
Agrario
Acequia
Agrario
Cañada
Forestal-agrario
Rio Onsella
Agrario
Rio Aragón
Cañada
Camino
Agrario
Agrario
Barranco
Agrario
Forestal-agrario
Camino
Agrario
Forestal
Agrario
Camino
Agrario
Agrario
Camino
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Forestal
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Carretera N-132
Agrario
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Cañada
Forestal-agrario
Camino
Forestal-agrario
Agrario
Camino
Agrario
Barranco
Forestal-agrario
Secano-pastos
Secano-pastos
Secano-pastos
Secano
Improductivo
Pastos
0,7257
2,3552
1,8004
1,5200
1,0635
0,7045
Regadio
2,5591
Regadio
1,4585
Regadio
Regadio-alamedas
0,8619
1,9910
6,4438
Regadio
6,2639
6,7326
Regadio
Regadio
Secano
Secano-pastos
0,5377
1,0593
1,2086
19,6340
Secano
Pastos
Secano
1,9785
8,6703
4,6389
Secano
Secano
3,1162
5,4006
Secano-pastos
Secano-pastos
Pastos-Arbolado
Secano-pastos
Secano-pastos
5,2914
0,9764
12,9583
6,9634
1,1568
Secano
Secano-pastos
Secano-pastos-arbolado disperso
1,6449
10,8885
10,7794
6,0858
33,1495
Secano-pastos-arbolado disperso
Secano-pastos
Secano
1,4678
1,4381
Viña
4,1887
Secano-pastos
2,5652
43,00
112,00
79,00
9,00
33,00
32,00
4,00
70,00
20,00
89,00
13,00
1,00
18,00
90,00
7,00
222,00
111,00
16,00
4,00
75,00
29,00
14,00
80,00
240,00
9,00
121,00
189,00
8,00
181,00
164,00
6,00
139,00
38,00
167,00
186,00
20,00
10,00
29,00
36,00
247,00
20,00
471,00
4,00
28,00
29,00
4,00
111,00
6,00
113,00
608,00
1.563,00
1.127,00
130,00
383,00
514,00
60,00
975,00
274,00
1.218,00
98,00
100,00
247,00
1.259,00
105,00
3.105,00
1.665,00
218,00
60,00
1.045,00
408,00
210,00
1.120,00
3.364,00
135,00
1.678,00
23,00
2.647,00
120,00
2.530,00
2.291,00
90,00
1.951,00
528,00
2.185,00
2.752,00
286,00
150,00
408,00
499,00
3.451,00
273,00
6.598,00
60,00
387,00
410,00
60,00
1.560,00
90,00
1.587,00
16
24,00
17
14,00
72,00
42,00
17
34,00
102,00
18
24,00
72,00
19
24,00
72,00
20
24,00
72,00
21
24,00
72,00
22
24,00
72,00
23
24
24,00
24,00
72,00
72,00
25
26
24,00
24,00
72,00
72,00
27
24,00
72,00
28,29,30 y 31
120,00
360,00
32
24,00
72,00
LÍNEA ELÉCTRICA
CATASTRO
NATURALEZA
2
TERMINO MUNICIPAL
Nº
SUP.
TOTAL
(Ha)
PROPIETARIO
Ayuntamiento
Entidad local
Referencia
catastral
POL.
Clase
PARC.
Uso
LONGITUD
TENDIDO AÉREO
(m)
OBRA CIVIL (m )
SERVIDUMBRE DE
VUELO (m2)
Nº de APOYO
Cultivo
OCUPACIÓN (m2)
OCUPACIÓN
TEMPORAL (m2)
TRAMO AEREO
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Sangüesa
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
Rocaforte
LÍNEA ELÉCTRICA
216010018
216010017
216010035
216010036
216010588
216010037
216010038
216010582
216010584
216010044
216010046
216010045
216010052
216010051
216010050
216010054
216010224
216010053
216010055
216010056
216010220
216010221
216010219
216010213
216010210
216010211
216010209
216010194
216010201
216010077
216010078
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
18
17
35
36
91.330
588
37
91.340
38
91.440
582
584
91.440
44
46
45
91.740
52
51
50
54
91.690
224
53
55
56
220
221
219
213
210
211
209
91.690
194
201
91.680
77
78
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Privado
Público (cañada)
Privado
Privado
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Rustico
Agrario
Forestal-agrario
Agrario
Agrario
Carretera N-5401
Forestal
Agrario
Camino
Agrario
Camino
Forestal-agrario
Agrario
Camino
Agrario
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Barranco
Agrario
Forestal
Agrario
Forestal
Camino
Forestal-agrario
Agrario
Agrario
Agrario
Forestal-agrario
Forestal-agrario
Agrario
Agrario
Forestal-agrario
Agrario
Forestal-agrario
Camino
Forestal
Agrario
Cañada
Forestal
Forestal
Secano
Secano-pastos
Secano
Secano
0,2691
0,3853
1,8452
0,3447
Pastos
Secano
0,1769
10,7772
Secano
0,9516
Almendros-pastos
Almendro-olivo
1,4624
0,1739
Secano
Secano-pastos
Secano-pastos
0,3688
0,3542
0,0476
Secano
Pastos
Almendro
Pastos
0,8645
0,0720
0,4062
0,2009
Secano-pastos
Secano
Secano
Secano
Secano-pastos
Almendros-pastos
Secano
Secano
Pastos-almendros
Secano
Secano-pastos
0,4442
1,7031
1,1359
0,4565
2,4897
0,9410
0,3132
1,0346
2,1429
0,2063
2,5950
Pastos
Viña
4,4272
2,6112
Pastos
Pastos
0,0632
0,7407
45,00
114,00
16,00
28,00
11,00
308,00
6,00
71,00
16,00
58,00
9,00
5,00
21,00
7,00
22,00
46,00
90,00
10,00
58,00
96,00
265,00
28,00
36,00
77,00
79,00
34,00
40,00
6,00
71,00
7,00
11,00
6,00
38,00
564,00
61,00
1.591,00
223,00
420,00
159,00
4.308,00
90,00
98,00
120,00
818,00
831,00
75,00
181,00
602,00
269,00
105,00
12,00
292,00
643,00
1.117,00
150,00
14,00
801,00
1.295,00
51,00
3.739,00
370,00
500,00
1.076,00
778,00
649,00
703,00
90,00
1.012,00
79,00
165,00
88,00
614,00
33
48,00
144,00
34 y 35
48,00
144,00
36
24,00
72,00
37
24,00
72,00
38
24,00
72,00
39 y 40
48,00
144,00
41
24,00
14,00
41
58,00
42
24,00
72,00
43
48,00
144,00
5
ANEXO Nº 6:
ESTUDIO TÉCNICO-FINANCIERO
ANEJO Nº 6 - ESTUDIO TÉCNICO-FINANCIERO
ÍNDICE
1.- PARQUE EOLICO SIERRA DE PEÑA .................................................... 1 1.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL ......................................................................... 1 1.2.- ESTRUCTURA FINANCIERA DEL PROYECTO ........................................ 2 1.2.1.- Hipótesis de gestión económica del parque ......................................... 3 2.- RESULTADOS ......................................................................................... 5 3.- RESUMEN ESTUDIO TECNICO-FINANCIERO ...................................... 6 3.1.- DATOS ........................................................................................................ 6 3.2.- PROYECTO ................................................................................................. 7 3.3.- FINANCIACIÓN ........................................................................................... 8 3.4.- CUENTAS.................................................................................................. 10 3.5.- RESULTADOS .......................................................................................... 12 3.6.- T.I.R. .......................................................................................................... 13 PROYECTO SECTORIAL DE INCIDENCIA SUPRAMUNICIPAL (PRO.S.I.S.)
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO ANEXO VI: ESTUDIO
TECNICO-FINANCIERO
1.-
1.1.-
DESCRIPCIÓN GENERAL
El parque eólico Sierra de Peña está integrado por 5 aerogeneradores modelo V117-3.3
MW, de 3,30 MW de potencia unitaria y un rotor de 117 m. lo que conforma un parque eólico de
16,50 MW a construir en el término municipal de Javier, provincia de Navarra, Comunidad Foral de
Navarra.
La energía se generará en el propio aerogenerador a una tensión de 690 V que será
transformada mediante un transformador 690/30KV ubicado en el interior del aerogenerador,
hasta una tensión de 30 kV. Los aerogeneradores estarán unidos por circuitos eléctricos
soterrados de 30 KV que se encargarán de transportar la energía eléctrica producida hasta la
subestación transformadora compacta 30/66 kV, denominada SET 30/66 kV “Sierra de Peña”, en
la cual se dispone de un transformador que elevará la tensión de 30 KV a 66 KV.
De dicha SET 30/66 kV “Sierra de Peña” partirá un tendido de evacuación de 66 kV,
inicialmente soterrado y posteriormente aéreo, que permita la conexión desde el parque eólico
hasta el punto de entrega de la energía producida en la SET 66/220 KV “Sangüesa”, la cual
permite la conexión del parque eólico con la Red de Transporte Nacional dependiente de Red
Eléctrica de España.
