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Proyecto Final de Máster VGR Proyecto Final de Máster VGR Document Transcript

  • MÁSTER OFICIAL UNIVERSITARIO DE ENERGÍAS RENOVABLES ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LAIMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO EN EL MUNICIPIO DE TENDILLA (GUADALAJARA) AUTOR: VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ TUTOR: JUAN FCO. MORALES GARCÍA MADRID, NOVIEMBRE 2011
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER INDICE I. MEMORIA 1.1. Introducción........................................................ 04 1.1.1. Antecedentes................................................ 04 1.1.2. La energía eólica........................................... 05 1.1.3. Estado actual y perspectivas futuras................. 12 1.2. Objetivo y alcance del proyecto.......................... 13 1.3. Descripción de la instalación............................... 14 1.4. Cronograma de implantación.............................. 19 1.5. Balance Económico............................................. 27 1.6. Conclusión de la elección tomada....................... 33 ANEXOS A LA MEMORIA A. Cálculos justificativos............................................. 35 A.1. Recurso eólico.................................................. 35 A.2. Estimación de la producción energética................ 39 B. Especificaciones técnicas de los aeros................... 44 II. PLANOS 2.1. Plano de Ubicación.............................................. 71 2.2. Plano de Implantación de Equipos...................... 72 III. LEGISLACIÓN................................................... 74 IV. BIBLIOGRAFÍA.................................................. 78VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 2 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER PROYECTO FIN DE MÁSTER ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO EN EL MUNICIPIO DE TENDILLA (GUADALAJARA) I. MEMORIA AUTOR: VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ TUTOR: JUAN FRANCISCO MORALES GARCÍA MADRID, NOVIEMBRE 2011VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 3 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 1.1. INTRODUCCIÓN 1.1.1. ANTECEDENTES El papel de la energía siempre ha tenido gran relevancia, no solo en el bienestar de las sociedades, también en el desarrollo humano y económico. Sin el calor o la electricidad obtenidos de la explotación de los recursos energéticos, la actividad económica estaría limitada y restringida. Nuestra sociedad cada día emplea más la energía en la industria, servicios, transporte, etc., y así el petróleo ha adquirido tal poder que mueve el comercio mundial e incluso condiciona drásticamente el crecimiento económico. El problema es que ni el petróleo, ni el carbón, ni el gas natural son recursos infinitos. Se están agotando y cada día sus reservas son menores. Esto sin perder de vista la seguridad, la eficiencia, la dependencia del exterior o los temidos efectos medioambientales. Las energías renovables surgen en este marco de referencia, avaladas por una serie de ventajas importantes que hacen que se tornen como una de las soluciones para el futuro energético. Frente a las llamadas “energías convencionales” (combustibles fósiles y nuclear fundamentalmente), aprovechan recursos autóctonos, luego reducen la dependencia del exterior. Son inagotables, no emiten emisiones ni residuos radiactivos, y por si fuera poco, generan muchos más puestos de trabajo proporcionalmente y colaboran con el equilibrio interterritorial. Figura 1. Esquema de las diferentes fuentes de energíaVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 4 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 1.1.2. LA ENERGÍA EÓLICA El aprovechamiento de la energía cinética de masas de aire en movimiento, es decir, de la fuerza del viento, es casi tan antiguo como la propia civilización. La energía eólica se ha aprovechado desde hace milenios para impulsar barcos en la navegación, para bombear agua o moler grano. En su aplicación más desarrollada en la actualidad, la producción de energía eléctrica en instalaciones conectadas a la red, la eólica se ha convertido en una fuente de suministro masivo en muchos países del mundo. Actualmente, en España, la eólica es la fuente renovable más desarrollada del país, hasta el punto de que los grandes parques eólicos suministran un porcentaje importante de la electricidad consumida. Como tecnología renovable que es, utiliza un recurso natural inagotable, el viento. Además, es una tecnología limpia, que no genera gases contaminantes, ni residuos peligrosos. Por último destacar que es una fuente de energía autóctona, disponible en prácticamente cualquier lugar del planeta con suficiente intensidad para garantizar una parte importante de las necesidades energéticas. Componentes de un aerogenerador: Figura 2. Detalle de las partes de un generadorVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 5 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER La góndola Contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo el multiplicador y el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre de la turbina. A la izquierda de la góndola tenemos el rotor del aerogenerador, es decir las palas y el buje. Las palas del rotor Capturan el viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un aerogenerador moderno de 600 Kw. cada pala mide alrededor de 20 metros de longitud y su diseño es muy parecido al del ala de un avión. El buje El buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador. El eje de baja velocidad Conecta el buje del rotor al multiplicador. En un aerogenerador moderno de 600 Kw. El rotor gira muy lento, a unas 19 a 30 revoluciones por minuto (r.p.m.) El eje contiene conductos del sistema hidráulico para permitir el funcionamiento de los frenos aerodinámicos. El multiplicador Tiene a su izquierda el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta velocidad que está a su derecha gire 50 veces más rápido que el eje de baja velocidad. El eje de alta velocidad Gira aproximadamente a 1.500 r.p.m. lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico. Está equipado con un freno de disco mecánico de emergencia. El freno mecánico se utiliza en caso de fallo del freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina. El generador eléctrico Suele ser un generador asíncrono o de inducción. En los aerogeneradores modernos la potencia máxima suele estar entre 500 y 1.500 Kw.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 6 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER El controlador electrónico Es un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones del aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción (por ejemplo, un sobrecalentamiento en el multiplicador o en el generador), automáticamente para el aerogenerador y llama al ordenador del operario encargado de la turbina a través de un enlace telefónico mediante modem. La unidad de refrigeración Contiene un ventilador eléctrico utilizado para enfriar el generador eléctrico. Además contiene una unidad refrigerante por aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen generadores refrigerados por agua. La torre Soporta la góndola y el rotor. Generalmente es una ventaja disponer de una torre alta, dado que la velocidad del viento aumenta conforme nos alejamos del nivel del suelo. Una turbina moderna de 600 Kw. Tendrá una torre de 40 a 60 metros (la altura de un edificio de 13 a 20 plantas). Las torres pueden ser bien torres tubulares (como la mostrada en el dibujo) o torres de celosía. Las torres tubulares son más seguras para el personal de mantenimiento de las turbinas ya que pueden usar una escalera interior para acceder a la parte superior de la turbina. La principal ventaja de las torres de celosía es que son más baratas. El mecanismo de orientación Está activado por el controlador electrónico, que vigila la dirección del viento utilizando la veleta. El anemómetro y la veleta Las señales electrónicas de anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para conectarlo cuando el viento alcanza aproximadamente 5 m/s. El ordenador parará el aerogenerador automáticamente si la velocidad del viento excede de 25 m/s, con el fin de proteger a la turbina y sus alrededores. Las señales de la veleta son utilizadas por el controlador electrónico para girar el aerogenerador en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientación.