Descripcion de Subsistemas

Autorizada la entrega del proyecto del alumno:

Alicia Romera López

LOS DIRECTORES DEL PROYECTO

Juan Antonio Talavera MartínFrancisco José González Otero

Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .

VO BO DEL COORDINADOR DE PROYECTOS

Michel Rivier Abbad

Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLASESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

EVACUACIÓN DE ENERGÍA A MEDIA TENSIÓNEN PARQUE EÓLICO MARINO PILOTO

AUTOR: Alicia Romera López

DIRECTOR: Juan Antonio Talavera MartínFrancisco José González Otero

MADRID, Junio de 2010

A mis padres y hermana, por su apoyo, paciencia y

confianza. A Alberto, por entenderme y aguantarme.

A mi prima, cuñado y a todos los amigos y profesores

que me han ayudado en estos 7 años. Muchas gracias.

Resumen

La energía eólica marina es, al igual que la eólica terrestre, una aplicación

de la fuerza producida por el viento. La diferencia respecto a la obtenida en

tierra radica en que su coste de instalación es muy superior. Pero actual-

mente los costes de las cimentaciones y anclajes han disminuido de forma

espectacular en los últimos años, con lo que el precio del MW de potencia se

está igualando al de otras energías renovables.

La energía eólica marina aprovecha más energía que en tierra y esto se

debe a que el viento se encuentra con una supercie de rugosidad variable, las

olas, y sin obstáculos como islas, islotes, etc., lo que implica que la velocidad

del viento no experimenta grandes cambios. Así, pueden emplazarse torres

más bajas que en la supercie terrestre. Además, el viento es, por lo general,

menos turbulento que en tierra, con lo que se amplía el periodo de trabajo

útil de un aerogenerador.

En este proyecto se han desarrollado diversos aspectos para la correcta

evacuación de la energía desde los aerogeneradores marinos hasta la línea de

transporte. Para ello se ha evaluado la manera más económica de evacuación

en nuestro cableado y las diferentes disposiciones posibles para la realización

de la subestación elevadora.

Nuestro parque eólico piloto se encuentra en Las Palmas de Gran Canaria

a escasos 3 km de la costa, por lo que serán detectables a la vista, pero

aunque no estén muy alejados de tierra, sus vientos serán tan homogéneos y

constantes como en alta mar. Este parque eólico marino piloto estará formado

por dos aerogeneradores, el cableado de evacuación y una subestación en

tierra elevadora hasta la tensión de transporte que será de 66 kV por tratarse

de una isla. Las características que denen nuestros aerogeneradores son:

Los aerogeneradores son de eje horizontal, con el rotor a barlovento y

optando por el modelo tripala para un mejor rendimiento. Cada pala tendrá

una longitud de 61,5 m, siendo un total de 126 m de diámetro de rotor.

De acuerdo con lo expuesto antes el emplazamiento de la torre será menor,

teniendo una altura desde nivel del mar hasta el buje de 110 m. Las torres

1

de los aerogeneradores estarán sujetas mediante cimentaciones trípode, las

cuales tendrán una protección catódica adecuada. La profundidad a la que

encontramos cada aerogenerador será de 49 m y 39 m respectivamente. Te-

niendo ambas torres una separación de 660 m, esta distancia es mayor de lo

habitual debido a que la estela que se deriva de las palas es mayor en el mar.

La potencia instalada es de 10 MW, mediante 2 aerogeneradores de 5 MW

de potencia nominal cada uno, teniendo la ventaja de que la instalación puede

aguantar una sobrecarga en permanencia del 20%, lo que hará un total de

12 MW.

Se comenzó este proyecto discerniendo sobre la mejor manera de evacuar

la energía. Se nos dieron tres diferentes tensiones de evacuación a elegir, 13,

20 ó 30 KV. La decisión se tomo simplemente teniendo en cuenta cual de

ellas provocaba menores costes.

Finalmente, la opción más rentable fue la de 13 KV, realmente algo a

analizar, ya que a mayor tensión, menor intensidad y por lo tanto menos

pérdidas en el cable. Pero al ser la distancia a la subestación tan corta, las

pérdidas son menos notables. Además, nos evitábamos instalar un transfor-

mador en cada aerogenerador, ahorrándonos así grandes costes. Esto se debe

a que posteriormente al generador (690 V) se encuentra un puente trifásico

encargado de corregir la señal y elevar la tensión a 13 KV, resultando por

tanto innecesaria la instalación del transformador. Para poder calcular las

pérdidas a las diferentes tensiones citadas, fue necesario calcular las múlti-

ples secciones posibles de los cables. Por ello en los cálculos se diferencia en

todo momento tres tipos de sección para cada tensión posible.

Por tanto, una vez que hemos decidido esta tensión de evacuación el

proceso a seguir fue:

Cálculos de intensidad admisible, caídas de tensión, ensayos de cortocir-

cuito, etc., para toda la instalación, todo ello teniendo en cuenta lo dispuesto

y denido en el RLAT.

Elección de las celdas instaladas en cada aerogenerador, que permiten

la entrada y salida de la línea, estas celdas son módulos prefabricados cuya

función también es proteger al generador.

Seguidamente, el parque eólico se conecta a tierra por un cable submarino

tripolar, se dispone sobre el lecho marino, ya que no existen grandes riesgos

de daños ocasionados por equipos de pesca, anclas, etc. Los altos costes que

conlleva enterrarlos han sido claves para tomar esta decisión. Para realizar la

unión del cable submarino de evacuación y del cable subterráneo se dispone

de una arqueta situada en tierra en la que se realizan los empalmes necesarios.

Posteriormente, el cable subterráneo, unipolar, irá enterrado bajo tubo de

PVC a 80 cm de profundidad, por lo que es necesario realizar canalizaciones

2

según normativas de uso. Será unipolar debido a que al ser la tensión tan

pequeña, la sección es muy grade y llega un punto en donde sus dimensiones

resultan un problema para la instalación.

Una vez en tierra, tan sólo resta conectar la línea eléctrica con la red de

distribución existente. Para ello realizamos el diseño de la subestación.

Lo primero que se analizó fue la disposición del embarrado, el cual será

de doble barra debido a la necesidad de apertura de la línea de trans-

porte (66 kV), ya que todas las subestaciones cercanas se encuentran sat-

uradas y no podemos acoplarnos a ellas. Lo siguiente que se eligió fue la

aparamenta de alta tensión en función de los tiempos de despeje deseados y

las intensidades nominales y de cortocircuito calculadas previamente, se en-

contrará dentro de un edicio prefabricado, evitando así posibles deterioros.

Tras la aparamenta de alta tensión, denimos las características del transfor-

mador de potencia. Seguidamente se eligió la aparamenta de media tensión,

contando también con la instalación de celdas modulares prefabricadas para

una correcta protección de la instalación.

Una vez que contábamos con las dimensiones de los dos edicios prefabri-

cados, se diseñó la red de tierras de la subestación para limitar las tensiones

de paso y contacto.

Por último, se procedió a realizar la instalación de baja tensión del edicio

prefabricado de MT de la subestación. En él se encuentran centralizadas las

funciones de protección, medida y control de todo el parque eólico y de la

subestación. El sistema de baja tensión está formado por varios circuitos

para la refrigeración y regulación del transformador de potencia 12,5 MVA,

alimentación de las celdas colectoras de la subestación, de la instalación

de un SAI para la alimentación de elementos susceptibles de quedarse sin

electricidad y que son fundamentales para el control e información en todo

momento del parque, además de los circuitos de alumbrado y fuerza.

Una vez nalizado el diseño de toda la instalación y de sus respectivos

planos, se pasó a la realización de un estudio económico sobre la viabilidad

del parque, indicándonos que nuestro proyecto es rentable, ya que el periodo

de recuperación de la inversión se encuentra dentro de la vida útil del parque.

Respecto al impacto medioambiental, en esta memoria también se realiza

un estudio, dónde se puede observar como las agresiones sobre la fauna y ora

de la zona son las mínimas posibles.

La conclusión que podemos obtener de este proyecto es que los valores

obtenidos son razonables, por lo que apoyamos con nuestros resultados fu-

turas construcciones de parques eólicos marinos de mayor potencia y di-

mensiones, ya que se tratará de un método de generar energía y de evitar

contaminación altamente rentable.

3

Abstract

Oshore wind energy is, as well as onshore one, an application of wind

strengh. The main dierence between them is that installation cost of the

former one is much higher. However, in the last few years, the costs of foun-

dations and anchors have fallen dramatically making the MW price very

similar to that of other renewables sources.

Oshore wind power takes more energy than onshore one. This is be-

cause the wind blows over the waves, which are a variable roughness surface,

and without any obstacles such as islands, islets, etc.., Which implies that

the wind speed doesn't undergoe marked changes. Thus, towers can be lo-

cated lower than in onshore instalations. In addition, wind is generally less

turbulent than on land, thus extending the useful working period of a wind

turbine.

In this project we have developed various aspects for the proper discharge

of energy from oshore wind turbines to the transmission line. This has been

assessed most economical way to escape our wired and the dierent possible

arrangements for the implementation of substation truck.

Our pilot wind farm is located in Las Palmas de Gran Canaria, just 3

km from the coast, so it will be detectable to the eye, but even if not too far

from land, its winds are so homogeneous and constant as the high seas. This

pilot oshore wind farm will consist of two turbines, cabling and a substation

evacuation ground lift to transport voltage of 66 kV will be an island. The

dening characteristics of our wind turbines are:

Wind turbines are horizontal axis upwind rotor and preferring bladed

model for better performance. Each blade will have a length of 61.5 m, with

a total of 126 m diameter rotor. According to the above before the location

of the tower will be smaller, having a height from sea level to 110 m. bushing

The wind turbine towers will be tight by tripod foundations, which will have

an adequate cathodic protection. The depth to which each turbine will be

found 49 m 39 m respectively. Taking both towers 660 m apart, this distance

is larger than usual because the wake is derived from the blades is greater

4

at sea.

The installed capacity is 10 MW, using two wind turbines of 5 MW

rated power each, have the advantage that the installation can withstand a

permanent overload 20%, making a total of 12 MW.

This project was started discerning how best to evacuate the energy. We

were given three dierent strains of evacuation to choose from, 13, 20 or 30

KV. The decision was taken considering just which one caused lower costs.

Finally, the most protable option of 13 KV was really something to

analyze, since the higher voltage, lower intensity and therefore less losses in

the cable. But being the distance from the substation so short, the losses

are less noticeable. In addition, we avoided us install a transformer at each

turbine, saving huge costs. This is because then the generator (690 V) is a

phase bridge to correct the signal charge and raise the voltage to 13 KV, was

therefore not necessary to install the transformer. In order to calculate the

losses to the dierent voltages above, was necessary to calculate the many

possible sections of the cables. Thus in the calculations is dierent at all

times three section types for each strain as possible.

Therefore, once we have decided to escape the tension of the process

followed was:

Permissible intensity calculations, voltage drops, short circuit tests, etc.

For the entire facility, all taking into account the provisions and dened in

RLAT.

Election of the cells installed in each turbine, which allow entry and exit

of the line, these cells are also prefabricated modules whose function is to

protect the generator.

Then, the wind farm is connected to the mainland by a submarine cable

pole, available on the seabed, because there are no great risk of damage from

shing gear, anchors, etc.. The high costs have been key to bury this decision.

To make the union of submarine cable and cable evacuation subway has a

chest located on land where the joints are made necessary.

Subsequently, the underground cable, unipolar, will be buried in PVC

pipe to 80 cm deep, making it necessary to use pipes as directed. It will be

unipolar because the tension being so small, the section is very grade and

there comes a point where their dimensions are a problem for installation.

Once on land, so it only remains to connect the power line with the

existing distribution network. We carry out the design of the substation.

The rst thing discussed was the provision of mud, which will double

bar because of the need for opening the transmission line (66 kV), since all

nearby substations are saturated and can not dock with them. The next thing

you chose was the high voltage switchgear according to the desired clearance

5

times and the short circuit current ratings and calculated previously, will

be within a prefabricated building, thus avoiding possible damage. After the

high voltage switchgear, we dene the characteristics of power transformer.

Then we chose the medium voltage switchgear, also counting the installation

of prefabricated modular cells for proper facility security.

Once we had the dimensions of the two prefabricated buildings, was de-

signed network of lands from the substation to limit step and touch voltages.

Finally, we proceeded to perform the installation of prefabricated build-

ing low voltage MV substation. It contains centralized protection functions,

measurement and control of the entire wind farm and the substation. The

low voltage system consists of several circuits for cooling and regulating pow-

er transformer 12.5 MVA, collecting cells feed the substation, installation of

a UPS for supply of parts that remain without electricity and which are

essential for monitoring and reporting at all times the park, in addition to

lighting and power circuits.

Once the design of the entire plant and its respective planes, there is now

conducting an economic study on the viability of the park, indicating that

our project is protable, because the payback period of investment is within

the life of the park.

Regarding the environmental impact, this report also outlines a study,

where it can be seen as attacks on the fauna and ora of the area are as low

as possible.

The conclusion we can draw from this project is that the values are

reasonable, so our results support further construction of oshore wind farms

with higher power and size, as it will be a method to generate energy and to

avoid high pollution protable.

6

Tema 2: Creación de la Primera página web - 5

EditoresEditores HTMLHTMLDOCUMENTO I

MEMORIA

Índice general

1. Introducción 91.1. Partes de un aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.2. Estudio de las tecnologías existentes . . . . . . . . . . . . . . 13

1.2.1. Producción eólica por países . . . . . . . . . . . . . . . 131.2.2. Producción eólica en España . . . . . . . . . . . . . . 141.2.3. Elementos importantes de la instalación . . . . . . . . 15

1.2.3.1. Cables submarinos y subterráneos . . . . . . 151.2.3.2. Subestaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.2.4. Ventajas e inconvenientes de los aerogeneradores marinos 181.2.4.1. Ruido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181.2.4.2. Interferencias electromagnéticas . . . . . . . 201.2.4.3. Evaluación ecológica . . . . . . . . . . . . . . 21

1.3. Motivación del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211.4. Objetivos del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2. Memoria 242.1. Principios de funcionamiento de los aerogeneradores . . . . . 242.2. Descripción de las características de nuestro proyecto . . . . . 25

2.2.1. Descripción de las características de nuestro aerogen-erador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.3. Elección de los Cables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282.3.1. Cable Subterráneo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.3.2. Cable Submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

2.3.2.1. Cable de unión entre aerogeneradores . . . . 342.3.2.2. Cable de evacuación hasta tierra . . . . . . . 34

2.4. Elección de la tensión de evacuación . . . . . . . . . . . . . . 352.5. Centros de transformación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

2.5.1. Celdas de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362.5.1.1. Funciones modulares . . . . . . . . . . . . . . 37

1

ÍNDICE GENERAL 2

2.5.1.2. Celdas instaladas . . . . . . . . . . . . . . . . 392.5.1.3. Elementos e información adicional de las celdas 41

2.5.2. Servicios Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432.6. Características de los cables a 13 KV . . . . . . . . . . . . . . 43

2.6.1. Cables Subterráneos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442.6.2. Cables Submarinos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

2.7. Disposición del cable submarino en el lecho marino . . . . . . 462.8. Zona de ataque de la entrada de la línea a tierra . . . . . . . 472.9. Conexión cable submarino-cable subterráneo . . . . . . . . . . 482.10. Canalizaciones para la línea subterránea . . . . . . . . . . . . 48

2.10.1. Radio de Curvatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 492.11. Terminales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 512.12. Subestación en tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

2.12.1. Disposición de la subestación . . . . . . . . . . . . . . 532.12.2. Coordinación de Aislamiento . . . . . . . . . . . . . . 56

2.12.2.1. Clasicación de las solicitaciones de tensión . 562.12.2.2. Procedimiento para la coordinación de ais-

lamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 572.12.3. Embarrados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 602.12.4. Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

2.12.4.1. Resistencia del terreno . . . . . . . . . . . . . 652.12.4.2. Tensiones de paso y contacto . . . . . . . . . 682.12.4.3. Datos obtenidos . . . . . . . . . . . . . . . . 71

2.12.5. Centro colector . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 712.12.5.1. Descripción básica . . . . . . . . . . . . . . . 712.12.5.2. Celdas instaladas y su funcionalidad . . . . . 73

2.12.6. Sistema eléctrico de Baja Tensión . . . . . . . . . . . . 742.12.6.1. Servicios Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . 742.12.6.2. Componentes del circuito de alterna . . . . . 752.12.6.3. Componentes del circuito de contínua . . . . 77

2.12.7. Aparamenta empleada en Alta Tensión (66 KV) . . . . 782.12.7.1. Interruptores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 792.12.7.2. Seccionadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 812.12.7.3. Autoválvulas o pararrayos . . . . . . . . . . . 822.12.7.4. Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . 83

2.12.8. Transformador de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . 852.12.8.1. Partes de un transformador de potencia . . . 862.12.8.2. Sistemas de refrigeración . . . . . . . . . . . 872.12.8.3. Mantenimiento del transformador . . . . . . 872.12.8.4. Transformador usado . . . . . . . . . . . . . 88

ÍNDICE GENERAL 3

2.13. Anexo-Características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 892.13.1. Cable Subterráneo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 892.13.2. Cable Submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 942.13.3. Celdas de Protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 962.13.4. Elementos de la subestación . . . . . . . . . . . . . . . 98

2.13.4.1. Celdas Colectoras . . . . . . . . . . . . . . . 982.13.4.2. Interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1002.13.4.3. Seccionador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1012.13.4.4. Pararrayo/ Autoválvula . . . . . . . . . . . . 106

3. Cálculos 1103.1. Cálculo de la sección del conductor . . . . . . . . . . . . . . . 110

3.1.1. Cable subterráneo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1143.1.2. Cable submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

3.1.2.1. Unión entre aerogeneradores . . . . . . . . . 1173.1.2.2. Evacuación hasta tierra . . . . . . . . . . . . 118

3.1.3. Cálculo de la sección del conductor de la subestación . 1193.2. Cálculo de la Amortización a 10 años . . . . . . . . . . . . . . 1203.3. Cálculo de la caída de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1283.4. Intensidad de Cortocircuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129

3.4.1. Cálculos de la Intensidad de Cortocircuito . . . . . . . 1313.5. Embarrados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

3.5.1. Esfuerzos por Cortocircuito . . . . . . . . . . . . . . . 1363.5.2. Efecto Corona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138

3.6. Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1403.6.1. Cálculos de la P.A.T. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141

3.7. Pararrayos / Autoválvula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1463.7.1. Características generales . . . . . . . . . . . . . . . . . 1473.7.2. Cálculos para la elección de la autoválvula . . . . . . . 147

3.7.2.1. Pararrayos lado de 66 KV . . . . . . . . . . . 1483.7.2.2. Pararrayos lado de 13 KV . . . . . . . . . . . 150

4. Estudio Económico 1524.1. Inversión Inicial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1524.2. Gastos de Explotación y Mantenimiento . . . . . . . . . . . . 1534.3. Ingresos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1544.4. Estudio de Viabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155

ÍNDICE GENERAL 4

5. Impacto Ambiental 1585.1. Análisis de los posibles efectos sobre el medio ambiente . . . . 160

5.1.1. Efectos potenciales sobre el medio físico . . . . . . . . 1605.1.1.1. Efectos potenciales sobre el suelo . . . . . . . 1605.1.1.2. Efectos potenciales sobre el agua . . . . . . . 1615.1.1.3. Efectos potenciales sobre la atmósfera . . . . 1625.1.1.4. Efectos potenciales sobre el paisaje . . . . . . 162

5.1.2. Efectos potenciales sobre el medio biótico . . . . . . . 1635.1.2.1. Efectos potenciales sobre los ecosistemas . . . 1635.1.2.2. Efectos potenciales sobre la ora . . . . . . . 1635.1.2.3. Efectos potenciales sobre la fauna . . . . . . 163

5.2. Ahorro y contaminación evitada . . . . . . . . . . . . . . . . . 164

6. Conclusiones 1656.1. Resumen del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165

6.1.1. Futuro desarrollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1686.2. Trabajos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

Índice de guras

1.1. Esquema de un aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.2. Potencia instalada eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141.3. Costes-Distancia en AC y DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161.4. Ruido en dB(A)-Distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201.5. Interferencias de turbinas eólicas con sistemas de radio . . . . 20

2.1. Tubo aerodinámico del ujo de viento . . . . . . . . . . . . . 242.2. Distancias de la línea eléctrica sobre la proyección horizontal. 262.3. Descripción del cable Subterráneo. . . . . . . . . . . . . . . . 322.4. Descripción del cable Submarino. . . . . . . . . . . . . . . . . 332.5. Disposición de las celdas en el aerogenerador. . . . . . . . . . 372.6. Grupos funcionales utilizados y distribución de éstos. . . . . . 382.7. Interconexión de las unidades modulares utilizadas. . . . . . . 382.8. Elementos del tendido submarino. . . . . . . . . . . . . . . . . 472.9. Planta y esquema unilar de la disposición doble barra. . . . 542.10. Resistividad según sales solubles. . . . . . . . . . . . . . . . . 662.11. Resistividad en función de la humedad en distintos terrenos. . 672.12. Resistividad en función de la temperatura. . . . . . . . . . . . 672.13. Tensión de paso y contacto durante un defecto a tierra. . . . . 702.14. Disposición de las celdas CBGS-0. . . . . . . . . . . . . . . . 712.15. Esquema de la aparamenta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 782.16. Resumen características del transformador de intensidad. . . . 832.17. Partes a destacar de un transformador. . . . . . . . . . . . . . 862.18. Descripción básicas celdas CBGS-0. . . . . . . . . . . . . . . . 982.19. Dimensiones seccionador giratorio. . . . . . . . . . . . . . . . 1032.20. Dimensiones seccionador pantógrafo. . . . . . . . . . . . . . . 1052.21. Autoválvula lado de Alta Tensión. . . . . . . . . . . . . . . . 1062.22. Características EXILIM R. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1072.23. Autoválvula lado de Media Tensión. . . . . . . . . . . . . . . 108

5

ÍNDICE DE FIGURAS 6

2.24. Características PEXILIM R . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

3.1. Onda de la intensidad durante un cortocircuito. . . . . . . . . 1303.2. Unilar de la instalación y su simplicado. . . . . . . . . . . . 1343.3. Proceso de diseño de las instalaciones de puesta a tierra. . . . 1423.4. Circuito para la determinación de la tensión de contacto aplicada1453.5. Circuito para la determinación de la tensión de paso aplicada. 146

5.1. Mapa general de zonicación. MMA. . . . . . . . . . . . . . . 158

Índice de cuadros

1.1. Capacidad total de energía eólica . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.1. Coordenadas de los puntos signicativos de la gura 2.2. . . . 272.2. Escala de Beaufort de la fuerza de los vientos . . . . . . . . . 292.3. Máxima capacidad de transmisión . . . . . . . . . . . . . . . 302.4. Materiales de aislamiento de cables para MT . . . . . . . . . 302.5. Sección del conductor Subterráneo por tensión de evacuación. 322.6. Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación. . 342.7. Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación. . 352.8. Costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362.9. Características del cable Hersatene. . . . . . . . . . . . . . . . 442.10. Características del cable para la unión de aerogeneradores. . . 452.11. Características del cable que evacúa hasta tierra. . . . . . . . 452.12. Radio de curvatura según la sección. . . . . . . . . . . . . . . 492.13. Tablas comparativas SB vs DB. . . . . . . . . . . . . . . . . . 552.14. Clases y formas de solicitaciones de tensión y sobretensión. . . 562.15. Nivel de aislamiento normalizado. . . . . . . . . . . . . . . . . 592.16. Densidad de corriente admisible en cables. . . . . . . . . . . . 622.17. Valor medio de la resistividad según terreno. . . . . . . . . . . 652.18. Características eléctricas generales de las celdas CBGS-0. . . . 722.19. Transformador de tensión capacitivo. . . . . . . . . . . . . . . 842.20. Transformador de tensión inductivo. . . . . . . . . . . . . . . 852.21. Posibles sistemas de refrigeración. . . . . . . . . . . . . . . . . 882.22. Periodicidad de inspecciones en un transformador. . . . . . . 892.23. Intensidad máxima admisible en régimen permanente y en

cortocircuito para las distintas tensiones. . . . . . . . . . . . . 902.24. Características eléctricas y mecánicas por Km según sección

para 18/30KV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

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ÍNDICE DE CUADROS 8

2.25. Características eléctricas y mecánicas por Km según secciónpara 12/20KV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

2.26. Precio por Km del cable subterráneo. . . . . . . . . . . . . . . 932.27. Características eléctricas y mecánicas según sección para 18/30KV. 942.28. Características eléctricas y mecánicas según sección para 12/20KV.

952.29. Celda protección del aerogenerador. . . . . . . . . . . . . . . . 962.30. Celda entrada/salida del aerogenerador. . . . . . . . . . . . . 972.31. Características de las diferentes conguraciones de celdas colec-

toras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 992.32. Características generales del interruptor de AT. . . . . . . . . 1002.33. Características técnicas del interruptor en AT. . . . . . . . . . 1012.34. Características seccionador giratorio de apertura lateral. . . . 1022.35. Características técnicas del seccionador pantógrafo. . . . . . . 104

3.1. Cables aislados con aislamiento seco Temperatura máxima, enºC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

3.2. Intensidad admisible por sección según el tipo de aislamiento. 1113.3. Factores de corrección para profundidades distintas de 1m. . . 1123.4. Factor de corrección para temperaturas del terreno distinto

de 25ºC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1133.5. Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza

y humedad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1133.6. Factor de corrección para resistividades diferentes de 1,5K.m/W.1133.7. Secciones por tensión y tipo de cable. . . . . . . . . . . . . . . 1193.8. Anexo V, complemento por energía reactiva. . . . . . . . . . . 1223.9. Amortización a 10 años para las diferentes tensiones. . . . . . 1283.10. Corrientes nominales de descarga. . . . . . . . . . . . . . . . . 1483.11. Valores característicos para Um = 72KV. . . . . . . . . . . . 1493.12. Valores de la autoválvula para Um = 72KV. . . . . . . . . . . 1493.13. Valores característicos para Um = 24KV. . . . . . . . . . . . 1513.14. Valores de la autoválvula paraUm = 24KV . . . . . . . . . . 151

4.1. Inversión inicial requerida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1534.2. Ingresos por la venta de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . 1544.3. Parámetros generales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1554.4. Flujo de Caja para nuestro parque. . . . . . . . . . . . . . . . 1564.5. VAN y TIR de la inversión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157

Capítulo 1

Introducción

La mayoría de las fuentes de energía renovables provienen de la energíadel sol. El sol irradia alrededor de 1, 74× 1017 W y se estima que la energíacontenida en el viento es aproximadamente el 2% del total de la energía solarque alcanza la tierra, lo que supone casi 2 billones de toneladas equivalentesde petróleo.

La radiación solar, absorbida irregularmente por la atmósfera, da lugar amasas de aire con diferentes temperaturas y, por tanto, diferentes densidadesy presiones. El aire, al desplazarse desde las altas hacia las bajas presiones,da lugar al viento.

La energía del viento que es posible captar con una máquina eólica esdirectamente proporcional a la densidad del aire (d), a la supercie de barridoo rotor (A) y al cubo de la velocidad del viento (v), como se puede ver en laecuación 1.2.

P = Ec =12M · v2 (1.1)

Donde M = dAv es el ujo másico, luego:

P =12d ·A · v3 (1.2)

Para mover las aspas se requiere una velocidad mínima del viento, aunquetambién existe un límite máximo. Ese es uno de los problemas que más pre-ocupa, la variabilidad de la fuente, del viento, ya que los aerogeneradores

9

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 10

están preparados para funcionar dentro de un rango determinado de veloci-dades, normalmente entre 3 y 24 m/s.

Según Albert Betz, la ley de éste mismo (ley de Betz) dice que sólopuede convertirse menos de 16/27 (el 59%) de la energía cinética en energíamecánica usando un aerogenerador y dado que generalmente la producciónde los aerogeneradores marinos es un 50 por ciento mayor que la de susvecinos en tierra (en terreno liso), el emplazar los aerogeneradores en el marpuede ser bastante atractivo. Por lo que será una opción más rentable, apesar del elevado coste de instalación, construir los aerogeneradores en elmar.

El principal desafío de la energía eólica en el mar son los costes de ex-plotación: el cableado submarino y las cimentaciones han provocado que has-ta hace poco la energía eólica marina fuese una opción cara. Contrariamentea lo que se suele creer, la corrosión no es algo que preocupe especialmenteen las construcciones de acero en el mar, ya que la vida de diseño de las ci-mentaciones de acero en el mar, al igual que para las plataformas petrolíferasmarinas es normalmente de 50 años.

La energía producida por un aerogenerador durante sus 20 años de vida(en una localización promedio) es ochenta veces superior a la energía uti-lizada para su construcción, mantenimiento, explotación, desmantelamientoy desguace. Además, el viento en el mar es generalmente menos turbulentoque en tierra y la rugosidad de la supercie marina es muy baja, por lo queen un aerogenerador situado en el mar se puede esperar un tiempo de vidamayor que en otro situado en tierra, aproximadamente unos 30 años, por loque el aumento de energía producida será notable.

1.1. Partes de un aerogenerador

Antes de introducirnos de lleno en el desarrollo del proyecto, sería buenodar a conocer todas las partes del aerogenerador, que aunque no se diseñaránen esta memoria, son básicas para el desarrollo del proyecto conjunto. Paraello nos jamos en la gura 1.1.

Las partes a destacar del esquema del aerogenerador de forma introduc-toria son:

Góndola (nacelle): contiene los componentes clave del aerogenerador,incluyendo el multiplicador y el generador eléctrico. El personal deservicio puede entrar en la góndola desde la torre. A la izquierda dela góndola tenemos el rotor del aerogenerador, es decir las palas y elbuje.


Figura 1.1: Esquema de un aerogenerador

Palas del rotor (blades): son las encargadas de capturar el viento ytransmitir su potencia hacia el buje. Normalmente encontramos en eldiseño de los aerogeneradores que se realizan con 3 palas y que lascaracterísticas de éstas son muy similares a la de las alas de un avión.

Buje (hub): el buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad delaerogenerador.

Eje de baja velocidad (low-speed shaft): conecta el buje del rotor almultiplicador. El rotor gira muy lento, de unas 19 a 30 revolucionespor minuto (r.p.m.).

Multiplicadora (gear box): tiene a un lado el eje de baja velocidad yal otro el de alta. Permite que el eje de alta velocidad que está a suderecha gire 50 veces más rápido que el eje de baja velocidad.

Eje de alta velocidad (high-speed shaft): gira aproximadamente a 1.500r.p.m. lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico. Está


equipado con un freno de disco mecánico de emergencia (brake). Elfreno mecánico se utiliza en caso de fallo del freno aerodinámico, odurante las labores de mantenimiento de la turbina.

Generador eléctrico (generator): es quien genera la electricidad cuan-do hay suciente viento como para rotar las palas. La electricidad setransere a la siguiente etapa usando el cableado.

Controlador electrónico (controller): ordenador que continuamente mon-itoriza las condiciones de las que se rodea el aerogenerador y que con-trola el mecanismo de orientación. Es el encargado de parar automáti-camente el aerogenerador cuando éste se encuentra en condiciones anó-malas.

Mecanismo de orientación (yaw system): activado por el controladorelectrónico, es el encargado de orientar la góndola según la direccióndel viento.

Anemómetro (anemometer): las señales electrónicas del anemómetroson utilizadas por el controlador electrónico para conectar el aerogen-erador cuando el viento alcanza una velocidad de aproximadamente3m/s. Dicho controlador parará el aerogenerador si la velocidad delviento excede a los 24m/s entrando el aerogenerador en modo super-vivencia, con el n de protegerlo.