Los datos básicos del proyecto se desglosan en la siguiente tabla:
Datos parque eólico
Potencia (MW)
Horas equivalentes
Producción (Mwh/año)
Ejecución material global (€)
Coste Ejecución material/MW instalado (€)
Coste Ejecución material/(Mwh/año) producido (€)
Plazo temporales proyecto
Vida útil del proyecto (años)
Plazo de instalación (años)
Amortización lineal instalación (%)
16,50
3.477,00
57.370,50
23.355.162,21
1.415.464,38
407,09
20
1
5,00
1
TECNICO-FINANCIERO
La inversión, desglosada en los distintos apartados se observan en la siguiente tabla:
Inversión (€)
Llave en mano parque eólico
Conexión eléctrica
Gastos de desarrollo
Licencias e ICIO
Ingenierías y estudios complementarios
Imprevistos
Compromisos adquiridos
Total
1.2.-
18.557.214,21
4.797.948,00
397.037,76
513.813,57
84.078,58
128.453,39
210.196,46
24.688.741,97
ESTRUCTURA FINANCIERA DEL PROYECTO
La inversión prevista de acuerdo al presupuesto de ejecución del proyecto es de
24.653.993,54 € (incluyendo tramitación y construcción del parque eólico, subestación e
infraestructura de evacuación) y sin incluir gastos activables (intereses, comisiones y gastos de
interconexión y desarrollo).
La construcción y explotación del parque eólico será realizada con fondos propios que
cubran un mínimo del 20% del coste de la inversión. El total de los fondos propios serán obtenidos
del capital social.
Fondos propios
Capital social
Deuda subordinada
Fondos ajenos
Deuda senior
Deuda junior
Subvención
Financiación
%
20,00
100,00
0,00
80,00
100,00
0,00
0,00
€
4.937.748,39
4.937.748,39
0,00
19.750.993,58
19.750.993,58
0,00
0,00
A la financiación se deberá añadir el IVA, igual al 21,00 % del presupuesto llave en mano
o coste de construcción, lo que equivale a unos 5.047,78 M€, con las siguientes condiciones:
Financiación I.V.A.
IVA llave en mano (M€)
Coste(%)
Comisiones (%)
Financiación y comisiones IVA (M€)
2
4.904,58
0,85
5,90
5.047,78
TECNICO-FINANCIERO
La financiación ajena será del tipo deuda senior, igual al préstamo inicial (80% del total de
la financiación), sumado el préstamo del I.V.A., el periodo de carencia se establece en 2 años y el
final de devolución se establece al final de la vida útil de la instalación (20 años). El plazo de
amortización se establece en 18 años.
El tipo de interés será variable referido al EURIBOR a 180 días más un margen de 2 %.
Se considera una comisión de agencia de 9.000 €.
Deuda senior
Comisiones (%)
Coste (%)
Carencia (años)
Plazo (años)
2,00
5,50
2
18
La financiación se establece según una cuota mensual referida a:
Financiación circulante
Periodo de pago (días)
Periodo de cobro (días)
30
30
1.2.1.- Hipótesis de gestión económica del parque
Ingresos por venta de electricidad
Se prevé la producción a partir del primer año, ya que la construcción de las
infraestructuras abarcarán un periodo de 9 meses (considerados el año 1) a los que hay que
añadir los plazos de puesta en marcha y plazos administrativos, considerando la venta de un
tercio de la producción total del parque, es decir, 17,20 MWh/año, y a partir del segundo año se
prevé la producción total de 57,37 Mwh/año.
El precio de venta se estipula según la hipótesis de venta de energía eólica en mercado
más ventajosa, de acuerdo al sector y según hipótesis de precios obtenidas según informe de la
Asociación Eólica Española (Informe mensual nº 52 de previsión de los precios del mercado diario
a largo plazo). No se considera la prima eólica.
Precio base electricidad
Precio base electricidad red (€/MWh/año)
72,71
Gastos de mantenimiento y operación
El coste de la operación y mantenimiento del parque eólico e infraestructuras asociadas
suponen de media un 16% de los ingresos estimados.
Otros costes a tener en cuenta son por su importancia el alquiler de los terrenos repartidos
entre los propietarios del parque eólico en concepto de utilización y ocupación temporal del
terreno.
3
TECNICO-FINANCIERO
Otra partida importante son los seguros que incluyen daños materiales, responsabilidad
civil, pérdidas de beneficios y averías.
En la partida de otros gastos se engloban el coste de gestión del parque eólico tanto del
mercado eléctrico como de los despachos delegados de generación eléctrica y el coste de
administración y gestión durante la vida útil del parque. También se incluyen los gastos derivados
de obras de mantenimiento de la obra civil del parque y posibles estudios complementarios a
realizar.
Los gastos de explotación se desglosan en la siguiente tabla:
Gastos de explotación (%)
Operación y mantenimiento (%)
Terrenos (%)
Seguros (%)
Otros (%)
Total (%)
16,00
0,30
0,20
1,91
18,41
Impuestos
El coste de los impuestos sobre el parque eólico e infraestructuras asociadas suponen de
media en % sobre los ingresos estimados señalados en la siguiente tabla:
Impuestos (%)
Impuestos sociedades (%)
Impuesto producción energía eléctrica (%)
Impuesto valor añadido (%)
30,00
7,00
21,00
Otros
Se debe tener en cuenta el aporte a reservas y la inflación. Las hipótesis manejadas son
las siguientes:
Reserva legal
Anual s/Beneficios (%)
Total s/capital suscrito (%)
10,00
20,00
Inflación
Inflación (%)
Inflación a largo plazo (%)
4
2,00
2,30
TECNICO-FINANCIERO
2.-
RESULTADOS
RESUMEN
HORAS EQUIVALENTES
FACTOR DE CAPACIDAD
3.477,00
0,397
VALOR ACTUAL NETO (V.A.N.)
Antes de impuestos (miles de €)
21.479,00
Tras impuestos (miles de €)
10.215,00
Tasa actualización (%)
5,00
TASA INTERNA DE RETORNO DEL PROYECTO (T.I.R.)
Antes de impuestos (%)
Tras impuestos (%)
13,8
9,6
PERIODO DE RETORNO (PAY-BACK AÑOS)
PAY-BACK AÑOS
RESULTADOS
8,5
5
TOMO II: ANTEPROYECTO TÉCNICO ANEXO VI: ESTUDIO TECNICO-FINANCIERO
3.-
RESUMEN ESTUDIO TECNICO-FINANCIERO
3.1.-
DATOS
A N A LI SI S D E R EN T A B ILID A D M W EÓ LIC O S
PR O Y EC T O
PO T EN C IA ( M W )
SI ER R A D E PEÑ A
16 ,5
O B SER V A C IO N ES: R EV 3 A mo r t iz ació n lineal
DATOS
INVERSION
Total inicial (IVA excluido)
Reparto
Pago anual (IVA excluido)
Importe global (IVA excluido)
Variación
FUNCIONAM IENTO
PERIODO ANUAL
01
Miles€
Miles€
Miles€
PRECIOS
ELECTRICIDAD A RED
Base
Variación precio base
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
30%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
17,2
17,2
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
74,16
75,65
77,16
78,90
80,67
82,49
84,34
86,24
88,18
90,16
92,19
94,27
96,39
98,56
2,00%
2,00%
2,00%
2,25%
2,25%
2,25%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
1088
3,0%
1121
3,0%
1154
3,0%
1032,7
3,0%
1064