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 7 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Tipología de los Aerogeneradores: En la actualidad existe toda una enorme variedad de modelos de aerogeneradores, diferentes entre sí tanto por la potencia proporcionada, como por el número de palas o incluso por la manera de producir energía eléctrica (aisladamente o en conexión directa con la red de distribución convencional). Pueden clasificarse, pues, atendiendo a distintos criterios: a. Por la posición del aerogenerador: Eje Vertical Su característica principal es que el eje de rotación se encuentra en posición perpendicular al suelo. Son también llamados "VAWTs", que corresponde a las siglas de la denominación inglesa "vertical axis wind turbines". Existen tres tipos de estos aerogeneradores: a.1) Darrieus: Consisten en dos o tres arcos que giran alrededor del eje. a.2) Panemonas: Cuatro o más semicírculos unidos al eje central. Su rendimiento es bajo. a.3) Sabonius: Dos o más filas de semicilindros colocados opuestamente. Eje horizontal Son los más habituales y en ellos se ha centrado el mayor esfuerzo de diseño en los últimos años. Se los denomina también "HAWTs", que corresponde a las siglas de la denominación inglesa "horizontal axis wind turbines". A este tipo pertenecerán los usados en el proyecto. b. Por la posición del equipo con respecto al viento: A barlovento Las máquinas corriente arriba tienen el rotor de cara al viento. La principal ventaja de los diseños corriente arriba es que se evita el abrigo del viento tras la torre. Con mucho la mayoría de los aerogeneradores tienen este diseño. Por otro lado, también hay algo de abrigo enfrente de la torre, es decir, el viento empieza a desviarse de la torre antes de alcanzarla, incluso si la torre es redonda y lisa. Así pues, cada vez que el rotor pasa por la torre, la potencia del aerogenerador cae ligeramente. El principal inconveniente de los diseños corriente arriba es que el rotor necesita ser bastante inflexible, y estar situado a una cierta distancia de laVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 8 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER torre. Además una máquina corriente arriba necesita un mecanismo de orientación para mantener el rotor de cara al viento. A sotavento: Las máquinas corriente abajo tienen el rotor situado en la cara a sotavento de la torre. La ventaja teórica que tienen es que pueden ser construidos sin un mecanismo de orientación, si el rotor y la góndola tienen un diseño apropiado que hace que la góndola siga al viento pasivamente. Sin embargo, en grandes máquinas ésta es una ventaja algo dudosa, pues se necesitan cables para conducir la corriente fuera del generador. Si la máquina ha estado orientándose de forma pasiva en la misma dirección durante un largo periodo de tiempo y no dispone de un mecanismo de orientación, los cables pueden llegar a sufrir una torsión excesiva. Un aspecto más importante es que el rotor puede hacerse más flexible. Esto supone una ventaja tanto en cuestión de peso como de dinámica de potencia de la máquina, es decir, las palas se curvarán a altas velocidades del viento, con lo que quitarán parte de la carga a la torre. El inconveniente principal es la fluctuación de la potencia eólica, debida al paso del rotor a través del abrigo de la torre. Esto puede crear más cargas de fatiga en la turbina que con un diseño corriente arriba. c. Por el numero de palas: Una pala Al tener sólo una pala estos aerogeneradores precisan un contrapeso en el otro extremo para equilibrar. La velocidad de giro es muy elevada. Su gran inconveniente es que introducen en el eje unos esfuerzos muy variables, lo que acorta la vida de la instalación. Dos palas Los diseños bipala de aerogeneradores tienen la ventaja de ahorrar el coste de una pala y, por supuesto, su peso. Sin embargo, suelen tener dificultades para penetrar en el mercado, en parte porque necesitan una mayor velocidad de giro para producir la misma energía de salida. Esto supone una desventaja tanto en lo que respecta al ruido como al aspecto visual. Tres palas La mayoría de los aerogeneradores modernos tienen este diseño, con el rotor mantenido en la posición corriente arriba, usando motores eléctricos en sus mecanismos de orientación. Este diseño tiende a imponerse como estándarVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 9 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER al resto de los conceptos evaluados. La gran mayoría de las turbinas vendidas en los mercados mundiales poseen este diseño. Los aeros del proyecto pertenecen a este tipo. Multipalas Con un número superior de palas o multipalas. Se trata del llamado modelo americano, debido a que una de sus primeras aplicaciones fue la extracción de agua en pozos de las grandes llanuras de aquel continente. d. Según la orientación del equipo a la dirección del viento: El mecanismo de orientación de un aerogenerador es utilizado para girar el rotor de la turbina en contra del viento. Se dice que la turbina tiene un error de orientación si el rotor no está perpendicular al viento. Un error de orientación implica que una menor proporción de la energía del viento pasará a través del área del rotor (esta proporción disminuirá con el coseno del error de orientación) Por tanto, la eficiencia del mecanismo de orientación es fundamental para mantener el rendimiento de la instalación. Tipos de instalaciones eólicas: Instalaciones aisladas Las instalaciones aisladas no disponen de conexión con la red eléctrica. Son, en general, instalaciones a pequeña escala y se destinan al autoabastecimiento eléctrico de inmuebles localizados en lugares alejados, entornos rurales, etc. Se suelen complementar con energía solar fotovoltaica para garantizar el suministro y evitar la necesidad de acumuladores u otro tipo de energía. Parques eólicos Los parques eólicos están formados por un conjunto de aerogeneradores que se encuentran conectados a la red de distribución eléctrica general. Son instalaciones de grandes dimensiones que se localizan en lugares donde la velocidad del viento es adecuada para la rentabilización de las inversiones. Posibilitan la obtención de al menos 1 Megavatio de potencia. Existen también parques eólicos marinos cuyo fundamento tecnológico es equivalente al de los parques eólicos terrestres, aunque los aerogeneradores suelen ser de mayores dimensiones.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 10 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Los aerogeneradores y el medio ambiente: Los aerogeneradores son siempre elementos muy visibles en el paisaje. De lo contrario, no estarían situados adecuadamente desde un punto de vista meteorológico. La figura muestra el parque eólico de Kappel Probablemente sea una de las distribuciones de máquinas eólicas más agradables posibles desde el punto de vista estético. La forma del dique a lo largo de la costa se repite en la línea de las turbinas. En todo caso el impacto visual es algo consustancial a esta forma de producir energía. Puede minimizarse en lo posible, por ejemplo pintando las torres de gris, pero nunca evitarse totalmente. En áreas llanas suele ser una buena estrategia disponer las turbinas según una distribución geométrica simple, fácilmente perceptible por el espectador. Sin embargo, existen límites a la utilización de patrones simples: en paisajes con fuertes pendientes, rara vez es viable la utilización de un patrón simple, y suele ser mejor hacer que las turbinas sigan los contornos del altitud del paisaje, o los cercados u otras características del mismo. Otro efecto (defecto) achacado a este tipo de instalaciones es la contaminación acústica. Aunque el sonido no es un problema capital para la industria, dada la distancia a la que se encuentran los vecinos más cercanos (normalmente se observa una distancia mínima de unos 7 diámetros de rotor o 300 metros), no por ello es este un detalle que se descuide totalmente a la hora de diseñar nuevos equipos. Además, ningún paisaje está nunca en silencio absoluto. Por ejemplo, las aves y las actividades humanas emiten sonidos y, a velocidades del viento alrededor de 4-7 m/s y superiores, el ruido del viento en las hojas, arbustos, árboles, mástiles, etc. enmascarará (ahogará) gradualmente cualquier potencial sonido de los aerogeneradores. Esto hace que la medición del sonido de los aerogeneradores de forma precisa sea muy difícil. Generalmente, a velocidades de 8 m/s y superiores llega a ser una cuestión bastante abstrusa el discutir las emisiones de sonido de los modernos aerogeneradores, dado que el ruido de fondo enmascarará completamente cualquier ruido de la turbina. Al menos este es el punto de vista defendido por los fabricantes de equipos eólicos. Por último se hace necesario reseñar, aunque sea muy sucintamente, un debate abierto entre la industria explotadora de parque eólicos y los diferentes grupos de defensa de la naturaleza, quienes paradójicamente deberían ser los mayores defensores de esta fuente no contaminante de energía. Tal debate es la mortandad de aves causadas por colisiones con las aspas de los equipos. Las posturas son enfrentadas y las posiciones dispares.