Veleta (wind vane): nos proporciona la dirección del viento, las señalesque obtenemos de la veleta son las encargadas de activar el mecanismode orientación para girar el aerogenerador en contra del viento.

Torre (tower): encargada de soportar la góndola y el rotor, y todas lascargas y pesos que derivan de éstos.

Una parte muy importante de los aerogeneradores y que no encontramos enla gura 1.1 son las cimentaciones y el sistema de evacuación de energía, delcual nos ocuparemos de lleno en esta memoria y explicaremos detalladamentecon posterioridad.

Sobre las cimentaciones destacar que son las encargadas de toda la sus-tentación del aerogenerador, por lo que un fallo en éstas sería un desastre.También decir que la experiencia de las plataformas petrolíferas marinas hademostrado que éstas pueden ser correctamente protegidas utilizando unaprotección catódica (eléctrica) contra la corrosión.


La protección supercial (pintura) de los aerogeneradores marinos seproporcionará por rutina con una clase de protección mayor que para lasturbinas instaladas en tierra.

1.2. Estudio de las tecnologías existentes

Como ya se nombró anteriormente la energía eólica es la energía obtenidadel viento, o sea, la energía cinética generada por el movimiento de las masasde aire que se desplazan de áreas de alta presión atmosférica hacia áreasadyacentes de baja presión, con velocidades proporcionales al gradiente depresión y que es transformada en otras formas útiles para las actividadeshumanas. Dentro del marco de energías renovables, la energía eólica es laque más evolución está teniendo porcentualmente año tras año y la quemás energía produce, dejando tras de sí la energía hidraúlica, energía de labiomasa, energía solar...

La industria de la energía eólica en tiempos modernos comenzó en 1979con la producción en serie de turbinas de viento por los fabricantes Kuri-ant, Vestas, Nordtank, y Bonus. Aquellas turbinas eran pequeñas para losestándares actuales, con capacidades de 20 a 30 kW cada una. Desde en-tonces, la talla de las turbinas ha crecido enormemente, y la producción seha expandido a muchos países.

Decir que los datos que se muestran a continuación pertenecen a turbinaseólicas terrestres, aunque podemos obtener proporcionalmente los datos equiv-alentes a turbinas eólicas marinas sabiendo que la capacidad de éstas últimasse acerca al 1,2% de la total.

1.2.1. Producción eólica por países

En la gura 1.2, podemos observar la potencia instalada eólica mundial ylas predicciones que se dieron para años sucesivos. Esta información tambiénla encontramos desglosada por países en la tabla 1.1.

La capacidad mundial instalada alcanza en 2008 más de los 120.000MW,siendo el crecimiento respecto al año anterior de un 30%, evitando así laemisión de 20 millones de toneladas de CO2 y la importación de combustiblesfósiles por valor de más de 1.200 millones de ¿. Todas las turbinas eólicasinstaladas alrededor del mundo hasta nales del año 2008 generan 260TWhpor año, superando el 1,5% del consumo eléctrico global.

El sector eólico se ha transformado en un generador global de empleoy ha creado 440.000 puestos de trabajo en todo el mundo, representando


en este mismo año un volumen de ventas de 40 billones de euros. Datos eimágenes según World Wind Energy Association (WWEA, informe 2008).

Observando la tabla 1.1, destacamos la actuación de Estados Unidos queha duplicado su capacidad instalada y ocupa el lugar pionero de Alemaniaen términos de instalaciones totales. También destacamos la actuación deChina en el año 2008, ya que solo en éste periodo pasa de poseer 2,4GW amás de 12 GW de potencia eólica instalada.

Figura 1.2: Potencia instalada eólica

1.2.2. Producción eólica en España

En 2005, el Gobierno de España aprobó una nueva ley nacional con elobjetivo de llegar a los 20.000 MW de potencia instalada en 2012. Españadio la sorpresa en el mercado europeo en 2007 instalando 3.520 megavatios,la mayor instalación en Europa registrada en un único año conocida hastahoy. Como podemos observar en la tabla 1.1 España se sitúa actualmente enel tercer país en capacidad instalada total de viento, con 16.754MW. Y conla energía eólica suministrando el 10% de la electricidad del país, España


Cuadro 1.1: Capacidad total de energía eólica

está en segundo lugar siguiendo a Dinamarca en términos de porcentaje deelectricidad generada con esta fuente.

Está previsto para los próximos años un desarrollo de la energía eólicamarina en España. Los Ministerios de Industria, Comercio y Turismo y MedioAmbiente ya están trabajando en su regulación.

1.2.3. Elementos importantes de la instalación

En este apartado vamos a realizar una introducción de los elementos másimportantes que encontraremos en este proyecto.

1.2.3.1. Cables submarinos y subterráneos

Antes de empezar cualquier diseño de un cable, tenemos que discernircomo vamos a realizar la evacuación, los valores a calcular dependerán de sievacuamos en corriente contínua o en alterna.

En la gura 1.3 encontramos el porqué de la elección de corriente alterna


para la evacuación en nuestros cables, tanto submarinos como subterráneos.

Figura 1.3: Costes-Distancia en AC y DC

Al ser una distancia bastante corta la que separa nuestros aerogener-adores con la costa, como ya especicaremos en la sección 2.2, descripciónde las características de nuestro proyecto, no merece la pena en cuestión decostes el desarrollar la evacuación en corriente contínua, ya que supondría lainstalación de convertidores, y en nuestro caso no se compensarían con lasmenores pérdidas que encontramos en alterna por la corta distancia.

La distancia para la cual la evacuación en alterna deja de ser rentablefrente a la contínua es en la que la gura 1.3 aparece como break evendistance, esta distancia suele ser en una instalación común de unos 30 km,por lo que se aleja bastante de las características de nuestro diseño como severá más adelante en la sección nombrada anteriormente.

Otra característica importantísima a destacar sobre los cables submarinoses el número de fases que nos podemos encontrar en los cables, es decirunipolar (single-core) o tripolar (three-core), sobre esto podemos decir queal manejar intensidades no muy altas y a las tensiones a las que trabajaremosutilizaremos cables tripolares en los cables submarinos y unipolares en lossubterráneos.


Sobre los tipos de recubrimientos más utilizados en el mercado, decir queencontramos principalmente de dos tipos:

XLPE, polietileno de cadena cruzada (Cross-Linked Polyethylene) esel tipo de material de aislamiento mas usado en los cables para MediaTensión

EPR, caucho de Etileno Propileno (Ethylene Propylene Rubber) esusado en menor proporción pero también lo tenemos muy presente.

A la hora de discutir sobre la colocación de los cables tenemos claro que unavez ya en tierra, irán enterrados mediante zanjas que se calcularán con pos-terioridad. Sobre la disposición en el lecho marino, tenemos varias opciones,como pueden ser el enterramiento de estos cables mediante zanjas como enel caso terrestre o posicionarlo directamente en el fondo del mar. Tanto parael tipo de recubrimiento como para la disposición de los cables submarinosdecir que cada uno tiene sus ventajas e inconvenientes y que las discutiremosen secciones posteriores.

1.2.3.2. Subestaciones

Una subestación eléctrica es usada para la transformación de la tensiónde la energía eléctrica y para conectar nuestro parque piloto con la líneaeléctrica de transporte, que en nuestro caso será de 66KV. El componenteprincipal, y el más caro, de una subestación eléctrica es el transformador.

Antes de comenzar con el diseño de nuestra subestación, primero debemosdecidir como será el tipo, es decir, intemperie, interiores, blindadas, etc. Esimportante realizar esta decisión, ya que las dimensiones de las partes que lacomponen y sobretodo los costes variarán en función de este dato. Ademásel tipo de aislamiento al que someteremos nuestras instalaciones también severán afectadas por esta decisión.

En una subestación, aparte del ya nombrado transformador encontramosla aparamenta, que podríamos denominar como dispositivos capaces de man-iobrar, regular, proteger y regular la energía eléctrica. Esta aparamenta esusada para que los tratamientos de dicha energía sean realizados dentro deunos márgenes establecidos y con la seguridad deseada, tanto para las insta-laciones como para las personas.

Dentro de la aparamenta, destacamos el papel que desarrollan los aparatosde corte, ya que de ellos depende la continuidad del servicio, la posibilidadde realizar maniobras entre líneas y que las instalaciones estén protegidasfrente a sobrecargas y cortocircuitos.


Por último, decir que será importantísimo la disposición de los embarra-dos que tengamos en la subestación, ya que el tipo de conexión que tengamosen la barras principales será fundamental para asegurar una regularidad antecualquier tipo de falta.

1.2.4. Ventajas e inconvenientes de los aerogeneradores mari-nos

Como ventajas a destacar podemos decir que se trata de una energíarenovable y por lo tanto ayuda a disminuir las emisiones de gases de efectoinvernadero, es una energía abundante, limpia, no perecedera... Sobre suscaracterísticas técnicas, renombrando algunas de las ya mencionadas en laintroducción, decir que, la producción de los aerogeneradores marinos es un50 por ciento mayor que la de sus vecinos en tierra.

Como sabemos la rugosidad de la supercie marina es muy baja y elcizallamiento del viento en el mar es también muy bajo, lo que implica quela velocidad del viento no experimenta grandes cambios al variar la alturadel buje del aerogenerador. Así pues, puede resultar más económico uti-lizar torres más bien bajas, de alrededor de 0,75 veces el diámetro del rotor(normalmente, las torres de los aerogeneradores situados en tierra miden undiámetro de rotor, o incluso más). También destacar que el viento en el mares generalmente menos turbulento que en tierra, por lo que en un aerogen-erador situado en el mar se puede esperar un tiempo de vida mayor que enotro situado en tierra.

Sobre los inconvenientes destacamos el ruido que desprenden los aero-generadores (mayores problemas para las turbinas terrestres), el miedo alimpacto visual y a la disminución de la pesca que moviliza a los pueblospesqueros afectados.

Desarrollando los factores más importantes, destacamos:

1.2.4.1. Ruido

La interacción entre el ujo de aire atmosférico y el rotor de un aero-generador da lugar a un campo uctuante de presiones. Características talescomo la turbulencia del ujo, la geometría del rotor y el acabado supercialde las palas que lo componen inuyen en tales uctuaciones de presión. Esecampo uctuante de presiones se caracteriza por presentar un determina-do espectro de potencia, pudiendo aparecer componentes espectrales dentrodel rango audible, hablándose entonces de emisiones acústicas. Así mismo,el sistema de orientación del aerogenerador y la caja multiplicadora tam-


bién constituyen fuentes de ruido. La propagación en el aire de las emisionesacústicas se hace en la forma de ondas esféricas.

Las emisiones acústicas en un aerogenerador pueden tener dos orígenes:ruido mecánico y ruido aerodinámico. El ruido mecánico está producido porcomponentes metálicos moviéndose o chocando unos contra otros, debido alas duras condiciones que deben soportar estas máquinas, que se encuentransiempre expuestas a todo tipo de inclemencias meteorológicas. Los avancesen ingeniería han hecho que el ruido mecánico no sea un problema. El ruidoaerodinámico se produce cuando el viento choca contra diferentes objetos auna cierta velocidad. La búsqueda de palas más silenciosas continúa, pero lamayoría de los benecios de esta investigación repercuten en un aumento dela velocidad de giro y en un aumento de la producción de energía, ya que engeneral el ruido no constituye un problema en sí mismo.

Sabemos que existen límites legales sobre la contaminación acústica de-pendiendo de la zona en la que estén instalados, como puedan ser áreasresidenciales, industriales, rurales, etc. Acatando la norma expuesta en IEC61400-11, en la que para cada tipo de turbina, el nivel de potencia sonoraestá determinada.

Al hablar de contaminación sonora es común aludir sólo a sonidos au-dibles, considerados entre 50 y 15000 Hz aproximadamente, pero se deja delado a los de muy baja frecuencia, al ser prácticamente indetectables por eloído humano. Estos sonidos de baja frecuencia que apenas son detectadospor el oído, inuyen de manera considerable en la salud y calidad de vidadel ser humano, agudizándose por el efecto de vibración que produce.

En la ubicación de los parques eólicos se deben cumplir con los valoreslímite establecidos en este Reglamento, y en todo caso, la localización deberáasegurar que no se superan los 50 dB (A), ya que según un informe de laOrganización Mundial de la Salud (OMS) se considera los 50 dB (A) comoel límite superior deseable de ruido que deben soportar las personas, ya quese considera que por encima de este nivel el sonido resulta pernicioso para eldescanso, la comunicación y la salud de las personas. Por tanto, para evitarque se produzca contaminación acústica, los aerogeneradores deberán estarcolocados como mínimo a 300 metros de zonas habitadas.

Todos las prevenciones que se toman en las características sonoras de losaerogeneradores, no son tan necesarias para las turbinas instaladas en la mar,ya que lógicamente se encuentran bastante alejadas del alcance humano.


Figura 1.4: Ruido en dB(A)-Distancia

1.2.4.2. Interferencias electromagnéticas

Las turbinas eólicas tienen el potencial de interferir con señales electro-magnéticas. El generador eléctrico, el variador, aparatos electrónicos, rotaciónde las palas, etc, pueden producir emisiones de radiofrecuencia pero estaspueden ser minimizadas mediante importantes investigaciones.

Hay dos interferencias fundamentales producidas por las turbinas eólicas,que hemos obtenido del Wind Energy Handbook de Tony Burton (2001),dispersión delantera(forward-scattering) y dispersión trasera (back-scattering).Estas se muestran en la gura 1.5. La delantera se produce cuando la turbinaeólica se localiza entre el transmisor y el receptor, donde las interferenciaselectromagnéticas pueden causar pérdidas de señal. La dispersión traserase produce cuando la turbina está detrás tanto del receptor como del trans-misor, produciendo acople de señales, lo que viene siendo una mala recepciónde la señal.

Figura 1.5: Interferencias de turbinas eólicas con sistemas de radio


1.2.4.3. Evaluación ecológica

Grupos ecologistas piden estudios en profundidad para que no se cometanerrores a la hora de elegir las zonas donde instalar los parques eólicos. Esnecesario delimitar con exactitud las zonas donde se pueden colocar los aero-generadores marinos y donde no se puede.

Es innegable que los problemas visuales existen. Los aerogeneradores sepueden ver desde la playa a una distancia de entre 8 y 20 kilómetros creandouna gran modicación del paisaje. Otra duda que genera la instalación de losparques eólicos marinos son los posibles efectos negativos sobre las playas,las aves y la pesca.

Sobre las aves, notar que las aspas de los aerogeneradores alcanzan ensus extremos velocidades que superan los 200 km/h y que la colisión conlas aspas es uno de los riesgos que sufren tanto las aves que viven en lazona como las aves migratorias que pasan cerca de las centrales eólicas. Conuna simple elección adecuada de los emplazamientos de las centrales eólicasse disminuirían signicativamente los impactos negativos sobre la fauna. Esnecesario hacer estudios del impacto ambiental y de la situación ornitológicade la zona antes de instalar una central eólica.

En relación a la pesca, decir que, a pesar de las opiniones de pesquerosexperimentados, la experiencia en Holanda y Dinamarca demuestra que lariqueza pesquera aumenta, pues las zonas ocupadas por los aerogeneradoresmarinos se convierten en criaderos que garantizan la conservación de laspoblaciones de peces. Estudios del Instituto Nacional de Investigación Medioam-biental de Dinamarca avalan que los aerogeneradores marinos no tienen unefecto signicativo en las aves acuáticas.

1.3. Motivación del proyecto

Bajo la luz de la triple crisis global que la humanidad está enfrentandoactualmente: la crisis energética, la nanciera y la medioambiental/climática,se vuelve cada vez más obvio que la energía eólica ofrece soluciones a todosestos grandes desafíos, ofreciendo un suministro de energía nacional, con-able, accesible y limpia.

Es claro que a mediano y largo plazo las inversiones en energía eólica sevan a ver fortalecidas debido a su bajo riesgo de inversión, así como tambiénpor sus benecios sociales y económicos. Invertir en una turbina eólica enestos días signica que los costos de generación eléctrica son jos durantela vida útil del aerogenerador. La energía eólica no supone gastos en com-bustible y sus costos de funcionamiento y mantenimiento son generalmente


bien predecibles en relación a la inversión total.Una ventaja fundamental de la energía eólica es que reemplaza los gastos

en energía nuclear y petróleo por mano de obra. La utilización de la energíaeólica crea muchos más puestos de trabajo que las fuentes de energía central-izada y no renovable. El sector eólico se ha transformado en un generadormundial de empleo: tan solo en tres años el sector eólico mundial ha casiduplicado la cantidad de puestos de trabajo de 235.000 en 2005 a 440.000en el año 2008. Estos 440.000 empleados en el sector eólico alrededor delmundo, la mayoría de ellos altamente calicados, están contribuyendo a lageneración de 260 TWh de electricidad.

Un Parque de 10 MW, que es el que a nosotros nos concierne:

Evita: 28.480 Tn de CO2 al a año.

Sustituye: 2.447 Tep. (toneladas equivalentes de petróleo).

Aporta: trabajo a 130 personas durante el diseño y la construcción.

Genera: energía eléctrica para 11.000 familias.

Todas estas características las podríamos aplicar a aerogeneradores tanto ter-restres como marinos, con el benecio añadido que los marinos incrementannuestra generación de energía, producen un 50% más que los aerogeneradoresterrestres, incrementando así nuestras ganancias. Y sabiendo también, quela energía eólica marina (oshore), está en auge, alcanzando una tasa decrecimiento anual del 30% a nales del 2008.

1.4. Objetivos del proyecto

El objetivo primordial del proyecto será el encontrar la manera más óp-tima de evacuar la energía de dos aerogeneradores de 5MW cada uno, en unparque eólico marino piloto. Para ello nuestros objetivos se dividirán en:

Cálculos de la evacuación a 13KV, sin transformador elevador, prove-niente del puente trifásico anexo al generador.

Cálculos de la evacuación, si después del puente trifásico, instalásemosun transformador que elevase nuestra tensión a 20KV y 30 KV.

Elección de la tensión adecuada de evacuación.

Elección del cable submarino (impedancias, reactancias. . . ) apropiadopara minimizar pérdidas, caídas de tensión. . . Y su disposición en ellecho marino.


Determinación de la zona de ataque de nuestra entrada de la líneasubmarina a tierra y tipo de canalización a realizar para la instalacióndel cable subterráneo.

Elección del cable subterráneo.

Diseño de la subestación elevadora en tierra que transformará la tensiónproveniente de nuestros cables, a alta tensión a 66KV funcionandocomo líneas de transporte de la red eléctrica.

Toda nuestra instalación deberá ser capaz de admitir una sobrecarga enpermanencia del 20%.

Capítulo 2

Memoria

2.1. Principios de funcionamiento de los aerogener-adores

Para que una turbina eólica empiece a generar energía, todos sabemos quees necesario que las palas empiecen a rotar, pero éste fenómeno por sencilloque parezca, no se trata solamente de el viento chocando contra la partedelantera de las palas, sino que tenemos que tener en cuenta el fenómeno dela sustentación.

El principio aerodinámico por el cual el conjunto de palas gira, es similaral que hace que los aviones vuelen. Según este principio, el aire es obligadoa uir por las caras superior e inferior de un perl inclinado, generandouna diferencia de presiones entre ambas caras, y dando origen a una fuerzaresultante que actúa sobre el perl.

Otro fenómeno importantísimo que encontramos es, que al pasar el vientopor el área que ocupan sus palas, va a parar el viento, en la medida que lopare, obtendrá más energía, es decir, cuanto mayor sea la energía cinética queun aerogenerador extraiga del viento, mayor será la ralentización que sufriráel viento que deja el aerogenerador por la parte izquierda que encontramosen la gura 2.1.

Figura 2.1: Tubo aerodinámico del ujo de viento

24

CAPÍTULO 2. MEMORIA 25

De esta gura y con la ayuda de cualquier libro de mecánica de ui-dos (Frank M. White, Mecánica de uidos, 2004), de la ecuación de conser-vación de la masa, podemos decir que V2 < V1 y que por lo tanto A2 > A1.Con esta diferencia de velocidades podemos obtener la energía que extrae elaerogenerador.

También para un buen aprovechamiento de la energía tendremos quetener en cuenta la resistencia del aire, conocida en el argot técnico comoresistencia aerodinámica1. La resistencia aerodinámica normalmente aumen-tará si el área orientada en la dirección del movimiento aumenta, por estemotivo es por el que colocamos los aerogeneradores a barlovento y no asotavento, ya que sino lo colocásemos así extraeríamos menor cantidad deenergía (la torre desvía el viento) y evitamos crear más cargas de fatiga enla turbina.

Como ya dijimos en la introducción, para que un aerogenerador se pongaen marcha necesita de un valor mínimo del viento para vencer los rozamientosy comenzar a producir trabajo útil, a este valor mínimo se le denominavelocidad de conexión, sin la cual no es posible arrancar un aerogenerador( esta velocidad esta comprendida entre 3-5 m/s ). A partir de este puntoempezará a rotar convirtiendo la energía cinética en mecánica, siendo de estaforma hasta que alcance la potencia nominal, generalmente la máxima quepuede entregar. Llegados aquí empiezan a actuar los mecanismos activos opasivos de regulación para evitar que la máquina trabaje bajo condicionespara las que no fue concebida. Aunque continúe operando a velocidadesmayores, la potencia que entrega no será diferente a la nominal, y esto seproducirá hasta que alcance la velocidad de corte, donde, por razones deseguridad, se detiene (esta velocidad se considera a partir de 24 m/s).

2.2. Descripción de las características de nuestroproyecto

El proyecto se basa principalmente, como bien dice el título, en la evac-uación de energía a media tensión en un parque eólico marino piloto.

Este parque piloto lo formarán dos aerogeneradores de 5 MW cada uno,donde toda la instalación deberá aguantar una sobrecarga en permanenciadel 20%, lo que hará un total de 12MW.

La evacuación la realizaremos mediante un cable submarino, del cualhallaremos sus características en secciones posteriores, proveniente del aero-

1Componente de la fuerza que sufre un cuerpo al moverse a través del aire en la direcciónde la velocidad relativa entre el aire y el cuerpo.


generador más cercano a tierra (aerogenerador_1), éste se encontrará aprox-imadamente a unos 2,8 km alejado de la costa y la distancia entre un aero-generador y otro será de 660m. Decir que la distancia entre aerogeneradoresen el mar es mayor que en tierra, debido a las grandes estelas que se derivande las palas por la poca turbulencia del viento en el mar. Esta distancia sueleser aproximadamente de unas seis veces el diámetro de nuestro rotor, aunqueen nuestro caso situamos los aerogeneradores en la dirección predominantedel viento pudiendo acortar esta distancia.

Una vez elegida la tensión de evacuación, halladas las características delcable submarino y su disposición en el lecho marino, pasaremos ha analizar elcable subterráneo, aproximadamente de 750m de longitud,donde por último,nos centraremos en el diseño por completo de la subestación elevadora queserá la encargada de transformar la tensión elegida anteriormente a 66 KV.

Para una mejor comprensión de la distribución de las líneas en nuestroproyecto, nos jamos en la gura 2.2:

Figura 2.2: Distancias de la línea eléctrica sobre la proyección horizontal.

Notar que la profundidad de la zona en la que se van a situar los aero-generadores es de 49m para el aerogenerador_1 y de 39m para el aerogen-erador_2. Los datos de las profundidades nos serán necesarios para calcularcon exactitud las longitudes de los cables a diseñar.

Por último y para aclarar todas las numeraciones que encontramos enla gura 2.2, nos jamos en el cuadro 2.1, que nos sitúa tanto en coorde-nadas UTM, como en coordenadas geográcas, la posición de cada elementorelevante de nuestro proyecto. La distribución de las líneas, sobretodo la sub-terránea, es muy importante, ya que nos muestra el lugar por el cual tenemospermiso para tirar nuestro cable, esto nos limitará a la hora de calcular lon-gitudes y radios de curvatura de nuestro cable subterráneo. Además, decirque la unión de nuestro cable submarino con el subterráneo se hará en elpunto 4 de la gura 2.2.


Cuadro 2.1: Coordenadas de los puntos signicativos de la gura 2.2.

2.2.1. Descripción de las características de nuestro aerogen-erador

Nuestros aerogeneradores tendrán un tipo de eje horizontal, tambiénconocidos como HAWT, que proviene de las siglas en ingles, horizontal axiswind turbines. Su principal característica es que el eje de rotación se en-cuentra en posición perpendicular al suelo y a la dirección del viento. Unaventaja importante es que aprovecha mejor las corrientes de aire y todoslos mecanismos para convertir la energía cinética del viento en otro tipo deenergía están ubicados en la torre y la góndola, además de tener una ecaciamuy alta.

Sobre la orientación con respecto al viento, decir que lo colocamos abarlovento, también denominado a proa. La mayoría de los aerogeneradorestienen este tipo de diseño. Consiste en colocar el rotor de cara al viento,siendo la principal ventaja el evitar el abrigo del viento tras la torre. Comodesventaja diremos que necesita mecanismo de orientación del rotor, y queesté situado a cierta distancia de la torre.

Sobre las palas notar que, a mayor número de palas, menor rendimiento(la estela que deja una la puede recoger la siguiente y frenarse). A mayornúmero de palas menor par de arranque.

Si fuese un modelo monopala, necesitaría un contrapeso y las velocidadesde giro serían grandísimas, introduciendo esfuerzos variables, disminuyendoasí la vida de la instalación.

Los diseños de bipalas tienen la ventaja de ahorro en cuanto a coste ypeso, pero por el contrario necesitan una velocidad de giro más alta para pro-ducir la misma cantidad de energía. Rinde un 10% más que aerogeneradores


con una pala.Se toma la opción de tripala como la óptima, ya no solo por una com-

binación del par de arranque y rendimiento, sino además de que rinden un4% más que con dos palas.

El cizallamiento del viento en el mar es muy bajo, lo que implica quela velocidad del viento no experimenta grandes cambios al variar la alturadel buje del aerogenerador. Así pues, puede resultar más económico uti-lizar torres más bien bajas, alrededor de 0,75 veces el diámetro del rotor enaerogeneradores emplazados en el mar, (normalmente, las torres de los aero-generadores situados en tierra miden un diámetro de rotor, o incluso más).Nuestras torres tendrán una altura desde el nivel del mar hasta el buje de110m, por lo que de acuerdo con lo expuesto antes, tendremos un diámetrode rotor de 126m y una longitud de cada pala de 61,5m.

Sobre las cimentaciones decir que serán cimentaciones trípode, encontrán-dose como ya nombramos en la sección 2.2, descripción de las característicasde nuestro proyecto, a 49m y 39m por debajo del nivel del mar.

Una escala importante de nombrar es la escala Beaufort, ya que al instalarnuestros aerogeneradores en el mar, es bueno saber como se encontrará lamar y el viento para realizar los cálculos de las cimentaciones principalmentey de la fuerzas que también tendrán que soportar las palas, la góndola y latorre. La Escala de Beaufort la podemos encontrar en la tabla 2.2.

2.3. Elección de los Cables

La elección del cable de evacuación de nuestros aerogeneradores, tan-to submarinos, como subterráneos, es primordial para nuestro proyecto. Apartir de la elección de la sección de los cables podremos discernir sobre latensión a la que evacuaremos.

Lo primero de todo para empezar con la elección de nuestro cable es sabercómo vamos a evacuar, como ya observamos en la gura 1.3 en la página 16,los costes de evacuar en corriente alterna por las distancias que manejamos,serían mucho menores que evacuando en contínua. Esto se debe a que loscostes de las pérdidas que podamos tener en alterna serán menores que loscostes de los convertidores contínua-alterna que tendríamos que instalar enlos aerogeneradores y en la subestación en tierra.

Después de esto discerniremos sobre la disposición de los conductoresdentro del cable, es decir, si elegimos un 3-core o preferimos tres cables1-core, para ello nos jamos en la tabla 2.3. En esta tabla observamoscomo los cables 3-core tiene menor capacidad de transmisión de potencia


Cuadro 2.2: Escala de Beaufort de la fuerza de los vientos


que los cables 1-core, en nuestro caso no nos delimita la potencia (solocontamos con 2 aerogeneradores) por lo que elegiremos cables 3-core paraevitar encarecer el proyecto.

Cuadro 2.3: Máxima capacidad de transmisión

El siguiente paso que daremos será elegir el tipo de aislamiento que re-cubrirá a nuestro conductor, para ello observamos la tabla 2.4:

Cuadro 2.4: Materiales de aislamiento de cables para MT

Elegiremos como aislante para todos nuestros cables el de tipo XLPE,polietileno reticulado. El polietileno es usado como aislante de cables dealta tensión (hasta 500kV) y media tensión. Su utiliza bastante en cablessubmarinos debido a su escasa permitividad2 y su resistencia al agua. Seutiliza polietileno reticulado como aislante y polietileno de alta densidadcomo recubrimiento exterior. La principal ventaja de estos cables es su mayorseguridad debido a que pueden operar a mayores temperaturas debido a lagran estabilidad térmica del polietileno, 90°C en RP, 130°C en emergenciasy 250°C en cortocircuito.

2Permitividad eléctrica: mide la capacidad de un material para permitir el almace-namiento de cargas o fugas de corriente por efectos capacitivos.


Este tipo de aislamiento ofrece también un comportamiento mejorado conrespecto a la formación de arborescencias. El fenómeno de las arborescenciasconsiste en la formación de caminos al interior del aislamiento, por los cualesaparece circulación de cargas desde el conductor hacia el apantallamiento;este fenómeno se da comúnmente por presencia de humedad y ante altoscampos eléctricos que hacen que el polímero se comience a degradar. El ais-lamiento XLPE es muy utilizado en sitios de instalación en donde los cablesestán trabajando la mayor parte del tiempo en condiciones de saturación deagua o prácticamente sumergidos.

Después de determinar todas estas especicaciones, lo siguiente que ten-emos que hacer es hallar la intensidad admisible en régimen permanente paracada tipo de cable y todas las tensiones disponibles, el procedimiento parala obtención de estos cálculos y los siguientes los encontramos en cálculo dela sección del conductor en la sección 3.1 en la página 110.

2.3.1. Cable Subterráneo

Para la evacuación de nuestra potencia en tierra hemos elegido el ca-ble HERSATANE W.B. RHZ1-OL de General Cable, que se trata de unconductor que posee las siguientes aplicaciones y características principales:

-Cables para distribución de energía para instalaciones de media tensiónal aire, entubados, enterrados. (Enterrado bajo tubo a 0,8m).

-Cubierta resistente a la abrasión y al desgarro.-Mayor facilidad de deslizamiento.-Pantalla con obturación longitudinal al paso del agua.-Cable no propagador de la llama, libre de halógenos, de reducida acidez y

corrosividad de los gases y reducida opacidad de los humos emitidos durantela combustión.

El cable ha sido diseñado para cumplir la normativa siguiente:

UNE-EN 60332-1 - No propagador de la llama.

UNE-EN 50266 - No propagador del incendio.

UNE-EN 50267 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos.

UNE-EN 61034 - Baja opacidad de los humos emitidos.

IEC 60332-1 - No propagador de la llama.

IEC 60332-3 - No propagador del incendio.

IEC 60754 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos.


IEC 61034 - Baja opacidad de los humos emitidos.

La estructura del cable está formada por los siguientes componentes:

Figura 2.3: Descripción del cable Subterráneo.

Sobre las características del cable, decir que se pueden encontrar en elAnexo en la sección 2.13 en la página 89. Con la ayuda del apartado Cálculode la sección del conductor que encontramos en la sección 3.1 en la pági-na 110, hemos obtenido el siguiente cuadro resumen donde se determinan lassecciones para cada una de las posibles tensiones de evacuación:

Cuadro 2.5: Sección del conductor Subterráneo por tensión de evacuación.