3,0%
1096
3,0%
1128
3,0%
1162
3,0%
1197
3,0%
1233
3,0%
1270
3,0%
1308
3,0%
1347
3,0%
1388
3,0%
1429
3,0%
1472
3,0%
1516
3,0%
1562
3,0%
1609
3,0%
1657
3,0%
1,5%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
100%
24688
24688
57,4
57,4
€/MWh
100,78 103,04 105,36 107,73 110,16 112,63
72,710
GESTION, OPERACION Y M ANTENIM IENTO
Miles€
Variación
AM ORTIZACION LINEAL
INSTALACION
%
IM PUESTOS
TOTAL IMPUESTOS
IMPUESTO DE SOCIEDADES
IMPUESTO PRODUCCIÓN ENERGÉTCA
%
%
%
6
03
24688
%
CONSUM OS Y PRODUCCIONES ANUALES
ELECTRICIDAD GENERADA
GWh
ELECTRICIDAD A RED
GWh
02
1056,2
37%
30%
7%
3.2.-
PROYECTO
A N A LI SIS D E R EN T A B ILID A D M W EÓLIC OS
PR OY EC T O
PO T EN C I A ( M W )
SIER R A D E PEÑ A
16 , 5
O B SER V A C I ON ES: R EV 3 A mo r t i z ació n l ineal
RESULTADOS DEL PROYECTO
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
INGRESOS
Electricidad fábrica
Electricidad a red
Combustible evitado
Subvención
GASTOS
Electricidad de red
Combustible equipo generador
Combustible apoyo
Gestión, operación y mantenimiento
Amortización
BENEFICIO ANTES DE IM PUESTOS
Base impuestos
Impuestos devengados
Crédito fiscal
Crédito fiscal pendiente
BENEFICIO DESPUES DE IM PUESTOS
383
4.340
4.427
4.526
4.628
4.732
4.839
4.948
5.059
5.173
5.289
5.408
5.530
5.654
5.781
5.912
6.045
6.181
6.320
6.462
383
4.340
4.427
4.526
4.628
4.732
4.839
4.948
5.059
5.173
5.289
5.408
5.530
5.654
5.781
5.912
6.045
6.181
6.320
6.462
697
2.355
2.389
2.267
2.298
2.330
2.363
2.397
2.432
2.467
2.504
2.543
2.582
2.622
2.664
2.707
2.751
2.796
2.843
2.892
326
370
-314
-314
1.121
1.234
1.985
1.671
618
1.154
1.234
2.038
2.038
754
1.033
1.234
2.259
2.259
836
1.064
1.234
2.330
2.330
862
1.096
1.234
2.402
2.402
889
1.128
1.234
2.476
2.476
916
1.162
1.234
2.551
2.551
944
1.197
1.234
2.627
2.627
972
1.233
1.234
2.705
2.705
1.001
1.270
1.234
2.785
2.785
1.030
1.308
1.234
2.866
2.866
1.060
1.347
1.234
2.948
2.948
1.091
1.388
1.234
3.032
3.032
1.122
1.429
1.234
3.118
3.118
1.154
1.472
1.234
3.205
3.205
1.186
1.516
1.234
3.294
3.294
1.219
1.562
1.234
3.384
3.384
1.252
1.609
1.234
3.476
3.476
1.286
1.657
1.234
3.570
3.570
1.321
-314
1.367
1.284
1.423
1.468
1.513
1.560
1.607
1.655
1.704
1.754
1.805
1.857
1.910
1.964
2.019
2.075
2.132
2.190
2.249
57
57
-24.631
-24.631
3.219
2.601
3.219
2.601
3.273
2.518
3.273
2.518
3.494
2.658
3.494
2.658
3.564
2.702
3.564
2.702
3.637
2.748
3.637
2.748
3.710
2.794
3.710
2.794
3.785
2.841
3.785
2.841
3.862
2.890
3.862
2.890
3.940
2.939
3.940
2.939
4.019
2.989
4.019
2.989
4.100
3.040
4.100
3.040
4.182
3.092
4.182
3.092
4.266
3.145
4.266
3.145
4.352
3.199
4.352
3.199
4.439
3.253
4.439
3.253
4.528
3.309
4.528
3.309
4.619
3.366
4.619
3.366
4.711
3.425
4.711
3.425
4.805
3.484
4.805
3.484
8,0
57
0,3
7,8
3276
1,3
7,5
6549
2,3
7,4
10042
3,3
7,3
13607
4,3
7,3
17243
5,3
7,3
20954
6,3
7,3
24739
7,3
7,3
28601
8,3
7,3
32541
9,3
7,4
36560
10,3
7,5
40660
11,3
7,6
44842
12,3
7,7
49109
13,3
7,8
53461
14,3
8,0
57900
15,3
8,1
62428
16,3
8,3
67047
17,3
8,5
71757
18,3
76562
19,3
Inversión
Subvención
Cash-flow antes de impuestos
Cash-flow después de impuestos
Flujo neto antes de impuestos
Flujo neto después de impuestos
24.688
Cálculo Pay-back
Cash-flow acumulado antes de impuestos
Año de funcionamiento
PAY- BACK
TIR (antes de im puestos)
TIR (después de im puestos)
VAN (antes de im puestos)
VAN (después de im puestos)
Tasa de actualización
436,4
Años
%
%
Miles€
Miles€
8,5
13,8%
9,6%
21.479
10.214
5,0%
7
3.3.-
FINANCIACIÓN
PR O Y EC T O
POT EN C IA ( M W )
SIER R A D E PEÑ A
16 , 5
O B SER V A C IO N ES:
FINANCIACION
01
CAPITAL SOCIAL
Suscrito
Desembolsado
%
Miles€
Miles€
DEUDA SENIOR
INMOVILIZADO
Inversión
Subvención
GASTOS DE CONSTITUCION
GASTOS ACTIVADOS
Intereses intercalarios
Comisiones y gastos
FONDO RESERVA DEUDA
Necesidades
DISPOSICION
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Periodo equivalente (año)
CONDICIONES
Comisiones
Coste
Carencia
02
06
07
08
09
10
11
R E V 3 A mo r t i z a ci ó n l i nea l
12
13
14
15
16
17
18
19
20
24.688
24.688
74
976
723
253
%
2,0%
%
5,5%
20.801
16000
25000
100%
100%
2
Años
18
Comisiones
Miles€
320
500
Intereses
Miles€
880
2.255
Devolución
Miles€
100%
2.228
2.130
1.989
1.848
1.707
1.566
1.425
1.284
1.143
1.002
861
720
579
438
297
156
43
1.000
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
2.563
1.563
4
369
4.427
30
96
1.154
30
4
184
15
18
377
4.526
30
86
1.033
30
4
189
15
6
386
4.628
30
89
1.064
30
4
193
15
6
394
4.732
30
91
1.096
30
4
197
15
6
403
4.839
30
94
1.128
30
4
202
15
6
412
4.948
30
97
1.162
30
5
206
15
6
422
5.059
30
100
1.197
30
5
211
15
6
431
5.173
30
103
1.233
30
5
216
15
7
441
5.289
30
106
1.270
30
5
220
15
7
451
5.408
30
109
1.308
30
5
225
15
7
461
5.530
30
112
1.347
30
5
230
15
7
471
5.654
30
116
1.388
30
5
236
15
7
482
5.781
30
119
1.429
30
5
241
15
7
493
5.912
30
123
1.472
30
5
246
15
7
504
6.045
30
126
1.516
30
6
252
15
8
515
6.181
30
130
1.562
30
6
258
15
8
527
6.320
30
134
1.609
30
6
263
15
6,1%
Comisiones activadas
Miles€
224
Intereses activados
Miles€
616
Miles€
Miles€
5.184
8
05
4.938
Plazo
FINANCIACION IVA
Soportado
Recuperado
CONDICIONES
Comisiones
Coste
Comisiones
Intereses
TIR crédito IVA
Intereses activados
FINANCIACION CIRCULANTE
CLIENTES Y SUMINISTRADORES
Cobro pendiente al f inal del ejercicio
Ingresos
Periodo pago
Pago pendiente al f inal del ejercicio
Pagos
Periodo cobro
TESORERIA
Tesorería operativa
Necesidades
04
20,0%
4.938
Años
TIR del préstamo SENIOR
03
5.184
%
%
Miles€
Miles€
0,8%
5,9%
41
153
153
7,0%
Miles€
Miles€
29
107
Miles€
Miles€
Miles€
Días
Miles€
Miles€
Días
Miles€
Miles€
Días
16
106
383
30
91
326
30
53
53
15
30
30
15
253
362
4.340
30
93
1.121
30
128
181
15
8
538
6.462
30
138
1.657
30
6
269
15
DEUDA SUBORDINADA
DISPOSICION
Periodo equivalente (año)
CONDICIONES
Comisiones
Coste
Miles€
%
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
4.938
-732
-732
-1.681
-949
-1.923
-242
-1.915
8
-1.886
29
-1.836
50
-1.765
72
-1.693
71
-1.621
72
-1.535
86
-1.435
100
-1.320
114
-1.192
128
-1.050
142
-893
157
-722
171
-537
185
-337
200
-124
213
98
222
-14,8%
-34,1%
-38,9%
-38,8% -38,2% -37,2% -35,7% -34,3% -32,8% -31,1% -29,1% -26,7% -24,1% -21,3% -18,1% -14,6% -10,9%
69
260
452
645
641
652
776
901
1.027
1.154
1.281
1.410
1.539
1.669
-69
-260
-452
-645
-641
-652
-776
-901
-1.027 -1.154 -1.281 -1.410 -1.539 -1.669
-6,8%
1.800
-1.800
-2,5%
1.917
-1.917
2,0%
1.995
-1.995
-1.221
6,5%
Años
2
Plazo
Años
18
Comisiones
Miles€
Intereses
Miles€
Devolución
Miles€
TIR del préstamo SUBORDINADO
#¡NUM!