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 11 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 1.1.3. ESTADO ACTUAL Y PERSPECTIVAS FUTURAS A lo largo de las últimas décadas, fundamentalmente en los últimos 10 años, la energía eólica ha alcanzado un grado de desarrollo realmente importante, lo que le permite ser una fuente de energía de primer nivel en algunos países del mundo. Así, en Alemania, España o Dinamarca, los parques eólicos suministran una fracción importante de la electricidad consumida, que alcanza el 20 % de la demanda en el caso del último país citado. La evolución observada en las nuevas instalaciones en los últimos años ha sido realmente espectacular, hasta el punto de que la eólica es la tecnología de producción energética con mayor crecimiento de todas. Incluso en términos absolutos, la potencia eólica instalada a nivel global cada año sólo es superada por la de las centrales de gas natural. En el caso de España, la cuarta potencia mundial en esta tecnología, por detrás de Estados Unidos, China y Alemania, el avance de la eólica ha llevado a esta fuente al cuarto lugar en cuanto a la producción de electricidad, proporcionando el 13% % de la demanda del país. La potencia total instalada es de 20,67 GW, con un crecimiento aceptable en el último año, en el que se añadieron más de 1,5 GW en nuevos parques. Figura 3. Detalle de la potencia total instalada por países 2009/2010VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 12 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER En los próximos años, todas las previsiones apuntan a que la energía eólica puede llegar a contribuir con una fracción muy importante del suministro eléctrico en todo el mundo, que podría llegar al 30 % en 2050, dado el inmenso potencial del recurso eólico disponible y el elevado grado de desarrollo de la tecnología. Así lo avalan los diferentes estudios publicados últimamente, entre los que destacan los elaborados por la Universidad de Stanford y por Greenpeace y la Universidad Pontificia de Comillas. El estudio de la Universidad de Stanford concluye que, con la tecnología actual y aprovechando solamente el 25 % del potencial eólico mundial, sería posible garantizar el consumo global de energía primaria, y más de 6 veces la demanda de electricidad. En cuanto al trabajo de Greenpeace, que evalúa el potencial de la energía eólica en España, se estima que los parques eólicos podrían suministrar más de ocho veces la demanda eléctrica peninsular proyectada para el año 2050. En cualquier caso, ambos estudios dejan patente el inmenso potencial de esta tecnología, que le permite aventurar un esplendoroso futuro, a poco que se den las mínimas condiciones para su correcto desarrollo. 1.2. OBJETIVO Y ALCANCE DEL PROYECTO El presente trabajo tiene como objeto la realización de un estudio técnico- económico compuesto por un análisis energético y una valoración económica, para el montaje y la posterior conexión a red de un sistema eólico, en el municipio de Tendilla (Guadalajara). El ayuntamiento haría un esfuerzo y conseguiría los permisos y contratos de alquiler del suelo para utilizar todo el polígono catastral número 513. El importe del alquiler ascendería al 2,75% de la producción total, aumentando cada año un 1,5% sobre esta cifra con respecto al año anterior. Se presentan dos opciones de aerogeneradores: - Equipo de generación eólica mediante aerogenerador VESTAS V52-850 KW - Equipo de generación eólica mediante aerogenerador VESTAS V112-3 MW La zona en la que se instalará el parque, está constituida por un área con rugosidad moderada (α = 0,19). El número de aeros debe optimizarse en la superficie del polígono para lograr mayores rendimientos para las arcas locales, colocándolos a distancias adecuadas para evitar perturbaciones por las estelas.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 13 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER El estudio técnico se basará en la comparativa de distintos aerogeneradores. Tras realizar el estudio correspondiente con los aerogeneradores de mayor y menor potencia, se ha de ofrecer la opción más adecuada. Para el estudio económico, deberán considerarse los costes de inversión: coste del aerogenerador, equipos auxiliares, obra civil, etc, así como la producción eléctrica, sabiendo que el precio de venta de la energía en tarifa regulada, debe ser el que aparece en el Real Decreto 661/2007 para instalaciones eólicas terrestres b.2. 1.3. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN Tendilla es un municipio español de la provincia de Guadalajara, cuya latitud es 40°32′40″N y su longitud 2°57′33″O. Dicha localidad se encuentra bien comunicada, ya que es atravesada por la N-320, distando 26 km de Guadalajara y 73 km de Madrid. Fig. 4- Vista general de la situación del municipioVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 14 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Cuenta con una población de 414 habitantes (censo 2010) y posee una extensión de 22,84 km2. Como se apunta en el apartado anterior, dispondremos de todo el polígono catastral número 513 de la localidad de Tendilla para llevar a cabo la instalación de parque eólico. Fig. 5 y 6 – Detalle del término municipal con sus parcelas (según catastro)VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 15 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Una vez identificado el polígono catastral número 513 en el que se ubicará el parque eólico, se procede a estudiar la distribución más óptima, de cada tipo de generador en él. Fig. 7 – Superficie total de la parcela La parcela presenta una superficie total de 1968800 m2. No obstante para estimar la distribución de los aerogeneradores, necesitamos conocer el área útil de la parcela. Esta área se obtiene una vez definidos los parámetros de seguridad a aplicar según la normativa. En nuestro caso, según la ley de carreteras, es necesario dejar una distancia de seguridad de al menos 100 metros entre los aeros y la carretera N-320 que discurre coincidente al límite noroeste de la parcela. Obtenemos así un área útil de 1872700 m2, que será la que utilicemos para disponer los aerogeneradores del parque de la manera más ventajosa.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 16 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Fig. 8 – Superficie útil de la parcela (en rojo) Disposición de los aerogeneradores: La elección de la ubicación de las máquinas eólicas está condicionada por aspectos como la orografía, la situación de los accesos o de la línea de transporte hacia la que se va a evacuar la producción eléctrica. Sin embargo, el factor más importante a la hora de elegir la ubicación de los aerogeneradores es la dirección de los vientos dominantes. Así, las máquinas se han de situar siguiendo hileras perpendiculares a dicha dirección, dado que así es posible aprovechar al máximo el recurso eólico disponible. Fig. 9 – Disposición de aeros según la dirección del vientoVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 17 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Efecto de las estelas en la distancia entre los aeros Un parámetro fundamental en el diseño de un parque eólico es el de la distancia entre los aerogeneradores. Así, sería deseable situar las máquinas suficientemente juntas, para aprovechar al máximo el terreno en zonas muy ventosas. Además, disminuir la distancia también permite reducir las pérdidas eléctricas en las líneas de media tensión, así como el coste del cableado. Sin embargo, el viento procedente de un aerogenerador tiene menos velocidad que a la entrada de éste, al ceder su energía para la producción de electricidad. Además, la corriente de aire de salida suele presentar turbulencias, que pueden tener una influencia adversa en las máquinas, al poner en riesgo su seguridad. Por ello, es indispensable mantener una distancia mínima, para que la estela de cada aerogenerador no tenga una influencia apreciable en aquellos que estén situados detrás, preservando así tanto las condiciones de seguridad como de máxima producción de energía. El efecto de las estelas es bastante más importante en la dirección del viento dominante que en la dirección perpendicular a ésta. Por ello, la distancia mínima a guardar ha de ser mayor en el primer caso. Como norma general, se suele tomar un margen de seguridad de entre 5 y 9 diámetros de rotor en la dirección del viento dominante, y de 3 a 5 diámetros en la dirección perpendicular. En cualquier caso, en cada emplazamiento hay que realizar una valoración particular, para sopesar las ventajas e inconvenientes