2.3.2. Cable Submarino

Para la evacuación de nuestra potencia en el mar hemos elegido el cable2XS(FL)2YRAA de Nexans, que se trata de un conductor de cobre dehasta 36KV, cuyo peso en Kg/m es del orden de unas 10 veces mayor que elpeso del cable subterráneo elegido.

El cable ha sido diseñado para cumplir la normativa siguiente:

UNE 211620-5E - Norma constructiva.

UNE-EN 60332-1 - No propagador de la llama.

UNE-EN 50266 - No propagador del incendio.

UNE-EN 50267 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos.

IEC 60332-1 - No propagador de la llama.

IEC 60332-3 - No propagador del incendio.

IEC 60754 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos.

La estructura del cable está formada por los siguientes componentes:

Figura 2.4: Descripción del cable Submarino.

Es importante decir que los cables submarinos tendrán que ser enterradospara reducir el riesgo de daños ocasionados por equipos de pesca, anclas, etc.


Si las condiciones del fondo lo permiten, será más económico hundir los cablesen el lecho marino (utilizando chorros de agua a presión) que enterrarlos en elfondo del mar. Pero, al ser una distancia relativamente corta y que no pasanmuchos barcos por la zona, el cable solo estará correctamente depositadosobre el lecho marino.

También notar que todas las protecciones metálicas del cable (las pan-tallas y la armadura) están unidas entre sí y a tierra en ambos extremos,tanto para el cable subterráneo como en el submarino.

Sobre las características del cable, decir que se pueden encontrar en elAnexo en la sección 2.13 en la página 89. Con la ayuda del apartado Cál-culo de la sección del conductor que encontramos en la sección 3.1 en lapágina 110, hemos obtenido las diferentes secciones para cada tensión y paracada cable.

2.3.2.1. Cable de unión entre aerogeneradores

Realizaremos una diferenciación entre el cable que une los dos aerogen-eradores y el cable que une el aerogenerador_1 con tierra. Esto es necesarioporque la capacidad de energía que lleva cada uno es diferente, por lo quelas características serán distintas. Este cable es el encargado de unir el aero-generador_2 con el aerogenerador_1 y posee una longitud de 660m. En elcuadro siguiente podemos encontrar las secciones obtenidas para este cable:

Cuadro 2.6: Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación.

2.3.2.2. Cable de evacuación hasta tierra

Como acabamos de decir en el apartado anterior, las características deeste cable serán diferentes a los cables de unión entre aerogeneradores. A sim-ple vista se puede comprobar, independientemente de la tensión, que el cablede evacuación hasta tierra llevará el doble de intensidad que el cable entreaerogeneradores, porque utilizamos un solo cable para esta evacuación, esdecir, transferimos la energía del aerogenerador_2 hasta el aerogenerador_1y de este mismo aerogenerador_1 llevamos la suma de los dos aerogener-adores hasta tierra. Esta opción es más económica y viable que llevar desdecada aerogenerador un cable hasta tierra. Por lo que podremos decir, como


se comprueba en el cuadro siguiente, que la sección en este caso será muchomayor que en el apartado anterior.

Cuadro 2.7: Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación.

2.4. Elección de la tensión de evacuación

Una vez hemos determinado las secciones en los cables para cada posibletensión de evacuación, lo siguiente que tenemos que hacer es elegir esa tensiónpara el posterior diseño de la subestación. Para ello compararemos para cadacaso los benecios y pérdidas que podremos encontrar en un periodo deamortización de 10 años. Aunque la vida de un generador en el mar sabemosque es de aproximadamente de 30 años, la opción que nos resulte más rentableen un periodo de 10 años, será la decisión a tomar.

Sobre las tres tensiones diferentes que tenemos, tendremos que determi-nar los costes de cables, costes de transformadores en la góndola, transfor-madores en subestación, aparamenta, etc. Los costes de la instalación paracada tensión los consideraremos equitativos, por lo que no los incluiremos enesta comparación, aunque podemos decir que se da un incremento notabledel precio por KW instalado. Los costes que tampoco tendremos en cuentaen este apartado por ser iguales para todas las tensiones, serán el transporte,la mano de obra, las cimentaciones, los aerogeneradores, el mantenimiento,etc.

Los costes a determinar para todas las tensiones serán más o menos losmismos a excepción de los costes del transformador en la góndola a 13 KVque serán nulos, debido a que si evacuamos a esta tensión, estos mismos13KV los podemos obtener a la salida del puente trifásico sin necesidad deusar un transformador adicional.

En la tabla 2.8 podemos encontrar los costes y benecios de forma re-sumida durante un periodo de amortización de 10 años. Estos cálculos sepueden encontrar de forma más detallada en Cálculo de la Amortización a10 años en la sección 3.2 en la página 120.

Por tanto y según los datos obtenidos en la tabla anterior, podemos decirque la tensión a la que evacuaremos será de 13 KV.


Cuadro 2.8: Costes

2.5. Centros de transformación

El centro de transformación de un aerogenerador normal se compone deceldas compactas, transformador principal 20-30/0,69 kV, 1.000 kVA, trans-formador de servicios auxiliares 690/220 V, etc. Pero en nuestro caso comoevacuaremos la tensión a 13 KV provenientes de un puente trifásico anterior,nos evitamos la utilización de un transformador en el aerogenerador, por loque nos ahorraremos los costes y las pérdidas de éste.

De todos modos, éstos centros de transformación no sólo están forma-dos por el propio transformador como dijimos, sino que tienen partes muyimportantes y necesarias, como son las celdas.

2.5.1. Celdas de protección

Entre las prestaciones de las celdas de forma resumida, se incluyen:

Aislamiento integral en gas proporcionando insensibilidad frente a en-tornos ambientales agresivos.

Seguridad para las personas e instalaciones.

Dimensiones y pesos reducidos, permitiendo una introducción sencillapor la puerta de la torre.

Optimización de costes de explotación debido a su bajo mantenimiento.

Modularidad y extensibilidad, posibilitando la ampliación futura sinsustituir el equipo completo.

Adicionalmente, las celdas modulares presentan las siguientes ventajas:

Flexibilidad en la conguración de esquemas.

Disponibilidad y simplicidad de sustitución de una sola posición.


Figura 2.5: Disposición de las celdas en el aerogenerador.

En la gura 2.5 podemos observar el lugar en el que encontramos situadaslas celdas dentro del aerogenerador.

La función que desempeñan estas celdas es vital en el centro de transfor-mación, ya que se encargan de proteger al puente trifásico y al aerogeneradoren caso de falta, aislándolos del resto de la línea de 13 kV y permiten la adi-ción de energía del aerogenerador a la red de media tensión.

Los grupos funcionales de celdas de algunas compañías, como son MESAy ORMAZABAL, han sido diseñados como unidades compactas, a partir dela unión de celdas modulares.

2.5.1.1. Funciones modulares

Considerando las particularidades de las redes colectoras de media ten-sión comúnmente utilizadas en los parques eólicos, pueden establecerse lassiguientes funcionalidades para los módulos a utilizar:

En función del número de entradas-salidas necesarias en cada aerogener-ador, utilizaremos los grupos funcionales, que podemos observar en la gu-ra 2.6, además de su distribución nal.


Figura 2.6: Grupos funcionales utilizados y distribución de éstos.

En la gura 2.7, encontramos un esquema del interconexionado entrelos grupos funcionales que usaremos en el aerogenerador_1, estas celdas delprimer aerogenerador diferirán del aerogenerador_2 en que éste último noposee celda del tipo 1L ya que es la turbina que encontramos en el extremo.

Figura 2.7: Interconexión de las unidades modulares utilizadas.


2.5.1.2. Celdas instaladas

Las celdas que vamos a utilizar dentro de la aparamenta de MT en dis-tribución secundaria, se tratan del: Sistema Modular y Compacto CGM-COSMOS con Aislamiento Integral en gas SF6. Hasta 24 KV, de la empresaproveedora ORMAZABAL.

Descripción General:

El sistema CGMCOSMOS está formado por un conjunto de cel-das modulares, unifuncionales o multifuncionales, de reducidasdimensiones, para la conguración de diferentes esquemas de dis-tribución eléctrica secundaria hasta 24 kV, tanto pública comoindustrial.

El sistema CGMCOSMOS ofrece mejoras en aspectos funcionalescomo la mayor compacidad, la ergonomía en su instalación y uso,la amplitud de gama y una mayor abilidad y seguridad.

Características Principales:

Aislamiento integral en gas SF6, proporcionando insensibilidadante entornos ambientales agresivos ( incluyendo inundaciones ),larga vida útil y ausencia de mantenimiento de las partes activas.

Modularidad total y extensibilidad futura, en ambas direccionesmediante el conjunto ORMALINK.

A prueba de arco interno, protegiendo a las personas y conformea la IEC 60298.

Dimensiones y pesos reducidos, facilitando las tareas de manipu-lación e instalación.

Sencillez y seguridad en la operación, gran ergonomía de los ele-mentos de maniobra, posibilidad de montar accesorios y realizarpruebas bajo tensión, fusibles en posición horizontal, enclavamien-tos adicionales y alarma sonora ante operaciones inadecuadas.

Facilidad de conexión de cables, mediante bornas enchufables oatornillables y sin necesidad de foso o colocación de bastidoresadicionales en obra.

Tanto los elementos de corte y conexión como el embarrado, seencuentran dentro de una cuba de acero inoxidable, llena de gas,totalmente estanca y sellada de por vida, constituyendo así unequipo de aislamiento integral (IP 67 IEC 60529).


La envolvente metálica de cada celda, fabricada con chapa deacero galvanizado, presenta rigidez mecánica, lo que garantiza laindeformabilidad y protección en las condiciones previstas de ser-vicio.

El sistema CGMCOSMOS supera el ensayo de inmersión a unapresión de 3 metros de columna de agua, 24 horas a tensión nom-inal y prueba de aislamiento a frecuencia industrial.

Normas Aplicadas:

IEC 60298; Aparamenta bajo envolvente metálica para corrientealterna de tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores a 52kV.

IEC 60265; Interruptores de alta tensión. Parte 1: Interruptores dealta tensión para tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferioresa 52 kV.

IEC 60129; Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra decorriente alterna.

IEC 62271-105; Combinaciones interruptor-fusibles de corrientealterna para alta tensión.

IEC 60694; Estipulaciones comunes para las normas de aparamen-ta de alta tensión.

IEC 62271-100; Interruptores automáticos de corriente alternapara alta tensión.

IEC 60255; Relés eléctricos.

Celdas Usadas:

CGMCOSMOS-L; Se utiliza para la acometida de entrada o sali-da de los cables de MT, permitiendo comunicar con el embarradodel conjunto general de celdas. Utilizaremos celdas de salida paraambos aerogeneradores y una celda de entrada para el aerogener-ador_1.

CGMCOSMOS-S; Se utiliza para la interrupción en carga del em-barrado principal del centro de transformación. Lo utilizaremos enambos aerogeneradores.

Ambas hojas de características las encontramos en el aparta-do 2.13.3 en la página 96.


2.5.1.3. Elementos e información adicional de las celdas

Pasatapas El modelo de pasatapas utilizado en todas las funciones delas celdas cumple con la norma EN 50181, soportando 630 A (atornillable)como intensidad nominal y 25kA / 1s (62,5 kA valor pico) como intensidadde cortocircuito. Se sitúan en el compartimento de cables, opcionalmente,pueden ubicarse en el lateral de las celdas para una acometida directa conel embarrado principal. Todos los pasatapas fabricados con resina epoxi,como es nuestro caso, son sometidos rutinariamente a ensayos dieléctricos afrecuencia industrial así como a ensayos de descargas parciales.

Conectores Tanto para la conexión directa a los pasatapas situados en elcompartimento de cables, como para los ubicados en el lateral, es necesariodisponer de los conectores apropiados, enchufables o atornillables (cuandola intensidad nominal es mayor a 400 A, o la intensidad de cortocircuito esigual o superior a 16 KA).

Las celdas han sido diseñadas para conectar a sus pasatapas conectoresatornillables en T.

Cuba La cuba, de acero inoxidable, contiene el interruptor, el embarrado yportafusibles, y el gas SF6 se encuentra en su interior a una presión absolutade 1,3 bares.

El sellado de la cuba permite el mantenimiento de los requisitos de op-eración segura durante toda la vida útil de la celda, sin necesidad de reposi-ción de gas. Para la comprobación de la presión en su interior, se puedeincluir un manómetro visible desde el exterior de la celda.

La cuba cuenta con un dispositivo de evacuación de gases que, en casode arco interno, permite su salida hacia la parte trasera de la celda, evitandoasí su incidencia sobre las personas, cables o la aparamenta del Centro deTransformación.

El embarrado incluido en la cuba está dimensionado para soportar, ademásde la intensidad asignada, las intensidades térmica y dinámica asignadas.

Funciones de Protección La opción de incorporar la unidad ekorRPG,aporta adicionalmente la protección contra sobreintensidades y faltas, au-mentando de una forma más able la protección de la instalación. Ha sidodesarrollada especícamente para su aplicación a la función de proteccióncon interruptor automático CGMCOSMOS-V. Compuesta de un relé elec-trónico comunicable, sensores de intensidad, y según modelos, tarjeta de


alimentación y toroidales de autoalimentación cuando no se proporciona laenergía a través de fuentes externas.

Esta unidad interviene frente a sobreintensidades, faltas a tierra, corto-circuitos entre fases y fases y tierra. Cuando se detecta una sobreintensidadel relé actúa sobre el disparador biestable de baja energía que acciona el in-terruptor automático originando la apertura del circuito. En caso de disparode la unidad, la intensidad de defecto, el motivo del mismo, el tiempo deduración y su fecha y hora, quedan registrados en memoria.

Para el caso de faltas a tierra cuando la intensidad de defecto sea menorque el 10% de la intensidad nominal de la instalación, se optará por unaprotección de tipo ultrasensible.

La unidad ekorRPG es autoalimentada desde 5 A (150 kVA en 20 kV),siendo totalmente autónoma sin necesidad de baterías u otro tipo de fuentesexternas. Para intensidades nominales inferiores a 5 A existe la posibilidadde unidades de alimentación auxiliar. Su utilización se enfoca a la protecciónde instalaciones de distribución, entre 50 y 15000 kVA.

Obra civil La entrada o salida de cables unipolares, en las celdas del sis-tema no precisa de foso en obra civil, cuando se acometen lateralmente alcompartimento de cables. Las distancias mínimas recomendadas para unacorrecta instalación, que hay que respetar entre la pared y los equipos unavez jadas las celdas al suelo y de acuerdo con los ensayos de arco internorealizados, para los módulos aislados en gas, según el anexo AA de la normaIEC 60298, se corresponde a un mínimo de 50 mm.

Información mediambiental Los centros de producción de las empresasque fabrican este tipo de celdas, tienen implantados los correspondientes sis-temas de gestión medioambiental, cumpliendo con las exigencias de la normainternacional ISO 14001 y avalados entre otros, por el Certicado de GestiónAmbiental AENOR CGM-00/38. Las celdas del sistema han sido diseñadas yfabricadas de acuerdo a los requisitos de la norma internacional IEC 622751-200. Constructivamente y según modelos, disponen de un compartimentoestanco de SF6 que por diseño permite la plena operatividad del equipo a lolargo de toda su vida útil estimada de 30 años.

Al nal del ciclo de vida del producto, el contenido de gas SF6 no de-berá ser expulsado a la atmósfera, recuperándolo y tratándolo para su reuti-lización, siguiendo las instrucciones indicadas en las normas IEC 61634, IEC60480 y la guía CIGRE 117.


2.5.2. Servicios Auxiliares

Se va a suponer que el sistema de alimentación de servicios auxiliares enlos aerogeneradores vienen preinstalados ya en cada uno y que estos con-sumos no varían la generación total producida. Estos servicios auxiliaresmanejarán:

Los equipos de regulación.

Unidad hidráulica.

Alumbrado.

Maniobra de góndola y torre.

2.6. Características de los cables a 13 KV

Como hemos obtenido una tensión de evacuación de 13 KV, según lacomparación de benecios frente a pérdidas que realizamos en el apartado 2.4que encontramos en la página 35, a continuación citaremos detalladamentelas características de cada tipo diferente de cable de los que se dispone en elproyecto.

Es importante notar que para la realización de los cálculos anteriormentecitados utilizamos cables con una disposición tripolar, pero esta caracterís-tica la tendremos que cambiar debido a que, para secciones de conductoresmayores de 300mm2, no podremos utilizar cables tripolares debido, apartede su elevado peso, principalmente a su menor exibilidad, por lo que ten-dremos que usar cables unipolares.

Al encontrarnos con esta nueva disposición para los cables de sección de400mm2, tendremos dos maneras típicas distintas de colocarlos:

Trefoil.

Flat formation.

En nuestro proyecto nos declinaremos ante la opción de at formation yaque colocarlas en trébol (trefoil) se suele dar lugares donde no se disponede suciente espacio para la instalación de los cables, por lo que elegiremosesta primera disposición para el cable subterráneo que es donde tenemos unasección superior a lo permitido, ya que seguimos queriendo enterrarlo bajotubo para prevenir riesgos.


2.6.1. Cables Subterráneos

Como cable subterráneo seguimos usando el cable HERSATENE W.BRHZ1-OL de General Cable de 400mm2 de sección, usando conductoresunipolares, frente a la disposición tripolar nombrada en apartados anteriores,en la tabla 2.9 nos encontramos sus características principales y un esquemade su composición.

Cuadro 2.9: Características del cable Hersatene.

2.6.2. Cables Submarinos

Para citar las características de los cables submarinos, los dividiremos,como llevamos haciendo durante todo el proyecto, en un cable que une losaerogeneradores y un cable de evacuación hasta tierra.

Unión de Aerogeneradores Para este cable seguiremos utilizando el ca-ble 2XS(FL)2YRAA de Nexans, con disposición tripolar, ya que obtuvimos


en el apartado de Elección de los cables una sección de 120mm2. En latabla 2.10 encontramos sus características.

Cuadro 2.10: Características del cable para la unión de aerogeneradores.

Evacuación hasta tierra Para este cable seguiremos utilizando el cable2XS(FL)2YRAA de Nexans, con disposición tripolar, ya que obtuvimosen el apartado de Elección de los cables una sección de 300mm2. En latabla 2.11 encontramos sus características.

Cuadro 2.11: Características del cable que evacúa hasta tierra.


2.7. Disposición del cable submarino en el lechomarino

Antes de empezar a colocar el cable, debemos cerciorarnos que el lugarpor donde va a pasar éste no se trate de un área marina protegida, o AMP,ya que es un lugar en el océano designado para brindar protección a largoplazo a la fauna marina y a los hábitats submarinos.

Después de esta comprobación, decidiremos si enterrarlo o dejarlo sobreel lecho marino, la segunda opción citada es la que elegiremos, ya que ladistancia de los aerogeneradores a tierra no es muy elevada y el peligro deanclas grandes de barcos no es tanto como el coste que conlleva enterrarlos.

Para el tendido del cable se utilizará un buque cablero que dispone de unamáquina de tendido cuya velocidad de tendido puede llegar hasta 1,5Km/h,por lo que con nuestras distancias existentes podemos decir que el tendi-do será relativamente rápido. Estos buques cableros son reconocidos exter-namente por la forma de su proa y su popa. Estas equipan unas grandesroldanas o rampas para el tendido y recuperación de los cables. Sus princi-pales partes son:

Tanques de cable: para almacenar los diferentes tipos de cable, losbuques van equipados en su interior con unos grandes tanques circu-lares. Estos tanques ocupan la mayor parte del interior del buque.

Maquinaria especial para tender o recuperar los cables: estas máquinasvan provistas de un gran número de pares de ruedas, o cadenas tipocaterpillar, entre las cuales pasa el cable y unos tambores circularescon los que se controlan la tensión, velocidad y longitud de cable quees izado o tendido.

Sala de empalmes: la realización de un empalme en un cable submarinoes un proceso que requiere unas técnicas especiales y una gran espe-cialización en todas sus fases. Esta sala está equipada con todos losequipos necesarios para la realización de estos empalmes.

Como último paso para la disposición del cable en el lecho marino, se utilizaráuna máquina de control remoto para el posicionamiento correcto del cable yallanamiento del fondo marino.

En la gura 2.8 podemos observar algunos de éstos elementos.


Figura 2.8: Elementos del tendido submarino.

2.8. Zona de ataque de la entrada de la línea a tier-ra

Como podemos observar en la gura 2.2 en la página 26, el punto 3pertenece a la llegada a tierra del cable submarino proveniente del aerogen-erador más cercano que se encuentra a 2880 m de distancia. Como el cablesubmarino lo vamos a seguir utilizando una vez adentrados en tierra duranteuna distancia suciente como para tener un margen de seguridad adecuado,realizaremos el cambio de cable submarino a cable subterráneo en el punto4 de la gura citada anteriormente.

Por lo tanto el cable submarino tendrá una proyección horizontal de3140 m (2880 m + 260 m adentrado en tierra), sin embargo como provienedel aerogenerador_1 y este se encuentra a 49 m de profundidad y el empalmede ambos tipos de cable en el citado punto 4 se encuentra aproximadamentea 1 m de profundidad, por lo que tendremos una longitud de cable submari-no aproximada (contando con los desniveles propios del fondo marino) de3200 m.

Sobre la profundidad a la que entrará el cable a la llegada a tierra pode-mos decir que estará situado a unos 4 m de profundidad, distancia que con-sideramos suciente para tener un margen de seguridad adecuado.


2.9. Conexión cable submarino-cable subterráneo

A continuación explicaremos el modo de unión entre el cable submarino yel cable subterráneo. Para ello haremos uso de una arqueta que situaremos enel punto 4 de la gura 2.2 en la página 26 en la que encontrábamos represen-tado las distancias en la proyección horizontal de nuestra línea eléctrica. Conla instalación de esta arqueta aprovechamos para realizar de forma perfectala curvatura de la disposición a seguir de nuestro cable en dicho punto.

Las arquetas serán prefabricadas de hormigón o construidas in situ defábrica de ladrillo y podrán ser de dos tamaños: 60x60 cm y 120x60 cm(las grandes para la ubicación de los empalmes). Tendrán una profundidadmínima de 70 cm. En la selección de materiales de obra civil, el licitadordeberá tener en cuenta a efectos de coste, que las arquetas se deberán instalarcon marco y tapa de fundición que cumplan norma UNE - EN 124, y queserán de la clase B125 en tierra, jardín o acera, y de la clase D400 en calzada.En el caso que el proyecto lo considere necesario se realizará una prueba deestanqueidad.

En nuestro caso la arqueta será prefabricada, y como usaremos em-palmes para la unión de cada uno de los tres conductores, el tamaño será de120x60 cm. Sobre la profundidad a la que podremos encontrar la arqueta,será aproximadamente unos 80 cm, que es la profundidad a la que encon-traremos el cable subterráneo.

Se entiende por empalme de cables para Media Tensión, como el conjun-to de conexión y reconstrucción de todos los elementos que constituyen uncable de potencia aislado y protegido mecánicamente dentro de una mismacarcasa. Los materiales empleados en la fabricación de los empalmes debensoportar satisfactoriamente los esfuerzos eléctricos debidos al cable. Tam-bién, es importante que estos materiales sean compatibles con los materialesdel cable para MT.

2.10. Canalizaciones para la línea subterránea

Antes de comenzar los trabajos, se marcarán las zonas donde se abriránlas zanjas, marcando tanto su anchura como su longitud. Al marcar el traza-do de las zanjas se tendrá en cuenta el radio mínimo que hay que dejar enlas curvas con arreglo a la sección del conductor que se vaya a canalizar (Elradio de curvatura después de colocado un cable será como mínimo 10 vecessu diámetro exterior y 20 veces en las operaciones de tendido). Podemos ob-servar el radio de curvatura que usaremos aproximadamente según la sección


del conductor utilizado en la tabla 2.12.

Cuadro 2.12: Radio de curvatura según la sección.

Las zanjas se harán verticales hasta la profundidad escogida,en nuestrocaso 0,8 m, colocándose entubaciones en los casos en que la naturaleza delterreno lo haga preciso. Para nuestro proyecto, hemos elegido entubar elcable subterráneo para mayor seguridad con independencia de la naturalezadel terreno.

Se eliminará toda rugosidad del fondo que pudiera dañar la cubierta delos tubos y cables, y se extenderá una capa de arena o tierra na de aproxi-madamente 5 cm de espesor que servirá para nivelar el fondo y asiento de loscables. Los conductores se instalarán de tal manera que no se les perjudiqueni disminuyan sus características dadas por el fabricante. Se seguirán en todomomento las indicaciones descritas en el plano especíco de sección de lascanalizaciones para una correcta instalación de los conductores. Se emplearáun sistema mediante cintas señalizadoras, que permitan indicar la presenciade cables eléctricos, frente a una posible apertura en una zanja.

2.10.1. Radio de Curvatura

Aunque nombramos esta característica con anterioridad, es imposible nohacer hincapié de forma más detallada.

El radio de curvatura es el máximo doblado que se le puede dar a un cablegarantizando que las propiedades eléctricas y mecánicas de sus componentesno se alteren, es decir sin producir daños en el cable.

La norma ICEA S-93-639 en su apéndice I, indica que el radio de curvatu-ra mínimo para los cables para Media Tensión (sin armaduras) en instalación


no debe ser inferior a 12 veces el diámetro exterior del mismo.=⇒Por lo que nuestro radio de curvatura será igual a 660mm.Unas características importantísimas en la instalación de los cables para

cumplir con su radio de curvatura son:

Tensión de jalado:

Es importante tener presente que para el proceso de instalación de los ca-bles para Media Tensión existe una fuerza máxima con la cual pueden serjalados sin producir esfuerzos peligrosos en el conductor que lo pueden de-formar (alargamiento y desprendimiento del conductor con el aislamiento, odesplazamiento de los elementos de la cubierta) y sin comprometer el desem-peño del cable en la instalación.

Se puede jalar un cable para Media Tensión mediante un perno de trac-ción colocado en el conductor del cable, para ello es necesario tener presenteque el esfuerzo máximo para el jalado que puede experimentar el conductorde cobre y de aluminio es de 7,0 y 5,3 kg /mm2 respectivamente, por lo tantola tensión o fuerza máxima de jalado se calcula con la siguiente fórmula:

Tmax = A · σ (2.1)

Siendo:-A: el área transversal del conductor metálico del cable para Media Ten-

sión.-σ: Es el esfuerzo máximo que puede soportar el material del conductor

sin llegar a cambiar sus propiedades físicas.También se puede jalar el cable para Media Tensión por medio de mallas

de acero o ganchos de tiro que se aferran a la cubierta exterior del cable. Detodas maneras se recomienda que para estos casos la tensión máxima en kgno exceda en más de 0,7 la sección transversal del material de la cubierta enmm2 y en ningún caso deberá ser superior a 450 kg.

=⇒Por lo que nuestra tensión de jalado será igual a 280 Kg.

Presión lateral:

Es el esfuerzo transversal que experimenta el cable en una curva cuando ésteestá bajo tensión. Es importante tenerlo presente ya que la presión lateralexcesiva puede causar suras o aplastamientos en el cable, de modo que esteparámetro es también restrictivo en el proceso de instalación. La presiónlateral en un conductor depende tanto del radio de curvatura del cable comode la tensión a la cual está sometido el conductor. Como su nombre lo indica,


la presión lateral es un esfuerzo de carácter transversal que experimenta elconductor debido a la componente normal de la tensión del mismo.

La presión lateral es directamente proporcional a la tensión del conductorpero inversamente proporcional al radio de curvatura del ducto. La siguienteecuación resume la forma de cálculo de la presión lateral:

PL =T

R(2.2)

Siendo:-T : Tensión longitudinal a la que está sometido el conductor.-R: Radio de la curva.La máxima presión lateral que se recomienda para los cables en Media

Tensión es de 744 kg/m.=⇒Por lo que nuestra presión lateral será igual a 421 Kg/m

2.11. Terminales

El objetivo principal de los terminales para Media Tensión, es el de con-trolar los esfuerzos eléctricos que se presentan en el aislamiento del cable alretirar el blindaje del aislamiento en las terminaciones del cable, para conec-tarlos con otros elementos de la red. Su funcionamiento está soportado por elcontrol de esfuerzo que se puede lograr por medio materiales especiales y secomplementa con distancias de fuga adecuadas y elementos que proporcionanhermeticidad en la terminación del cable.

Dependiendo de su funcionalidad pueden clasicarse de acuerdo al están-dar IEEE 48 como:

Terminal clase 1: Proporciona el control del esfuerzo eléctrico, garantizauna mínima distancia de fuga aislada entre el conductor-tierra y pro-porciona hermeticidad o protección contra la penetración de humedad.

Terminal clase 2: Proporciona dos aspectos que son el control del es-fuerzo eléctrico y distancia de fuga aislada entre el conductor-tierra.

Terminal clase 3: Sólo proporciona el control del esfuerzo eléctrico yestán hechos a base de pastas o barnices encintados termocontráctiles.

El terminal que usaremos será de clase 1.


Proceso para la instalación de un terminal El proceso para la insta-lación consiste en:

Retirar una longitud determinada de la chaqueta del cable.

Limpiar y jar el bloqueo antihumedad en el nuevo extremo de lachaqueta.

Rebatir el apantallamiento del cable o jación de los elementos para lapuesta a tierra del apantallamiento del cable.

Retirar una longitud determinada de la segunda capa semiconductora.

Retirar una longitud determinada del material de aislamiento.

Colocar borna zincada en el extremo nal del conductor metálico delcable.

Limpiar el extremo del cable y jación del elemento para control deesfuerzo.

Colocar sellos antihumedad en el extremo del aislamiento y nalmentecolocar el terminal en el extremo del cable.

Se recomienda que para la instalación de este tipo de elementos se deberespetar la distancia de fuga establecidas por los estándares internacionales,que comúnmente los fabricantes de terminales presentan en sus manualesde instalación; estos últimos también muestran un procedimiento adecuadopara retirar la segunda capa semiconductora y la jación de los bloqueoscontra humedad en los extremos del cable.

2.12. Subestación en tierra

En nuestro caso se trata de una subestación elevadora, ya que es el primerpaso de transformación que encuentra la energía eléctrica a la salida de losaerogeneradores.

El centro de transformación que encontramos en el propio aerogenerador,como observamos en la gura 2.5 en la página 37, permite pasar la potenciagenerada, que proviene del puente trifásico, de 690 V a 13 kV para podertransportarla hasta la subestación. Se dispone de un centro de transforma-ción por cada aerogenerador y se encuentra accesible tanto para tareas demantenimiento como para reparación en caso de mal funcionamiento.


En este CT hemos elevado la tensión de generación a 13 KV debido aque a mayor tensión, menores son las intensidades y por lo tanto menoresson las pérdidas y las caídas de tensión. De esto mismo es de lo que seencargará nuestra subestación realizando una transformación de 13/66 KV,participando en el sistema eléctrico como subsistema de transporte.

En la subestación se pueden distinguir dos partes totalmente diferenci-adas, una parte es el edicio de hormigón prefabricado donde se albergan lasceldas de 13 kV a las que llegan las líneas subterráneas, los equipos auxiliaresde baja tensión, y todo el sistema de control, protección y medida de todoel parque eólico, es decir, donde se vela por el correcto funcionamiento de lageneración y evacuación de la potencia.

La otra de ellas es la parte que a priori se encontraría a la intemperie,que se corresponde con la parte de alta tensión de 66 kV, desde donde seevacúa toda la potencia hacia la red de transporte. Decimos a priori porqueeso sería lo ideal, pero en nuestro caso, debido a la localización en la quese encuentra nuestra subestación, toda la aparamenta de alta tensión seencontrará dentro de un edicio cerrado.