Miles€
Intereses activados
Miles€
RESULTADOS REPARTIBLES
DIVIDENDOS
RESERVAS VOLUNTARIAS
Dotación Reservas Voluntarias
Disposición Reservas Voluntarias
100%
%
Carencia
REPARTO DE EXCEDENTES
CAPITAL
Desembolso
Reducción de capital
RESERVA LEGAL
Dotación Reserva Legal
Reducción Reserva Legal
100%
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
%
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Cash-flow libre después de deudas
Reducc., disposiciones y dividendos
(ejercicio anterior)
Miles€
Miles€
-5.231
24.931
37
EXCEDENTES ACUMULADOS
Miles€
-5.231
19.700
19.737
COBERTURA DEUDA
SENIOR
Cash-flow antes del servicio
Servicio de la Deuda
Ratio Cobertura Servicio Deuda
Miles€
Miles€
Miles€
-4.871
360
-13,53
32.871
2.755
11,93
3.265
3.228
1,01
-997
-69
77
-1.027
219
-1.154
362
-1.281
506
-1.410
651
-1.539
797
-1.669
1.917
-1.800
3.540
-1.917
18.516 17.450 16.406 15.385 14.386 13.388 12.392 11.412 10.447
9.496
8.562
7.643
6.739
5.851
4.979
5.096
6.719
3.471
4.692
0,74
3.500
3.424
1,02
3.502
3.283
1,07
3.504
3.142
1,12
3.507
3.001
1,17
3.511
2.860
1,23
3.516
2.719
1,29
3.522
1.605
2,19
3.540
3.554
4.551
0,78
-784
-260
3.626
4.410
0,82
-569
-452
3.700
4.269
0,87
-354
-645
3.775
4.128
0,91
-357
-641
3.631
3.987
0,91
-343
-652
3.503
3.846
0,91
-204
-776
3.501
3.705
0,94
-64
-901
3.500
3.565
0,98
9
3.4.-
CUENTAS
A N A LISI S D E R EN T A B I LI D A D M W EÓLI C OS
PR OY EC T O
POT EN C IA ( M W )
16 , 5
OB SER V A C I ON ES: R EV 3 A mo r t i z aci ó n li neal
CUENTAS ANUALES
01
AM ORTIZACION
GASTOS
%
RESERVA LEGAL
ANUAL s/BENEFICIOS
TOTAL s/CAPITAL SUSCRITO
%
%
PERDIDAS Y GANANCIAS
INGRESOS
Electricidad a red
Combustible evitado
Subvención
GASTOS
Gestión, operación y mantenimiento
RESULTADOS DE EXPLOTACION
AMORTIZACION INMOVILIZADO
AMORTIZACION GASTOS
RESULT. ANTES DE INTER. E IMPUEST
Gastos financieros
Ingresos financieros
RESULT. ANTES DE IMPUESTOS
Base impuestos
Impuestos devengados
RESULT. DESPUES DE IMPUESTOS
RESERVA LEGAL
RESERVAS VOLUNTARIAS
DIVIDENDOS
10
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
2,5%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
383
383
4.340
4.340
4.427
4.427
4.526
4.526
4.628
4.628
4.732
4.732
4.839
4.839
4.948
4.948
5.059
5.059
5.173
5.173
5.289
5.289
5.408
5.408
5.530
5.530
5.654
5.654
5.781
5.781
5.912
5.912
6.045
6.045
6.181
6.181
6.320
6.320
6.462
6.462
326
326
57
370
-314
418
1.121
1.121
3.219
1.234
26
1.959
2.908
1.154
1.154
3.273
1.234
53
1.986
2.228
1.033
1.033
3.494
1.234
53
2.207
2.130
1.064
1.064
3.564
1.234
53
2.278
1.989
1.096
1.096
3.637
1.234
53
2.350
1.848
1.128
1.128
3.710
1.234
53
2.423
1.707
1.162
1.162
3.785
1.234
53
2.498
1.566
1.197
1.197
3.862
1.234
53
2.575
1.425
1.233
1.233
3.940
1.234
53
2.653
1.284
1.270
1.270
4.019
1.234
53
2.732
1.143
1.308
1.308
4.100
1.234
53
2.813
1.002
1.347
1.347
4.182
1.234
53
2.896
861
1.388
1.388
4.266
1.234
53
2.980
720
1.429
1.429
4.352
1.234
53
3.065
579
1.472
1.472
4.439
1.234
53
3.152
438
1.516
1.516
4.528
1.234
53
3.241
297
1.562
1.562
4.619
1.234
53
3.332
156
1.609
1.609
4.711
1.234
53
3.424
43
1.657
1.657
4.805
1.234
53
3.518
-732
-732
-949
-1.681
-242
-1.923
77
-1.846
289
-1.557
502
-1.055
717
-338
-732
-949
-242
77
289
502
717
933
595
220
713
1.150
1.150
426
725
1.369
1.369
506
862
1.589
1.589
588
1.001
1.811
1.811
670
1.141
2.034
2.034
753
1.282
2.259
2.259
836
1.423
2.486
2.486
920
1.566
2.714
2.714
1.004
1.710
2.944
2.944
1.089
1.855
3.175
3.175
1.175
2.000
3.381
3.381
1.251
2.130
3.518
3.518
1.302
2.216
-732
-949
-242
10%
20%
8
29
50
72
71
72
86
100
114
128
142
157
171
185
200
213
222
69
260
452
645
641
652
776
901
1.027
1.154
1.281
1.410
1.539
1.669
1.800
1.917
1.995
BALANCE
ACTIVO FIJO
INMOVILIZADO
AMORTIZACION ACUMULADA
GASTOS DE CONSTITUCION
AMORTIZACION ACUMULADA
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
25.368
24.688
-370
1.050
24.107
24.688
-1.605
1.050
-26
22.820
24.688
-2.839
1.050
-79
21.533
24.688
-4.074
1.050
-131
20.246
24.688
-5.308
1.050
-184
18.960
24.688
-6.542
1.050
-236
17.673
24.688
-7.777
1.050
-289
16.386
24.688
-9.011
1.050
-341
15.099
24.688
-10.246
1.050
-394
13.812
24.688
-11.480
1.050
-446
12.525
24.688
-12.714
1.050
-499
11.238
9.951
8.664
7.377
6.090
24.688 24.688 24.688 24.688 24.688
-13.949 -15.183 -16.418 -17.652 -18.886
1.050
1.050
1.050
1.050
1.050
-551
-604
-656
-709
-761
ACTIVO CIRCULANTE
IVA PENDIENTE
CLIENTES
FONDO DE RESERVA
TESORERIA OPERATIVA
TESORERIA EXCEDENTARIA
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
113
5.184
106
20.243
20.290
19.082
18.028
16.998
15.989
15.004
14.020
13.039
12.073
11.123
10.188
9.269
8.365
7.478
6.607
5.752
5.886
7.527
362
369
377
386
394
403
412
422
431
441
451
461
471
482
493
504
515
527
538
53
-5.231
181
19.700
184
19.737
189
18.516
193
17.450
197
16.406
202
15.385
206
14.386
211
13.388
216
12.392
220
11.412
225
10.447
230
9.496
236
8.562
241
7.643
246
6.739
252
5.851
258
4.979
263
5.096
269
6.719
TOTAL ACTIVO
Miles€
25.481
44.350
43.111
40.615
38.275
35.957
33.662
31.390
29.119
26.851
24.598
22.361
20.139 17.933 15.743 13.569
11.410
9.269
8.116
8.470
FONDOS PROPIOS
CAPITAL
RESERVAS
DIVIDENDOS PENDIENTES PAGO
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
4.206
4.938
-732
3.256
4.938
-1.681
3.014
4.938
-1.923
3.092
4.938
-1.915
69
3.311
4.938
-1.886
260
3.553
4.938
-1.836
452
3.818
4.938
-1.765
645
3.886
4.938
-1.693
641
3.969
4.938
-1.621
652
4.179
4.938
-1.535
776
4.404
4.938
-1.435
901
4.644
4.938
-1.320
1.027
4.899
4.938
-1.192
1.154
5.454
4.938
-893
1.410
5.754
4.938
-722
1.539
6.070
4.938
-537
1.669
6.401
4.938
-337
1.800
6.731
4.938
-124
1.917
7.030
4.938
98
1.995
PASIVO CIRCULANTE
SUBVENCION
DEUDA SENIOR
RESTO DEUDA TERCEROS Y ACCTAS
IMPUESTOS
PROVEEDORES
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
Miles€
21.275
41.093
40.096
37.524
34.964
32.404
29.844
27.504
25.150
22.672
20.194
17.717
15.240 12.764 10.289
7.814
5.341
2.868
1.385
1.440
16.000
5.184
41.000
40.000
37.438
34.875
32.313
29.750
27.188
24.625
22.063
19.500
16.938
14.375 11.813
9.250
6.688
4.125
1.563
91
93
96
86
89
91
94