de elegir una distancia mayor o menor. Fig. 10 – Disposición de aeros para eliminar el efecto de las estelasVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 18 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Teniendo en cuenta todo lo expuesto en este apartado, los resultados obtenidos para la instalación proyectada han sido: - La dirección predominante del viento ha resultado ser NE (ver Anexo A.1.), con lo que los aerogeneradores se dispondrán de manera que sus palas queden en posición perpendicular a esta dirección. - Por las características del proyecto, para la separación entre aerogeneradores, se ha tomado un margen de seguridad de 5 diámetros de rotor en la dirección del viento dominante, y de 3 diámetros en la dirección perpendicular (ver Planos 2.2.) Obtenemos así el número máximo de aerogeneradores que podemos emplazar en la parcela cumpliendo todas las especificaciones técnicas. Los resultados para cada una de las opciones se presentan a continuación: - Aerogenerador VESTAS V52-850 KW: 44 UNIDADES - Aerogenerador VESTAS V112-3 MW: 11 UNIDADES 1.4. CRONOGRAMA DE IMPLANTACIÓN La identificación de efectos, positivos o negativos, en cualquier proyecto de inversión puede realizarse, de forma sencilla, mediante un método de Flujo de Procesos. Éste trata de definir los contenidos de dicho proyecto de forma secuencial, y más o menos detallada, haciendo especial hincapié en los aspectos que pudieran conllevar alteraciones de los factores ambientales y socioeconómicos existentes hasta el momento. En el caso que nos ocupa, el proyecto de un parque eólico puede estructurarse en tres fases que, por orden cronológico, son las que siguen: ejecución, funcionamiento y clausura. Además, la identificación de aspectos relevantes para nuestro estudio y su estructura se basan en los siguientes criterios: - Representatividad: que sean potencialmente inductoras o generadoras de efectos sobre algún factor del medio. - Independencia: evitando, si cabe, la duplicidad en la caracterización de los efectos. - Mensurabilidad: que sean medibles en la medida de lo posible.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 19 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Fig. 11 – Esquema del cronograma de implantación de un parque eólico I. FASE DE EJECUCIÓN En esta fase se han diferenciado cinco procesos:VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 20 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 1.- Construcción de accesos El primer proceso a considerar, en cuanto a las acciones con potencial impacto ambiental, está relacionado con el transporte de los aerogeneradores y demás equipos complementarios a la zona de implantación; por ello, la construcción de un parque eólico precisa del acondicionamiento de accesos con ciertos requerimientos, debido a las dimensiones de los componentes que hay que trasladar y a las de la propia maquinaria encargada de dicho transporte. Aunque habitualmente se recomienda, con objeto de minimizar la ocupación del terreno, el aprovechamiento de infraestructuras civiles existentes, bien sea porque éstas no presenten las condiciones requeridas, o bien porque no lleguen hasta el emplazamiento deseado (el correspondiente a cada uno de los puntos de ubicación de los aerogeneradores), casi siempre se hace necesario la habilitación y/o construcción de viales. Los criterios técnicos exigibles para el trazado de viales son extensos: radios de curvatura mínimos, pendientes, anchos y sobreanchos. Hay que considerar que la torre de un aerogenerador se suministra en dos o tres tramos de longitudes superiores a los 20 m., al igual que las aspas, que pueden alcanzar hasta los 40 m. de largo. Algunos de los caminos tendrán carácter provisional, limitándose su uso a esta primera fase de ejecución de las instalaciones. Otros, sin embargo, constituirán las pistas de acceso para el mantenimiento y control operacional que deban realizarse durante la vida útil del parque. En ambos casos, las acciones genéricas habitualmente presentes en su proceso de construcción son las siguientes: - Balizamiento de las zonas de trabajo, restringiendo la circulación de vehículos externos a la obra. - Adecuación de superficies de acopio de materiales: en ocasiones con casetas de obra. - Despeje y desbroce: eliminación de la vegetación de porte arbóreo y arbustivo para limpiar la superficie objeto de convertirse en la calzada y las cunetas del vial. - Explanación y Movimiento de tierras: para la adecuación del terreno. Los volúmenes de movimiento de tierras dependerán de la orografía del terreno y de la geotecnia de los materiales en cada caso, siendo habitualmente mayores en las actividades de desmonte y terraplenado. - Realización del firme: empleo de materiales de construcción no asfálticos, como la zahorra. - En caso de interceptar con algún curso de agua deberán realizarse las correspondientes obras de drenaje a lo largo del trazo del vial. - Eliminación de los materiales sobrantes y de las instalaciones provisionales.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 21 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER - Una acción coexistente con las anteriormente descritas, y partícipe de todas ellas, es la del empleo de maquinaria pesada, y de otros vehículos de menor envergadura, pero que también hacen uso de los combustibles fósiles (gasolina o diesel) como energía motor. Su uso lleva implícitas labores de limpieza y lavado de las cucharas, palas y otros elementos de las retroexcavadoras, bulldozers y demás maquinaria. - Almacenamiento y trasiego de aceites y combustibles. 2.- Construcción de plataformas de montaje Al igual que para el transporte de los equipos, en las labores de instalación de los aerogeneradores se requieren infraestructuras auxiliares de ingeniería. Se trata de las plataformas de montaje sobre las que se sustentan las grúas necesarias para el izado de las torres y demás componentes del equipo con gran tamaño. Este emplazamiento destinado a la grúa presenta unos requerimientos de superficie que no suelen ser menores de 24 m x 16 m. Las acciones de ejecución de la plataforma son idénticas a las que se han expuesto para los viales de acceso. 3.- Construcción de edificaciones anejas Y, por último, las necesidades constructivas se completan con los edificios de explotación, relativos a operaciones de control y a la subestación colectora de la planta (parte cubierta). El centro de control del parque es más o menos complejo dependiendo de las características del mismo, pero generalmente alberga los lugares de mando para control y mantenimiento, almacén y servicios administrativos. Para ello se requiere un planta rectangular de unos 10 m de ancho, por 25 m de largo, y 6 m de alto, y construcciones auxiliares para abastecimiento de aguas y saneamiento (pozo y fosa séptica). Las acciones principales del proceso son: -Adecuación de superficies de acopio. - Despeje y desbroce. - Explanación y excavación. - Realización de estructuras civiles (edificios y fosas): con diferentes materiales de construcción, como morteros, hormigones, maderas, materiales cerámicos u otros. - Uso de vehículos y maquinaria específica. 4- Instalación eléctrica Al contrario de lo que sucede con otras fuentes de energía (gas, petróleo, carbón...), la energía eléctrica no se puede almacenar en grandes cantidades. La electricidad demandada en cada momento tiene que producirse de formaVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 22 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER simultánea en centros de generación; para ello se necesita un equilibrio complicado y permanente entre generación y consumo, y una red de transporte que distribuya esa demanda. El sistema eléctrico de un parque eólico tiene por objeto la transferencia de la energía producida porcada aerogenerador hacia la red de la compañía eléctrica que suministre a las poblaciones más cercanas. Las características y distancia de la red en el punto de entronque condicionarán el diseño y trazado de la instalación de evacuación eléctrica de cada parque. Sin embargo, se puede generalizar que el sistema eléctrico de un parque eólico comercial, actualmente, está compuesto por los siguientes elementos: - Instalación eléctrica de Baja Tensión (BT): puede ser interna a cada aerogenerador, o bien externa. El primer caso consiste en unos circuitos internos al equipo y que conectan la salida del generador con el centro de transformación, también interno, y que eleva el potencial eléctrico de salida desde Baja Tensión (unos 690 V) hasta Media Tensión (20 kV). Este trasformador suele ser de tipo seco, al estar localizado dentro de la torre. Cuando los centros de transformación se sitúan fuera de la torre, suelen ser edificios prefabricados de