Esto es así, como ya hemos dicho, además de por la localización en la quenos situamos, por la notable proximidad al mar a la que nos encontramos. Sino realizásemos esta construcción para la protección de nuestra aparamenta,los grandes vientos que se dan en la zona junto con las partículas de arena yla condensación de la sal procedente del mar que encontramos en el ambienteprovocarían daños relevantes y sobretodo costosos.

Debido a la realización de este edicio tendremos que instalar unos pasamurospara la conexión a la red de transporte.

Esta conexión a la red de transporte se realizará mediante una aperturade la misma, es decir, entrará la línea hasta nuestro embarrado y saldrá denuevo. Esto se debe a que REE no aceptaría una conexión en T en su redinsular de 66kV ya que 10MW de potencia son sucientes como para afectaral sistema. Otra opción para evitar abrir la línea de transporte solamente porla potencia de nuestro parque, sería conectar a alguna subestación cercana,pero no resultará posible ya que están las más cercanas están saturadas. Porlo que la apertura de la línea de transporte será la mejor opción a tomar.

2.12.1. Disposición de la subestación

En la elección del tipo de subestación más adecuado inuyen muchosfactores, como pueden ser el nivel de tensión, la capacidad de la carga, lascondiciones ambientales, las limitaciones del emplazamiento, etc.

Independientemente de la disposición elegida, una subestación debe fun-


cionar con regularidad, debe ser económica, segura y los más sencilla posible.Debe permitir un alto nivel de continuidad en el servicio, prever su futuraampliación y permitir un funcionamiento exible. Hay que disponer de losmedios necesarios para hacer el mantenimiento de las líneas, interruptores yseccionadores sin interrupción del servicio ni peligro para el personal.

Sabiendo el gran coste que nos supondrá la mano de obra, equipos, ter-reno, preparación del emplazamiento, tendremos que elegir los criterios quemejor satisfagan nuestros requisitos con el menor coste posible. Como loscostes mayores de la subestación están constituidos por los transformadoresde potencia, los interruptores y los seccionadores, la disposición del embarra-do y de las conexiones determina el número de seccionadores e interruptoresnecesarios.

La disposición que primero elegimos para nuestra subestación fue la desimple barra, nos declinamos sobre esta opción ya que en nuestro sistema só-lo tenemos un circuito de generación y una línea de evacuación y pensábamosque el uso de más elementos de protección sería innecesario y encarecería elproyecto.

Pero aunque nos hallamos decantado por la opción de simple barracomo la distribución que mejor se adapta a nuestras necesidades, realmentela opción a tomar será la de realizar una subestación con una disposición dedoble barra. Esto se debe a que nuestra subestación está conectada a la redde transporte por lo que Red Eléctrica exige un mínimo de seguridad en lasinstalaciones para asegurar el sistema, y esta mínima seguridad exigible seconsigue realizando una instalación de doble barra, además de la necesidadde apertura de la línea de transporte.

Para poder observar la planta y el esquema de esta disposición nos jamosen la gura 2.9.

Figura 2.9: Planta y esquema unilar de la disposición doble barra.


Este esquema emplea dos barras principales y cada circuito posee dosseccionadores de barras. Un interruptor de acoplamiento de barras conectalas dos barras y cuando está cerrado permite transferir un circuito de unabarra a la otra manteniendo la tensión mediante el accionamiento de losseccionadores de barras.

La seguridad de servicio del esquema doble barra un interruptor es baja,pero aún así sigue siendo más segura que la opción de simple barra, aunquees por este principal motivo por lo que esta disposición elegida no se empleanormalmente en subestaciones importantes.

Aunque en la gura 2.9 observemos en el esquema unilar que utilizamosun transformador para cada barra, esto no será cierto en nuestra insta-lación, esto se debe a que nuestro valor de potencia es relativamente pe-queño (10 MW ó 12 MW de sobrecarga en permanencia), por lo que no nosinteresará, por cuestión de costes, instalar un segundo transformador, ya quela tasa de reparación de un transformador en tierra es bastante rápida y lapotencia que se llegaría a perder no sería rentable frente al coste de otrotransformador que utilizaríamos de forma auxiliar.

Sobre el inconveniente del mantenimiento, al tratarse de un parque eólico,puede ser menos problemático, ya que al estar limitado el número de horas defuncionamiento del mismo, se pueden emplear esos intervalos de parada pararealizar el mantenimiento de los elementos. Aunque como podemos observaren las tabla 2.13 la indisponibilidad de una subestación de Simple Barraprácticamente triplica a una disposición de Doble Barra, lo que sería otrofactor más para decantarnos sobre esta segunda opción.

Cuadro 2.13: Tablas comparativas SB vs DB.

En el apartado de Planos se incluyen tanto la planta y secciones longi-


tudinales de la disposición de la subestación como el unilar con todos loselementos de la misma.

2.12.2. Coordinación de Aislamiento

Por coordinación de aislamiento se puede entender en términos generalesa las disposiciones y precauciones que se deben tomar en el diseño de lasinstalaciones eléctricas que están expuestas a sobretensiones para evitar quelas máquinas y aparatos eléctricos en general puedan sufrir daños por efectosde sobretensiones. Se trata entonces de contener estas sobretensiones dentrode límites tolerables evitando por un lado faltas frecuentes y por otro uncosto demasiado elevado de los aparatos de protección.

La nalidad de este apartado es seleccionar la capacidad dieléctrica delos distintos materiales de la subestación según las tensiones que puedanaparecer, teniendo una tensión nominal Un de 66 KV y por lo tanto unatensión más elevada Um de 72,5 KV.

2.12.2.1. Clasicación de las solicitaciones de tensión

Las solicitaciones de tensión están clasicadas por adecuados parámetros,tales como la duración de la tensión a frecuencia industrial o la forma deuna sobretensión, en función de su efecto sobre el aislamiento ó sobre eldispositivo de protección. Las solicitaciones de tensión así clasicadas puedentener varios orígenes que podemos observar en la tabla 2.14.

Cuadro 2.14: Clases y formas de solicitaciones de tensión y sobretensión.

Este apartado deniremos las tensiones tipo maniobra y tipo rayo que


van a ser soportadas por la instalación, ya que las consideraremos como lastensiones más notables:

Sobretensiones tipo Maniobra: estas sobretensiones de frente rápidoocurren cuando la aparamenta está conectada o desconectada de lared por medio de conexiones cortas, principalmente dentro de subesta-ciones. Suelen ser debidas principalmente a:

Conexión/desconexión de cargas.

Eliminación de faltas.

Conexión y reenganche de líneas

Sobretensiones tipo Rayo: las sobretensiones de rayo están causadaspor descargas directas a los conductores de fase o por cebados inversoso están inducidas por descargas de rayo cercanas a la línea. Las ondasde rayo inducidas, generalmente producen sobretensiones inferiores a400 kV. Las sobretensiones de rayo en subestaciones y sus niveles deocurrencia dependen de:

El comportamiento frente al rayo de las líneas aéreas conectadasa ellas.

La conguración de la subestación, tamaño y en particular, elnúmero de líneas conectadas a ella.

El valor instantáneo de la tensión de servicio (en el momento dela descarga).

2.12.2.2. Procedimiento para la coordinación de aislamiento

El procedimiento para la coordinación del aislamiento consiste en elegirun conjunto de tensiones soportadas normalizadas que caracteriza el ais-lamiento del material. Hay, en este procedimiento de coordinación del ais-lamiento, cuatro etapas principales que pueden identicarse de la siguienteforma:

Etapa 1: determinación de las sobretensiones representativas (Urp);Las sobretensiones representativas son las que se supone producen elmismo efecto dieléctrico en el aislamiento que las sobretensiones de unacategoría dada que aparecen en funcionamiento y de diversos orígenes.Están constituidas por tensiones que tienen la forma normalizada dela categoría en cuestión.


Etapa 2: determinación de las tensiones soportadas de coordinación(Ucw); Las tensiones soportadas de coordinación son las soportadaspor el aislamiento en condiciones reales de funcionamiento. Se obtienenmultiplicando los valores de tensión representativos por un factor decoordinación kc, el cual depende de la precisión de la evaluación delas sobretensiones representativas y de una estimación empírica de lascaracterísticas del aislamiento.

Etapa 3: determinación de las tensiones soportadas especicadas (Urw);Las tensiones soportadas especicadas son las que el aislamiento debesoportar durante el ensayo de tensión para asegurarse de que el ais-lamiento satisfaga el criterio de comportamiento cuando se someta auna categoría dada de sobretensiones en las condiciones reales de fun-cionamiento y durante todo el tiempo de funcionamiento. Se obtienenmultiplicando las tensiones soportadas de coordinación por un factorde seguridad ks, el cual toma un valor para aislamentos externos de1,05.

Etapa 4: determinación de las tensiones soportadas normalizadas (Uw);La elección del nivel de aislamiento asignado consiste en seleccionar elconjunto de tensiones soportadas normalizadas del aislamiento máseconómico, suciente para demostrar que se satisfacen todas las ten-siones soportadas especicadas. Deberíamos aplicarle un factor de cor-rección de altitud ka para instalaciones situadas a más de 1000 m dealtura, que no será nuestro caso.

Uw ≥ Urw = Ucw · ks · ka = Urp · kc · ks · ka (2.3)

El conjunto de tensiones normalizadas elegidas constituye un nivel de ais-lamiento asignado. Si las tensiones soportadas normalizadas están igualmenteasociadas al mismo valor de Um, este conjunto constituye un nivel de ais-lamiento normalizado. En la tabla 2.15 encontramos estos valores normal-izados.

Tipo Maniobra La tensión representativa sobre un impulso tipo manio-bra será de 95 kV ecaces, que se corresponde aproximadamente a 1,3 vecesla tensión más elevada para el material. Teniendo:

Factor de coordinación: 1,05.

Factor de seguridad: 1,05.


Cuadro 2.15: Nivel de aislamiento normalizado.

Factor de corrección atmosférico: 1.

Por lo que aplicando la ecuación 2.3, obtenemos:

Urw = Urp · kc · ks · ka = 95 · 1, 05 · 1, 05 = 104, 73KV

Tipo Rayo La tensión representativa sobre un impulso tipo rayo será de218 kV ecaces, que se corresponde aproximadamente a 3 veces la tensiónmás elevada para el material. Teniendo:

Factor de coordinación: 1,05.

Factor de seguridad: 1,05.

Factor de corrección atmosférico: 1.

Por lo que aplicando la ecuación 2.3, obtenemos:

Urw = Urp · kc · ks · ka = 218 · 1, 05 · 1, 05 = 240KV


Según el nivel de aislamiento expuesto anteriormente, presentamos deforma resumida:

Tensión soportada a impulsos tipo:

Maniobra 250 / 2500 ms . . . . . . ... 140 kV.

Rayo 1,2 / 50 ms . . . . . . . . . . . . . . . ... 325 kV.

Este conjunto de valores constituye un nivel de aislamiento normalizado.

2.12.3. Embarrados

Los tipos de conductores normalmente usados para la realización delembarrado son los cables y los tubos.

El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados enforma helicoidal.

Las principales ventajas del uso de cable son:

Es el más económico.

Se logran tener claros más grandes.

Sus desventajas son:

Se tienen mayores pérdidas por efecto corona.

También se tienen mayores pérdidas por efecto supercial.

Los materiales más usados para cables son el cobre y el aluminio reforzadocon acero. Este último tiene alta resistencia mecánica, buena conductividadeléctrica y bajo peso.

Sobre el uso de tubos como embarrado, podemos decir que las barrascolectoras tubulares se usan principalmente para llevar grandes cantidades decorriente, especialmente en subestaciones de bajo perl como las instaladasen zonas urbanas. El uso de tubo en subestaciones compactas resulta máseconómico que el uso de otro tipo de barra. En subestaciones con tensionesmuy altas, reduce el área necesaria para su instalación además de que requiereestructuras más ligeras. Los materiales más usados para tubos son de nuevoel cobre y el aluminio.

Las principales ventajas del uso de tubo son:

Tiene igual resistencia a la deformación en todos los planos.


Reduce el número de soportes necesarios debido a su rigidez.

Facilita la unión entre dos tramos de tubo.

Reduce las pérdidas por efecto corona.

Reduce las pérdidas por efecto supercial.

Tiene capacidades de conducción de corriente relativamente grandespor unidad de área.

Las desventajas son:

Alto costo del tubo en comparación con los otros tipos de barras.

Requiere un gran número de juntas de unión debido a las lon-gitudes relativamente cortas con que se fabrican los tramos detubo.

Gracias a que el cable es el tipo de embarrado más recomendado para lapotencia a la que trabajamos y para la disposición de la subestación delpresente proyecto, elegiremos el cable como tipo de embarrado a utilizar.

Sobre el material que utilizaremos en nuestro embarrado, nos declinare-mos por el aluminio, principalmente por su menor coste frente al cobre, peroun factor muy importante es su menor peso, es alrededor de tres veces másligero que el cobre, produciendo así menos esfuerzos. Además las tensionesque soportaría el aluminio no serán muy elevadas (66 KV), por lo que estono sería un factor restrictivo y también podemos notar que el aluminio poseemejores condiciones frente adversidades atmosféricas.

Los factores que tendremos en cuenta para la elección del embarradoserán:

Intensidad Nominal Dimensionaremos el embarrado según la intensidaden régimen permanente que vaya a tener que soportar. La intensidad quecircula por las ramas del transformador será:

I = 1, 210 · 106

√3 · 66 · 103

= 104, 97A (2.4)

Las tabla 2.16 indica la densidad de corriente admisible según el RLATsegún la sección para cables.

Por lo tanto para esta intensidad se necesitará como mínimo una secciónde cable de aluminio de 25mm2 lo que corresponde a una intensidad de125 A. De todos modos y para asegurarnos el correcto funcionamiento ypara posibles futuras ampliaciones utilizaremos un cable de radio 15mm.


Cuadro 2.16: Densidad de corriente admisible en cables.

Esfuerzos Mecánicos En el caso de los cables, únicamente en vanos delongitudes grandes (mayores de unos 10 m.), el cálculo de la echa máximaque se alcanza puede ser importante.En estos casos, habrá que vericar que laecha máxima previsible cumpla la distancia de reglamento fase-tierra o fase-fase, según aplique, para los vanos más signicativos y respetando la tensiónmáxima de tendido de los conductores en el caso más desfavorable (t= - 10°C, sin presencia de hielo), para evitar rotura de conductores o accesorios porsuperar la carga admisible en los materiales. Aunque en nuestro caso seránmenores de 10 m.

Los efectos del viento provocan oscilaciones de los conductores y portanto disminuyen las distancias de aislamiento.

Los efectos por incremento de la temperatura no son propiamente unesfuerzo mecánico, sino una elongación del cable con su consiguiente aumentode echa. Dicho aumento habrá que tenerlo presente a la hora de emplearel valor de la echa máxima para una temperatura de trabajo de 80° C, yen el caso de bajas temperaturas habrá que considerarla posible presenciade hielo a 0°C, pero como nombramos anteriormente estos esfuerzos solo losconsideraríamos importantes para unos tramos de 10m de largo o más porlo que estos esfuerzos no serán restrictivos en nuestro embarrado, ya que lostramos que utilizamos son de 6m.


Esfuerzos por Cortocircuito Los esfuerzos por cortocircuito suponenunas fuerzas de atracción/repulsión que se ven amortiguadas debido a lanaturaleza elástica del cable, pero que, debido a esta elasticidad, suponen unadisminución de las distancias de aislamiento. Por tanto, el efecto fundamentala tener en cuenta en el empleo de cables, en caso de cortocircuito, es ladistancia de tendido entre fases componiendo a éste fenómeno la hipótesisde viento más desfavorable y en el punto de echa máxima del vano mássignicativo en cada nivel de tensión, a la temperatura de trabajo de +15°C,según R.L.A.A.T..

Como se deduce de los párrafos anteriores, los esfuerzos mecánicos nosuponen ninguna limitación a la hora de seleccionar el tipo de cable a em-plear, sino:

Una primera limitación a la hora del diseño de distancias entre con-ductores y entre éstos y tierra.

Una segunda limitación a la hora del diseño de estructura por causade la tensión de tendido de las fases.

Los cálculos que realizamos para el correcto dimensionamiento frente a losesfuerzos los encontramos en 3.5.1 en la página 136.

Efecto Corona Este efecto es de mayor importancia en los embarrados decable que en los de tubo, por lo que en nuestro caso será un efecto a teneren cuenta.

El efecto corona es una descarga causada por la ionización del aire querodea al conductor cuando éste se encuentra energizado. Puede oírse comoun zumbido y es visible en la noche como un resplandor violeta.

El efecto corona se debe al gradiente de potencial en la supercie de losconductores y es función del diámetro del conductor. Los factores que afectanlas pérdidas por efecto corona son: el diámetro del conductor, la rugosidadde la supercie del conductor, la humedad del ambiente y la altura sobre elnivel del mar, a la que están instalados los conductores.

En el apartado 3.5.2 en la página 138, podemos encontrar los cálculospertinentes, donde obtenemos que no existirá el efecto corona y por lo tantotampoco las pérdidas pertenecientes a este efecto.

2.12.4. Puesta a Tierra

Se trata de toda unión metálica directa entre varios elementos de lasubestación con varios electrodos enterrados en el suelo, con dos objetivosbásicos:


Seguridad de las personas.

Protección de las instalaciones.

Cuyas funciones principales son:

Forzar las derivación al terreno de las corrientes de cualquier naturalezaque se puedan originar, proporcionando un circuito de baja impedan-cia.

Establecer un potencial de referencia permanente, evitando diferen-cias de potencial entre diferentes puntos por la circulación de dichascorrientes.

Para realizar una correcta puesta a tierra de la instalación, podemos distin-guir tres tipos de PAT:

P.A.T. de Servicio:

Conectan temporalmente a tierra partes conductoras (autoválvu-las).

Conectan permanentemente a tierra puntos de los circuitos eléc-tricos en servicio (estrella de un transformador).

P.A.T. de Protección:

Conectan permanentemente a tierra partes conductoras sin ten-sión, accesibles por las personas (estructuras, vallas...)

P.A.T. Auxiliares:

Conectan a tierra partes en tensión para mantenimiento (sec-cionadores de P.A.T, P.A.T manuales...)

La resistencia de puesta a tierra depende de unos factores como son la re-sistencia del conductor de tierra y de enlace, la resistencia de contacto entreelectrodo-tierra, pero el factor más signicativo para determinar la resisten-cia de nuestra puesta a tierra es la resistencia del terreno.


2.12.4.1. Resistencia del terreno

Si bien los componentes más importantes del terreno son, en estado seco,aislantes (la sílice, el óxido de aluminio, etc.), su resistividad disminuye ráp-idamente en presencia de sales solubles y de la humedad.

Por otro lado, la composición de la tierra, incluso en un lugar determina-do, es muy heterogéneo, presentándose capas, bolsas, depósitos, etc., tantohorizontal como verticalmente. Las zonas superciales en que se instalan lastomas de tierra tampoco son uniformes y, además, están afectadas fuerte-mente por los cambios climáticos, lluvias y heladas.

Todo ello hace que la resistividad sea muy variable de un lugar a otro ypueda resumirse en que la modican, de manera muy notable, los siguientesfactores del terreno:

La composición:

La variación de la resistividad según la composición del terreno es muy acu-sada, tropezándose con la dicultad de que las diferentes clases de terreno noestán delimitadas como para saber, de antemano, el valor de la resistividaden el punto elegido para efectuar la toma de tierra.

Sucede, incluso, que para una misma clase de terreno, situada en distintosparajes, la resistividad puede ser sensiblemente diferente.

La tabla 2.17, recogida de la ITC MI BT 039 muestra valores típicosmedios. En la tabla se puede observar como a medida que la roca es máscompacta la resistividad es mayor.

Cuadro 2.17: Valor medio de la resistividad según terreno.

Las sales solubles y su concentración:

Al ser aislantes los principales componentes del terreno, la conductividad delsuelo es, esencialmente de naturaleza electrolítica, esto es, la conducción decorriente tiene lugar, principalmente, a través del electrolito formado por lassales y el agua habitualmente contenida en el terreno.


En la gura 2.10 se reeja cómo la cantidad de sales disueltas afectan laresistividad, y los distintos efectos de sales diferentes.

Figura 2.10: Resistividad según sales solubles.

El estado higrométrico del terreno:

El contenido de agua o grado de humedad del terreno inuye, de formaapreciable sobre su resistividad. Su valor no es constante, ya que varía conel clima, época del año, naturaleza del subsuelo, la profundidad consideraday la situación del nivel freático, pero rara vez es nulo, incluso al referirse azonas desérticas.

A medida que el grado de humedad aumenta, cuyo principal efecto esdisolver las sales solubles, la resistividad disminuye con rapidez pero, a par-tir de cifras del orden del 15% en peso, esta disminución es mucho menosacusada, a causa de la práctica saturación del terreno, tal como puede verseen la gura 2.11.

La temperatura:

La resistividad del terreno aumenta a medida que desciende la temperaturay ese aumento se acusa mucho al alcanzarse los O°C, hasta el punto que, amedida que es mayor la cantidad de agua en estado de congelación, se vareduciendo el movimiento de los electrólitos, que inuyen decisivamente enla resistividad del terreno, elevándose ostensiblemente la misma, tal como seaprecia en la gura 2.12.


Figura 2.11: Resistividad en función de la humedad en distintos terrenos.

Figura 2.12: Resistividad en función de la temperatura.


La granulometría:

Es un elemento importante que inuye, a la vez, sobre la porosidad y elpoder de retener humedad y también sobre la calidad del contacto con loselectrodos, incrementándose la resistividad con el mayor tamaño de los gra-nos.

Esta es la razón de que el valor de la resistividad de la grava sea superior alcorrespondiente a la arena y que el de ésta supere al de la arcilla. Los suelosde grano grueso (gravas, guijarros, etc.) se prestan mal al establecimientode buenas redes de tierra, circunstancia que se puede paliar rodeando lasupercie de los electrodos de un cierto espesor de tierra na o de otromaterial relativamente conductor. Los suelos de grano muy no o no sonbuenos conductores por lo general, mejores que los de grano medio, y estosa su vez mejores que los de grano grueso.

La compacidad:

La resistividad se ve también afectada por el grado de compactación delterreno, disminuyendo al aumentar éste.

La estratigrafía:

La resistividad total de un terreno es la resultante de las correspondientesa las diversas capas que lo constituyan. Puede suceder que una sola capapresente una resistividad tan baja que la inuencia de las demás sea imper-ceptible.

Los terrenos están formados en profundidad por capas de diferentes agre-gados y lo tanto de diferentes resistividades. Su resistividad será una com-binación de la resistividad de las diferentes capas y del espesor de cada unade ellas. La resistividad media o resistividad aparente será una combinaciónde las resistividades de todas las capas que componen el terreno.

2.12.4.2. Tensiones de paso y contacto

Proporcionaremos aquí las deniciones de los conceptos básicos en quedescansa la losofía de seguridad que ha adoptado la Administración enrelación con las instalaciones de puesta a tierra, como son las posibles ten-siones de paso y contacto existentes en la misma y los valores aplicados deesas tensiones al ser humano.


Tensión de Paso La MIE RAT 01 proporciona el siguiente texto literal:Es la parte de la tensión (de puesta) a tierra que puede ser puenteada

por un ser humano entre los dos pies, considerándose el paso de una longitudde 1 metro. O también se puede describir como: La tensión de paso es ladiferencia de potencial entre dos puntos de la supercie del terreno, separadospor una distancia de un paso, que se asimila a un metro, en la dirección delgradiente de potencial máximo.

Tensión de Contacto En la MIE RAT 01 queda denida así:Es la fracción de la tensión de puesta a tierra que puede ser puenteada

por una persona entre la mano y el pie (considerando un metro) o entreambas manos. O también se puede describir como: La tensión de contactoes la diferencia de potencial entre una estructura metálica puesta a tierray un punto de la supercie del terreno a una distancia igual a la distanciahorizontal máxima que se puede alcanzar, o sea, aproximadamente, 1 metro.

Tensiones de Paso y Contacto aplicadas Debe destacarse que los val-ores de las tensiones de paso y contacto que se acaban de describir son,respectivamente, los que se medirían sobre el terreno, entre dos puntos sep-arados entre sí por la distancia de 1 metro.

Sin embargo, si esas diferencias de potencial preexistentes son puenteadaspor una persona, se constituye un divisor de potencial entre todas las resisten-cias que intervienen en el circuito, de forma que el sujeto no queda sometidoa la totalidad de la tensión de paso o contacto existente en la instalación sinoa una fracción de la misma, que constituye la denominada tensión de paso ocontacto aplicada.

Tensión de paso aplicada :Es la parte de la tensión de paso que resultadirectamente aplicada entre los pies de un hombre, teniendo en cuentatodas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose ladel cuerpo humano en 1000 ohmios.

Tensión de contacto aplicada: Es la parte de la tensión de contactoque resulta directamente aplicada entre dos puntos del cuerpo humano,considerando todas las resistencias que intervienen en el circuito y es-timándose la del cuerpo humano en 1000 ohmios".

En la gura 2.13 podemos observar estos tipos de tensiones.


Figura 2.13: Tensión de paso y contacto durante un defecto a tierra.

Tensiones máximas aplicables al cuerpo humano La ITC MIE RAT13 también establece, como criterio de seguridad en las instalaciones de A.T.,una relación tensión - tiempo cuando especica que:

Las tensiones máximas de contacto y paso aplicadas, en voltios, que sepuede aceptar se determina en función del tiempo de duración del defecto,según las fórmulas siguientes:

Vca =K

tn(2.5)

Vpa =10 ·Ktn

(2.6)

Siendo:- K = 72 y n = 1 para tiempos (t) inferiores a 0,9 segundos.- K = 78,5 y n = 0,18 para tiempos superiores a 0,9 segundos e inferiores

a 3 segundos.Para tiempos comprendidos entre 3 y 5 segundos, la tensión de contacto

aplicada no sobrepasará los 64 V, la de paso los 640 V.


Para tiempos superiores a 5 segundos, la tensión de contacto aplicada noserá superior a 50 V, la de paso a 500 V.

Salvo casos excepcionales justicados, no se considerarán tiempos inferi-ores a 0,1 segundos.

2.12.4.3. Datos obtenidos

Los cálculos de la red de tierras propuesta se encuentran en el aparta-do 3.6 en la página 140.

2.12.5. Centro colector

Como ya vimos para los aerogeneradores, usaremos otro tipo de celdasen la llegada de los cables subterráneos a la subestación para la protecciónde ésta, o lo que es lo mismo, como aparamenta a Media Tensión (13 KV)para la correcta llegada de la energía a la subestación.

Usaremos celdas blindadas con aislamiento en SF6, modelo CBGS-0, dela marca MESA, con una tensión de hasta 24 KV. Donde la disposición delas celdas la encontramos en la gura 2.14 y las características eléctricasgenerales en la tabla 2.18.

Figura 2.14: Disposición de las celdas CBGS-0.

2.12.5.1. Descripción básica

Cada conjunto CBGS-0 está constituido por varias unidades funcionales(celdas) ensambladas entre sí. Encontramos un esquema de las partes de unacelda de este modelo en la sección 2.13.4.1 en la página 98.


Cuadro 2.18: Características eléctricas generales de las celdas CBGS-0.

La interconexión entre las diferentes celdas (unidades funcionales) se re-aliza por medio del embarrado con aislamiento sólido apantallado, el cual seencuentra fuera de la cuba de SF6.

La calidad de la puesta a tierra de todos los compartimientos metálicosde la celda, queda asegurada mediante la conexión de la barra de tierras decada compartimiento, al embarrado general colector de tierras de la celda.Las bandejas para el paso de los cables de interconexión en Baja Tensiónestán situadas en la parte superior de la celda, sobre el compartimiento deBaja Tensión.

La celda Cada celda está compuesta exteriormente por un conjunto depaneles (RAL 9002), chapas y bastidor metálico, todos ellos puestos a tierra.Se compone de cuatro compartimientos independientes:

El compartimiento (cajón) de Baja Tensión, separado de la zona deMedia Tensión, está situado en la parte superior de la celda y con-tiene opcionalmente los relés y el resto de los elementos auxiliares deprotección y control en Baja Tensión.

El embarrado principal (1.250 ó 1.600A), que utiliza aislamiento sólidoy apantallado puesto a tierra, está situado en la parte superior traserade la celda, fuera del compartimiento de SF6.

El compartimiento (cuba de SF6) conteniendo la aparamenta de cortey/o maniobra, esta situado en la parte central de la celda y a él se


conectan los cables de potencia y el embarrado general a través depasatapas. Este es el único compartimiento (sellado de por vida) de lacelda, que utiliza gas SF6 como medio de aislamiento y en su interiorse encuentran uno o varios de los siguientes elementos:

Seccionador de tres posiciones.

Embarrado interior y conexiones.

Interruptor automático.

Interruptor-seccionador.

El compartimiento de conexión de cables de entrada/salida en MediaTensión, está situado en la parte baja de la celda, con acceso desde lazona frontal y contiene:

Pasatapas para conexión de los terminales de los cables de MT.

Bridas para sujeción individual de cada cable de potencia.

Prueba de aislamiento de cables MT, sencilla y segura.

Medio ambiente Las celdas CBGS-0 han sido concebidas en el cuida-do del medio ambiente: los materiales utilizados están identicados, siendofácilmente separables y reciclables. Además, el SF6 puede ser recuperadoy, después de tratamiento adecuado, ser reutilizado. El sistema de gestiónmedioambiental adoptado por MESA está certicado conforme a los requer-imientos establecidos en la norma ISO 14001.

2.12.5.2. Celdas instaladas y su funcionalidad

Como observamos en la tabla 2.31 en la página 99, este tipo de celdastiene varias opciones de funcionalidad especíca. Las conguraciones queutilizaremos serán:

Acoplamiento, que utilizaremos para la llegada de las líneas subter-ráneas.

Interruptor-Seccionador, se usará realmente como la protección del sis-tema de MT.

Protección de transformador, se usarán para las salidas de las líneas yla correcta protección del transformador de potencia.


Servicios auxiliares, celda que servirá para derivar la tensión hastaun transformador de servicios auxiliares, para poder alimentar todo elsistema de baja de la subestación.

2.12.6. Sistema eléctrico de Baja Tensión

El sistema eléctrico principal de baja tensión del parque eólico está for-mado principalmente por la regulación y control del mismo, centralizado todoello en la subestación, aquí se verán elementos importantes, que se podránver de forma detallada en el apartado Planos.

Este sistema de baja tensión se encontrará alimentado a través del trans-formador de servicios auxiliares, cuya energía provendrá de la celda destinadaa tal función en el conjunto de celdas colectoras.

2.12.6.1. Servicios Auxiliares

Los servicios auxiliares de la subestación estarán suministrados por unsistema de corriente alterna y un sistema de corriente continua. Se instalaránlos sistemas de alimentación de corriente alterna y de corriente continua quese precisen, con objeto de suministrar la energía necesaria a los distintoscomponentes de control, protección y medida.

Para el control y operatividad de estos servicios auxiliares se dispondrá deun cuadro situado en el edicio de mando y control donde se centralizan tantolos servicios auxiliares de corriente alterna como los de corriente continua.

Servicios auxiliares de corriente alterna La alimentación de serviciosauxiliares de corriente alterna será suministrada mediante un transformadorde Servicios Auxiliares, o en caso de fallo de un grupo electrógeno, disponien-do el edicio de control y celdas de la subestación una doble alimentaciónable e independiente, de forma que la pérdida de una de las alimentacionesno suponga la pérdida de la otra.

Mediante el sistema de servicios auxiliares de corriente alterna se ali-mentarán los circuitos de alumbrado interno de la instalación, el alumbradoexterno, el alumbrado de emergencia y las tomas de corriente. El transfor-mador presenta las siguientes características:

Potencia nominal 100 kVA.

Tensión arrollamiento primario 13 kV.

Tensión arrollamiento secundario 400-230 V.


Grupo de conexión Dyn11.