220
97
426
100
506
103
588
106
670
109
920
119
1.004
123
1.089
126
1.175
130
1.251
134
1.302
138
TOTAL PASIVO
Miles€
25.481
44.350
43.111
40.615
38.275
35.957
33.662
31.390
29.119
26.851
24.598
22.361
20.139 17.933 15.743 13.569
11.410
9.269
8.116
8.470
753
112
5.169
4.938
-1.050
1.281
836
116
4.804
24.688
-20.121
1.050
-814
3.517
2.230
943
24.688 24.688 24.688
-21.355 -22.590 -23.824
1.050
1.050
1.050
-866
-919
-971
11
3.5.-
RESULTADOS
A N A LI SIS D E R EN T A B ILID A D M W EÓ LI C OS
PR OY EC T O
POT EN C I A ( M W )
16 ,5
RESULTADOS
01
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
-314
1985
370
1234
-24688
-24631
3219
VAN (5%): 21479 Mpts
-618
-24631
2601
VAN (5%): 10214 Mpts
2038
1234
2259
1234
2330
1234
2402
1234
2476
1234
2551
1234
2627
1234
2705
1234
2785
1234
2866
1234
2948
1234
3032
1234
3118
1234
3205
1234
3294
1234
3384
1234
3476
1234
3570
1234
3273
3494
3564
3637
3710
3785
3862
3940
4019
4100
4182
4266
4352
4439
4528
4619
4711
4805
-754
2518
-836
2658
-862
2702
-889
2748
-916
2794
-944
2841
-972
2890
-1001
2939
-1030
2989
-1060
3040
-1091
3092
-1122
3145
-1154
3199
-1186
3253
-1219
3309
-1252
3366
-1286
3425
-1321
3484
-732
370
-25.738
-69
-5.184
21.184
-949
1.261
-242
1.287
77
1.287
289
1.287
502
1.287
717
1.287
933
1.287
1.150
1.287
1.369
1.287
1.589
1.287
1.811
1.287
2.034
1.287
2.259
1.287
2.486
1.287
2.714
1.287
2.944
1.287
3.175
1.287
3.381
1.287
3.518
1.287
-380
5.184
25.000
-8
-23
-10
-10
-11
-11
-11
-11
-11
-12
-12
-12
-12
-13
-13
-13
-13
-14
-1.000
37
-2.563
-1.221
-2.563
-997
-2.563
-784
-2.563
-569
-2.563
-354
-2.563
-137
-2.563
82
-2.563
302
-2.563
524
-2.563
747
-2.563
972
-2.563
1.198
-2.563
1.426
-2.563
1.655
-2.563
1.886
-1.563
3.092
4.791
142,3%
-5.184
-10.169
24.931
VAN (5%): 17028 Mpts
37
-1.221
-997
-784
-569
-354
-220
-357
-426
-343
-506
-204
-588
-64
-670
77
-753
219
-836
362
-920
506
-1.004
651
-1.089
797
-1.175
1.917
-1.251
3.540
142,3%
-10.169
24.931
VAN (5%): 12616 Mpts
RENTABILIDAD DEL PROYECTO
RESULTADOS DEL PROYECTO (Miles€)
Resultados antes de impuestos
Amortizaciones
Inversiones - subvenciones
FLUJO NETO ANTES DE IMPUESTOS
TIR:
13,8%
TIR:
9,6%
Pago de impuestos
FLUJO NETO DESPUES DE IMPUESTOS
RENTABILIDAD DE LA SOCIEDAD
CASH FLOW (Miles€)
Beneficio antes de impuestos
Amortizaciones inmovilizado, gastos y subvenciones
Inversión (- subvención) y gastos
Incremento circulante
IVA
Disposición préstamos
Fondo Reserva Deuda
Devolución de préstamos
FLUJO NETO ANTES DE IMPUESTOS
TIR:
Pago de impuestos
FLUJO NETO DESPUES DE IMPUESTOS
TIR:
12
O B SER V A C IO N ES: R EV 3 A mo r t i z aci ó n l ineal
02
3.6.-
T.I.R.
TIR DE LA INVERSIÓN DEL PROYECTO
AÑO
INVERSION TOTAL (Miles €)
PRODUCCION (GWh)
PRECIO (€/MWh)
FACTURACION (Miles €)
TOTAL GASTOS (Miles €)
AMORTIZACIÓN INMOVILIZADO (Miles €)
BENEFICIO ANTES IMPUESTOS (Miles €)
CASH FLOW LIBRE A.I.(Miles €)
IMPUESTOS (Miles €)
BENEFICIO DESPUES IMPUESTOS (Miles €)
CASH FLOW LIBRE D.I.(Miles €)
TIR (antes de impuestos)
TIR (después de impuestos)
1
24.654
5
74
383
326
370
-313
-24.597
2
57
76
4.340
1.121
1.233
1.987
3.219
619
1.368
2.600
-313
-24.597
%
%
3
57
77
4.427
1.154
1.233
2.040
3.273
755
1.285
2.518
4
57
79
4.526
1.033
1.233
2.261
3.494
837
1.424
2.657
5
57
81
4.628
1.064
1.233
2.332
3.564
863
1.469
2.702
6
57
82
4.732
1.096
1.233
2.404
3.637
889
1.515
2.747
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
57
84
4.839
1.128
1.233
2.478
3.710
917
1.561
2.794
57
86
4.948
1.162
1.233
2.553
3.785
944
1.608
2.841
57
88
5.059
1.197
1.233
2.629
3.862
973
1.656
2.889
57
90
5.173
1.233
1.233
2.707
3.940
1.002
1.705
2.938
57
92
5.289
1.270
1.233
2.786
4.019
1.031
1.755
2.988
57
94
5.408
1.308
1.233
2.867
4.100
1.061
1.806
3.039
57
96
5.530
1.347
1.233
2.950
4.182
1.091
1.858
3.091
57
99
5.654
1.388
1.233
3.034
4.266
1.122
1.911
3.144
57
101
5.781
1.429
1.233
3.119
4.352
1.154
1.965
3.198
57
103
5.912
1.472
1.233
3.207
4.439
1.186
2.020
3.253
17
18
19
20
57
105
6.045
1.516
1.233
3.295
4.528
1.219
2.076
3.309
57
108
6.181
1.562
1.233
3.386
4.619
1.253
2.133
3.366
57
110
6.320
1.609
1.233
3.478
4.711
1.287
2.191
3.424
57
113
6.462
1.657
1.233
3.572
4.805
1.322
2.250
3.483
13,9%
9,6%
13
PLANOS
4720000
SET SANGÜESA
L/66kV DE EVACUACIÓN
4700000
PARQUE EÓLICO
ANTEPROYECTO TÉCNICO DEL PARQUE EÓLICO SIERRA DE PEÑA
E INFRAESTRUCTURAS DE EVACUACIÓN ASOCIADAS
Plano nº
SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO
Javier Redrado Arce
600000
620000
640000
Sistema geodésico de referencia: ETRS89, Huso 30N
Ingeniero Técnico Industrial
660000
1
Fecha
Escala
Abril de 2015
1 : 200.000
527.69
552.03
Valdegorrillón
524.26
555.67
Cañada Real de
508.31
555.84
547.65
548.22
Ca
m
A SET 220 kV REE "SANGÜESA"
540.46
ino
557.85
567.11
553.58
545.83
Viejo
Pe
ña
544.54
Valdecontienda
de
582.63
550
4708000
600.82
608.33
ino
Barranco
5
52
619.72
553.47
603.60
4.708.000
m
Ca
P
Tres Mugas
a
eñ
628.14
624.10
625.42
Camino
de
de
607.69
los
Hue
rtos
575.73
Ca
m
57
5
in
o
649.92
550
621.89
rra
Ba
604.72
de
jo
Vie
o
nc
550
597.17
625.74
650
612.90
629.95
643.05
Peña
Peña
586.24
60
0
675
608.67
624.60
700
606.47
de
582.58
El Chaparral
704.55
614.66
612.11
de
575
ale
Ro
nc
668.49
4.707.500
se s
Corral Nuevo
710.96
de
eal
707.92
625
Ca
ñad
aR
627.95
644.38
Peña
los
600
625
de
Barranco de Peña
640.44
Barranco
65
0
Corral Nuevo
67
5
715.76
los
65
0
714.43
625
67
5
Montañesa
o
in
4.707.000
0
70
65
0
5
72
Viejo
4707000
os
ert
Hu
700
744.68
am
C
650
703.29
725
791.57
Pe
ña
0
75
5
de
650
652.40
783.46
Pe
ña
de
Montañesa
SET COMPACTA 30/66 k V
77
744.22
696.87
774.45
650
80
0
Ca
m
4.706.679,65
735.73
ino
5
67
735.70
0
72
5
656.79
70
722.83
Barduces
925
625
Ca
m
Montañesa
723.46
640.500
925
640.000
80
0
639.500
639.000
638.656,57
728.06
685.72
925
814.55
ino
ESTACIÓN DE MEDICIÓN PEÑA 1
Chaparral
652.49
1033.31
733.06
PEÑA
Vie
881.48
jo
1068.6
0
70
1067.34
742.77
1057.17
695.93
1057.34
72
5
10
50
de
Colmos
771.18
728.59
A
P1.2
879.15
1058.65
A
P1.1
1050
1014.78
A
P1.3
0
65
1025.79
1019.52
1023.59
950.30
70
0
Sierra
949.58
808.80
Barranco de Peña
Peñ
a
1025
!