composición modular y estructura de hormigón, y cuyas dimensiones oscilan según el tipo de aerogenerador, o el número de aerogeneradores agrupados a él (generalmente de 1 a 5 máquinas). Aquel que reciba la energía de 5 aerogeneradores tendrá una superficie aproximada de4por 2,5 m, y una altura de 2,3 m. Puede asentarse en la misma zapata de anclaje del aerogenerador o inmediatamente a su lado. Además, la tipología del transformador será en aceite, haciéndose necesaria la construcción de un foso de recogida de dicho aceite. Se requieren canalizaciones que conecten el cableado de cada aerogenerador con su centro de transformación, con tamaño aproximado de 0,80 m de profundidad por 0,60 m de anchura. Adicionalmente existirá otro circuito, de control (comunicaciones) y servicios auxiliares, para la alimentación de los equipos de regulación, motores de orientación, unidad hidráulica y otras herramientas de alumbrado y maniobra de la góndola y la torre. Las canalizaciones, que discurren entre el aerogenerador y el centro de control, tendrán las mismas medidas que las descritas para cables de BT. - Red subterránea de Media Tensión (MT): que conecta a los aerogeneradores entre sí y a la subestación del parque eólico. Por ello, el trazado de la red de MT se basa en la disposición de los aerogeneradores y es aconsejable que la zanja del cableado transcurra paralela a los caminos de acceso a dichos molinos. La profundidad de los cables, que habitualmente se instalan directamente enterrados en las zanjas, suele ser algo superior a un metro. Dicha medida es resultado de un equilibrio entre dos factores condicionantes, desde un punto de vista técnico, pues la cercanía a la superficie favorece la disipación de calor a la atmósfera, mientras que laVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 23 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER humedad suele aumentar con la profundidad. La anchura media de las zanjas se mantiene en 0,60 m. - Toma de tierra: además de las canalizaciones descritas, cada aerogenerador debe estar provisto de una específica para la red de tierra, con excavación de una zanja de 1 m de profundidad por 0,40 m de anchura, colmatada con tierra vegetal y material procedente de la propia excavación o préstamo. El resto de zanjas se rellenan con diferentes capas de materiales, como arenas, grava y cinta señalizadora. - Subestación colectora: transforma los niveles de MT de las líneas de transmisión del parque en valores superiores de tensión. De este modo permite ajustar las medidas de energía eléctrica generada en el parque (MT) con las necesarias para su vertido a la red de la compañía distribuidora de electricidad de la zona (AT). La tipología más común de subestación transformadora MTIAT consiste en una estructura prefabricada mixta (intemperie-interior), para lo cual sólo será necesario el acondicionamiento del firme sobre el que se vaya a instalar. - Evacuación en Alta Tensión (AT): la forma más eficiente de evacuar la energía producida por el parque eólico es la Alta Tensión, de modo que se disminuyan las pérdidas a causa de caídas de tensión por resistencia y reactancia. Las condiciones técnicas de conexión de un parque eólico a la red pública de distribución de electricidad tendrán en consideración la tensión nominal y máxima de servicio, potencia máxima de cortocircuito admisible, capacidad de transporte de la línea, tipo de red aérea o subterránea, sistema de puesta a tierra, etc. Excepcionalmente, y dependiendo de la distancia de la subestación de distribución hasta el punto de entronque con la red general, la conexión mediante línea de AT corresponderá al parque eólico, pudiendo ser de tipología soterrada o aérea; pero lo más habitual es que esta línea de evacuación sea objeto de un proyecto independiente. En el primer caso (línea subterránea) se procederá tal y como se ha descrito para la red interna del parque eólico. Si, por el contrario, el cableado es aéreo, se precisarán apoyos y crucetas para el anclaje de la línea. Los apoyos podrán construirse de hormigón armado, o bien de chapa metálica. Las crucetas, para apoyos de alineación, ángulo y anclaje (fijación de los conductores) serán metálicas. El número de crucetas y apoyos dependerá de un equilibrio establecido según distancias máximas (por rentabilidad) y mínimas (por seguridad) entre conductores. Además, se requerirán cortafuegos bajo la línea, con achura dependiente de la tensión soportada por la misma. No obstante, tal y como se ha mencionado, son raros los casos en que la central eólica se hace cargo de esta infraestructura eléctrica.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 24 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 5.- Montaje de aerogeneradores Una vez transportados los componentes del aerogenerador hasta el punto de anclaje, se procede a su ensamblaje, haciendo uso de una grúa de grandes dimensiones. De este modo se realiza el izado de la torre, la góndola y el rotor. El anclaje al terreno del aerogenerador consiste en una zapata de planta cuadrada, con unas dimensiones mínimas de 8 m de lado y entre 2,5 y 6 m de profundidad aproximada, sobre la que se construye un pedestal macizo de hormigón, generalmente de planta octogonal, de unos 3 m de lado y más de 1 m de altura, sobre el que se coloca el fuste del aerogenerador. Así, las acciones de este proceso pueden resumirse en: uso de maquinaria; voladuras del sustrato rocoso; movimiento de tierras y cimentación de hormigón. II. FASE DE EXPLOTACIÓN Es la fase de operación y mantenimiento del parque eólico, cuyos procesos consisten en: 1.- Funcionamiento de aerogeneradores Se ha convenido distinguir dos tipos de acciones en el proceso de operación de un aerogenerador, dependiendo del estado en que se encuentre: - Aerogenerador en situación de parada. El paro en el movimiento del aerogenerador puede estar motivado por cuatro causas: que la velocidad del viento esté fuera del margen de operación del aerogenerador (velocidades de arranque y de corte); que la red eléctrica se encuentre fuera de servicio; que se realicen demostraciones u operaciones de mantenimiento que requieran el cese temporal de las máquinas; que se produzcan fallos o averías en las instalaciones. En este caso los elementos que cobran importancia son aquellos de la estructura exterior, es decir, la torre, el rotor y la cubierta. Así, el emplazamiento, las dimensiones y los materiales que conforman cada turbina serán la causa de los impactos, posteriormente identificados, que se asocian a esta acción. - Operación del aerogenerador: estado productivo del aerogenerador. En esta situación interesa estudiar el funcionamiento de, tanto los elementos estructurantes internos (caso del generador, conversor de energía mecánica en eléctrica, o de la unidad de refrigeración del multiplicador, que habitualmente es de aceite, aunque también puede ser de agua o aire), como aquellos componentes exteriores cuyo movimiento pudiera provocar algún efecto en el medio, (es el caso del rotor, por el movimiento de sus aspas).VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 25 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Adicionalmente se contempla el uso de las áreas de control y servicios, así como de los accesos asociados al parque. 2.- Funcionamiento de la red eléctrica La transferencia de energía por el interior del parque eólico, desde las turbinas hasta el punto de enganche con la red pública, comporta una serie de impactos relacionados con el propio transporte de electricidad. Ésta será la única acción a examinar en este proceso. Como caso especial dentro de esta acción se tendrá en cuenta la presencia y funcionamiento de un tendido eléctrico aéreo como parte integrante del proyecto eólico (no usual). 3.- Mantenimiento de las instalaciones Las labores de mantenimiento de un parque eólico se basan principalmente en el seguimiento periódico del funcionamiento de los aerogeneradores para detección y solución de los fallos que desencadenan sus paradas. Con respecto a este seguimiento se establecen tareas de mantenimiento preventivo y correctivo. Éstas son: - Lubricación de los cojinetes, soportes y rodamientos, lo cual implica un trasiego de los mismos. - Reparación de canalizaciones subterráneas. - Sustitución de piezas de los equipos de operación que se encuentren averiados. -Almacenamiento de recambios de elementos críticos, y materiales de mantenimiento (como aceites). - Uso de las áreas de mantenimiento y servicios, puesto que en instalaciones eólicas de cierta envergadura se hace necesaria la presencia continuada de personal de mantenimiento. - Uso de los accesos asociados al parque. III. FASE DE CLAUSURA La vida media de un parque eólico es de unos 20 años. Una vez finalizada esta, el desmantelamiento de la instalación no implica grandes dificultades.