=⇒ Nota 1 : El acceso a la sala del transformador estará bloqueada me-diante un enclavamiento, el cual está conectado a las celdas colectoras de lasubestación. Esto se debe a que no está permitido el paso a la sala del trans-formador si no estamos completamente seguros de que no existen condicionespeligrosas para los operarios.

=⇒ Nota 2 : El motivo por el que no tenemos ningún punto de luz dondeencontramos el transformador de Servicios Auxiliares es porque aprovechala luz de la sala de celdas. Es decir, el tabique que separa el transformadorcon las celdas no linda con el techo.

Servicios auxiliares de corriente contínua La instalación de corrientecontinua resulta de suma importancia, ya que para la situación de darse unaavería en el sistema de suministro de energía, el sistema encargado de llevarla instalación a una situación segura, no es otro que el equipo de corrientecontinua. La tensión en corriente continua para los servicios auxiliares de ex-plotación es de 125Vcc. Estas tensiones en continua, se obtienen de equiposcompactos recticadores. Durante el proceso de carga y otación su fun-cionamiento responderá a un sistema prejado que actúa automáticamente,lo cual redunda en una mayor seguridad en el mantenimiento de un serviciopermanente. Los equipos funcionarán ininterrumpidamente.

2.12.6.2. Componentes del circuito de alterna

Algunos de los componentes que forman el circuito de alterna serán:

Regulación del transformador de 12,5 MVA; encargado de la regulaciónde tensión del transformador de 12,5 MVA actuando en la parte de altatensión.

Circuito de refrigeración del transformador de 12,5 MVA; circuito en-cargado de refrigerar el transformador de 12,5 MVA mediante venti-ladores.

Alimentación celdas colectoras CBGS-0 en alterna; el grupo de cel-das colectoras CBGS-0 son las encargadas de la maniobra, proteccióny medida de la parte de media tensión, por lo que para su correctofuncionamiento tendrán que estar alimentadas de forma adecuada.

Cuadro de alumbrado y fuerza; es el cuadro general de baja tensióndonde se va a controlar todos los consumos relacionados con el alum-brado tanto interior como exterior.


Armario de medida; parte encargada de la supervisión de los circuitospara que los valores de tensión, intensidad, frecuencia, etc., se encuen-tren dentro de márgenes razonables y seguros tanto para la instalacióncomo para las personas.

Sistema de alimentación ininterrumpida (SAI); es el circuito de bateríasencargado, como su propio nombre indica, de proporcionar energía eléc-trica tras un apagón a todos los dispositivos que tenga conectados.

Reservas; serán circuitos de apoyo que pueden ser empleados cuan-do algún otro circuito no se encuentre disponible, bien sea por fallo,deterioro o mantenimiento.

Cuadro secundario de alumbrado y fuerza Dentro de este apartadohacemos hincapié en el cuadro secundario, ya que nos sirve para explicar deforma detallada uno de los planos. Notamos que cada circuito que sale delcuadro posee un diferencial de intensidad umbral 30 mA. Diferenciaremosentre:

Alumbrado exterior: se compone de 10 farolas de 100 W cada una,teniendo un total de 1000 W. Lo separaremos en dos circuitos por siexistiese algún fallo, así intenteríamos evitar perder todo el alumbradoexterior. Cada circuito posee un contactor con reloj horario para au-tomatizar el encendido del alumbrado, limitando el funcionamiento alas horas nocturnas.

Alumbrado interior:

Caseta de la subestación: hemos separado el alumbrado en doscircuitos. El circuito_1 se encargará de alumbrar el distribuidory los aseos/vestuario. Todo esto suma una potencia de 720 W parael C1. El circuito_2 se encargará de alumbrar la parte restantede la caseta, es decir, el almacén y los cuartos. Sumando un totalde 680 W para el C2.

Edicio de la aparamenta: existirá un solo circuito para abastecertodo el alumbrado interior de este edicio prefabricado. Por loque constará de 5 pantallas de 2 uorescentes cada uno, por loque tendremos un total de 400 W.

Alumbrado de emergencia: se compone de tres circuitos distribuidos aligual que en el caso anterior, donde podemos decir que el alumbrado


que proporciona cada aplique es de unos 300 lux. Y también notamosque su consumo es insignicante, de unos 5 W por aplique.

Fuerza: se compone también de tres circuitos distribuidos al igual queen los casos anteriores, donde cada circuito de fuerza puede consumir1500 W.

Climatizador: se dejará instalado este circuito, el cual estará preparadopara aguantar la potencia requerida por si se desea instalar un clima-tizador que refrigere el transformador de Servicios Auxiliares que seencuentra en la caseta de la subestación. Aproximamos su consumo a8140 W.

Termos: se compone de dos circuitos diferentes, los cuales se encargande abastecer de agua caliente las dos duchas que tenemos en la casetade la subestación. El consumo de cada circuito será de 1500 W.

2.12.6.3. Componentes del circuito de contínua

Como ya dijimos con anterioridad, mediante un recticador se conviertela corriente alterna que llega desde el transformador de SS.AA. a corri-ente continua que alimenta a una serie de equipos de protección y medidaen 125Vcc. Este circuito está formado por los siguientes:

Control de subestación posición trafo; controla que todo funcione cor-rectamente en el transformador de potencia de 12,5 MVA.

Control de subestación posición línea; controla la posición y que todofuncione correctamente en la línea de transporte por donde se va aevacuar toda la potencia del parque eólico.

Alimentación cabinas CBGS-0; parte de la alimentación de las celdascolectoras de media tensión debe ser en continua 125Vcc. Los consumosson por parte del motor para cargar los muelles, sistema de cierre ybobina de disparo simple.

Armario de medida; parte de la medida de tensión e intensidad de loscircuitos requiere corriente continua.

Reservas; también se van a incluir reservas de circuitos en la parte decontinua por si fuese necesario por fallo o deterioro de otro circuito


2.12.7. Aparamenta empleada en Alta Tensión (66 KV)

La energía eléctrica, desde que se genera hasta que llega al punto de con-sumo, es tratada en distintas etapas de adaptación transformación y manio-bra.

Para garantizar que estos tratamientos que sufre la energía eléctrica seanrealizados dentro de unos márgenes establecidos y con la seguridad deseada,tanto para las instalaciones como para las personas, es necesaria la presen-cia de dispositivos que sean capaces de regular, transformar, maniobrar yproteger. Estos dispositivos son los que conocemos como aparamenta.

Dentro de la aparamenta, conviene señalar el papel que desarrollan loselementos de corte, pues de ellos depende la continuidad del servicio, laposibilidad de realizar maniobras entre líneas y que las instalaciones esténprotegidas frente a sobrecargas y cortocircuitos.

Para una mejor comprensión nos jamos en el esquema que encontramosen la gura 2.15.

Figura 2.15: Esquema de la aparamenta.


2.12.7.1. Interruptores

Son aparatos capaces de maniobrar y soportar corrientes de carga nom-inal, sobreintensidades y cortocircuitos durante un tiempo determinado. Elaccionamiento de estos interruptores puede ser manual o mediante relés demaniobra y protección.

Dichos aparatos deben ser, pues, capaces de cortar la intensidad máximade corriente de cortocircuito susceptible de originarse en dicho lugar. Por lotanto, su elección depende principalmente de la potencia de cortocircuito enel punto de la instalación que se desea proteger y no de la corriente que elaparato debe soportar en régimen normal.

Hoy en día, se utilizan interruptores con poder de ruptura cada vez may-or, para de esta forma poder abrir los circuitos en carga, creándose arcoseléctricos de mayor envergadura. Lo primero que podría decirse del arcoeléctrico, a modo de denición general, es que el arco puede entenderse comouna descarga capaz de generar la cantidad de iones necesarios para que unamasa gaseosa se pueda volver conductora.

Sabiendo que el arco eléctrico se forma entre los contactos de estos inter-ruptores, es fundamental extinguirlo pudiendo así evitar la destrucción delinterruptor, dada la gran cantidad de energía liberada en las maniobras deapertura y cierre, evitando también graves accidentes.

Técnicas de Ruptura Un interruptor para realizar el corte de corrienteeléctrica debe pasar de tener una impedancia prácticamente nula a unaimpedancia innita. Al conseguir esto el aparato se ha convertido en unaaislante y no lo recorre ninguna corriente. Pero este cambio no se producesin un gasto de energía.

En corriente alterna el menor gasto de corriente lo obtendríamos alaprovechar un paso por cero de corriente para pasar del estado de conduc-tor al de aislante, de hecho, un interruptor ideal no consumiría energía pordisipación si eliminara totalmente el paso de corriente eléctrica cuando éstatuviera un valor cero. Pero en la práctica, ningún dispositivo es lo sucien-temente rápido para lograr esto con lo que la interrupción de la corriente sehace siempre a través del arco eléctrico.

Para eliminar el arco eléctrico lo antes posible deberemos proporcionaruna rápida desionización del medio, para eliminar las partículas conductorasexistentes, y un aumento de la tensión de restablecimiento del arco, valorque en régimen permanente alcanzará el correspondiente a la tensión de lared a la que esté acoplado el interruptor, y todo esto con el menor consumode energía posible.


Las formas existentes de eliminar un arco eléctrico reciben el apelativogeneral de ruptura, y se basan en el agente extintor del arco, por lo que laspodemos clasicar en:

Técnicas de ruptura en aire (21 KV/cm).

Técnicas de ruptura en aceite (125 KV/cm).

Técnicas de ruptura en hexauoruro de azufre (63 KV/cm).

Técnicas de ruptura en vacío (200 KV/cm).

En nuestro caso utilizaremos interruptores cuya técnica de ruptura es enSF6. Una breve descripción de este tipo es:

Los interruptores de este tipo poseen unas cámaras de extinción oper-an dentro de hexaoruro de azufre (SF6), este tipo de gas tiene un grancoeciente de transmisión de calor, es inerte, estable, y además no es inam-able ni tóxico. Pero cuando este gas se somete a descargas eléctricas, puededisociarse dando lugar a productos que atacan el vidrio y la porcelana.

Este gas trabaja a dos presiones diferentes, a baja presión (hasta unmáximo de 6 bar), en donde se utiliza como aislamiento y a alta presión(22 bar) utilizándose en las cámaras de extinción para apagar el arco.

Ventajas:

Gran capacidad de evacuar el calor.

Pequeño desgaste de los contactos. Larga vida media del inter-ruptor.

Su uso abarca toda la gama de tensiones.

Inconvenientes:

No es ambientalmente amigable.

Modelo utilizado Interruptor trifásico automático de la marca ABB,modelo LTB D1 con corte en gas SF6 y de tipo de instalación a la intemperie.Posee una tensión nominal de 72,5 KV, una intensidad nominal de 3150 Ay un poder de corte de 40 KA, todo esto funcionando a 50 Hz.

Este modelo de interruptor posee un mecanismo de operación motorizado,el cual se acciona por medio de resortes tensados a motor, instalado en unrecinto estructurado, compacto, a prueba de agua y resistente a la corrosión,que se encuentra anexo a la estructura del interruptor.

Encontramos sus características en el anexo situado en la página 100.


2.12.7.2. Seccionadores

La misión de este aparato es la de aislar tramos de circuito, de una formavisible, cuando las circunstancias de explotación de la instalación así lo re-quieran. Los circuitos que deba interrumpir el seccionador deben permanecerlibres de corriente, o lo que es lo mismo, el seccionador debe maniobrar envacío. No obstante, deben ser capaces de soportar corrientes nominales, so-breintensidades y corrientes de cortocircuito durante un tiempo especicado.

Estos aparatos van a asegurar que los tramos de circuito aislados sehallen libres de tensión para que se puedan tocar sin peligro por parte de losoperarios. Aunque los seccionadores han de maniobrarse normalmente sincarga, en determinadas circunstancias pueden conectarse y desconectarsecon pequeñas cargas. Cuando se trata de corrientes magnetizantes, como lacorriente de vacío de los transformadores, y que tienen un carácter claramenteinductivo, la carga que pueden cortar los seccionadores es menor.

En nuestro proyecto vamos a utilizar seccionador de columnas y másespecícamente columnas giratorias.

Este tipo de seccionador es el más empleado en instalaciones con tensionesde servicio hasta 110 KV, usados tanto para interior como para exterior. Laconstitución de estos seccionadores es muy sencilla, componiéndose básica-mente en una base o armazón metálico rígido (donde apoyarán el resto delos elementos), dos aisladores o apoyos de porcelana, un contacto jo o pin-za de contacto y un contacto móvil o cuchilla giratoria (estos dos últimoselementos montados en cada uno de los aisladores de porcelana).

Sabemos que este tipo de seccionadores deberemos usarlos de forma enque las tres fases actúen simultaneamente, por eso frente a la pregunta:

¾Por qué no se usan seccionadores unipolares en alta tensión?Podemos decir que se debe a el desequilibrio entre fases que podría gener-

ar, la conexión o desconexión parcial de la totalidad de las líneas. Este hechoes más grave cuanto más alto es el valor nominal de la tensión.

Modelo utilizado Seccionador giratorio de apertura lateral de la mar-ca MESA, modelo SGP-72/1250, cuya tensión nominal es de 72,5 KV, suintensidad nominal es de 1250 A y un poder de corte de 31,5 KA.

=⇒Como seccionador pantógrafo hemos elegido también la marca MESAcomo proveedora, utilizando el modelo SPT-72/2000, cuya tensión nominales de 72,5 KV, su intensidad nominal es de 2000 A y un poder de corte de40 KA. Estos seccionadores los utilizaremos para elegir a qué embarrado nosconectamos.


A partir de la página 101 podemos encontrar las hojas de característicasde los seccionadores escogidos.

2.12.7.3. Autoválvulas o pararrayos

Son unos dispositivos eléctricos destinados a limitar las sobretensionespeligrosas a unos valores conocidos y controlados, protegiendo al resto dela aparamenta. Estas sobretensiones pueden estar originadas por descargasatmosféricas, operación de interruptores u oscilaciones de potencia.

Funcionan como resistencias variables en función de la tensión, durante laexplotación normal del sistema circula por ellos una débil corriente de fuga,pero frente a una sobretensión, derivan a tierra la sobreintensidad asociada.

Sabemos que estos elementos se conectan entre fase y tierra. Ademáspodemos decir que son de los dispositivos más baratos que encontraremos enel proyecto.

Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características prin-cipales:

Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no excedade cierto valor predeterminado (tensión disruptiva de diseño).

Convertirse en conductor al alcanzar la tensión ese valor.

Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de so-bretensión.

Modelo utilizado en el lado de Alta Tensión Pararrayos / autoválvu-la, marca ABB, modelo EXILIM R. Cuya tensión máxima de servicio es72,5 KV, con una intensidad nominal de descarga de 10 KA, con una ten-sión de funcionamiento en contínuo es también de 72 KV y con una tensiónresidual de 234 KV.

Modelo utilizado en el lado de Media Tensión Pararrayos / au-toválvula, marca ABB, modelo PEXILIM R. Cuya tensión máxima de ser-vicio es 24 KV, con una intensidad nominal de descarga de 10 KA, con unatensión de funcionamiento en contínuo es de 14,4 KV y con una tensiónresidual de 46,7 KV.

La justicación de estas selecciones se encuentra en el apartado 3.7.2 enla página 147.

En la página 106 podemos encontrar las hojas de características de lasautoválvulas escogidas.


2.12.7.4. Transformadores

Transformadores de Intensidad Los transformadores de corriente sonequipos destinados a alimentar los instrumentos de medida y de control, porlo tanto en estos transformadores la intensidad secundaria es proporcional ala primaria y desfasada con relación a la misma un ángulo próximo a cero,para un sentido apropiado de las conexiones.

Por lo tanto la función de los transformadores de corriente, es reducir avalores no peligrosos y normalizados según las características de intensidadde una red eléctrica.

Utilizaremos unos transformadores de intensidad de la marca ARTECHE,modelo CH-72 y modelo CH-36, tipo horquilla. Este diseño posee el Certi-cado del Sistema de Calidad conforme a la norma ISO 9001:2000 e ISO14000:2004.

Estos transformadores de intensidad están construidos herméticamentecon el mínimo volumen de aceite en su interior, garantizando una absolutaestanqueidad.

En la gura 2.16 podemos observar sus características de forma general-izada.

Figura 2.16: Resumen características del transformador de intensidad.


Transformadores de Tensión Los transformadores de tensión son equiposdestinados, como en el caso anterior, a alimentar los instrumentos de mediday de control, por lo tanto en estos transformadores la tensión secundaria esproporcional a la primaria y desfasada con relación a la misma un ángulopróximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones.

Capacitivo Estos elementos se usan para protección a las entradasde línea, y debido a su divisor capacitivo, también para recibir las señalesenviadas por el cable de tierra entre subestaciones para comunicaciones ydesviadas por una bobina de bloqueo. Debido a esto, su precisión es menor,y por lo tanto su coste. Sólo se encuentran a la salida de las líneas de energíaa la Red.

Se usará un transformador de tensión capacitivo de la marca ABB, mod-elo CPA-72, que se caracteriza por tener un factor de calidad alto, mejorandoasí la precisión y la respuesta transitoria.

Sus características principales, como sus dimensiones las encontramos enla tabla 2.19.

Cuadro 2.19: Transformador de tensión capacitivo.


Inductivo Estos elementos tienen especial relevancia, ya que son másprecisos y se destinan no sólo a protección, sino que también sus valores demedida se usan como medida scal para REE, usándolos para taricación.

Se usará un transformador de tensión inductivo de la marca ABB, modeloEMF-72, que se caracteriza por tener aislamiento de aceite y papel, y unrelleno de cuarzo que reduce al mínimo el aceite y permite un sistema deexpansión able y simple.

Algunas de sus características, como sus dimensiones las encontramos enla tabla 2.20.

Cuadro 2.20: Transformador de tensión inductivo.

2.12.8. Transformador de Potencia

Consideraremos el transformador de potencia como el elemento más im-portante de la subestación, éste se encargará de transformar la tensión queproviene de los aerogeneradores evacuada a 13 KV, a la tensión a la queencontramos la red de transporte, que en nuestro caso será de 66_KV portratarse de una isla y por las dimensiones de ésta no requiere elevar la po-tencia a valores mayores.


2.12.8.1. Partes de un transformador de potencia

Las partes que destacamos como imprescindibles en un transformadorde potencia las citamos a continuación, también las encontramos en la gu-ra 2.17.

Figura 2.17: Partes a destacar de un transformador.

Pasatapas de entrada: conectan el bobinado primario del transformadorcon la red eléctrica de entrada a la estación o subestación transformado-ra.

Pasatapas de salida: conectan el bobinado secundario del transfor-mador con la red eléctrica de salida a la estación o subestación trans-formadora.

Cuba: es un depósito que contiene el líquido refrigerante (aceite), y en elcual se sumergen los bobinados y el núcleo metálico del transformador.

Depósito de expansión: sirve de cámara de expansión del aceite, antelas variaciones se volumen que sufre ésta debido a la temperatura.


Indicador del nivel de aceite: permite observar desde el exterior el nivelde aceite del transformador.

Relé Bucholz: este relé de protección reacciona cuando ocurre unaanomalía interna en el transformador, mandándole una señal de aper-tura a los dispositivos de protección.

Desecador: su misión es secar el aire que entra en el transformadorcomo consecuencia de la disminución del nivel de aceite.

Termostato: mide la temperatura interna del transformador y emitealarmas en caso de que esta no sea la normal.

Regulador de tensión: permite adaptar la tensión del transformadorpara adaptarla a las necesidades del consumo.

Placa de características: en ella se recogen las características más im-portantes del transformador, para que se pueda disponer de ellas encaso de que fuera necesaria conocerlas.

Grifo de llenado: permite introducir líquido refrigerante en la cuba deltransformador.

Radiadores de refrigeración: su misión es disipar el calor que se puedaproducir en las carcasas del transformador y evitar así que el aceite secaliente en exceso.

2.12.8.2. Sistemas de refrigeración

La transformación de la energía que realiza un transformador conllevaunas pérdidas que se presentan en forma de calor, el cual produce un au-mento de la temperatura del transformador. La disipación de este calor sepuede realizar mediante sistemas de refrigeración y se elige en función de lacapacidad del transformador y de las circunstancias del lugar de la insta-lación. Los sistemas de refrigeración se clasican en la tabla 2.21.

2.12.8.3. Mantenimiento del transformador

Un factor a tener en cuenta para el buen funcionamiento del transfor-mador de potencia es la periodicidad de las inspecciones de los elementosque lo componen, ya que al tratarse éste de ser el elemento principal de lasubestación debemos asegurarnos de que ningún fallo menor altere su cor-recto funcionamiento.


Cuadro 2.21: Posibles sistemas de refrigeración.

La tabla 2.22, muestra la frecuencia con la que se debe revisar las piezasdel transformador.

2.12.8.4. Transformador usado

En este apartado determinaremos las características del transformador depotencia que instalaremos en la subestación, debemos notar que éste es delos pocos elementos del cual no tenemos hoja de datos técnicos, esto se debea que normalmente los fabricantes proporcionan este tipo de datos hastatransformadores de 2,5 MVA, los de mayor potencia los podremos clasicarcomo transformadores especiales.

Características a tener en cuanta:

Potencia nominal del Trafo: 12,5 MVA.

Tensión nominal primaria del Trafo: 66 KV.

Tensión nominal secundaria: 13 KV.

Tensión de cortocircuito Ucc: 8%.

Tiempo de despeje de defecto: 0,5 segundos.

Refrigeración: ONAN.


Cuadro 2.22: Periodicidad de inspecciones en un transformador.

2.13. Anexo-Características

2.13.1. Cable Subterráneo


Cuadro 2.23: Intensidad máxima admisible en régimen permanente y en cor-tocircuito para las distintas tensiones.


Cuadro 2.24: Características eléctricas y mecánicas por Km según secciónpara 18/30KV.


Cuadro 2.25: Características eléctricas y mecánicas por Km según secciónpara 12/20KV.


Cuadro 2.26: Precio por Km del cable subterráneo.


2.13.2. Cable Submarino

Cuadro 2.27: Características eléctricas y mecánicas según sección para18/30KV.


Cuadro 2.28: Características eléctricas y mecánicas según sección para12/20KV.


2.13.3. Celdas de Protección

Cuadro 2.29: Celda protección del aerogenerador.


Cuadro 2.30: Celda entrada/salida del aerogenerador.


2.13.4. Elementos de la subestación

2.13.4.1. Celdas Colectoras

Figura 2.18: Descripción básicas celdas CBGS-0.


Cuadro 2.31: Características de las diferentes conguraciones de celdas colec-toras.


2.13.4.2. Interruptor

Cuadro 2.32: Características generales del interruptor de AT.


Cuadro 2.33: Características técnicas del interruptor en AT.

2.13.4.3. Seccionador


Cuadro 2.34: Características seccionador giratorio de apertura lateral.


Figura 2.19: Dimensiones seccionador giratorio.


Cuadro 2.35: Características técnicas del seccionador pantógrafo.


Figura 2.20: Dimensiones seccionador pantógrafo.


2.13.4.4. Pararrayo/ Autoválvula

Figura 2.21: Autoválvula lado de Alta Tensión.


Figura 2.22: Características EXILIM R.


Figura 2.23: Autoválvula lado de Media Tensión.


Figura 2.24: Características PEXILIM R

Capítulo 3

Cálculos

3.1. Cálculo de la sección del conductor

Este apartado tiene como nalidad decidir cual va a ser la sección em-pleada para cada tipo de cable en todas las tensiones posibles de evacuación.Para ello especicaremos el método de obtención de forma general y poste-riormente especicaremos para cada tipo de cable y para cada tensión. Parajusticar la sección de los conductores se tendrá en cuenta las siguientesconsideraciones :

1. Intensidad máxima admisible por el cable.

2. Caída de tensión.

La elección de la sección del cable a adoptar está supeditada a la capacidadmáxima del cable y a la caída de tensión admisible, que no deberá excederdel 5,5%.

Nosotros hallaremos las secciones en función de la intensidad máximaadmisible por el cable, por lo que lo primero de todo será hallar la intensidadadmisible en régimen permanente y a partir de aquí comenzar a determinarlos factores a corregir. Las secciones se elegirán en función de las tablasque citaremos a continuación y siempre y cuando las características de loscables elegidos en función de la sección no sean superadas. Además tendremosque tener en cuenta la intensidad admisible en cortocircuito, calculada en elapartado 3.4 y cerciorarnos que no sean superiores a las admisibles por cadatipo de cable para cada sección, que desde aquí ya podemos decir que no nosdelimitarán en ningún momento.

Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependenen cada caso de la temperatura máxima que el aislante pueda soportar,

110

CAPÍTULO 3. CÁLCULOS 111

sin alteraciones de sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Estatemperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de carga. Encables con aislamiento de papel impregnado, depende también de la tensión.Para cables sometidos a ciclos de carga, las intensidades máximas admisiblespodrán ser superiores a las correspondientes en servicio permanente. Lastemperaturas máximas admisibles de los conductores, en servicio permanentey en cortocircuito, para cada tipo de aislamiento se especican en la tabla 3.1.

Cuadro 3.1: Cables aislados con aislamiento seco Temperatura máxima, enºC.

A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, usaremosla tabla 3.2, en la que se considerará una instalación tipo con cables deaislamiento seco directamente enterrado en toda su longitud a 1 metro deprofundidad (medido hasta la parte superior del cable), en un terreno deresistividad térmica media de 1,5 K.m/W, con una temperatura ambientedel terreno a dicha profundidad de 25 ºC y con una temperatura del aireambiente de 40 ºC.

Cuadro 3.2: Intensidad admisible por sección según el tipo de aislamiento.

La intensidad admisible de un cable, determinada por las condiciones deinstalación enterrada cuyas características se han especicado en el apartado


anterior, deberá corregirse teniendo en cuenta cada una de las magnitudes dela instalación real que dieran de aquellas, de forma que el aumento de tem-peratura provocado por la circulación de la intensidad calculada no dé lugara una temperatura, en el conductor, superior a la prescrita en la tabla 3.1.A continuación, se exponen algunos casos particulares de instalación, cuyascaracterísticas afectan al valor máximo de la intensidad admisible, indicandolos coecientes de corrección a aplicar:

Profundidad de la instalación, Kp.

En el caso de los cables subterráneos, tendremos enterrados los cables bajotubo de sección a 0,8m de profundidad, por lo que dependiendo de la secciónanteriormente elegida, multiplicaremos por un factor u otro.

Cuadro 3.3: Factores de corrección para profundidades distintas de 1m.

Temperatura del terreno, Kt.

En la tabla 3.4 se indican los factores de corrección Kt, de la intensidadadmisible para temperaturas del terreno θt, distintas de 25 ºC, en funciónde la temperatura máxima asignada al conductor θs (tabla 3.1).

El factor de corrección para otras temperaturas del terreno distintas delas de la tabla, será:

Kt =√θs − θt

θs − 25(3.1)

Resistividad térmica del terreno, Kr.

En la tabla 3.5 encontramos la resistividad térmica del terreno en función dela naturaleza y el grado de humedad de éste. Mientras que en la tabla 3.6,


Cuadro 3.4: Factor de corrección para temperaturas del terreno distinto de25ºC.

Cuadro 3.5: Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza yhumedad.

Cuadro 3.6: Factor de corrección para resistividades diferentes de 1,5K.m/W.


obtenemos el factor de corrección para cada sección y disposición de cadacable en función de ésta resistividad térmica.

Por lo que a continuación y para cada una de las tensiones, hallaremosuna sección para nuestro conductor.

3.1.1. Cable subterráneo

Evacuación a 13 KV Como ya especicamos al principio de este aparta-do, lo primero que debemos hallar es el cálculo de la intensidad máximaadmisible en régimen continuo, para ello realizamos:

Iaerog =S√3·U

=6·106

√3·13000

= 266,47A

Ilınea = 2·Iaerog = 532, 94A

A continuación, y sin tener en cuenta los factores de corrección nombradoscon anterioridad, introduciremos este valor de intensidad en la tabla 3.2 yobtendremos una sección de referencia. Posteriormente deberemos utilizaréstos factores para jugar con más margen, por pequeño que sea.

Por lo que introducido éste valor de intensidad en la tabla citada y para uncable con un tipo de aislamiento XLPE, obtenemos una sección de 400mm2,usando un conductor de cobre. Posteriormente hallaremos los factores decorrección para hallar el verdadero valor de las intensidades para ésta tabla.

Factor de profundidad: enterrado bajo tubo a 0,8m, le corresponde unKp=1,03.

Factor de temperatura: sabiendo que el terreno tiene una temperaturamedia de 20ºC y que θs = 90ºC debido a que utilizamos un aislamientoXLPE, le corresponde un Kt=1,04.

Factor de resistividad: podemos decir que el terreno que encontramoses de tierra arenisca, por lo que obtenemos una resistividad térmica delterreno de 2km/W, y por lo tanto le corresponde un Kr=0,92.

Por lo tanto podemos decir que:

Iadmisible−tabla = Itabla·Kp·Kt·Kr = Itabla·1, 03·1,04·0,92 = 0, 985·Itabla

Con lo que concluimos que:


Aislamiento: 560·0, 985 = 551, 88A No restringe a la sección.

Cable RHZ1 (400mm2): 630A No restringe la sección.

Sección elegida para evacuar a 13 KV en cable subterráneo: 400mm2

Evacuación a 20 KV Hallando la intensidad máxima admisible en régi-men contínuo, realizamos:

Iaerog =S√3·U

=6·106

√3·20000

= 173, 20A


Por lo que introducido éste valor de intensidad en la tabla citada y para uncable con un tipo de aislamiento XLPE, obtenemos una sección de 240mm2,usando un conductor de aluminio. Posteriormente hallaremos los factores decorrección para hallar el verdadero valor de las intensidades para ésta tabla,que en este caso corresponderán a los mismos q en el apartado anterior.

Factor de profundidad: enterrado bajo tubo a 0,8m, le corresponde unKp=1,03.



Por lo tanto podemos decir, como en el caso anterior, que:



Aislamiento: 360 · 0, 985 = 354, 6A No restringe a la sección.





Iaerog =S√3·U

=6·106

√3·30000

= 115, 47A


Por lo que introducido éste valor de intensidad en la tabla citada y para uncable con un tipo de aislamiento XLPE, obtenemos una sección de 120mm2,usando un conductor de aluminio. Posteriormente hallaremos los factores decorrección para hallar el verdadero valor de las intensidades para ésta tabla.

Factor de profundidad: enterrado bajo tubo a 0,8m, con sección menorde 185mm2, le corresponde un Kp=1,02.



Por lo tanto podemos decir que:



Aislamiento: 235·0, 986 = 231, 83A No restringe a la sección.



3.1.2. Cable submarino

Cabe pensar que para obtener la sección de los cables para el tipo sub-marino deberíamos realizar las mismas operaciones, pero en este caso, elreglamento no indica nada sobre los factores de corrección en cables maríti-mos, por lo que nos limitaremos a impedir que sobrepasen las intensidadesadmisibles por el cable principalmente.


Notamos que hay que diferenciar las secciones entre el cable que une losaerogeneradores y el que une el aerogenerador_1 con tierra, ya que comodijimos con anterioridad, la intensidad que circula por ellos es totalmentediferente.

3.1.2.1. Unión entre aerogeneradores

Sobre este cable podemos deducir que la sección que obtendremos serámucho menor que para los demás cables, ya que sólo soporta la potenciagenerada por un aerogenerador, por lo que la intensidad será menor y por lotanto la sección.


Iaerog = Ilınea =S√3·U

=6·106

√3·13000

= 266,47A

Y comprobamos que:

Aislamiento (120mm2): 300A No restringe a la sección.

Cable Nexans (120mm2): 328A No restringe la sección.