(
1013.93
Ca mino
763.51
Ca
m in
o
766.18
733.37
1025
Cem
de
1000
Vedadillo
So s
975
Barduces
A
P1.4
761.07
1032.22
989.22
886.61
Castillo de Peña
777.92
950
Val de San Esteban
675
772.15
786.85
ino
757.48
925
Peña
823.49 825.48
823.17
831.64
825
817.56
975
So
s
782.54
700
860.53
953.64
Valdornos
de
4706000
de
m
Ca
851.21
950
905.42
850
906.91
824.71
ña
Pe
847.19
Bacías
72
de
846.20
5
So s
821.85
911.48
753.05
s
So
843.21
75
0
Val
Erica
928.23
912.12
de
Circo
907.03
841.27
Peña
838.26
775
931.35
s
860.85
823.86
850.96
925
Valdecilla
801.85
82
5
Vedadillo
942.46
Valdornos
792.85
de
859.17
80
0
o
ela
Cam
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Iru
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847.17
92
5
825
879.24
90
0
de
85
0
875
Pav
861.19
850
863.19
868.39
900
875
Pozaz
Corraletes
Barrera de las Bacías
850
Ca
min
o
Barranco
de
82
849.74
907.54
879.49
875
772.96
818.23
813.50
80
0
883.30
923.15
822.97
859.18
827.29
929.49
Valdeviñas
A
828.57
P1.5
803.16
775
775
de
814.49
865.90
788.05
de
804.82
775
820.63
750
Vald
e
777.45
m
Ca
750
viñas
898.89
ino
846.36
900.92
82
5
839.22
Lamparagón
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ñ
as
a
725.23
750
Barranco de Lamparagón
Va
ld
775
845.66
Barranco de las Bacías
809.46
750
725
775
Ca
m
750
699.04
de
725
ino
810.74
806.49
72
5
ue
840.57
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82
5
75
0
ac
800
800
712.23
735.53
y
838.03
844.53
Barrera de Valdeviñas
775
832.05
775
Va
ll
Ba
o
nc
rra
75
0
725
Vie
jo
850
821.15
de
4705000
COMUNIDAD AUTÓNOMA DE ARAGÓN
- PROVINCIA DE ZARAGOZA -
803.27
Pe
ña
842.07
Valdeviñas
5
750
Ba
rra
nc
o
5
72
Ca
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o
Val de Valdecilla
687.04
725
70
0
698.30
787.94
Ba
rra
nc
o
800
de
727.30
5
82
775
780.62
723.63
728.82
750
771.48
775
786.23
Lamparagón
Pe
ñ
750
758.05
818.15
cu e
y
Valdeviñas
672.28
753.63
Va
lla
Pe ña
a
760.15
821.23
751.53
725
830.41
de
725
750
757.46
761.03
760.56
775
671.01
829.79
830.82
733.12
750
82
5
4704000
729.26
0
70
770.67
Viejo
656.97
80
0
702.85
760.82
Val de Valdecilla
680.27
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rn
os
Valdeviñas
728.38
732.84
708.80
681.71
686.64
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682.26
658.75
712.67
675
Pozaz
o
min
Ca
5
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775
697.41
s
825
Val de Valdornos
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642.87
de
725
677.37
l
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80
de
693.90
641.32
2
Valdeviñas
662.04
75
0
Balsalada
710.73
751.20
749.79
642.94
de
65
0
751.08
708.94
682.81
626.11
631.86
753.08
700
714.51
623.47
642.05
al
Corr
618.36
709.16
693.24
Val
713.23
de
Ches
725
635.70
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5
614.30
l
de
650
700
675
625
701.53
675
619.53
700
676.31
695.18
759.98
682.90
691.56
693.88
638.89
de
761.01
722.46
657.41
608.64
Facería
689.05
693.15
695.58
765.74
603.31
693.47
Balsalada
4703000
633.88
695.65
Cam
ino
650
618.36
5
62
ña
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629.51
Caserío de Landa
673.33
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de
601.25
Concejo
Balsa de Vallacuey
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75
0
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593.37
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650.87
Balsalada
Cam
636.47
657.45
680.62
638.54
Vallacuey
588.56
67
5
602.41
647.86
Caserío de la Cruceta
627.50
641.84
592.90
de
721.44
617.75
649.33
586.11
Cruceta
668.95
651.78
673.16
627.05
600
La Cruceta
Balsa de las Saleras
628.54
650
650
nc
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591.64
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5
60
0
ra
634.17
Alto del Rinconaz
Ba
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635.33
Paco
596.67
668.00
603.08
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Ba
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60
0
Corral de la Cruceta
625
652.30
65
0
587.91
657.91
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591.78
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617.28
4702000
653.48
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60
583.06
650
587.11
600
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ll
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y
654.79
Alto de la Cruceta
644.56
62
Vallacuey
5
618.85
Caserío de San Martín
633.74
647.86
573.79
636.28
600
de
597.13
Ba
rra
nc
o
601.29
7
4.701.500
Cruceta
580.43
581.67
562.22
(
Cruceta
605.50
A
600
587.59
Aerogenerador
575
Zapata
Plataforma
Camino existente
Camino nuevo
Camino en Aragón (Fuera de ordenación)
5
57
4701000
561.23
581.10
549.06
Zanjas
L/66 kV evacuación soterrada
!
Estación de medición Peña 1
555.95
546.90
Plano nº
PLANTA GENERAL DE INFRAESTRUCTURAS
Javier Redrado Arce
638000
639000
640000
641000
642000
Fecha
Escala
Abril de 2015
643000
2
1 : 10.000
527.69
552.03
Valdegorrillón
524.26
555.67
Cañada Real de
508.31
555.84
COORDENADAS UTM
AEROGENERADOR
UTM X
UTM Y
P1.1
641.183,00
4.706.515,00
P1.2
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4.706.469,00
P1.3
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4.706.415,00
P1.4
641.673,00
4.706.261,00
P1.5
641.722,00
4.705.082,00
547.65
548.22
Ca
m
540.46
ino
557.85
567.11
553.58
545.83
Viejo
Pe
ña
544.54
Valdecontienda
de
582.63
550
4708000
600.82
608.33
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Barranco
5
52
619.72
553.47
603.60
4.708.000
m
Ca
P
Tres Mugas
a
eñ
628.14
624.10
625.42
Camino
de
de
607.69
los
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575.73
Ca
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5
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621.89
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604.72
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550
597.17
625.74
650
612.90
629.95
643.05
Peña
Peña
586.24
60
0
675
608.67
624.60
700
606.47
de
582.58
El Chaparral
704.55
614.66
612.11
de
575
ale
Ro
nc
668.49
4.707.500
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Corral Nuevo
710.96
de
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707.92
625
Ca
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627.95
644.38
Peña
los
600
625
de
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640.44
Barranco
65
0
Corral Nuevo
67
5
715.76
los
65
0
714.43
625
67
5
Montañesa
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4.707.000
0
70
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0
5
72
Viejo
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ña
0
75
5
de
650
652.40
783.46
Pe
ña
de
Montañesa
77
744.22
696.87
774.45
650
80
0
Ca
m
4.706.679,65
735.73
ino
5
67
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0
72
5
656.79
70
722.83
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Montañesa
723.46
640.500
925
640.000
80
0
639.500
639.000
638.656,57
728.06
685.72
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Chaparral
652.49
1033.31
733.06
PEÑA
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1067.34
742.77
1057.17
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1057.34
72
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10
50
de
Colmos
771.18
728.59
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P1.2
879.15
1058.65
A
P1.1
1050
1014.78
A
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0
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1025.79
1019.52
1023.59
950.30
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0
Sierra
949.58
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886.61
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772.15
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823.17
831.64
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782.54
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860.53
953.64
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de
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Ca
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905.42
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906.91
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Pe
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72
de
846.20
5
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821.85
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s
So
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75
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de
Circo
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775
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de
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638.89
de
761.01
722.46
657.41
608.64
Facería
689.05
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Balsalada
4703000
633.88
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Cam
ino
650
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5
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ña
Pe
629.51
Caserío de Landa
673.33
la
de
601.25
Concejo
Balsa de Vallacuey
684.38
jo
75
0
602.26
Vie
618.24
593.37
625
ino
678.36
650.87
Balsalada
Cam
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657.45
680.62
638.54
Vallacuey
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67
5
602.41
647.86
627.50
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592.90
de
721.44
617.75
649.33
586.11
Cruceta
668.95
651.78
673.16
627.05
600
La Cruceta
628.54
650
650
nc
o
591.64
62
5
60
0
ra
634.17
Alto del Rinconaz
Ba
r
635.33
Paco
596.67
668.00
603.08
642.96
Ba
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nc
o
60
0
625
652.30
65
0
587.91
657.91
638.05
591.78
650.29
617.28
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653.48
0
60
583.06
650
587.11
600
Va
ll
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y
654.79
Alto de la Cruceta
644.56
62
Vallacuey
5
618.85
633.74
647.86
573.79
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600
de
597.13
Ba
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nc
o
601.29
7
4.701.500
Cruceta
580.43
581.67
562.22
Cruceta
605.50
600
587.59
575
(
A
Aerogenerador
Zapata
Plataforma
561.23
5
57
4701000
Camino existente
581.10
549.06
Camino nuevo
L/66 kV evacuación soterrada
!