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 26 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 1.- Retirada de instalaciones Proceso inverso al descrito sobre construcción y montaje. El desmantelamiento de los aerogeneradores se realiza por desarticulación de sus componentes mediante equipos específicos. Por tanto, sólo implica uso de maquinaria, voladuras de obra civil y transporte de retirada de las estructuras obsoletas, restos y escombros de obra. 2.- Plan de restauración del medio La restauración de los terrenos afectados por pistas, plataformas, tendidos y otras obras o estructuras del parque se realizará en función de las determinaciones marcadas para cada proyecto. En líneas generales se abordarán labores de restauración vegetal y paisajística (movimiento de tierras, plantaciones, infraestructuras de riego y retirada de restos vegetales) y de cauces (descompactación y limpieza). Analizados los componentes y procesos presentes en las tres fases referidas, los siguientes epígrafes relacionan dichos procesos con los efectos esperados en el medio. La metodología utilizada consiste en un análisis matricial causa- efecto, donde los distintos procesos del proyecto eólico constituyen las causas, y los efectos resultan del cruce entre dichas acciones y los elementos de un medio receptor genérico. 1.5. BALANCE ECONÓMICO COSTES • Costes de inversión El coste de inversión de un parque eólico incluye todos los desembolsos que hay que realizar para desarrollar completamente la instalación, incluyendo la compra de los equipos, la construcción del propio parque y todos los conceptos relacionados con la parte burocrática y legal. Los aerogeneradores son la principal inversión, dado que suponen casi las tres cuartas partes del coste total (se estima que el coste es de 1000000 € por cada MW instalado). Este concepto incluye el coste del propio transformador de baja tensión, dado que suele estar a pie de torre, dentro del aerogenerador. La siguiente partida en cuanto a peso en el coste total es la del equipo eléctrico y de conexión a la red. Este es el responsable del 12 % de la inversión. Se incluye el precio de la subestación principal, incluyendo el transformador o transformadores de alta y el resto de los equipos y sistemasVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 27 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER de ésta, líneas de evacuación y el pago de los derechos de conexión a la red. La obra civil necesaria para la implantación del parque es la responsable del 9 % del coste total de inversión. En este apartado se incluye la realización de los accesos al parque, la adecuación de los terrenos, las cimentaciones y plataformas de los aerogeneradores, etc. Todas las partidas anteriormente mencionadas cubren el 95 % de la inversión inicial. El restante 5 % contempla las inversiones en los equipos de control del parque, en las torres meteorológicas y en otros componentes y el montante de la parte burocrática y legal, incluyendo costes de tramitación, los permisos y licencias, la gestión de los terrenos donde se ubica el parque, gastos de financiación y promoción, etc. Fig.12 – Desglose en porcentajes de los costes de inversión • Costes de explotación y mantenimiento Durante la explotación comercial de un parque eólico, es necesario desembolsar cantidades significativas de dinero para permitir el normal funcionamiento de la instalación. Estos gastos incluyen los salarios del personal del parque, el propio consumo eléctrico, de agua o de combustible en las instalaciones o vehículos de éste y el llamado coste de gestión. En esta última partida, se incluyen conceptos como el mantenimiento de los equipos, el pago de pólizas de seguros y de impuestos, los gastos de administración, las auditorías, etc. Como en cualquier tipo de inversión, la estimación del coste de operación y mantenimiento de un parque eólico es esencial a la hora de valorar la viabilidad de un proyecto de este tipo.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 28 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER En el caso de estudio estima que estos costes rondan los 19,1 € por cada MW generado. Con respecto a los cánones por el alquiler del terreno, sabemos de antemano que corresponderá a una cuota del 2,75% de la producción total, aumentando cada año un 1,5% sobre esta cifra con respecto al año anterior. Fig.13 – Desglose en porcentajes de los costes de explotación y mantenimiento Por tanto los costes a tener en cuenta se resumen en: • Costes de instalación Modelo Coste aeros Coste E.elect Coste O.civil Otros costes COSTE TOTAL v52 31790000 5155135,135 3866351,351 2147972,973 42959459,46 v112 28050000 4548648,649 3411486,486 1895270,27 37905405,41 Para afrontar el coste total, la sociedad aportará un 25% inicial y el 75% se afrontará (letra anual) con un crédito de interés fijo de 5,9% a 12 años. • Costes de explotación/mantenimiento y alquiler El primer año corresponderán: Modelo Explot/Mant. Alquiler v52 1202341,481 126766,45 v112 1862896,011 196410,686 Posteriormente cada año aumentará la cuota: - Explotación/Mantenimiento: 1,6% - Alquiler: 1,5%VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 29 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER INGRESOS Conociendo ya la producción energética de cada modelo de aerogenerador (Anexo A.2.) y el precio, regulado por ley, al que será comprada, podemos obtener el valor de los ingresos para cada caso Fig.14 – Precio de venta de energía según el Real Decreto 661/2007 Potencia Modelo (kW) Nº Aeros Pot. Parque (kW) En. Prod(kWh) Produccion (euros) v52 850 44 37400,00 62949815,77 4609689,109 v112 3000 11 33000,00 97533822,56 7142206,759 Cada año se estima un aumento de cuota de ingresos del 1%VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 30 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER ANÁLISIS DE LA RENTABILIDAD Por tanto conociendo costes e ingresos y su evolución anual y sabiendo que la vida útil del parque eólico es de 20 años, se puede proceder al análisis de la rentabilidad de la instalación en los dos casos de estudio. Para la evaluación de estos datos en el proyecto se hacen los siguientes cálculos: Se calcula para cada año el incremento de los costes e ingreso en progresión geométrica. Para poder tener estos términos constantes y así poder igualarlos a la letra. Teniendo todos los datos de una mismo modo, se halla el valor actual de los flujos de cajas finales (ingresos menos gastos). Esto es, la suma de efectivo del que dispondremos para los 20 años visto desde este año inicial en el cual evaluamos el proyecto. Y como el valor del dinero no es el mismo para este año que para el siguiente, se toma como referencia un incremento del IPC del 3%. Por lo que esta suma de caja de flujos es descontada hacia atrás en el tiempo teniendo en cuenta un interés del 3%. Mantenimiento Alquiler Producción Letra Flujos de cajaAño v52 v112 Año v52 v112 Año v52 v112 Año v52 v112 Año v52 v1120 0 0 0 0 -10739864,86 -9476351,3511 1202341,481 1862896,01 1 126766,4505 196410,6859 1 4609689,11 7142206,76 1 3753001,78 3311472,16 1 -472420,5993 1771427,9062 1221578,945 1892702,35 2 128667,9473 199356,8461 2 4655786 7213628,83 2 3753001,78 3311472,16 2 -447462,6686 1810097,4773 1241124,208 1922985,58 3 130597,9665 202347,1988 3 4702343,86 7285765,11 3 3753001,78 3311472,16 3 -422380,091 1848960,1754 1260982,195 1953753,35 4 132556,936 205382,4068 4 4749367,3 7358622,77 4 3753001,78 3311472,16 4 -397173,6092 1888014,8495 1281157,91 1985013,41 5 134545,29 208463,1429 5 4796860,97 7432208,99 5 3753001,78 3311472,16 5 -371844,0054 1927260,2876 1301656,437 2016773,62 6 136563,4693 211590,0901 6 4844829,58 7506531,08 6 3753001,78 3311472,16 6 -346392,1016 1966695,2157 1322482,94 2049042 7 138611,9214 214763,9414 7 4893277,88 7581596,39 7 3753001,78 3311472,16 7 -320818,7608 2006318,2978 1343642,667 2081826,67 8 140691,1002 217985,4005 8 4942210,66 7657412,36 8 3753001,78 3311472,16 8 -295124,8879 2046128,1299 1365140,95 2115135,9 9 142801,4667 221255,1816 9 4991632,76 7733986,48 9 3753001,78 3311472,16 9 -269311,4305 2086123,24510 1386983,205 2148978,07 10 144943,4887 224574,0093 10 5041549,09 7811326,35 10 3753001,78 3311472,16 10 -243379,3801 2126302,10811 1409174,936 2183361,72 11 147117,641 227942,6194 11 5091964,58 7889439,61 11 3753001,78 3311472,16 11 -217329,7728 2166663,11212 1431721,735 2218295,51 12 149324,4057 231361,7587 12 5142884,23 7968334,01 12 3753001,78 3311472,16 12 -191163,6905 2207204,58113 1454629,283 2253788,24 13 151564,2717 234832,1851 13 5194313,07 8048017,35 13 13 3588119,514 5559396,92314 1477903,351 2289848,85 14 153837,7358 238354,6679 14 5246256,2 8128497,52 14 14 