Sección a 13 KV en cable submarino (unión): 120mm2 (φext = 94mm)


Iaerog = Ilınea =S√3·U

=6·106

√3·20000

= 173, 20A

Y comprobamos que:






Iaerog =S√3·U

=6·106

√3·30000

= 115, 47A

Y comprobamos que:




3.1.2.2. Evacuación hasta tierra

En este apartado, podemos decir, como es lógico, que la intensidad quepasará por el cable subterráneo será la misma que la que pasa por el submari-no por lo que nuestros cálculos de intensidad admisible en régimen contínuoserán los mismos.


Iaerog =S√3·U

=6·106

√3·13000

= 266,47A


Y comprobamos que:


Sección a 13 KV en cable submarino (evacuación): 300mm2 (φext = 121mm)


Iaerog =S√3·U

=6·106

√3·20000

= 173, 20A


Y comprobamos que:






Iaerog =S√3·U

=6·106

√3·30000

= 115, 47A


Y comprobamos que:




Cuadro resumen:

Cuadro 3.7: Secciones por tensión y tipo de cable.

3.1.3. Cálculo de la sección del conductor de la subestación

Este cable es el que une las celdas colectoras CBGS-0 que tenemos en lacaseta de la subestación con el transformador de potencia que encontramosa la intemperie.

El proceso de cálculo sería idéntico al que encontramos en los apartadosanteriores, debemos notar que utilizaremos el mismo tipo de cable, HER-SATENE RHZ1-OL, aunque realizaremos los cálculos para una disposiciónunipolar.


Siendo la intensidad que deberá admitir:

ISubest =12 · 106

√3 · 66000

= 109, 35A (3.2)

Nos evitaremos realizar los cálculos anteriores escogiendo una sección losucientemente amplia como para que cumpla los requisitos del aislamientoe intensidad permisible con un amplio margen sin necesidad de multiplicarpor los diversos factores que encontrábamos.

Por ello, nos declinamos a utilizar una sección de 50mm2 siendo en estecaso de aluminio, obteniendo una intensidad admisible de 160A y para elaislamiento, que seguirá siendo lógicamente XLPE, 140A , por lo que así nosaseguramos el correcto funcionamiento.

3.2. Cálculo de la Amortización a 10 años

Para realizar esta amortización recordamos que los aerogeneradores fun-cionan con el máximo rendimiento con velocidades de viento entre 15 y25 m/s y es cuando se puede producir más electricidad. Si nos encontramoscon velocidades de viento superiores a 30 m/s, la velocidad del viento esdemasiado elevada, la góndola de los aerogeneradores gira y se coloca per-pendicular al viento, las palas quedan bloqueadas dejando así de producirenergía.

Tras lo dicho, podemos decir que la media de horas netas de funcionamien-to al año de un aerogenerador es aproximadamente de 4147 horas equiva-lentes al año , sin descontar las pérdidas eléctricas ni supuestas indisponibil-idades de la instalación.

A continuación, hallaremos los benecios, las correspondientes pérdidas ycostes para cada tensión de evacuación. En este apartado no incluiremos loscostes de instalación (que son 1,5-2 veces los costes de instalación en tierra),transporte, mano de obra, cimentaciones, aerogeneradores, mantenimiento...para la comparativa, ya que lógicamente, son iguales para las tres tensionesdisponibles.

Notar que para cada tensión, a la hora de hallar los costes de los cables,distinguiremos entre subterráneos (800 m), submarino_unión (660 m) y sub-marino_evacuación(3200 m). También distinguiremos costes en el apartadode costes de transformadores, debido a que encontraremos un transformadoren la góndola y otro en la subestación para cada tensión (a excepción deltrafo en la góndola a 13 KV).


Antes de pasar a explicar los benecios y gastos de forma detallada paracada tensión posible de evacuación, vamos a explicar de forma general comoobtenemos éstas pérdidas y éstos benecios, ya que utilizamos normas ymetodologías que hemos obtenido del BOE núm.126 del Sábado 26 de mayodel 2007 y no es necesario nombrar el procedimiento para todas las tensiones.

-Ingresos/Benecios: Nuestro proyecto al tratarse de generadores eólicososhore, podemos clasicarlos según el Artículo 2, como categoría b:

Categoría b): instalaciones que utilicen como energía primaria alguna delas energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocar-burante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción enel régimen ordinario.

A su vez lo encontramos en el grupo 2, y subgrupo 2:Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria

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

Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra.

Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial.

En donde, según el Artículo 18, apartado e:Las instalaciones eólicas están obligadas al cumplimiento de lo dispuesto

en el procedimiento de operación P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente ahuecos de tensión de las instalaciones eólicas, aprobado mediante resoluciónde 4 de octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía.

Los ingresos que se van a percibir por la explotación del parque eólicovendrá gracias a la generación de electricidad y al complemento por energíareactiva:

Rtotal = Rfacturacion + CER −GRM (3.3)

siendo:

Rtotal: retribución total por la venta de energía [c¿/kWh].

Rfacturacion: retribución por facturación [c¿/kWh].

CER: complemento energía reactiva [c¿/kWh].

GRM : gastos de representación en el mercado [c¿/kWh].


-Complemento de Energía Reactiva:Según el Artículo 29: Toda instalación acogida al régimen especial, en

virtud de la aplicación de este real decreto, recibirá un complemento porenergía reactiva por el mantenimiento de unos determinados valores de factorde potencia. Este complemento se ja como un porcentaje, en función delfactor de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441c¿/kWh, que será revisado anualmente. Dicho porcentaje, se establece en elanexo V del presente real decreto.

Dicho anexo V lo encontramos en la tabla 3.8:

Cuadro 3.8: Anexo V, complemento por energía reactiva.

Como se ha descrito a lo largo del proyecto, el factor de potencia quese va a mantener constante en nuestro proyecto será de 1. El factor Xobtenido se aplicará sobre el valor nombrado anteriormente, obteniéndoseasí la remuneración por parte de la energía reactiva:

X =4 % · 4147h

8760= 1, 89 % (3.4)

CER = 1, 89 % · 7, 8441 c¿/kWh = 0, 1485 c¿/kWh (3.5)

-Gastos de Representación en el Mercado:Se trata de los gastos que se derivan de la empresa con la que contrates

la gestión de la venta de la energía de tu parque. En nuestro caso trataremoscon un valor de:

GRM = 0, 09 c¿/kWh


-Retribución por Facturación:Según el BOE nº126 en el Artículo 27, la prima a percibir en cada hora,

se calcula de la siguiente forma:i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de ref-

erencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para undeterminado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de referenciapara ese grupo o subgrupo, en esa hora.

ii. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima dereferencia inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibirserá la diferencia entre el límite inferior y el precio horario del mercado diarioen esa hora.

iii. Para valores del precio del mercado de referencia comprendidos entreel límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, el valorde la prima a percibir será la diferencia entre el límite superior y el preciodel mercado de referencia en esa hora.

iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o igualesal límite superior, el valor de la prima a percibir será cero en esa hora.

En el Artículo 38 podemos leer:Para las instalaciones del subgrupo b.2.2, la prima máxima de referencia a

efectos del procedimiento de concurrencia que se regule para el otorgamientode reserva de zona para instalaciones eólicas en el mar territorial será de 8,43c¿kWh y el límite superior, 16,40 c¿/kWh.

Decir que podemos elegir estos valores, porque al tratarse nuestra insta-lación de un proyecto prototipo, puedo utilizar las tarifas máximas a aplicar.Aunque actualizando nuestros datos, según el BOE nº315 del 31 de Diciem-bre de 2009,la prima de referencia es de 8,9184 c¿/kWh y el Límite Superiorde 17,3502 c¿/kWh

En nuestro caso encontramos que el valor del precio de mercado medio a31 de Enero del 2010 se encuentra a 2,767 c¿/kWh y por lo tanto, aplicandoel Artículo 27:

Rfacturacion = 8, 914 + 2, 767 = 11, 681 c¿/kWh (3.6)

La remuneración total que percibiremos por la venta de la energía eólicamarina será:

Rtotal = 11, 681 + 0, 1485− 0, 09 = 11, 7395 c¿/kWh (3.7)

El benecio anual por energía será:

Benefn(¿) = Rtotal · Pinstalada · hano · η · (1 + telect)n ; ∀nε[1, 10] (3.8)


Siendo:

Benefn: benecio económico anual por la energía en el año n [¿].

Rtotal: remuneración total por venta de energía [¿/kWh].

Pinstalada: potencia instalada [kW].

η: rendimiento de la planta.

hano: horas de funcionamiento del parque al año.

telect: tasa nominal de venta de electricidad.

Por lo que deberemos hallar un benecio para una potencia instalada nom-inal de 10 MW, con 4147 horas equivalentes anuales de funcionamiento,un rendimiento del 100% (ya que consideramos que trabajan a plena ca-pacidad), una tasa nominal de venta de electricidad del 4,5% y el valor deremuneración hallado en el apartado anterior.

-Pérdidas eléctricas Para el caso de la elección del cable determinaremosunas pérdidas de potencia , en donde se va a emplear la fórmula 3.9, hemosde notar que las pérdidas debidas al los transformadores de potencia en lasubestación no las incluiremos ya que prácticamente para los todos los tiposde transformadores que manejamos, rondan en menos de un 5% de pérdidaspor lo que las podemos despreciar para éste cálculo.

Pperdidas =P 2 · L

U2 · cosφ2 ·X · S(3.9)

Siendo:

Pperdidas: pérdidas totales en la línea (W).

P : potencia transportada por la línea (W).

L: longitud de la línea (m).

U : tensión de la línea (V).

φ: ángulo de desfase entre la tensión e intensidad.

X: conductividad del conductor (m/Ω·mm2). Al=35,38 y Cu=58

S: sección del conductor (mm2).

A continuación desglosamos los costes y benecios para cada una de las trestensiones de evacuación posibles:


Evacuación a 13 KV Realizando la evaluación de costes y benecios parauna evacuación de 13 KV, obtenemos:

Costes Cables:

Subterráneo, 800m× 1, 5× 28,208¿/km = 33,849, 6¿

Submarino_unión, 660m× 31,378¿/km = 20,709, 48¿

Submarino_evacuación, 3200m× 45,617¿/km = 145,974, 4¿

=⇒ Coste total = 200,533, 48¿

Costes Transformadores:

Transformador_góndola, No es necesario.

Pérdidas Eléctricas:

Para hallar las pérdidas que tenemos en las líneas para una evacuación a13 KV usaremos la ecuación 3.9, ésta ecuación la usaremos en el tramo decable submarino entre el aerogenerador_1 y tierra y el cable subterráneo, esdecir despreciaremos las pérdidas del cable de unión entre aerogeneradores.

Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 13 KV tiene una secciónde 300mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de cobre) tieneuna sección de 400mm2 y una longitud de 800 m, por lo que obtenemos enla ecuación 3.10:

Pperdidas =(10,106)2

130002 · 12 · 58 · 400· [3200 + 800] = 102,019, 99W (3.10)

=⇒ Es decir tendremos un 1,02% de pérdidas de potencia. Lo que haceuna pérdida de energía anual de un total de 423.076,9 kWh.

Benecios :

En este apartado calcularemos los benecios que produce las ventas de nues-tra energía producida, para ello, utilizamos la ecuación 3.8 en la usaremoscomo Pinstalada = 10 · 106 − 102,019, 99 = 9,897,980, 01W −→ 9, 898MW.Por lo que obtenemos para un periodo de amortización de 10 años unosbenecios de 41.877.833,6 ¿.



Costes Cables

Subterráneo, 800m × 20,120¿/km = 16,096¿


Submarino_evacuación, 3200m× 37,830¿/km = 121,056¿

=⇒ Coste total = 155,754, 1¿

Costes Transformadores

Transformador_góndola, transformador de 6 ó 13/20 KV, 96,000¿

Pérdidas Eléctricas

Para hallar las pérdidas que tenemos en las líneas para una evacuación a20 KV usaremos la ecuación 3.9, ésta ecuación la usaremos en el tramo decable submarino entre el aerogenerador_1 y tierra y el cable subterráneo, esdecir despreciaremos las pérdidas del cable de unión entre aerogeneradores,es decir, lo mismo que comentamos en el apartado anterior de 13 KV.

Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 20 KV tiene una secciónde 240mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de aluminio)tiene una sección de 240mm2 y una longitud de 800 m, por lo que obtenemosen la ecuación 3.11:


200002 · 12 · 240· [3200

58+

80035, 38

] = 81,025, 061W (3.11)


Benecios

En este apartado calcularemos los benecios que produce las ventas de nues-tra energía producida, para ello, utilizamos la ecuación 3.8 en la usaremoscomo Pinstalada = 10 · 106 − 81,025, 061 = 9,918,974, 93W −→ 9, 919MW.Pero en este caso debemos de tener en cuenta, que tenemos un transformadormás que si evacuamos a 13 KV, por lo que debemos incluir las pérdidas queproducen este trafo, que se estiman en 50,000W , siendo nuestra potencia re-al instalada de Pinstalada = 9.918.974, 93− 50.000 = 9.868.974, 93W . Por loque obtenemos para un periodo de amortización de 10 años unos beneciosde 41.696.506,6 ¿.



Costes Cables

Subterráneo, 800m × 18,278¿/km = 14,623¿


Submarino_evacuación, 3200m× 34,725¿/km = 111,120¿

=⇒ Coste total = 145,129, 36¿

Costes Transformadores

Transformador_góndola, transformador de 6 ó 13/30 KV, 100,000¿

Pérdidas Eléctricas

Para hallar las pérdidas que tenemos en las líneas para una evacuación a30 KV usaremos la ecuación 3.9, ésta ecuación la usaremos en el tramo decable submarino entre el aerogenerador_1 y tierra y el cable subterráneo, esdecir, despreciaremos las pérdidas del cable de unión entre aerogeneradores,es decir, lo mismo que comentamos en el apartado anterior de 13 KV y20 KV.

Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 30 KV tiene una secciónde 120mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de aluminio)tiene una sección de 120mm2 y una longitud de 800 m, por lo que obtenemosen la ecuación 3.12:


300002 · 12 · 120· [3200

58+

80035, 38

] = 72,022, 27W (3.12)


Benecios

En este apartado calcularemos los benecios que produce las ventas de nues-tra energía producida, para ello, utilizamos la ecuación 3.8 en la usaremoscomo Pinstalada = 10·106−72,022, 27 = 9,927,977, 73W −→ 9, 928MW. Perocomo en el caso anterior debemos de tener en cuenta, que tenemos un trans-formador más que si evacuamos a 13 KV, por lo que debemos incluir las pér-didas que producen este trafo, que se estiman en 50,000W , siendo nuestra po-tencia real instalada de Pinstalada = 9,927,977, 73−50,000 = 9,877,977, 73W .


Por lo que obtenemos para un periodo de amortización de 10 años unos ben-ecios de 41.752.788,2 ¿.

VCuadro Resumen:

Cuadro 3.9: Amortización a 10 años para las diferentes tensiones.

→Por lo que nuestra tensión de evacuación será de 13 KV.

3.3. Cálculo de la caída de tensión

La determinación de la sección en función de la caída de tensión se re-alizará mediante la fórmula :

4U =√

3 · I · L(Rcosφ+Xsenφ) (3.13)

La caída de tensión producida en la línea, puesta en función del momentoeléctrico y expresada en forma porcentual, teniendo en cuenta las fórmulasanteriores y realizando unas simplicaciones, viene dada por :

4U( %) =P · L

100 · U2· (R+X · tgφ) (3.14)

En donde:-DU : caída de tensión.-P : potencia (kW).-U : tensión compuesta en (kV).-I : intensidad (A).-L : longitud de la línea (km).-R : resistencia del conductor (W/km).-X : reactancia a frecuencia 50 Hz (W/km).-φ: ángulo de desfase entre la tensión e intensidad.Aunque nosotros, como ya hemos hallado las secciones de los cables a

las distintas tensiones de evacuación posibles, una vez que tenemos el cableescogido, simplemente comprobaremos que la caída de tensión no sobrepaseel 5,5%

Pero a su vez, los parámetros de R y X, dependen de la sección. Por elloy para simplicar el cálculo se va a emplear la siguiente ecuación:


4U( %) =P · L

100 · U ·X · S(3.15)

Siendo todo igual que en ecuaciones anteriores salvo:-X : conductividad del cobre (m/Ω ·mm2).-S : sección del conductor (mm2).En esta última ecuación no hace falta que separamos las características

del cable submarino y el subterráneo, ya que ambos son conductores decobre, pero si que debemos decir, como en el apartado de las pérdidas, quedespreciamos el efecto de caída de la tensión en el cable submarino de uniónde aerogeneradores (si no lo despreciásemos, tampoco superaría la caída detensión máxima admisible).

Por lo que obtenemos:

4U( %) =10 · 106 · (3200 + 800)

13000 · 58 · 400/100 = 1, 32 % (3.16)

Y como vemos por el resultado obtenido, se puede decir que nuestro cablecumple con las especicaciones requeridas de la caída de tensión.

3.4. Intensidad de Cortocircuito

Denimos cortocircuito como la unión de dos o más conductores o partesde un circuito eléctrico, con una diferencia de potencial entre sí a través deuna pequeña impedancia. El origen suele estar en una conexión incorrecta oen un defecto de aislamiento.

Orígenes posibles:

ELÉCTRICO:

Defectos de aislamiento entre conductores activos o entre ellosy tierra.

MECÁNICO:

Caídas de cuerpos extraños en líneas.

Rotura de conductores o aisladores.

Impactos sobre cables subterráneos.

MANIOBRAS:

Falsas maniobras de apertura de seccionadores en carga.

Conexiones de líneas con puesta a tierra.


ATMOSFÉRICO:

Descargas atmosféricas sobre líneas.

Aproximación de conductores o alteración de su superciedebida a otros meteoros (Tempestad, niebla, hielo, etc).

Efectos:

Calentamientos debidos a las corrientes; dimensionado térmico.

Esfuerzos electrodinámicos anormales; dimensionamiento mecáni-co adecuado de barras, conexiones, arrollamientos de máquinas.

Caídas de tensión elevadas; riesgo de pérdida de sincronismo demáquinas síncronas, desenganches y riesgo en la estabilidad de lasredes.

Lo primero de todo vamos a comentar en qué se basa la intensidad de cor-tocircuito. La gura 3.1 muestra cómo se desarrolla un cortocircuito en eltiempo:

Figura 3.1: Onda de la intensidad durante un cortocircuito.

La intensidad de cortocircuito puede ser de dos tipos:

Corriente asimétrica: es el valor total de la corriente de cortocircuito,que ocurre en el instante en que se separan los contactos del interruptory que comprende en cada instante a la corriente directa que decreceexponencialmente y a la corriente alterna que se mantiene constante


respecto al tiempo. La corriente asimétrica se origina cuando al iniciodel cortocircuito la onda de tensión pasa por el valor de cero. En esteinstante, por tratarse de un circuito inductivo la onda de corrienteaparece retrasada 90º, y al no poder alcanzar su valor máximo, presentaun desplazamiento del eje de las abscisas en forma exponencial.

Corriente simétrica: es el valor ecaz de la componente de corrientealterna en el momento de separación de los contactos del interruptor.Esta se origina cuando al pasar la onda de tensión por su valor máximose inicia el cortocircuito. La corriente está retrasada 90º, parte de ceroy no se produce ningún estado transitorio que desplazaría el eje.

3.4.1. Cálculos de la Intensidad de Cortocircuito

En los cálculos eléctricos necesarios para la ejecución de este proyecto,es de vital importancia la intensidad máxima de corriente de cortocircuito,ya que en función de su valor, serán seleccionados los componentes de laaparamenta. Dicho cálculo se realiza para que se garanticen tanto la abili-dad/seguridad de la instalación eléctrica, como una eciencia en la inversióneconómica (no sobredimensionar la instalación para evitar los sobrecostes).

Antes de empezar a calcular las intensidades máximas de cortocircuito,vamos a recordar las características de los elementos que forman nuestrosistema:

Alternador del Aerogenerador:

Potencia nominal: 5 MVA.

Tensión nominal de generación: 690 V.

Impedancia subtransitoria de cortocircuito nominal: 10%.

Rango cos a potencia nominal: 1.

Puente Trifásico del Aerogenerador:

Potencia nominal: 5 MVA.

Tensión nominal primaria: 13 KV.

Tensión nominal secundaria: 690 V.

Tensión nominal de cortocircuito Ucc: 6%.

Transformador de la Subestación:


Potencia nominal del Transformador: 12,5 MVA.

Tensión nominal primaria: 66 KV.

Tensión nominal secundaria: 13 KV.

Tensión de cortocircuito Ucc: 8%.

Tiempo de despeje de defecto: 0,5 segundos.

El cálculo del cortocircuito se puede resumir en calcular la impedancia Zcc,impedancia equivalente de todas las impedancias entre el generador y elpunto de falta.

Para esto seguiremos un proceso de cálculo en donde, primero calculamoslas impedancias/reactancias a considerar obteniendo así el esquema unilarde la instalación y por último hallamos la impedancia equivalente hasta elpunto a considerar. Estos cálculos que encontramos a continuación, tambiénlos encontramos de forma esquemática en el apartado de planos.

Determinación de parámetros base Elegiremos una Sbase trifásica quenos sea más cómoda, por lo que usaremos la del transformador. Notar quenormalmente tomamos Ubase = Un(compuesta) para una zona, determinán-dose en el resto de zonas por la relación de transformación.

Sbase = 12, 5MVA.

Ubase = 13KV.

Zbase = U2base

Sbase= 13, 52 Ω.

Ibasebaja= Sbase√

3·Ubase= 555, 14A.

Ialta = Sbase√3·Ualta

= 109, 35A.

Impedancia de cortocircuito en el aerogenerador Será la suma de lasimpedancias que encontramos en el propio alternador y en el puente trifásico.Debemos recordar en todo momento la base a la que está asociada.

Primero hallamos la impedancia de cortocircuito del alternador en la basecomún:

Zccalter = ZccpropiaSbase

Spropia= 0, 1 · 12, 5 · 106

5 · 106= 0, 25 pu (3.17)


Posteriormente hallamos la impedancia de cortocircuito del puente trifási-co asociado al aerogenerador en la base común:

Ucc ≈ Zcc⇒ Zccpte trif = ZccpropiaSbase

Spropia= 0, 06 · 12, 5 · 106

5 · 106= 0, 15 pu

(3.18)Por lo que la impedancia de cortocircuito total por cada aerogenerador

será:

Zccaerog = Zccalter + Zccpte trif = 0, 25 + 0, 15 = 0, 40 pu (3.19)

Impedancia del transformador de la subestación En este apartado,aunque sepamos que es la misma base, realizamos los cálculos pertinentespara cerciorarnos:

Ucc ≈ Zcc⇒ Zcctrafo = ZccpropiaSbase

Spropia= 0, 08 · 12, 5 · 106

12, 5 · 106= 0, 08 pu

(3.20)

Impedancia de las líneas Para el cálculo de las impedancias de las líneasse emplea la siguiente ecuación:

Zlınea = Longitudlınea ·Xcable (3.21)

Debemos distinguir entre el cable subterráneo y el submarino, y a su vez,éste segundo, en el tramo que une los dos aerogeneradores y el tramo que loune con tierra:

ZSubterranea=0, 8 km·0, 101 Ω/km = 0, 0808 Ω⇒ ÷Zbase ⇒ ZSubt = 0, 0059 pu(3.22)

ZSubmUnion=0, 6 km·0, 119 Ω/km = 0, 0716 Ω⇒ ÷Zbase ⇒ ZSubmU= 0, 0053 pu

(3.23)

ZSubmEvacuacion=3, 2 km·0, 109 Ω/km = 0, 3518 Ω⇒ ÷Zbase ⇒ ZSubmE= 0, 026 pu(3.24)


Impedancia de la red La potencia de cortocircuito proveniente de lared depende del punto de conexión donde conectemos nuestro parque eólico.Sabemos que conectaremos a la red de transporte a 66 KV, por lo que ten-dremos una Pcc de 750 MVA aproximadamente en dicho punto, por lo quenuestra impedancia Xred será:

Xred =Sbase

Scortocircuito=

12, 5 · 106

750 · 106= 0, 016 pu (3.25)

Unilar de la instalación En la gura 3.2 podemos encontrar el esquemaunilar de la instalación con su simplicado correspondiente, para posteri-ormente poder hallar los valores de la intensidad de cortocircuito con mayorfacilidad.

Figura 3.2: Unilar de la instalación y su simplicado.

Valores de la intensidad A continuación obtenemos los valores de laintensidad de cortocircuito en las zonas más críticas, como son la parte an-terior (A) y posterior (P) del transformador.


iccA =1

0, 2013 + 0, 026 + 0, 0059+

10, 08 + 0, 016

= 14, 705 pu (3.26)

⇒ iccA × Ibasebaja= IccA = 8,163, 04A (3.27)

iccP =1

0, 2013 + 0, 026 + 0, 0059 + 0, 08+

10, 016

= 65, 693 pu (3.28)

⇒ iccP × Ialta ⇒ IccP = 7,183, 48A (3.29)

Con estos valores podemos concluir que estas intensidades son admis-ibles tanto por nuestros interruptores como por los cables, por lo que noserá un valor restrictivo. Por los interruptores, ya que al ser el poder decorte muy superior a los valores que aquí encontramos, tendremos asegura-da la instalación. Y por los cables, decir que las secciones elegidas de losconductores soportan intensidades de cortocircuito de mayor valor que lasobtenidas, de ahí que tampoco sea restrictivo. Además, aunque no estén hal-lados los valores de la intensidad de cortocircuito para zonas más cercanas alos aerogeneradores, podemos armar que aunque éstos valores de corrientesean superiores a los hallados anteriormente, nunca van a superar los valoresadmisibles por los cables.

Valores admisibles por los cables En esta sección vamos ha hallar losvalores de corriente de cortocircuito máximos que es capaz de soportar elcable, para cerciorarnos de la seguridad de la instalación.

Para comprobarlo tendremos en cuenta la siguiente fórmula referente ala intensidad máxima admisible bajo condiciones de cortocircuito:

IccS

=K√tmax

(3.30)

siendo:

Icc: Intensidad de cortocircuito admisible para ese tiempo, sección ymaterial.

S: Sección del conductor.

K: Constante relativa al material del cable y a las temperaturas alinicio y nal del cortocircuito. Principalmente se usan dos valores:


Para conductores de cobre: 142 [A · sg−1/2/mm2].

Para conductores de aluminio: 93 [A · sg−1/2/mm2].

tmax: Tiempo máximo que el cable de dicha sección puede aguantaresa intensidad de cortocircuito.

Para este caso, como se va a elegir un cable de cobre, K valdrá 142(A ·sg−1/2/mm2) y el tiempo supuesto de actuación de las protecciones seráinferior a 0,5 segundos por lo que, para una sección de 400mm2, se obtieneel siguiente valor de Icc:

Icc =K · S√tmax

=142 · 400√

0, 5= 80, 32KA (3.31)

Con este valor obtenido podemos asegurar que el cable soporta perfecta-mente los valores de cortocircuito calculados previamente. Además podemoscomprobar como coincide este valor admisible con el que encontramos en lastablas de características del cable subterráneo.

3.5. Embarrados

Los tipos de conductores normalmente usados para la realización del em-barrado son los cables y los tubos. Aunque en este proyecto nos declinamospor el cable debido a que la tensión con la que trabajamos no es excesiva-mente alta y es el tipo de embarrado más usual para el tipo de subestacióncon la que trabajamos.

El cable que utilizaremos será un conductor formado por un haz de alam-bres trenzados en forma helicoidal de aluminio, cuyo radio medirá 15mm.Acontinuación presentamos algunos de los factores que tendremos en cuentapara la elección del embarrado y su dimensionamiento.

3.5.1. Esfuerzos por Cortocircuito

Como ya dijimos en el apartado de la memoria, los esfuerzos por cortocir-cuito suponen unas fuerzas de atracción/repulsión que se ven amortiguadasdebido a la naturaleza elástica del cable, pero que, debido a esta elasticidad,suponen una disminución de las distancias de aislamiento. Por tanto, el efectofundamental a tener en cuenta en el empleo de cables, en caso de cortocir-cuito, es la distancia de tendido entre fases componiendo a éste fenómenola hipótesis de viento más desfavorable y en el punto de echa máxima delvano más signicativo en cada nivel de tensión, a la temperatura de trabajode +15°C.


Dimensionado del embarrado Las características del embarrado son:

Intensidad asignada : 105 A.

Límite térmico, 1 seg : 16 kA ecaces.

Límite electrodinámico : 40 kA cresta.

Por lo tanto dicho embarrado debe soportar la intensidad nominal sin superarla temperatura de régimen permanente (comprobación por densidad de cor-riente), así como los esfuerzos electrodinámicos y térmicos que se produzcandurante un cortocircuito.

Comprobación por densidad de corriente La comprobación pordensidad de corriente tiene por objeto vericar que el conductor que con-stituye el embarrado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sinsobrepasar la densidad de corriente máxima en régimen permanente. Da-do que utilizamos una sección de cable helicoidal mayor que la restrictivahallada en apartados anteriores, se garantiza lo indicado para la intensidadasignada de 105 A.

Comprobación por solicitación electrodinámica Según la MIE-RAT 05, la resistencia mecánica de los conductores deberá vericar, en casode cortocircuito que:

σmax ≥I2ccp · L2

60 · d ·W(3.32)

siendo:

σmax= Valor de la carga de rotura de tracción del material de losconductores. Para el cable de aluminio utilizado 2800Kg/cm2.

Iccp= Intensidad permanente de cortocircuito trifásico, en kA.

L = Separación longitudinal entre apoyos, en cm.(6 m)

d = Separación entre fases del embarrado, en cm.(1,5 m)

W = Módulo resistente de los conductores, en cm3.

Según la normativa vigente se garantiza el cumplimiento de la expresiónanterior, asegurando la resistencia del conductor.


Comprobación por solicitación térmica a cortocircuito La so-breintensidad máxima admisible en cortocircuito para el embarrado se de-termina:

Ith = α · S ·√

∆tt

(3.33)

siendo:

Ith= Intensidad ecaz, en A.

α= 13 para el Al.

S = Sección del embarrado, en mm2.

T = Elevación o incremento máximo de temperatura, 150ºC.

t = Tiempo de duración del cortocircuito, en s.

Puesto que según a la normativa vigente, se garantiza que:

Ith ≥16 kA durante 1 s.

Conclusión Haciendo el estudio de todas las comprobaciones podemosarmar que en los tramos de los embarrados los esfuerzos van a ser menores ypor lo tanto los cables elegidos aseguran una abilidad en toda la subestación.

3.5.2. Efecto Corona

En este apartado calcularemos las pérdidas por efecto corona que encon-tramos en los cables de los embarrados.

Las pérdidas por efecto corona se producen cuando el gradiente de tensiónen la supercie del conductor es superior a la rigidez dieléctrica del aire. Estarotura de la rigidez dieléctrica del aire genera calor, luz, ruido audible..., endenitiva pérdidas de energía en la línea que deben evaluarse. Las pérdidaspor corona son pequeñas comparadas con las pérdidas por resistencia de losconductores.

Las tensiones que tenemos que tener en cuenta según Peek son:

Tensión Crítica Disruptiva: es la tensión a la que se rompe la rigidezdieléctrica del aire. Si esta tensión es superior a la tensión nominal dela línea no se producirán pérdidas por corona.


Tensión Crítica Visual: es la tensión o resistencia del aire que se debesuperar para que el efecto sea visible.

Tensión más Elevada: es la tensión que puede adquirir una línea encondiciones normales de funcionamiento. Suele estar comprendido entreun 10% y un 20% superior al nominal. Frecuentemente adopta un 15%superior a la tensión nominal.

Una vez calculadas las tensiones, se procederá a su comparación:

Si Uc > Ume ⇒No hay efecto corona.

Si Uc < Ume ⇒Sí hay efecto corona.