555.95
546.90
Plano nº
PLANTA GENERAL DE AEROGENERADORES
Javier Redrado Arce
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639000
640000
641000
642000
Fecha
Escala
Abril de 2015
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3
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552.03
Valdegorrillón
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Ca
m
540.46
ino
557.85
567.11
553.58
545.83
Viejo
Pe
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544.54
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de
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550
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600.82
608.33
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5
52
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553.47
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m
Ca
P
Tres Mugas
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628.14
624.10
625.42
Camino
de
de
607.69
los
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575.73
Ca
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57
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649.92
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621.89
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nc
550
597.17
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650
612.90
629.95
643.05
Peña
Peña
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60
0
675
608.67
624.60
700
606.47
de
582.58
El Chaparral
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614.66
612.11
de
575
ale
Ro
nc
668.49
4.707.500
se s
Corral Nuevo
710.96
de
eal
707.92
625
Ca
ñad
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627.95
644.38
Peña
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600
625
de
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640.44
Barranco
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0
Corral Nuevo
67
5
715.76
los
65
0
714.43
625
67
5
Montañesa
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4.707.000
0
70
65
0
5
72
Viejo
4707000
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700
744.68
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C
650
703.29
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791.57
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ña
0
75
5
de
650
652.40
783.46
Pe
ña
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Montañesa
77
744.22
696.87
774.45
650
80
0
Ca
m
4.706.679,65
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ino
5
67
735.70
0
72
5
656.79
70
722.83
Barduces
925
625
Ca
m
Montañesa
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925
640.000
80
0
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639.000
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685.72
925
814.55
ino
Chaparral
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1033.31
733.06
PEÑA
Vie
881.48
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0
70
1067.34
742.77
1057.17
695.93
1057.34
72
5
10
50
de
Colmos
771.18
728.59
A
P1.2
879.15
1058.65
A
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1050
1014.78
A
P1.3
0
65
1025.79
1019.52
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950.30
70
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Sierra
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1025
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1000
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761.07
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675
772.15
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905.42
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72
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5
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821.85
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So
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75
0
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928.23
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de
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907.03
841.27
Peña
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860.85
823.86
850.96
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801.85
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863.19
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879.49
875
772.96
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813.50
80
0
883.30
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775
de
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865.90
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de
804.82
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699.04
de
725
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5
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0
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708.94
682.81
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753.08
700
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623.47
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Corr
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Val
713.23
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635.70
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de
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701.53
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700
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650
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Balsa de Vallacuey
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Vie
618.24
593.37
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678.36
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636.47
657.45
680.62
638.54
Vallacuey
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67
5
602.41
647.86
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de
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5
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de
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4.701.500
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581.67
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587.59
575
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5
57
4701000
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L/66 kV soterrada
!
555.95
546.90
Plano nº
PLANTA GENERAL DE VIALES
Javier Redrado Arce
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639000
640000
641000
642000
4
Fecha
Escala
Abril de 2015
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1 : 10.000
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Valdegorrillón
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582.63
550
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600.82
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5
52
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624.10
625.42
Camino
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575.73
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de
582.58
El Chaparral
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612.11
de
575
ale
Ro
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668.49
4.707.500
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Corral Nuevo
710.96
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707.92
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0
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Montañesa
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50
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Colmos
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728.59
A
P1.2
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A
P1.1
1050
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A
P1.3
0
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70
0
Sierra
949.58
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Barranco de Peña
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(
1013.93
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766.18
733.37
1025
Cem
de
1000
Vedadillo
So s
975
Barduces
A
P1.4
761.07
1032.22
989.22
886.61
Castillo de Peña
777.92
950
Val de San Esteban
675
772.15
786.85
ino
757.48
925
Peña
823.49 825.48
823.17
831.64
825
817.56
975
So
s
782.54
700
860.53
953.64
Valdornos
de
4706000
de
m
Ca
851.21
950
905.42
850
906.91
824.71
ña
Pe
847.19
Bacías
72
de
846.20
5
So s
821.85
911.48
753.05
s
So
843.21
75
0
Val
Erica
928.23
912.12
de
Circo
907.03
841.27
Peña
838.26
775
931.35
s
860.85
823.86
850.96
925
Valdecilla
801.85
82
5
Vedadillo
942.46
Valdornos
792.85
de
859.17
80
0
o
ela
Cam
in
Iru
la
847.17
92
5
825
879.24
90
0
de
85
0
875
Pav
861.19
850
863.19
868.39
900
875
Pozaz
Corraletes
850
Ca
min
o
Barranco
de
82
849.74
907.54
879.49
875
772.96
818.23
813.50
80
0
883.30
923.15
822.97
859.18
827.29
929.49
Valdeviñas
A
828.57
P1.5
803.16
775
775
de
814.49
865.90
788.05
de
804.82
775
820.63
750
Vald
e
777.45
m
Ca
750
viñas
898.89
ino
846.36
900.92
82
5
839.22
Lamparagón
ev
iñ
Pe
ñ
as
a
725.23
750
Va
ld
775
845.66
809.46
750
725
775
Ca
m
750
699.04
de
725
ino
810.74
806.49
72
5
ue
840.57
794.74
82
5
75
0
ac
800
800
712.23
735.53
y
838.03
844.53
775
832.05
775
Va
ll
Ba
o
nc
rra
75
0
725
Vie
jo
850
821.15
de
4705000
803.27
Pe
ña
842.07
Valdeviñas
5
750
Ba
rra
nc
o
5
72
Ca
m in
o
Val de Valdecilla
687.04
725
70
0
698.30
787.94
Ba
rra
nc
o
800
de
727.30
5
82
775
780.62
723.63
728.82
750
771.48
775
786.23
Lamparagón
Pe
ñ
750
758.05
818.15
cu e
y
Valdeviñas
672.28
753.63
Va
lla
Pe ña
a
760.15
821.23
751.53
725
830.41
de
725
750
757.46
761.03
760.56
775
671.01
829.79
830.82
733.12
750
82
5
4704000
729.26
0
70
770.67
Viejo
656.97
80
0
702.85
760.82
Val de Valdecilla
680.27
Va
ld o
rn
os
Valdeviñas
728.38
732.84
708.80
681.71
686.64
Corral del Monte
750
682.26
658.75
712.67
675
Pozaz
o
min
Ca
5
72
701.51
775
697.41
s
825
Val de Valdornos
Corraletes
727.71
Mo
nte
642.87
de
725
677.37
l
759.23
727.32
674.63
0
80
de
693.90
641.32
2
Valdeviñas
662.04
75
0
Balsalada
710.73
751.20
749.79
642.94
de
65
0
751.08
708.94
682.81
626.11
631.86
753.08
700
714.51
623.47
642.05
al
Corr
618.36
709.16
693.24
Val
713.23
de
Ches
725
635.70
77
5
614.30
l
de
650
700
675
625
701.53
675
619.53
700
676.31
695.18
759.98
682.90
691.56
693.88
638.89
de
761.01
722.46
657.41
608.64
Facería
689.05
693.15
695.58
765.74
603.31
693.47
Balsalada
4703000
633.88
695.65
Cam
ino
650
618.36
5
62
ña
Pe
629.51
Caserío de Landa
673.33
la
de
601.25
Concejo
Balsa de Vallacuey
684.38
jo
75
0
602.26
Vie
618.24
593.37
625
ino
678.36
650.87
Balsalada
Cam
636.47
657.45
680.62
638.54
Vallacuey
588.56
67
5
602.41
647.86
627.50
641.84
592.90
de
721.44
617.75
649.33
586.11
Cruceta
668.95
651.78
673.16
627.05
600
La Cruceta
628.54
650
650
nc
o
591.64
62
5
60
0
ra
634.17
Alto del Rinconaz
Ba
r
635.33
Paco
596.67
668.00
603.08
642.96
Ba
rra
nc
o
60
0
625
652.30
65
0
587.91
657.91
638.05
591.78
650.29
617.28
4702000
653.48
0
60
583.06
650
587.11
600
Va
ll
ac
ue
y
654.79
Alto de la Cruceta
644.56
62
Vallacuey
5
618.85
633.74
647.86
573.79
636.28
600
de
597.13
Ba
rra
nc
o
601.29
7
4.701.500
Cruceta
580.43
Zanjas
581.67
Zanja tipo 1
562.22
Zanja tipo 2
Cruceta
605.50
600
587.59
Zanja telemando. Tipo 1
575
(
Aerogenerador
A
561.23
5
57
4701000
Zapata
581.10
Plataforma
549.06
Caminos
L/66 kV soterrada
!
555.95
546.90
Plano nº
PLANTA GENERAL DE ZANJAS
Javier Redrado Arce
638000
639000
640000
641000
642000
5
Fecha
Escala
Abril de 2015
643000
1 : 10.000
4720000
4719000
4718000
SET 66/220 kV "SANGÜESA"
42!43
!
41!
40!
4717000
39!
38!
37!
36!
35!
34!
33!
4716000
32!
31!
30!
29!
28!
27!
4715000
26!
25!
24!
23!
4714000
22!
21!
20!
19!
4713000
18!
17!
16!
15!
4712000
14!
13!
12!
11!
4711000
10!
09!
08!
07!
06!
05!
4710000
04!
03 !
02!
4707000
4708000
4709000
01!
4706000
L/66 kV aérea
4705000
L/66 kV soterrada
!
Apoyos
4704000
Plano nº
PLANTA GENERAL DE EVACUACIÓN
Javier Redrado Arce
636000
637000
638000
639000
640000
641000
642000
643000
Fecha
644000
Escala
Abril de 2015
6
645000
646000
1 :20.000
4709000
72
A SET 66/220 kV "SANGÜESA"
22
21
4708000
71
65
73
4707000
26
6 29
23
P1.2
P1.1
A
A
P1.3
4706000
24
A
P1.4
A
25
61
67
A
4705000
P1.5
32
3 14
4704000
31
6 27
34
6 26
33
6 25
4703000
3 13
3 12
35
4 36
4 43
4 45
4 35
4 34
4 37
4 33
3 11
45
3 10
4 32
37
36
Ámbito de implantación del P.E.