3614515,113 5600294,00215 1501549,805 2326486,43 15 156145,3019 241929,9879 15 5298718,76 8209782,49 15 15 3641023,655 5641366,07516 1525574,602 2363710,21 16 158487,4814 245558,9377 16 5351705,95 8291880,32 16 16 3667643,866 5682611,16717 1549983,796 2401529,58 17 160864,7936 249242,3218 17 5405223,01 8374799,12 17 17 3694374,42 5724027,22318 1574783,536 2439954,05 18 163277,7655 252980,9566 18 5459275,24 8458547,11 18 18 3721213,937 5765612,10619 1599980,073 2478993,32 19 165726,932 256775,6709 19 5513867,99 8543132,59 19 19 3748160,987 5807363,59820 1625579,754 2518657,21 20 168212,836 260627,306 20 5569006,67 8628563,91 20 20 3775214,081 5849279,396 VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 31 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Con lo que se obtiene: - El valor actual neto (VAN) obtenido es para cada modelo de aerogeneradores de: V52: 3.845.922,55 € V112: 37.107.048,26 € Según este indicador financiero obtenemos la ganancia del resultado de flujos futuros descontando la inversión inicial - El periodo de retorno para cada uno de estos proyectos es: V52: Entre los años 16 y 17 V112: Entre los años 5 y 6 - La tasa interna de retorno (TIR), para cada caso. La TIR, es la tasa de descuento de un proyecto de inversión que permite que el VAN sea igual a 0. La TIR es la máxima tasa de descuento que puede tener un proyecto para que sea rentable, pues una mayor tasa ocasionaría que el valor actual fuese menor que la inversión (VAN menor que 0). En estos dos casos la tasa interna de retorno para cada uno es: V52: 5% V112: 22%VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 32 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 1.6. CONCLUSIÓN DE LA ELECCIÓN TOMADA Ante los datos obtenidos la conclusión es obvia. El tipo de aerogenerador elegido para ejecutar el proyecto sería el: Aerogenerador VESTAS V112-3 MW La explicación de esta elección es clara. Atendiendo a los parámetros calculados: - El valor actual neto (VAN) El proyecto más viable es el de los Aerogeneradores V112. Los dos serían rentables, pero escogeríamos el V112 porque nos brindaría una mayor ganancia adicional en 20 años. - El periodo de retorno Mediante este criterio elegiríamos nuevamente el aero V112, ya que el dinero invertido inicialmente es recuperado mucho antes que en el proyecto con aerogeneradores V52. - La tasa interna de retorno (TIR), Con este análisis volveríamos a escoger el v112, ya que nos brinda una mayor TIR. Escogeríamos este proyecto siempre y cuando esta tasa sea mayor que el coste de oportunidad, esto quiere decir, el poder elegir en otro proyecto o invertir nuestro dinero inicial por ejemplo en bonos del tesoro.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 33 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER PROYECTO FIN DE MÁSTER ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO EN EL MUNICIPIO DE TENDILLA (GUADALAJARA) ANEXOS A LA MEMORIA AUTOR: VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ TUTOR: JUAN FRANCISCO MORALES GARCÍA MADRID, NOVIEMBRE 2011VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 34 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER A. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS A.1. RECURSO EÓLICO Para caracterizar el recurso eólico se utilizará una herramienta muy valiosa para presentar la información medida, llamada “rosa de los vientos”. Se trata de una representación gráfica de los datos de la velocidad del viento en cada dirección del espacio. Es habitual mostrar, por un lado, la velocidad media (rosa de velocidades) y, por otro, el porcentaje de tiempo (rosa de frecuencias) que el viento sople en cada dirección en el emplazamiento en cuestión. Los datos de partida, medidos a 80 m de altura, para la localidad de Tendilla, han sido extraídos del atlas eólico del IDAE. Con estos datos ya se pueden realizar las representaciones gráficas anteriormente citadas.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 35 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Rosa de los vientos de Frecuencia Rosa de los vientos de Velocidad Media Los datos de velocidad extraídos del atlas eólico del IDAE están tomados a una altura de 80 metros. Sería interesante, a pesar de ser proporcionales, conocer los datos de velocidad a la altura que se situarán los rotores de los equipos a estudiar. Según consta en las especificaciones técnicas de los equipos (Anexo B): - Aerogenerador VESTAS V52-850 KW: 65 metros - Aerogenerador VESTAS V112-3 MW: 119 metros La variación del viento con la altura se puede calcular de manera aproximada mediante diversos métodos analíticos. En este sentido, es habitual utilizar una aproximación exponencial para estimar el aumento de la velocidad con la altura, de acuerdo con la fórmula:VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 36 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Donde V es la velocidad del viento a la altura y, e y0 una altura de a la que la velocidad es conocida, V0. α es el llamado “coeficiente de rugosidad”, exponente que depende fuertemente de la orografía. Sus valores varían típicamente entre 0,1 y 0,4, aumentando cuanto más compleja es la orografía. Por tanto conociendo α=0,19 (dato proporcionado), sabiendo que y0=80 m, además de y(V52)=65 m / y(V112)=119 m, se pueden obtener los valores a las alturas deseadas. Dirección  Vel. 80m (m/s) Vel. 65m  (m/s)  Vel.119m  (m/s)  N  6,158  5,92  6,64  NNE  6,402  6,15  6,90  NE  7,545  7,25  8,14  ENE  6,95  6,68  7,49  E  4,885  4,70  5,27  ESE  5,117  4,92  5,52  SE  5,891  5,66  6,35  SSE  4,974  4,78  5,36  S  4,754  4,57  5,13  SSW  5,688  5,47  6,13  SW  5,706  5,49  6,15  WSW  6,533  6,28  7,04  W  5,057  4,86  5,45  WNW  5,397  5,19  5,82  NW  5,837  5,61  6,29  NNW  5,581  5,37  6,02 VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 37 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Con estos datos, se concluye que la dirección de viento predominante es la NE, presentando una frecuencia del 10,41 %. Además la velocidad media del viento en esta dirección también es la mayor (A 65 m → 7,25 m/s y a 119 m → 8,14 m/s). Por tanto los aerogeneradores deberán orientarse de manera que sus palas queden en perpendicular a la dirección NE.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 38 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER A.2. ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA A partir de la curva de potencia para cada aerogenerador y de los datos de la velocidad del viento a su altura, se puede calcular la producción de energía al año multiplicando la potencia suministrada por el aerogenerador a cada velocidad por las horas a las que el viento sopla a cada una de de las velocidades. Utilizando la distribución de Weibull de frecuencias se puede estimar las horas a las que el viento sopla a cada velocidad. Después, utilizando la curva de potencia (ver Anexo B) se extraen los datos de potencia a cada velocidad y de esta manera, se obtiene la energía generada multiplicando ambos valores, siendo la suma de toda la producción energética la generada anualmente. A partir de producción anual, se halla el factor de carga FC, es decir, las horas equivalentes de funcionamiento a máxima potencia del aerogenerador al cabo del año: También puede expresarse en %, dividiendo las horas efectivas de funcionamiento por las 8.760 h que tiene un año Se procede a continuación a obtener estos parámetros para los dos casos de estudio. Para obtener la distribución Weibull se utilizarán los datos obtenidos del atlas eólico del IDAE:VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 39 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Aerogenerador VESTAS V52 - 850 KW Puesto que la altura del aerogenerador es de 65 metros, para calcular la distribución Weibull se escogerán, por proximidad, los parámetros facilitados por el atlas eólico correspondientes a la altura de 60 m. - Velocidad (m/s)= 5,66 - Weibull C (m/s)= 6,39 - Weibull K= 2,224 Se obtiene así la siguiente distribución: Vel (m/s) Frec. (%) Frec. (h) Pot. (kW) Ener. (kWh) 1 3,54 309,87 0 0,00 2 7,79 682,13 0 0,00 3 11,45 1003,21 0 0,00 4 13,78 1207,54 36,62 44220,02 5 14,44 1264,90 76,98 97372,38 6 13,51 1183,38 127,12 150431,79 7 11,43 1001,57 197,51 197820,58 8 8,82 772,21 291,03 224736,73 9 6,22 544,47 408,68 222515,90 10 4,02 351,85 538,61 189510,60 11 2,38 208,64 655,62 136787,45 12 1,30 113,59 743,59 84460,91 13 0,65 56,78 810,87 46042,37 14 0,30 26,06 843,37 21979,15 15 0,13 10,98 850 9331,83 16 0,05 4,24 850 3606,66 17 0,02 1,50 850 1278,21 18 0,01 0,49 850 415,15 19 0,00 0,15 850 123,50 20 0,00 0,04 850 33,63 21 0,00 0,01 850 8,38 22 0,00 0,00 850 1,91 23 0,00 0,00 850 0,40 24 0,00 0,00 850 0,08 25 0,00 0,00 850 0,01 1430677,63 Para mostrar la distribución