Fórmula de Peek:

Uc = n · 84 ·mc ·mt · δ · r · log(D

req

)(3.34)

En nuestro caso, vamos a tomar unos valores de:

n = 1 (simplex).

mc = 1,coeciente de rugosidad para conductores nuevos.

mt = 1, coeciente ambiental para tiempo seco.

r = 1, 5 cm , radio individual del conductor.

D = 189 cm, distancia geométrica entre fases.

D = 3√drsdstdtr = 3

√1, 5 · 1, 5 · 3 = 1, 89m = 189 cm (3.35)

δ = 1, 0076 kg/cm3, densidad relativa del aire.

δ =3, 921 · h273 + θ

=3, 921 · 75, 81

273 + 22= 1, 0076 kg/cm3 (3.36)

Siendo h la presión relativa en cm de mercurio y θ la temperaturaen ºC

log h = log 76− y

18336= log 76− 20

18336⇒ h = 75, 81 cmHg

(3.37)

Ume = 75, 9KV , tensión más elevada.


Por lo que dándole valores a los elementos de la fórmula 3.34, obtenemos:

Uc = 1 · 84 · 1 · 1 · 1, 0076 · 1, 5 · log(

1892

)= 250, 79KV (3.38)

Como Uc > Ume ⇒ No hay efecto corona

3.6. Puesta a Tierra

Como ya nombramos con anterioridad, la función de la puesta a tierra(p.a.t.) de una instalación eléctrica es la de forzar la derivación, al terreno, delas intensidades de corriente, de cualquier naturaleza que se puedan originar,ya se trate de corrientes de defecto, bajo frecuencia industrial, o debidas adescargas atmosféricas. Con ello, se logra:

Limitar la diferencia de potencial que, en un momento dado, puedepresentarse entre estructuras metálicas y tierra.

Hacer posible la detección de defectos a tierra y asegurar la actuacióny coordinación de las protecciones, eliminando o disminuyendo, así, elriesgo que supone una avería para el material utilizado y las personas.

Limitar las sobretensiones internas (de maniobra - transitorias - ytemporales) que puedan aparecer en la red eléctrica, en determinadascondiciones de explotación.

Evitar que las tensiones de frente escarpado que originan las descargasde los rayos provoquen "cebados inversos", en el caso de instalacionesde exterior y, particularmente, en líneas aéreas.

Este tipo de p.a.t. limitará la corriente sufrida por una persona en caso dedefecto a tierra.Si especicamos los siguientes niveles de corriente con susconsecuencias sobre el ser humano tenemos:

1 mA: nivel de intensidad apenas perceptible por una persona.

1-6 mA: nivel de intensidad que produce sensación desagradable, perono limita la capacidad de actuación de la persona.

6-25 mA: nivel de intensidad que empieza a ser peligroso porque lassensaciones son dolorosas y, dependiendo de la persona, puede inclusoimposibilitar la actuación de la misma.


25-60 mA: nivel de intensidad que diculta la respiración y puede tenerefectos secundarios severos, posteriores a la exposición.

>60 mA: nivel de intensidad que produce brilaciones, paradas cardía-cas y otras consecuencias muy graves, que pueden derivar incluso en lamuerte.

3.6.1. Cálculos de la P.A.T.

En la gura 3.3 encontramos el proceso a llevar a cabo para realizar lacorrecta puesta a tierra de la instalación.

Para realizar la p.a.t. emplearemos una conguración mallada que lasituaremos a 0,8 m de profundidad, por lo que tendremos que dimensionarel mallado y la sección del conductor que utilicemos para realizar la malla.

Datos de partida Lo primero de todo será determinar las dimensionesdel terreno utilizado, la subestación se encuentra delimitada por unas di-mensiones de vallado de 75m × 40m, pero debemos de tener en cuentapara nuestros cálculos que la totalidad de la malla ocupará una sección de7 × 42m2,esto se debe a que hay que cubrir al menos un metro por fuerade la valla de delimitación. Se toma esta precaución por si, en el caso de undefecto a tierra, la tensión de contacto aplicada sobre un individuo que seencontrase a un metro de la alambrada y además la estuviese tocando, fueraexcesiva.

Corriente de defecto El paso que tomaremos a continuación será el decalcular la corriente de defecto. Como el tipo de conexión de neutro es rígidoa tierra con una tensión nominal menor de 100 KV, según MIE-RAT-13,podemos decir que la corriente de defecto la calculamos con la ecuación 3.39:

Idefecto =1

0, 08· 12, 5 · 106

√3 · 66 · 103

= 1366, 83A (3.39)

También debemos notar que el tiempo de defecto son los 0,5 segundosque se tarda en despejar una falta el transformador de la subestación.

Naturaleza del terreno Lo siguiente que tenemos que tener en cuenta esla naturaleza del terreno en el que está situada la subestación. Tendremosuna capa supercial de 0,2 m de grosor de calizas agrietadas con una resistivi-dades desde 500 hasta 1000 Ω·m , pero a 0, 8m de profundidad, que es dondese encuentra el mallado, la naturaleza del terreno es arcilloso compactado,


Figura 3.3: Proceso de diseño de las instalaciones de puesta a tierra.


por lo que tendremos resistividades desde 50 hasta 200 Ω ·m. Vamos a no-tar que usaremos estas resistividades siempre en el caso más extremo paracerciorarnos de la seguridad total en la instalación para los elementos de lasubestación y para las personas.

Diseño preliminar La densidad de corriente máxima para los electrodosde puesta a tierra que indica el MIE-RAT-13 para el cobre es de 160A/mm2.La ecuación 3.40 muestra cual sería la sección mínima que deberían tener losconductores que forman el mallado:

Smın =Idefecto

Densidadcorriente=

1366, 83A160A/mm2

= 8, 54mm2 (3.40)

Aunque se halla obtenido una sección de 8, 54mm2, la sección mínimapara el cobre que indica el reglamento para este tipo de instalaciones es de25mm2, por lo que será este valor el que utilicemos.

Resistencia de tierra Para calcular la resistencia de tierra, según lasindicaciones del MIE-RAT-13, tenemos la fórmula 3.41, ya que se trata deun tipo de electrodo mallado:

R =ρ

4 · r+ρ

L(3.41)

Siendo:

R: resistencia de tierra del electrodo (Ω).

ρ: resistividad del terreno donde se encuentra enterrada la malla (Ω·m).

L: en malla la longitud total de los conductores enterrados (m).

L = (424

+ 1) · 42 + (774

+ 1) · 77 = 2,042, 25m

r: radio de un circulo de la misma supercie que el área cubierta porla malla (m).

r =

√l · lΠ

=

√77 · 42

Π= 32, 08m

Por lo que obtenemos:

RP.A.T. =ρ

4 · r+ρ

L=

5004 · 32, 08

+500

2042, 25= 4, 1407 Ω


Tensiones de seguridad A este tipo de tensiones también se le llama detensión aplicada, donde se denen mediante las siguientes formulas:

Vca =K

tn=

720, 51

= 144V (3.42)

Vpa = 10 · Ktn

= 10 · 720, 51

= 1440V (3.43)

Los valores de K = 72 y de n = 1, se toman, ya que el tiempo de despejees inferior a 0,9 segundos.

Tensiones de contacto y paso máximas admisibles Una vez quehemos calculado las tensiones de seguridad, podremos calcular las tensionesmáximas admisibles que se darán en la instalación, estas se calculan mediantelas fórmulas:

Vcamax= Vca · (1 +

1, 5 · ρs

Rh) = 252V (3.44)

Vpamax= Vpa · (1 +

6 · ρs

Rh) = 5760V (3.45)

Siendo:

ρs: resistividad de la capa supercial. Elegiremos la de menor valor ρs =500 Ω ·m.

Rh: resistencia del cuerpo humano al paso de la corriente (Rh = 1000 Ω).

Hemos de notar que usamos la resistividad menor del suelo porque así ésteserá nuestro caso más desfavorable, ya que las tensiones reales que obteng-amos siempre van a tener que ser inferiores a los valores aquí obtenidos paracerciorarnos de la seguridad total.

Estas fórmulas se obtienen de introducir en las tensiones anteriores, laresistencia que opone el cuerpo de una persona a ser atravesado por unacorriente. Lo podemos observar con detalle en las guras 3.4 y 3.5.

Tensiones de paso y contacto reales Como hemos comentado en elapartado anterior, las tensiones que obtengamos en esta sección han de sermenores que las admisibles para asegurar la instalación. Para obtener estosvalores usamos las siguientes ecuaciones:


Figura 3.4: Circuito para la determinación de la tensión de contacto aplicada

Ucontacto = 0, 366 · ρ1 · i · log(

√(D2 + 4 · h2)3

16 · d · h ·D) = 125, 14V < 252V (3.46)

Upaso = 0, 366 · ρ1 · i · log((D

2 )2 + h2

h2) = 44, 25V < 5760V (3.47)

Donde:

ρ1: resistividad del terreno del primer suelo, justo por debajo de lacapa supercial (200 Ω ·m).

i: intensidad por metro que recorre el electrodo:

i =Idefecto

Lmalla=

1366, 83A2042, 25m

= 0, 669A/m

D: lado de la cuadrícula de la malla en metros (4 m).


Figura 3.5: Circuito para la determinación de la tensión de paso aplicada.

d: diámetro del electrodo en metros:

d =

√4 · 25mm2

Π= 5, 642 · 10−3m

h: profundidad a la que se encuentra enterrada la malla en metros (0,8 m).

A razón de los resultados, podemos armar que la red de tierras es sucien-temente válida, ya que los valores permitidos se encuentran por encima delos reales máximos calculados.

De todas maneras, encontramos que los valores de las tensiones de con-tacto (más peligrosas que las de paso) disponen de un margen muy estrecho,por lo que para prevenir futuros accidentes pondremos otra capa supercial,encima de la ya situada, de balastro o grava, ya que poseen resistividadesde unos 3000 Ω ·m, haciendo así que la tensión de contacto admisible sea demayor valor.

3.7. Pararrayos / Autoválvula

Como nombramos con anterioridad las autoválvulas o pararrayos sondispositivos destinados a limitar las sobretensiones peligrosas a unos valores


conocidos y controlados, protegiendo al resto de la aparamenta.Son conectados entre fase y tierra. Funcionan como resistencias variables

en función de la tensión. Durante la explotación normal del sistema circulapor ellos una débil corriente de fuga, pero frente a una sobretensión, derivana tierra la sobreintensidad asociada.

3.7.1. Características generales

Tensión de funcionamiento contínuo (Uc). Tensión ecaz máxima quepuede aplicarse de forma permanente.

Tensión nominal (Ur). Máxima sobretensión ecaz soportada durante10 segundos a 60ºC y después de disipar una determinada cantidad deenergía.

Tensión residual (Ures). Valor de cresta de la tensión que aparece entrebornas durante la descarga. Su valor depende de la forma de onda yde la magnitud de la corriente de descarga.

Capacidad frente a sobretensiones temporales (TOV). Máxima tensiónecaz soportada durante un tiempo determinado. (Ur ≤ TOV (10s)).Representa la capacidad para soportar desde un punto de vista en-ergético.

Corriente de descarga nominal (In). Valor de cresta del impulso decorriente de una onda tipo rayo 8/20µs. Son valores normalizados.

Clase de descarga. Se denen 5 clases según la capacidad de disipaciónde energía en una descarga. Clases 1, 2 y 3 para In = 10KA. Y clases4 y 5 para In = 20KA.

En la tabla 3.10 encontramos los valores habituales de corrientes nominalesde descarga en función de la tensión nominal del sistema.

3.7.2. Cálculos para la elección de la autoválvula

En este apartado realizaremos los cálculos para seleccionar las autoválvu-las que instalaremos en nuestro parque, ajustando las características de éstasa los valores requeridos en nuestro sistema.


Cuadro 3.10: Corrientes nominales de descarga.

3.7.2.1. Pararrayos lado de 66 KV

Paso 1:Elección de la corriente nominal y de la clase de descarga.

Según la tabla 3.10, para el sistema de 66 KV elegimos los sigu-ientes valores:

Corriente nominal del pararrayos: 10 KA.

Clase de descarga: 1 ó 2.

Paso 2: Tensión contínua de operación.

Uc ≥Us√

3=

72, 5√3

= 41, 86KV (3.48)

Paso 3: Capacidad para soportar sobretensiones temporales.

TOV ≥ k · Us√3·(Tt

10

)m

=1, 4 · 72, 5√

3·(

110

)0,02

= 55, 96KV (3.49)

Paso 4: Margen de protección.

Valor mínimo recomendado → 1, 2.

Paso 5: Tensión residual.

Ures ≤3251, 2

= 270, 83KV (3.50)


Cuadro 3.11: Valores característicos para Um = 72KV.

Cuadro 3.12: Valores de la autoválvula para Um = 72KV.


Paso 6: Elección de la autoválvula.

Elegiremos la autoválvula, prácticamente en función de la mínima dis-tancia que elijamos, ya que todos los demás parámetros se encuentran dentrode los márgenes establecidos.

Por lo que nos declinaremos por la válvula cuya mínima distancia entreautoválvula y transformador es 5, 52m, ya que lo consideramos una distanciasuciente.

3.7.2.2. Pararrayos lado de 13 KV

Paso 1:Elección de la corriente nominal y de la clase de descarga.

Según la tabla 3.10, para el sistema de 13 KV elegimos los sigu-ientes valores:

Corriente nominal del pararrayos: 10 KA. Clase de descarga: 1 ó 2.

Paso 2: Tensión contínua de operación.

Uc ≥Us√

3=

24√3

= 13, 85KV (3.51)

Paso 3: Capacidad para soportar sobretensiones temporales.

TOV ≥ k · Us√3·(Tt

10

)m

=1, 4 · 17, 5√

3·(

110

)0,02

= 18, 52KV (3.52)

Paso 4: Margen de protección.

Valor mínimo recomendado → 1, 2.

Paso 5: Tensión residual.

Ures ≤951, 2

= 79, 16KV (3.53)

Paso 6: Elección de la autoválvula.

Como en el caso anterior, elegiremos la autoválvula, prácticamente enfunción de la mínima distancia que elijamos, ya que todos los demás parámet-ros se encuentran dentro de los márgenes establecidos.

Por lo que nos declinaremos por la válvula cuya mínima distancia entreautoválvula y transformador es 4, 87m, ya que lo consideramos una distanciasimilar a la anterior.


Cuadro 3.13: Valores característicos para Um = 24KV.

Cuadro 3.14: Valores de la autoválvula paraUm = 24KV

Capítulo 4

Estudio Económico

El estudio económico nos va a aportar información sobre la inversión enel parque eólico piloto y subestación, así como los benecios que se puedenobtener. En función de los resultados, se podrá discernir sobre la rentabilidaddel parque y la aceptación de llevar a cabo la inversión para el proyecto ono.

Para ello se emplearán dos valores:

TIR (Tasa interna de retorno): indicador de la rentabilidad de unproyecto, ya que a mayor TIR, mayor rentabilidad. Se trata de la tasade interés que hace que el VAN sea igual a 0.

VAN (Valor actual neto): es calculado a partir del ujo de caja anual,trasladando todas las cantidades futuras al presente.

Para realizar este estudio económico se van a analizar los tres conceptos másrelevantes para ello:

a) Inversión inicial.b) Gastos de explotación.c) Ingresos.

4.1. Inversión Inicial

En la tabla 4.1 se puede observar todos los conceptos implicados en elproyecto y sus respectivos costes de inversión para una completa instalación,éstos incluyen cualquier tipo de inversión extra debido a montajes, trans-porte, etc.

La explicación detallada de esta tabla se encuentra en el apartado depresupuestos.

152

CAPÍTULO 4. ESTUDIO ECONÓMICO 153

Cuadro 4.1: Inversión inicial requerida.

Como nuestro proyecto, al tratarse de una instalación piloto, no requeriráde unos elevados costes de instalación, pero para realizar la inversión se nostratará como una instalación normal en dónde como mucho nos nanciaránel 80% del presupuesto requerido.

4.2. Gastos de Explotación y Mantenimiento

Los gastos de explotación y mantenimiento los vamos a tener en cuentapara toda la vida útil del parque. Este tipo de gastos corren a cargo de laempresa que explota el parque y los dividimos en:

Gastos jos: independientes de la explotación del parque. Se reerenal personal contratado, gastos administrativos, etc.

Gastos variables: dependen de las horas de explotación del parque. Sereeren al mantenimiento, agua, energía consumida, etc.

Los gastos totales de explotación y mantenimiento, según un informe publica-do por el ministerio de industria, Turismo y Comercio, se jan en 1 c¿/kWh.

Para hallar los gastos en el año n de vida del parque, utilizamos lasiguiente fórmula:

Cnem = cem · Pins · hano · (1 + tnom)n ; ∀nε[1, 20] (4.1)

Siendo:−Cem : coste de explotación y mantenimiento en el año n [¿].


− cem : coste de explotación y mantenimiento [¿/kWh].−Pins : potencia instalada [kW].−hano : horas equivalentes de funcionamiento del parque al año.− tnom : tasa nominal de explotación y mantenimiento.−n : año n.Estos gastos los encontraremos en la tabla 4.4 especicados como costes.

4.3. Ingresos

Los ingresos que se obtendrán por la venta de energía, los obtendremosde la ecuación:

Benefn(¿) = Rtotal · Pinstalada · hano · η · (1 + telect)n ; ∀nε[1, 20]

Esta ecuación nos proporciona el benecio anual por dicha venta, ya lausamos con anterioridad. Pero la encontramos de forma más detallada en elcapítulo de presupuesto, de donde obtenemos la tabla 4.2, la cual nos resumeel benecio obtenido y acumulado.

Cuadro 4.2: Ingresos por la venta de energía.


4.4. Estudio de Viabilidad

Con los datos previamente calculados y los propios del parque se realizael estudio de viabilidad, para ello tenemos unos datos iniciales:

Potencia instalada→10MW

Rendimiento eléctrico→100 %

Inversión→21,411,194¿

Inversión unitaria→2,141, 1¿/kW

Horas de funcionamiento→4,147h

Costes de OM→1 c¿/kWh

Venta de electricidad→10, 539 c¿/kWh1

Vida útil→20 anos

Y unos parámetros muy importantes que encontramos en la tabla 4.3:

Cuadro 4.3: Parámetros generales.

A continuación, encontraremos en la tabla 4.4 todos los cálculos necesar-ios para hallar el ujo de caja

1Cambiamos el precio de venta (10,539), frente al hallado en apartados anteri-ores (11,7395), ya que tenemos una reducción de precio debido a la poca energía quevendemos.


Cuadro 4.4: Flujo de Caja para nuestro parque.


Posteriormente, para determinar la rentabilidad de la inversión, usaremosla tabla 4.5, donde calculamos a través de tablas excel el valor del VAN ydel TIR.

Cuadro 4.5: VAN y TIR de la inversión.

Con estos datos obtenidos, se muestra que el proyecto es económicamenteviable, esto se debe a que el TIR, de más un 13%, nos muestra que al sermayor que la tasa de interés (4%), el proyecto debe ejecutarse.

Pero el dato más signicativo es el VAN positivo y tan elevado que seha obtenido (más de 4 millones de euros), lo que nos indica que la inversióninicial se recupera dentro de la vida útil del parque eólico, y además incluyeunos benecios muy considerables.

Esta vida útil del parque la denimos en 20 años, por lo que la rentabil-idad que obtengamos puede ser mayor, ya que normalmente se prolonga lavida de la instalación a 30 años o más dependiendo del nivel de explotacióny deterioro sufrido por el parque.

Capítulo 5

Impacto Ambiental

El impacto ambiental que la instalación del parque eólico piloto va a teneren la zona será muy positivo debido al ahorro de emisiones de CO2, aunquetambién tendrá inconvenientes, como son el impacto que produce sobre lafauna y la ora autóctonas de la zona.

En la gura 5.1 encontramos las zonas que el ministerio de medioambienteconsidera adecuadas para la instalación de aerogeneradores marinos.

Figura 5.1: Mapa general de zonicación. MMA.

158

CAPÍTULO 5. IMPACTO AMBIENTAL 159

Lógicamente y como era de esperar, la ubicación de nuestros aerogener-adores se encuentra en una zona apta para la construcción de éstos.

Pero aún así, se deben cumplir los siguientes requisitos:

Previo al inicio de las obras de instalación, deberá realizarse un estu-dio del uso del territorio por las aves y fauna marina en un períodomínimo de un año, redactado y rmado por técnicos cualicados queposean la titulación universitaria adecuada y debidamente colegiados,que permita conocer y realizar los siguientes informes:

Inventario de fauna especíco del área de actuación que incluyaal menos las especies de aves catalogadas presentes.

Investigación de enclaves susceptibles de utilización como refugiopor parte de los quirópteros, en un radio de 1 km en torno a losaerogeneradores.

Estudio de las poblaciones de aves y fauna marina localizada dentro dela zona solicitada para la instalación del parque eólico. Dicho estudiodebe incluir la distribución, poblaciones, densidades y zonicación delas especies a investigar utilizando métodos de censo adecuados (méto-dos de parcela, mapeo de territorios o itinerarios de censo).

Con objeto de garantizar una cierta permeabilidad del vuelo de las avesen el interior del parque eólico deberán mantenerse unas distanciasmínimas de una vez y media (1,5) el diámetro del rotor entre las áreasde barrido de aerogeneradores contiguos y de al menos 400 m entrealineaciones de turbinas. Igualmente se mantendrá una separación conlos aerogeneradores de parques eólicos contiguos de al menos 500 m.

Al objeto de minimizar el impacto sobre la cubierta vegetal natural yla avifauna esteparia amenazada, se aprovechará al máximo la red decaminos existente.

⇒Todo esto para evitar la pérdida en la zona de:

Aves En el conjunto de animales que habitan las Canarias, las aves ocu-pan un lugar destacado, al ser el grupo de vertebrados mejor representado. Ypodemos nombrar algunas de las más de 50 especies diferentes, como puedenser: la tarabilla canaria, el cernícalo, el herrerillo, los pinzones, herrerillos,palomas rabiche y turqué, alpispa, pardillo, reyezuelo, capirote y hornero.

Sobre aves marinas notamos la presencia de: gaviotas, charranes, parde-las, petreles, paíño común y el paíño de Madeira.


Fauna marina La fauna marina de Gran Canaria es muy variada,debido a su diversidad ambiental y situación geográca. Una de las particu-laridades del poblamiento marino de las aguas grancanarias es la coexistenciade especies como los pelágicos1 y tortugas (entre las que destaca la especiecareta-careta) que conviven con rayas, mantas, chuchos y angelotes, pecesespada, túnidos de gran envergadura; o las especies de litoral, como sargos,viejas, salemas, galanas, palometas, meros, cabrillas, gallos o abadejos, a lascuales les afectaría de forma más directa la instalación de los aerogener-adores. En la colonia de mamíferos, que también se encuentran en aguas deGran Canaria, guran los delnes o toninas y cachalotes.

Flora La ora marina de Canarias es muy rica y diversa, está clara-mente dividida entre cyanophycota (algas verde-azules), rhodophycota (algasrojas), chromophycota, phaeophyceae (algas pardas), chlorophycota (algasverdes) y magnoliophyota (fanerógamas).

5.1. Análisis de los posibles efectos sobre el medioambiente

La instalación de parques eólicos en el medio marino implica efectos sig-nicativos sobre el medio ambiente. En la etapa de planicación se podránprever pero no será hasta la puesta en marcha del parque cuando realmentese puedan concretar.

5.1.1. Efectos potenciales sobre el medio físico

5.1.1.1. Efectos potenciales sobre el suelo

Fase de construcción Durante la fase de construcción de los aerogen-eradores, los impactos potenciales sobre la plataforma oceánica pudierandeberse a modicaciones topográcas causadas para la instalación de lascimentaciones y apoyos de los aerogeneradores (en mayor o menor gradodependiendo de los métodos empleados), pudiendo provocar cambios local-izados de la dinámica litoral.

Los yacimientos de arenas explotables son sensibles a la instalación deestas infraestructuras debido a que la explotación de dichas zonas en áreascontiguas a los aerogeneradores podría suponer riesgos medioambientales,

1Pelágico: Peces que viven en mar abierto, en las capas superciales o entre aguas,limitando al máximo su contacto con la costa y el fondo.


debido a que el dragado de zonas contiguas a los cimientos de los aerogen-eradores puede derivarse en un mal asentamiento de los mismos. Por todoesto, la construcción de aerogeneradores en estas zonas sería incompatible,lo que haría que estas zonas dejaran de servir como reservas de arena parala regeneración del litoral.

En la instalación del cableado submarino se prevén movimientos de tier-ra, cuya magnitud dependerá de los métodos empleados. La afección sobreel suelo, por tanto, podrá ser de carácter signicativo y proporcional a lalongitud de los cables.

Fase de funcionamiento En la fase operativa se podrían dar cambiosen la dinámica litoral debido a la ubicación de los aerogeneradores. Estosefectos serían mínimos de actuarse, de acuerdo a los criterios expuestos másadelante, es decir, no actuando en la banda frágil entre 0 y -10 metros.

La ubicación de los cables de transporte de corriente eléctrica en zonaspróximas a yacimientos de arena explotables será signicativa en cuantoque dejarán de ser explotables, por problemas de dejar al descubierto loscables, rotura al dragar los fondos, desestabilizar los puntos de asentamientode los cables, etc. Ello podría repercutir, en la búsqueda de otras zonas deexplotación de arena para la recuperación de playas, o la no utilización desedimentos arenosos en la zona costera de la región afectada.

5.1.1.2. Efectos potenciales sobre el agua

Fase de construcción En la fase de construcción aumentará la turbidezde la columna de agua temporalmente, debido a los movimientos de arenasy rocas que se produzcan durante la instalación. Pudieran darse otras afec-ciones como la variación de las características físico-químicas, por lo que encada proyecto concreto se deberán considerar ciertas precauciones en relaciónal empleo de la maquinaria para evitar vertidos químicos.

Fase de funcionamiento Durante la fase de funcionamiento las afeccionesa la calidad de la masa de agua oceánica por parte de los aerogeneradorespudieran ser causadas por labores de mantenimiento. La afección sobre elmedio oceánico por parte de los cables submarinos pudiera resultar signi-cativa debido a la necesidad de contar con instalaciones auxiliares paraasegurar la impermeabilización de toda la instalación.

En este apartado sería de interés tener en cuenta los posibles efectosderivados de la seguridad marítima. La existencia de los aerogeneradores po-dría provocar colisión de buques que transporten sustancias tóxicas y peli-


grosas, con el consiguiente vertido químico a las aguas. Por ello, en cadacaso concreto se deberán contemplar medidas preventivas y correctoras quedisminuyan el impacto que pudiera darse en caso de producirse estas situa-ciones.

5.1.1.3. Efectos potenciales sobre la atmósfera

Fase de construcción El aspecto a destacar durante la fase de construc-ción, tanto para los aerogeneradores como para los cables submarinos será laaparición de ruido. Sin embargo, debido a su ubicación en el mar, la afecciónsobre poblaciones humanas supone un efecto poco signicativo. Se deberáevaluar en fase de proyecto la posibilidad de que existan emisiones de gasescontaminantes por parte de la maquinaria, y en tal caso, tomar las medidasmás adecuadas.

Fase de funcionamiento En la fase de funcionamiento, el aspecto másrelevante será el ruido emitido por los aerogeneradores. Podría suponer unimpacto para la fauna que habite en las inmediaciones o que utilice la zonacomo paso durante las migraciones, como en el caso de cetáceos.

Gracias al papel de la energía eólica como fuente de energía limpia, noexisten emisiones a la atmósfera de gases contaminantes. La contaminaciónlumínica que pudiera ser factible durante la noche, será mínima debido ala distancia a la que serán ubicados los parques eólicos marinos, medidadesde la línea de costa. Además, la iluminación está justicada debido a suobligatoriedad de acuerdo a la normativa, sobre balizamiento y seguridadmarítima y aérea.

5.1.1.4. Efectos potenciales sobre el paisaje

La instalación de los aerogeneradores podría llevar asociada la alteracióndel paisaje debido a la intromisión de elementos externos (grúas, platafor-mas. . . ). Igualmente, el paisaje submarino se puede ver alterado por la in-stalación de los cables durante la fase de construcción.

El aspecto a destacar durante la fase operativa será el impacto visual de-bido a la intromisión de nuevos elementos en el medio, causando el deterioroy pérdida de naturalidad del paisaje, especialmente en el entorno de espaciosnaturales protegidos costeros y marinos.


5.1.2. Efectos potenciales sobre el medio biótico

5.1.2.1. Efectos potenciales sobre los ecosistemas

Fase de construcción Un efecto potencial de la construcción de parqueseólicos en el mar es la degradación de ecosistemas en el medio sumergido,prestando especial atención a zonas de interés o áreas a proteger.

Fase de funcionamiento La instalación de los parques eólicos marinospuede incrementar la heterogeneidad de los hábitats marinos, fomentandola abundancia y biomasa de las comunidades bentónicas, como se ha com-probado en los diferentes parques eólicos instalados en el norte de Europa.Sin embargo, se han de prever posibles efectos sobre zonas de gran interés:hábitats de recursos pesqueros, áreas emblemáticas o ecosistemas de granbiodiversidad

5.1.2.2. Efectos potenciales sobre la ora

Fase de construcción La instalación de los aerogeneradores, así comode los cables submarinos, podría afectar a la ora en cuanto a pérdida odegradación de ejemplares se reere.

Fase de funcionamiento Durante la fase operativa, no se prevén im-pactos sobre la ora.

5.1.2.3. Efectos potenciales sobre la fauna

Fase de construcción Las principales afecciones sobre la fauna, debidatanto a los aerogeneradores como a los cables durante la fase de construcción,serán la alteración/ degradación de sus hábitats. Habría que contemplar losposibles efectos que el ruido pudiera causar a la fauna acuática marina.

También debe considerarse la alternación o desaparición de los recursospesqueros en su área de inuencia en la fase de construcción y funcionamien-to.

Fase de funcionamiento En la fase de explotación se plantean efectos aconsiderar sobre la fauna debido a la posibilidad de alteración y degradaciónde sus hábitats, así como a cambios en los hábitos de las especies: migraciónde bancos de peces, interrupción de rutas migratorias de cetáceos, pinnípe-dos, tortugas marinas y grandes tiburones.


Además, el efecto más signicativo y que se considera en numerosos es-tudios en el ámbito terrestre es la muerte por colisión de aves migradoras oaves de humedales costeros con los aerogeneradores. También se plantea laposibilidad de intercepción de los ritmos circadianos de las aves marinas. Losefectos sobre las especies animales, en principio, no se prevén signicativospor la presencia de los cables submarinos.

5.2. Ahorro y contaminación evitada

Como ya hemos nombrado con anterioridad, la instalación de este parqueeólico también tiene efectos positivos para el medio ambiente, esto se debeprincipalmente a la ausencia de emisiones contaminantes a la atmósfera, yaque se trata de una energía renovable, es decir, una energía limpia.

En este sentido, la producción de este parque al año equivale aproxi-madamente al consumo doméstico de 11.000 familias. Con dicha producción,que equivale a casi 2.500 Tep (toneladas equivalentes de petróleo) en térmi-no de energía primaria, se evita la emisión a la atmósfera de más de 28.000toneladas anuales de CO2, principal gas del efecto invernadero.

Por todo esto, la instalación del parque eólico va a reportar grandesbenecios tanto a la naturaleza como a la población de la zona.

Capítulo 6

Conclusiones

6.1. Resumen del proyecto

En este apartado vamos a tratar de resumir el desarrollo del proyecto ysus características principales.

Características Como características principales, ya no sólo de lo quehemos desarrollado en esta memoria, sino del proyecto conjunto, podemosdecir que se trata de un parque eólico o-shore piloto formado por dos aero-generadores de 5MW cada uno, formando en total un parque de 10MW depotencia, el cual admite un 20% de sobrecarga en permanencia.