A
Aerogenerador
Zapata
4702000
Plataforma
Camino existente
43
4 26
Camino nuevo
41
Zanjas
L/66 kV soterrada
!
38
39
Parcelas rústicas (TM de Javier)
42
Plano nº
PLANTA GENERAL DE INFRAESTRUCTURAS SOBRE PLANO CATASTRAL
7.1
4701000
Javier Redrado Arce
638000
639000
640000
641000
642000
Fecha
Escala
Abril de 2015
643000
1 : 10.000
4720000
1 848
1 849
4719000
1 847
1 900
1 147
1 149
1 146
1 152 1 150 1 148
1 145
1 154 1 151 1 165
1 153
1 138
1
155
1 144
1 159
1 163
1 137
1 1581 157
1 139
1 136
1 164
1
143
1 160
1 168
1 162
1 142 1 140 1 135
1 862
1 169 1 141 1 1331 134
1 129 1 128
1 850
1 1701 171
1 851
1 132
1 852
1 172
1 865
1 1311 130
1 864
1 173
1 166
4718000
4717000
4716000
4715000
4714000
4713000
4 751
4711000
4 749
4 745
1 127
1 126
1 93
1 114
1 303
1 278
1 301 1 115
1 176
1 111
1
803
1 113
1 805
1 1771 178
1 298
1 1121 110
1 853
1 304
1 179
1 295
1 1081 109
1 806
1 114
1 1231 121
1
856
1
180
1 120
1 102 1 107
1 807 1 290 1 296
1 307
1 1811 182 1 183 1 119
1 808
1 302
1 105
1 771 1 294
1
101
1 103
1
186
1 300
1 184
1 3101 308
1 118 1 100
1 8101 8111 809
1
90
1 293 1 301 1 304 1 312
1 112
1 185
A SET 66/220 kV "SANGÜESA"
1 98
1 321
1 188 1 116 1 99
1 91
1 337
1 113
1 313 1 314 1 317
1 839
1 867
1 187
1
97
1 812
1
277
1
189
1 336
1 316
1 92
1 190
1 302
1 338
1
96
1
868
1
315
1 315
1
191
1 192
1 448
1 323 1 322
1 339
1
89
1 818
1
95
1
857
1 817
1 193
1 318
1
316
1
816
1 88
1 819
1 342
1 320 1 870
1 94
1 869
1 409 1 111
1 195
1 335 1 3411 343
1 858
1 445
1 407
1 272 1 273
1 319
1 820
1 79
1
859
1 324
1
87
1
198
1 860
1 317
1 197
1 439 1 438
1 333 1 332 1 344 1 276
6 856
1 326
1 271
1 86
1
199
1
204
1
194
1 334
1 482
1
325
1
318
1
270
1
160
1
268
1 486
1 205
1 345 1 275
1 821 1 440
1 437
1 319
1 40
1 328
1 203 1 200 1 201 1 84 1 85 1 1 1 2
1 269
1 331 1 3471 346 1 274
1 4851 487
1 206
1 436
6 852
1 207 1 202
1 322
1
267
1 491
1 327
1 408
1 83
1 329
6
850
1 488
1 265
1 435
6 851
1 416
1 503 1 505
1 252 1 253
1 82
1 330 1 3501 348 1 264
1 208 1 209
1 493
1 507
1 79 1 614
6 849
1 349 1 365 1 266
6 853
1 414
1 250
1 77
1 336
1 323
1
167
1
254
1
216
1
352
1 502 1 508
1 80
1 433
1 363 1 364
6 854
1 413 1 402
1 210
1 510
1 496
1 325
1 78
1 321 1 320
6
844
1 102
1
417
1
835
1
260
1
255
1
256
6 855
1
509
1 212
1 615
6 848
1 434
1
335
1
211
1
217
1
403
6
871
1
511
1 494 1 500
1 432 1 418 1 412
1 251
1 354 1 3531 359 1 366
1 83
1 751 76 1 756
1 836
1 501 1 504
1 776
6 843
1
220
1 495
1
367
1
257
1
512
1
786
1
749
1
326
1
213
1 429
1 410
1 780 1 609
1 355 1 358
63
6 842
1 497 1 498
1 750
1 222
1 404
1 247
1 327 1 1041 103 1 84 1 328
1 514
1 334
1 72 1 74
1 258
1 4301 424
1 608 1 781
61 62
1 120
1 400 1 357 1 368 1 372
1 428
1 246
1 221 1 71
1 411 1 405
1 783
1 85
6
4
1 425 1 423
1
330
1 790 1 829
6
87
6
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8 590
4 665
10 600 10 94610 882 10 1 10 903
10
270
10
360
10
352
10
268
10
261
10 30410 305
3 260
10 94310 881 10 896
4 670 4 669
4 687
3 2533 262
10 264
11 1
10 952 10 878 10 85710 311
10 262
10 79110 361 10 365
4
673
3 254
10 315
10 265
4
671
4 688
10
366
10
605
10 953
10 350
10 364
10 355 10 792
10 267
11 2 11 3 4 910 4 672
10 919 10 323
10
607
10
263
10
927
10 35710 358 10 793
4 686
10 608 10 345 10 349
11 5 4 588 4 589 4 597 4 918
10 795
4 6904 689 4 684 4 685
4 596
10 577 4 337
10 346
11
4
10 794
10
925
4 700 4 691
4 911
4 594 4 593
10 356 10 390
4 692
10 796
4 309 4 339
4 586 4 592
4 681
4 595
4 695
4 34410 348
4 576
10 266
10
394
4 696 4 682
4
341
4
587
10 347
4 340
4 585
4 575
4 701
4 697
4 342
10 78710 396
4 564
4 571
10
370
4
699
4 727 4 704
4 698
10 371
4 5674 568 10 572 4 573 4 574 4 404 4 402
10 391 10 389
4 731 4 703
4 562
4 565 4 566 4 953 4 954
10 789
4 556
4 940 4 4074 403
10 392
4 732
4 563
4 702
4 538
10 790
10 580 4 4094 408
4 557
4 737
10 388
10 372
4 554
10 581
4 547
4 921
4 738 4 734
4
561
4
541
10 582 4 410
10 387
4 540
10 393
4 548
12 3
4 553 4 558
10
402
4 741
10 584
4 735
10 395
4 761
10 401
4 546
10 386
4 743 4 7424 7394 705 4 552 4 559
10 583
4 539
10 413
12
1
4
545
10 385
4 740
10 37310 374
4 544
10 403
4 744
10 92110 412
4 376
4 706
12 2
4 530 4 537 10 920
10 399
4 543
10 937
4
542
4 375
4 746
4 709 4 551
4 379
4 535 4 5344 480
4 764
4
514
4 726
4
533
10
938
4
521
4
515
4
520
10 400
10 420
4 707
4 383
10
414
4
513
4
411
4
519
4
531
4 722
10 418
13 2
4 725
4 479
4 710 4 511 4 516
4 421 4 422 4 382
10 417 4 419 4 765
4 1002
4 522
13 1
4 528 4 477
4 517
4 781
10
415
4 512
4 416
4 768
4 987
4 436
4 518
4 423
13 3
4 524
4 510
4 438 4 766
4 525 4 4844 485
4
782
4 711
4 769
4 509
4 1003 4 778 4 779 4 780 4 4394 982
13 513 4 4 712
4 983 4 986
4 714
4 777
4 508
4 971
4 713
4 772
4 523
4 973
4 771
4 984
4 770
4 715
4 988
4 969 4 968
4 972
4 985
4 938 4 507
4 974
4 774
4 967
4 996
4 970 4 962
4 981
4 995
4 773
4 975
4 965
4 989
4 7174 504
4 976
4 960
4 961
4 980
4 963
4 966
4 977
4 979
4 964
4712000
4 750
1 89
1 125
1 174
1 175 1 592 1 124
1 855 1 854
1 866
1 804
4 752
1 300
1 116
1 133
4 748
4710000
4 747
4 990
4709000
72
4 978
4 991
4 950
4 992
22
71
4 993
21
4708000
4 994
65
4707000
26
23
73
4706000
24
25
61
Parcelas rústicas (TM de Javier)
Parcelas rústicas (TM de Sangüesa)
6 29
Parcelas urbanas (TM de Sangüesa)
Línea 66 kV aérea
4705000
Línea 66 kV soterrada
32
3 14
31
67
6 30
4704000
Plano nº
PLANTA GENERAL DE EVACUACIÓN SOBRE PLANO CATASTRAL
6 27
Javier Redrado Arce
34
33
6 25
6 10
636000
35
6 26
637000
638000
639000
640000
641000
642000
643000
Fecha
644000
645000
7.2
Escala
Abril de 2015
646000
1 : 20.000

01 Tomo II Documentación Tecnica

Transcripción

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