Weibull de manera más visual, podemos realizar la representación grafica mostrada a continuación:VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 40 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Una vez obtenida la producción anual del aerogenerador, se puede proceder al cálculo del Factor de carga: FC(h)= 1430677,63 kWh / 850 kW= 1683,15 h O FC(%)= [FC(h)/8760 h] x 100= 19,21 %VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 41 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Aerogenerador VESTAS V112 - 3 MW Puesto que la altura del aerogenerador es de 119 metros, para calcular la distribución Weibull se escogerán, por proximidad, los parámetros facilitados por el atlas eólico correspondientes a la altura de 100 m. - Velocidad (m/s)= 6,14 - Weibull C (m/s)= 6,82 - Weibull K= 2,12 Se obtiene así la siguiente distribución: Vel (m/s) Frec. (%) Frec. (h) Pot. (kW) Ener. (kWh) 1 3,56 311,75 0 0,00 2 7,31 639,93 0 0,00 3 10,40 910,85 113,28 103180,62 4 12,38 1084,91 248,93 270067,50 5 13,08 1145,96 435,11 498618,71 6 12,57 1100,87 714,38 786438,99 7 11,12 974,48 1150,57 1121207,04 8 9,14 800,84 1657,24 1327181,05 9 7,01 613,85 2248,8 1380421,50 10 5,02 440,17 2811,13 1237363,99 11 3,38 295,85 2983,61 882704,98 12 2,13 186,65 3000 559935,10 13 1,26 110,62 3000 331869,11 14 0,70 61,64 3000 184908,10 15 0,37 32,30 3000 96892,36 16 0,18 15,92 3000 47762,60 17 0,08 7,38 3000 22152,59 18 0,04 3,22 3000 9668,02 19 0,02 1,32 3000 3970,45 20 0,01 0,51 3000 1534,34 21 0,00 0,19 3000 557,91 22 0,00 0,06 3000 190,86 23 0,00 0,02 3000 61,43 24 0,00 0,01 3000 18,60 25 0,00 0,00 3000 5,30 8866711,14 Para mostrar la distribución Weibull de manera más visual, podemos realizar la representación grafica mostrada a continuación:VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 42 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Una vez obtenida la producción anual del aerogenerador, se puede proceder al cálculo del Factor de carga: FC(h)= 8866711,14 kWh / 3000 kW= 2955,57 h O FC(%)= [FC(h)/8760 h] x 100= 33,74 %VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 43 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER B. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS AEROSVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 44 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTERVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 45 de 80
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  • PROYECTO FIN DE MÁSTER PROYECTO FIN DE MÁSTER ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO EN EL MUNICIPIO DE TENDILLA (GUADALAJARA) II. PLANOS AUTOR: VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ TUTOR: JUAN FRANCISCO MORALES GARCÍA MADRID, NOVIEMBRE 2011VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 70 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 2.1. PLANO DE UBICACIÓNVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 71 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER 2.2. PLANO DE IMPLANTACIÓN DE EQUIPOSVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 72 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTERVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 73 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER PROYECTO FIN DE MÁSTER ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO EN EL MUNICIPIO DE TENDILLA (GUADALAJARA) III. LEGISLACIÓN AUTOR: VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ TUTOR: JUAN FRANCISCO MORALES GARCÍA MADRID, NOVIEMBRE 2011VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 74 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER En España, en cuanto a la normativa general, se deben mencionar los siguientes documentos: Ley 54/1997, del sector eléctrico, de 27 de noviembre Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010 Real Decreto 842/2002, Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión • Real Decreto 314/2006 de 17 de Marzo, Código Técnico de Edificación Con respecto a la normativa desde el punto de vista administrativo los siguientes documentos pueden distinguirse: Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración (en todo lo no previsto por el Real Decreto 1663/2000) Orden del 6 de Julio de 1984 (BOE del 1 de Agosto de 1984), por el que se aprueban las instrucciones técnicas complementarias del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. Orden de 18 de Octubre de 1984 (BOE de 25 de Octubre de 1984), complementaria a la anterior. Orden de 5 de septiembre de 1985 por la que se establecen normas administrativas y técnicas para funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5.000 KVA y centrales de autogeneración eléctrica. Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo por el que se aprueba el procedimiento de medida y control de continuidad del suministro eléctrico. Real Decreto 154/1995, de 3 de febrero, por el que se modifica el real decreto 7/1988, de 8 de enero, por el que se regula las exigencias de seguridad del material eléctrico destinado a ser utilizado en determinados límites de tensión. Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 75 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de alta tensión. Real Decreto 841/2002, de 2 de Agosto por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida. Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre de 2002 por el que se establecen los requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales de producción en Régimen Especial. Real Decreto 1801/2003 de 26 de diciembre de 2003 sobre seguridad general de los productos. Real Decreto 1580/2006, de 22 de diciembre, por el que se regula la compatibilidad electromagnética de los equipos eléctricos. Real Decreto 436/2004 de 27 de marzo, sobre producción de energía eléctrica para instalaciones alimentadas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos o cogeneración. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto 1114/2007 de 24 de agosto de 24 de agosto, por el que se complementa el Catálogo Nacional de Cualificaciones Profesionales, mediante el establecimiento de cuatro cualificaciones profesionales correspondientes a la familia profesional energía y agua. Real Decreto 2366/1994 de 9 de Diciembre sobre producción de energía eléctrica para las instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables. (BOE de 31 de Diciembre de 1994). Real Decreto1578/2008. Reglamento Electrotécnico de Alta Tensión. Hay que tener en cuenta que cuando no exista disposición normativa de obligado cumplimiento aplicable se tendrán en cuanta los siguientes elementos: Normas técnicas nacionales de transposición de normas europeas no armonizadas. Normas UNE.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 76 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Las recomendaciones de la Comisión Europea. Los códigos de buenas prácticas. El estado actual de los conocimientos y de la técnica. El sistema eólico, además de tener legislación en común con otros sistemas de energías renovables también tiene legislación propia, tal como: Ley 50/1998, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales Administrativas, y del Orden Social. BOE número 313 de 31 de diciembre de 1998. Modifica la Ley 54/97 del Sector Eléctrico. Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. BOE número 310 de 27 de diciembre de 1997. Orden de 29 de diciembre de 1997, por la que se desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. BOE número 313 del 31 de diciembre de 1997.VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 77 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER PROYECTO FIN DE MÁSTER ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO EN EL MUNICIPIO DE TENDILLA (GUADALAJARA) IV. BIBLIOGRAFÍA AUTOR: VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ TUTOR: JUAN FRANCISCO MORALES GARCÍA MADRID, NOVIEMBRE 2011VICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 78 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER Para la realización de este proyecto se han consultado las siguientes fuentes de información: - Máster en Energías Renovables IMF-CEU – Energía eólica. Ediciones Robles, S.L. - IDAE – Pliego de Condiciones Técnicas - R.D. 661/2007 - http://atlaseolico.idae.es/ - http://guidedtour.windpower.org - http://www.aeelica.com - http://www.reoltec.net - http://www.infoeolica.com - http://www.energias-renovables.com - http://www.goolzoom.com - http://www.ree.es - http://www.gamesa.es - http://www.acciona.es - http://www.omel.e - http://www.vestas.esVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 79 de 80
  • PROYECTO FIN DE MÁSTER - http://www.ewea.org - http://www.windpower.org - http://www.risoe.dk - http://www.wasp.dk - http://www.cne.esVICENTE GARRIDO RODRÍGUEZ Página 80 de 80