El aerogenerador más cercano a la costa se encuentra aproximadamentea 2800m con una profundidad de 49m, y el segundo dista del primero 660mcon una profundidad de 39m, se encuentran a tanta distancia para evitarque las estelas que producen intereran en el rendimiento del aerogeneradoranexo.

Los ejes de los aerogeneradores son horizontales y las góndolas estáncolocadas a barlovento1 para evitar así que las palas recojan el abrigo delviento tras la torre.

Sobre las palas, notar que tomaremos el modelo tripala como la opciónóptima, ya que poseen mayor rendimiento que las otras opciones posibles. Lalongitud de cada pala será de 61, 5m, teniendo un diámetro de rotor totalde 126m.

Otra parte imprescindible para la realización de este proyecto y que car-acteriza a los aerogeneradores o-shore, será el diseño de las carísimas ci-mentaciones, que aunque no lo abarcamos en esta memoria, sabemos que

1Barlovento: consiste en colocar el rotor de cara al viento.

165

CAPÍTULO 6. CONCLUSIONES 166

serán de tipo trípode y que poseen una protección catódica protegiéndolasasí frente a oxidaciones.

Una vez que ya hemos denido de forma breve las características delos aerogeneradores, denimos ahora las características del sistema de evac-uación, que es de lo que trata el proyecto.

Los cables que usamos para evacuar la energía se tratarán de unos ca-bles poco usuales, denominados submarinos, estos encarecerán el proyectode forma notable, ya no sólo por el coste del cable en sí, sino por el costosotrabajo de tendido que conlleva. Estos cables estarán dispuestos en formatripolar, donde sus dimensiones [300mm2(φext = 121mm) y 120mm2(φext =94mm)] y peso se multiplican respecto a los cables normales. Esto se debeprincipalmente a los numerosos recubrimientos que se utilizan para un ade-cuado aislamiento. El tipo de aislamiento a utilizar será de tipo XLPE (poli-etileno reticulado), este tipo es bastante utilizado en cables submarinos de-bido a su escasa permitividad y su resistencia al agua.

Sobre los cables subterráneos, notar que usaremos el mismo tipo de ais-lante, pero la disposición en este caso será de forma unipolar. Esto se debea que no podemos usar la disposición tripolar, ya que tendría grandes di-mensiones y a partir de unos valores (≥ 400mm2) no resulta factible pormotivos de exibilidad del cable, peso, etc.

La tensión a la que evacuaremos la energía será a 13 KV debido a querealizando la amortización a 10 años, es la opción que nos sale más rentable.Para estos cálculos no incluimos en ninguna tensión los costes debidos a in-stalación, mantenimiento, aparallaje de la subestación, etc. Los únicos datosque compararemos serán los benecios generados por la venta de la energía,los costes de los cables, coste de los transformadores en los aerogeneradores,coste de las pérdidas en los cables y coste de pérdidas en los transformadoresde los aerogeneradores (las pérdidas en los trafos de la subestación los con-sideraremos similares para las diferentes tensiones).

De lo último que daremos las características será de la subestación adiseñar. Esta la dividimos en dos, la parte de llegada de las líneas subter-ráneas en Media Tensión y la parte de la transformación en Alta Tensiónconduciendo la energía hacia la red de transporte.

La primera parte se trata de un recinto cerrado prefabricado de hormigóndonde, como ya hemos dicho, es la parte de la llegada de las líneas subter-ráneas, esta llegada se produce en unas celdas colectoras que realizan la fun-ción de aparamenta protegiendo el sistema en Media Tensión. Dichas celdasademás poseen un módulo especíco encargado de suministrar energía a untransformador de servicios auxiliares para poder alimentar todo el sistemade baja de la subestación.


La segunda parte se encuentra al aire libre y está formada principalmentepor el transformador de potencia, la aparamenta de Alta Tensión y el em-barrado. Este proyecto al estar ubicado en una isla, es por lo que la red detransporte se encuentra a 66 KV, por lo que el transformador de potenciatendrá una relación 66/13 KV.

Aunque lo más importante a notar de ésta parte será la disposición queelegiremos para la subestación, ya que por motivos de seguridad de la red detransporte, debemos diseñar como mínimo una disposición tan segura comola doble barra, por lo que ésta será nuestra opción a tomar.

Sobre el embarrado de esta doble barra, decir que utilizaremos cable envez de tubo hueco ya que ésta primera opción es la más usada en subesta-ciones con este mismo nivel de tensión. El cable que usaremos será un con-ductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal dealuminio de 15mm de radio.

La conexión de nuestra aparamenta, ya en AT, hasta el embarrado lorealizaremos con seccionadores tipo pantógrafo para elegir la barra a la quenos conectaremos, mientras que los seccionadores que encontramos a lo largodel sistema serán de dos columnas. El resto de la aparamenta seleccionada,para evitar nombrar todos los elementos restantes, podemos decir que cumplecon todos los requisitos del sistema asegurando de forma able la instalación,al igual que los elementos citados anteriormente.

Desarrollo El desarrollo que hemos llevado a cabo ha sido, en primerlugar, determinar las diferentes secciones para las tres posibles tensiones deevacuación de la energía (13, 20 ó 30 KV), diferenciando en todo momentoel cable submarino que une los dos aerogeneradores, el cable submarino deevacuación hasta tierra y el cable subterráneo que lleva la energía hasta lasubestación.

Una vez que determinamos dichas secciones, lo siguiente fue calcular loscostes y benecios que acarreaba la instalación a las diferentes tensiones yoptar por la más económica, ésta se trata de evacuar a 13 KV, por lo quefue nuestra opción a tomar.

El evacuar a esta tensión signicaba prescindir de un transformador enel aerogenerador a la salida del puente trifásico, ya que este mismo se puedediseñar para que su tensión de salida sea 13 KV.

Para este valor, hallamos la caída de tensión que provocaría y las posiblescorrientes de cortocircuito que podrían llegar a darse en un futuro, entrandodentro de los márgenes establecidos, no teniendo así que modicar ningúnelemento ya diseñado.


En el siguiente paso elegimos los centros de transformación modularesadecuados para la correcta protección del aerogenerador, estos se tratan decentros prefabricados y con unas dimensiones determinadas que situamos enla base del aerogenerador que linda con el nivel del mar.

Ya determinada la tensión de evacuación, comenzamos con la instalacióndel cable: los medios y la manera de disponer el cable submarino, que sesituará sobre el lecho marino, y posteriormente situar el cable terrestre bajotubo a 0, 8m de profundidad del suelo. Notamos que para la unión de estosdos tipos de cable usamos una arqueta, en la que realizamos los empalmesadecuados para una correcta unión y evitar posibles pérdidas.

Después de realizar las canalizaciones del cable subterráneo por las de-limitaciones marcadas en el terreno, llegamos hasta la subestación, que serála encargada de transformar la tensión de evacuación hasta 66 KV, para asíllevarla a la red de transporte.

Para el correcto dimensionamiento y diseño de la subestación hemos cal-culado esfuerzos en embarrados, efectos de corona (los cuales no se van aproducir), la red de puesta a tierra que consistirá en un mallado de hilo decobre y por último, y no por ello menos importante, el cálculo de la distanciade los pararrayos a los transformadores de potencia. Además elegimos todoslos elementos de la aparamenta que forman la subestación, asegurándonosque los valores que admitían, siempre se encontraban dentro los márgenesestablecidos.

6.1.1. Futuro desarrollo

Es necesario pararse a pensar qué mejoras le haría al proyecto y qué cosasampliaría, aunque no sean objetivos, para que el proyecto quedase nalizadodel todo, pienso que sería bueno introducir el tema de las protecciones, tantoen las líneas como en la subestación.

Aunque en nuestro caso están citados de forma supercial, ya que ennuestra subestación están instalados elementos de control, medida y protec-ción como son los transformadores de intensidad y tensión. Por lo que elsistema estaría totalmente preparado para una futura instalación.

Quizás también otro punto importante ampliable, para mejorar el proyec-to, podría ser el diseño de las líneas y torres de Alta Tensión que utilizamosal principio de la red de transporte, calculándonos esfuerzos de cable, pesosy distancias en los vanos, ángulo de apantallamiento, etc.


6.2. Trabajos futuros

Algunas innovaciones en las que se están trabajando sobre el sector deaerogeneradores que encontramos en el mar, son:

Aerogeneradores en alta mar Una idea que sabrán apreciar los queconsideran que los molinos de viento son antiestéticos y destruyen el valorpaisajístico allá donde se colocan:

Es una estructura otante capaz de sustentar turbinas eólicas de 5 MW enaguas con una profundidad de entre 80 y más de 300 metros. La estructura nova anclada al lecho, simplemente aprovecha la fuerza del mar y la profundidaddel agua para estabilizar el aerogenerador de forma eciente.

Este sistema facilitaría la instalación de molinos más allá de la línea decosta, e incluso más allá de zona de mar visible desde tierra, a más de 50km. Simplemente dejándolos caer en aguas los sucientemente profundasse mantienen estables y a ote. Es precisamente la presión del agua en elcontrapeso sumergido la que contrarresta la fuerza del viento que se producecontra las palas del aerogenerador, equilibrando el conjunto para evitar lapérdida de eciencia en la conversión de la energía eólica en eléctrica.

La instalación de turbinas en alta mar, además de ocultarlas a la vista,resultan más efectivas que en tierra ya que la rugosidad del mar en generales inferior a la del terreno incluso llano, esta característica permite instalaren alta mar aerogeneradores de menor altura y/o de mayor eciencia enproporción a los instalados en tierra rme.

Aerogeneradores otantes marinos Este proyecto Hywind con-siste en el desarrollo de aerogeneradores marinos otantes para aprovecharla energía eólica en mares profundos, permitiendo la instalación de parquesoshore en profundidades de hasta 200-300 metros. Además este nuevo sis-tema es mucho menos agresivo para la ora y fauna marina. La electricidadsería conducida mediante cables submarinos descartándose el empleo de gen-eradores alimentados de gas, reduciéndose así las emisiones de CO2.

Esta técnica de aerogeneradores podríamos decir que es parecida a laanterior, con la salvedad que van sujetados al fondo marino mediante unostirantes.

El futuro de Hywind son parques eólicos oshore con 200 turbinas que po-drían generar 400 teravatios/hora (TW/h), que podrían abastecer a 200.000hogares.


Desarrollo de cables El desarrollo de la tecnología permitirá diseñar ca-bles mucho mas ligeros que los tradicionales y reducir drásticamente peso,coste y los tiempos de fabricación que pueden extenderse actualmente hastados años.

Plataforma eólica para obtener hidrógeno en alta mar Una de lasformas de obtener hidrógeno es por electrólisis, empleando electricidad paraseparar las moléculas de hidrógeno y de oxígeno del agua. Pero este métodono es muy utilizado porque resulta muy caro al exigir mucha energía. Dehecho, el gas de hidrógeno resultante de la electrólisis del agua contienemenos energía que la que se ha empleado para obtenerlo.

La idea detrás del planteamiento de híbrido entre plataforma marina ybuque llamado WindHunter es reducir el coste de la producción de hidrógenopor electrólisis. Las plataformas se instalarían en alta mar, a unos 100 kmde la costa, para que no se vean desde tierra. Se posicionarían en zonas concorrientes de viento adecuadas para obtener el mejor rendimiento de los aero-generadores. Como las plataformas WindHuner puede navegar y desplazarsese trataría de ir variando la localización para optimizar la producción deelectricidad.

Con una capacidad máxima de 45 MW (suciente para proporcionarelectricidad a unos 13.000 hogares), el WindHunter sería capaz de producirhidrógeno, comprimirlo en bombonas o licuarlo y enviarlo a tierra (por maro aire) con emisiones de CO2 mínimas.

Bibliografía

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http://www.ormazabal.es

http://www.mesa.es

http://www.siemmens.es

Programas Empleados

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PLANOS

Lista de planos:

Plano nº1: Planta y alzado de la instalación general del parque eólico

piloto.

Plano nº2: Unilar de la evacuación de la energía.

Plano nº3: Sección de las canalizaciones submarinas.

Plano nº4: Sección de las canalizaciones subterráneas.

Plano nº5: Planta general de la subestación del parque eólico.

Plano nº6: Alzado de la subestación del parque eólico.

Plano nº7: Esquema aparamenta de Alta Tensión, Alzado.

Plano nº8: Esquema aparamenta de Alta Tensión, Planta.

Plano nº9: Planta de la caseta de la subestación.

Plano nº10: Cuadro general de baja tensión, servicios auxiliares.

Plano nº11: Cuadro secundario de alumbrado y fuerza.

Plano nº12: Alumbrado y fuerza de la caseta de la subestación.

Plano nº13: Alumbrado y fuerza de edicio prefabricado de aparamenta

en Alta Tensión.

1


EditoresEditores HTMLHTMLDOCUMENTO III

PLIEGO DECONDICIONES

Índice general

1. Pliego de Condiciones Generales 51.1. Objeto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.2. Disposiciones generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.3. Seguridad en el trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.4. Organización del trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61.5. Datos de la obra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61.6. Recepción del material . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.7. Organización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.8. Ejecución de las obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.9. Subcontratación de obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.10. Plazo de ejecución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81.11. Recepción provisional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81.12. Recepción denitiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2. Pliego de Condiciones Técnicas y Particulares 102.1. Especicación general de preparación del terreno y movimien-

to de tierras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.1.1. Objeto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.1.2. Normas, códigos y otras especicaciones . . . . . . . . 102.1.3. Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.1.4. Trabajos previos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.1.5. Deforestación, destoconado, desbroce y limpieza . . . . 112.1.6. Control de las aguas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.1.7. Explanación del terreno . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.1.8. Excavaciones y desmontes . . . . . . . . . . . . . . . . 132.1.9. Rellenos y terraplenes . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.1.10. Método de evaluación de los trabajos . . . . . . . . . . 14

2.2. Especicación general de ejecución de obras y estructuras dehormigón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

1

ÍNDICE GENERAL 2

2.2.1. Objeto y alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152.2.2. Normas, códigos y otras especicaciones . . . . . . . . 152.2.3. Hormigones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.2.4. Encofrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.2.5. Materiales / Acero para armar. . . . . . . . . . . . . . 182.2.6. Método de evaluación de los trabajos . . . . . . . . . . 19

2.3. Especicación general de instalaciones de Media y Baja Tensión 192.3.1. Conductores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192.3.2. Centros de transformación . . . . . . . . . . . . . . . . 212.3.3. Aparellaje B.T. y equipos auxiliares . . . . . . . . . . 22

2.4. Especicación general de instalaciones de Alta Tensión . . . . 232.4.1. Aparellaje 66 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.4.2. Transformadores de potencia . . . . . . . . . . . . . . 23

3. Pliego de Seguridad y Salud 253.1. Condiciones de índole legal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.1.1. Normativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.1.2. Obligaciones de las partes implicadas . . . . . . . . . . 27

3.1.2.1. Coordinador . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283.1.2.2. Contratista y subcontratistas . . . . . . . . 293.1.2.3. Trabajadores autónomos . . . . . . . . . . . 293.1.2.4. Trabajadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.1.3. Seguro de responsabilidad civil y todo riesgo . . . . . . 313.2. Condiciones de índole facultativa . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.2.1. Coordinador de seguridad y salud . . . . . . . . . . . 313.2.2. Plan de seguridad y salud en el trabajo . . . . . . . . 313.2.3. Libro de incidencias, registro y comunicación . . . . . 32

3.3. Condiciones técnicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323.3.1. Maquinaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323.3.2. Instalaciones provisionales de obra . . . . . . . . . . . 33

3.3.2.1. Instalación eléctrica . . . . . . . . . . . . . . 333.3.2.2. Instalación contra incendios . . . . . . . . . . 37

3.3.3. Servicios de higiene y bienestar . . . . . . . . . . . . . 373.4. Medios de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.4.1. Comienzo de las obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383.4.2. Protecciones individuales . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.4.2.1. Conformidad de los equipos de protección in-dividual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.4.3. Señalización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 403.4.3.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

ÍNDICE GENERAL 3

3.4.3.2. Normativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 403.4.3.3. Colores de seguridad . . . . . . . . . . . . . . 41

3.5. Organización de la seguridad en la obra . . . . . . . . . . . . 413.5.1. Servicio médico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413.5.2. Comité de seguridad y salud . . . . . . . . . . . . . . 423.5.3. Formación en seguridad y salud . . . . . . . . . . . . 43

3.6. En caso de accidente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.6.1. Acciones a seguir . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.6.2. Comunicaciones en caso de accidente laboral . . . . . 43

Índice de cuadros

3.1. Colores para la seguridad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413.2. Colores de contraste para la seguridad. . . . . . . . . . . . . . 42

4

Capítulo 1

Pliego de CondicionesGenerales

1.1. Objeto

El objeto del presente pliego de condiciones es delimitar los requisitosa que se debe ajustar la ejecución del parque eólico de referencia, cuyascaracterísticas técnicas estarán especicadas en los restantes documentos quecomponen el presente Proyecto.

1.2. Disposiciones generales

El contratista estará obligado al cumplimiento de la reglamentación deltrabajo correspondiente, la contratación del seguro obligatorio, subsidio fa-miliar o de vejez, seguro de enfermedad y todas aquellas reglamentaciones decarácter social vigentes en el momento de la ejecución de las obras. En par-ticular deberá cumplir lo dispuesto en la norma UNE 24042: "Contrataciónde obras, condiciones generales", siempre que no lo modique el presentepliego de condiciones.

1.3. Seguridad en el trabajo

El contratista está obligado a cumplir todas las condiciones, normas yreglamentos como fueran de pertinente aplicación para este caso. Asimismo,deberá proveer cuanto fuese preciso para el mantenimiento de las máquinas,herramientas, materiales y de trabajo en las debidas condiciones de seguri-dad. Mientras los operarios trabajen en circuitos eléctricos con equipos en

5

CAPÍTULO 1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES 6

tensión o en su proximidad usarán ropa sin accesorios metálicos y evitaránel uso innecesario de objetos de metal, las herramientas y equipos se llevaránen bolsas y se utilizará calzado aislante o al menos, sin herrajes o clavos enlas suelas.

El personal del contratista está obligado a utilizar todos los dispositivosy medios de protección personal necesarios para eliminar o reducir los riesgosprofesionales, pudiendo el ingeniero suspender los trabajos si estima que elpersonal está expuesto a peligros que son corregibles.

El ingeniero podrá exigir al contratista, ordenándolo por escrito, el ceseen la obra de cualquier empleado u obrero que, por imprudencia temeraria,fuera capaz de producir accidentes que hicieran peligrar su propia integridadfísica o la de sus compañeros.

El ingeniero podrá exigir al contratista en cualquier momento, antes odespués del comienzo de los trabajos, que presente los documentos acredi-tativos de haber formalizado los regímenes de Seguridad Social en la formalegal.

1.4. Organización del trabajo

El contratista ordenará los trabajos en la forma más ecaz para su perfec-ta ejecución, y siguiendo las indicaciones del presente pliego de condiciones.

1.5. Datos de la obra

Se entregará al contratista una copia de los planos y pliego de condicionesdel proyecto, así como cuantos datos necesite para la completa ejecución dela obra.

El contratista podrá tomar nota o sacar copia, a su costa, de todos losdocumentos del proyecto, haciéndose responsable de la buena conservaciónde los documentos originales, que serán devueltos al ingeniero después de suutilización.

Tras la nalización de los trabajos, y en el plazo máximo de dos meses, elcontratista deberá actualizar los diversos planos y documentos originales deacuerdo con las características de la obra terminada, entregando al ingenierodos expedientes completos relativos a los trabajos realmente ejecutados.

No se harán por parte del contratista alteraciones, correcciones, omi-siones, adiciones o variaciones sustanciales en los datos jados en el proyecto,salvo aprobación previa y por escrito del ingeniero.


1.6. Recepción del material

El ingeniero, de acuerdo con el contratista, dará su aprobación a los ma-teriales suministrados y conrmará su validez para una instalación correcta.

La vigilancia y conservación de los materiales, será por cuenta del con-tratista.

1.7. Organización

El contratista actuará de patrono legal, aceptando todas las responsabil-idades correspondientes y quedando obligado al pago de los salarios y cargasque legalmente estén establecidas y en general, a todo cuanto se legisle, de-crete y ordene sobre el particular, antes o durante la ejecución de las obras.

Dentro de lo estipulado en el pliego de condiciones, la organización de laobra y la determinación de la procedencia de los materiales que se empleen,estará a cargo del contratista, quien primero informará al ingeniero.

En las obras por administración, el contratista deberá dar cuenta diariaal ingeniero de la admisión de personal, adquisición o alquiler de elementosauxiliares, compra de materiales y cuantos gastos haya de efectuar.

Para los contratos de trabajo, compra de materiales o alquiler de elemen-tos auxiliares, cuyos salarios, precios o cuotas sobrepasen en más de un 5%los normales del mercado, solicitará la aprobación previa del ingeniero, quiendeberá responder dentro de los ocho días siguientes a la petición, salvo casode reconocida urgencia, en los que se dará cuenta posteriormente.

1.8. Ejecución de las obras

Las obras se ejecutarán conforme al proyecto, a las condiciones contenidasen el presente pliego de condiciones generales y de acuerdo con las especi-caciones señaladas en el pliego de condiciones técnicas.

El contratista, salvo aprobación por escrito del ingeniero, no podrá re-alizar ninguna alteración o modicación de cualquier naturaleza en los datosjados en el proyecto.

1.9. Subcontratación de obras

Salvo que el contrato disponga lo contrario o que de su naturaleza ycondiciones se deduzca que la obra ha de ser ejecutada directamente por el


adjudicatario, podrá éste contratar con terceros la realización de determi-nadas unidades de obra, de acuerdo con los siguientes requisitos:

Que se dé conocimiento por escrito al ingeniero del subcontrato a cel-ebrar, con indicación de las partes de obra a realizar y sus condicioneseconómicas, a n de que aquello autorice previamente.

Que las unidades de obra que el adjudicatario contrate con terceros,no exceda del 50% del presupuesto total de la obra principal.

En cualquier caso, el contratante no quedará vinculado en absoluto, ni re-conocerá ninguna obligación contractual, entre él y el subcontratista, y cualquiersubcontratación de obra no eximirá al contratista de ninguna de sus obliga-ciones respecto al contratante. La subcontratación deberá siempre supedi-tarse a la autorización previa por parte de la parte contratante.

1.10. Plazo de ejecución

El plazo de ejecución previsto para la realización de las obras es de docemeses, contados a partir de la fecha de su contratación.

Los plazos de ejecución, totales y parciales, indicados en el contrato, em-pezarán a contar a partir de la fecha del replanteo de las obras. El contratistaestará obligado a cumplir los plazos señalados, que serán improrrogables.

No obstante lo anteriormente indicado, los plazos podrán ser objeto demodicaciones, cuando los cambios determinados por el ingeniero y debida-mente aprobados por el contratante, inuyan realmente en los plazos señal-ados en el contrato.

Si por causas ajenas por completo al contratista, no fuera posible comen-zar los trabajos en la fecha prevista o tuvieran que ser suspendidos una vezempezados, se concederá por el ingeniero la prórroga estrictamente necesaria.

1.11. Recepción provisional

Una vez terminadas las obras y dentro de los quince días siguientes ala petición del contratista, se hará la recepción provisional de las mismaspor el contratante, requiriéndose para ello la presencia del ingeniero y delcontratista, levantándose la correspondiente acta, en la que se hará constarla conformidad con trabajos realizados, si es procedente.

El acta será rmada por el ingeniero y por el representante del contratista,dándose la obra por recibida si se ha ejecutado correctamente, de acuerdo con


las especicaciones contenidas en el pliego de condiciones técnicas y proyectocorrespondiente, comenzando en este momento a contar el plazo de garantía.

En el caso de no hallarse la obra en estado de ser recibida, se hará constarasí en el acta, y se darán al contratista las instrucciones precisas y detalladaspara remediar los defectos observados, jándose un plazo determinado paraello.

Expirado dicho plazo, se hará un nuevo reconocimiento. Las obras dereparación serán por cuenta del contratista. Si el contratista no cumplieseestas prescripciones, podrá declararse rescindido el contrato, con pérdida dela anza.

1.12. Recepción denitiva

Una vez nalizado el plazo de garantía señalado en el contrato, o ensu defecto, a los doce meses de la recepción provisional, se procederá a larecepción denitiva de las obras, con la concurrencia del ingeniero y delrepresentante del contratista, levantándose, si las obras son conformes, el actacorrespondiente, por duplicado, rmada por el ingeniero y el representantedel contratista, y raticada por el contratante.

Capítulo 2

Pliego de Condiciones Técnicasy Particulares

2.1. Especicación general de preparación del ter-

reno y movimiento de tierras.

2.1.1. Objeto

Esta especicación cubre el proyecto y ejecución de los trabajos relativosa preparación del terreno y movimiento de tierras.

2.1.2. Normas, códigos y otras especicaciones

NORMAS Y CÓDIGOS: Normas tecnológicas en la Edicación (NTE):

ADE: Explanaciones.

ADT: Túneles.

ADV: Vaciado.

ADZ: Zanjas y pozos.

Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para Obras de Car-reteras.

ESPECIFICACIONES DE APLICACIÓN: Aparte de la presente, cuan-do proceda, deben consultarse y observarse también las siguientes es-pecicaciones: SP-191 Topografía y Replanteo, Geotécnica y Mecánicade Suelos.

10

CAPÍTULO 2. PLIEGODE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES11

2.1.3. Alcance

Especicación de las directrices que deben seguirse para los siguientestrabajos.

Deforestación, desbroce y limpieza.

Explanación del terreno: retirada de tierra vegetal y nivelación.

Excavaciones y desmontes.

Rellenos y terraplenes.

Se incluyen también en el ámbito de esta especicación los trabajos necesariosprevios al movimiento de tierras y las protecciones requeridas para ejecuciónde las obras contra el efecto de las aguas.

2.1.4. Trabajos previos

Antes de iniciarse el diseño, debe realizarse un levantamiento topográcosuciente a efectos de proyecto, mediciones y presupuesto de preparación delterreno y movimiento de tierras.

El levantamiento topográco se regirá por la especicación SP-191 'To-pografía y Replanteo; Geotécnica y Mecánica de Suelos'.

Se atendrá al juicio del Ingeniero Proyectista para la necesidad o no deobtener un informe geotécnico del terreno.

2.1.5. Deforestación, destoconado, desbroce y limpieza

Los límites de las áreas que deben, tener objeto de los trabajos de defor-estación, destoconado, desbroce y limpieza, se denirán en los planos delproyecto. Además de las áreas indicadas en planos, el Director de Obradenirá otras áreas para estos trabajos en función de las necesidades deinstalaciones provisionales de obra.

Los elementos y residuos obtenidos de los trabajos de este capítulo,seguirán la suerte que el Director de obra decida. Autorizando que seanquemados, una vez que sean tomadas todas las precauciones necesarias paraevitar los riesgos de propagación de incendios y obtenidos, si procede, lospermisos pertinentes de las autoridades. Ordenando su retirada del emplaza-miento de la obra al vertedero adecuado.


2.1.6. Control de las aguas

Se reere este capítulo a la protección de los trabajos contra la acción delas aguas durante la etapa de construcción de las obras.

Entre las obras que pueden requerirse para protección contra las aguasse encuentra el mantenimiento en seco de excavaciones:

Toda excavación que se ejecute para recibir obras de hormigón o mam-postería de pozos de cimentaciones, zanjas para canales o tuberías,fosos para sótanos, socaves o similares deberá mantenerse lo suciente-mente seca para permitir que estas obras se construyan con las debidasgarantías de seguridad y calidad.

El Director de Obra deberá asegurarse de que el contratista disponga,de manera permanente y en buen estado de operación, de los equipos(bombas de achique, ...) y elementos auxiliares (mangueras, tuberías,accesorios, ... ) necesarios para el mantenimiento en seco de las excava-ciones.

Los trabajos de excavación, salvo indicación contraria, se ejecutaránen seco. Con este propósito, las aguas se conducirán hasta las obrasde evacuación por zanjas con una profundidad tal que el nivel de lasaguas se mantenía por debajo de la cota de apoyo de cimentaciones,de losas o de obras de fábrica.

Donde puedan presentarse ltraciones importantes de agua, se adop-tarán medidas que impidan la inundación, ejecutando, por ejemplo,perforaciones en el frente de ataque para detectar la posible presenciade agua a presión y atajarla.

2.1.7. Explanación del terreno

La actividad de explanación del terreno consiste en:

Retirada de tierra vegetal.

Nivelación por corte o terraplenado.

Nivelación por relleno.

No obstante, cabe especicar, para cuando sea preciso que: la retirada detierra vegetal sea hasta una profundidad que elimine, dentro de lo posible,la reproducción de materia vegetal. La explanación se ejecute a las cotas y


rasantes, y con las dimensiones especicadas en los planos. La compactaciónde los rellenos se efectuará por capas de unos 30 cm al 95% del ProctorModicado empleando material seleccionado que en parte o en su totalidadpodrá ser producto de las excavaciones y el resto de préstamo.

2.1.8. Excavaciones y desmontes

Por excavación, en esta especicación, se entiende esta operación parapozos o zanjas de cimentación, zanjas para canales o tuberías, cortes a medialadera y fosos para instalaciones enterradas como sótanos, socaces, etc. unavez que se han nalizado las operaciones de desbroce.

Durante la ejecución de los trabajos se debe examinar con frecuencia, so-bre todo si se trata de voladuras, los taludes de los cortes y dunas adyacentes;llevando a cabo las obras de saneo necesarias con la mayor celeridad posiblepara evitar el deterioro que suele aumentar con el tiempo de exposición.

Aunque el proyecto no lo haya previsto, será obligación del contratista eladoptar las medidas necesarias para prevenir:

Los efectos de las excavaciones sobre obras existentes o por construir.

Las consecuencias sobre la estabilidad de los taludes.

Los efectos sobre las condiciones de drenaje de agua.

Los efectos sobre el aspecto nal del emplazamiento.

Se prohíbe todo vertido incontrolado en el cauce de los ríos y arroyos.No se iniciarán los trabajos de hormigonado o mampostería en las excava-

ciones hasta que hayan sido inspeccionados fondo y laterales, obteniéndoseluego la autorización expresa de la Dirección de Obra para continuar.

2.1.9. Rellenos y terraplenes

Se distinguen en este capítulo dos tipos de rellenos y terraplenes:

Rellenos ordinarios: en terrenos con pendientes, cuando la rasante nalse encuentra a cota superior a la del terreno natural. Este tipo de rellenose tratará en esta especicación para casos de terraplén a media laderapara apoyo de obras (canal) y para caminos de acceso a la central.

Rellenos en sobre-excavaciones: de aplicación cuando se ha excavado amayor profundidad de la cota de apoyo.


Terraplen a media ladera Se aplica para apoyo de obras cuando las car-acterísticas del terreno lo aconsejan por no ser viable física o económicamenteel retranquear la obra para efectuarla en desmonte o excavación. Siempre quese vaya a efectuar un terraplén a media ladera se retirará la tierra vegetal ytodo material inadecuado en toda el área de apoyo del terraplén. Una vez re-tirada la capa vegetal, se procederá a extender los materiales de terraplenadoen tongadas uniformes de un espesor tan reducido como sea necesario paraobtener un grado de compactación con una densidad no menor al 95% dela máxima obtenida en el ensayo Proctor Normal según NLT-107/72 (Nor-ma del Laboratorio de Transportes). No se ejecutarán terraplenes cuando latemperatura ambiente, a la sombra, sea menor de 2ºC.

Terraplen para caminos de acceso Se retira la tierra vegetal y los ma-teriales inadecuados y se extiende y compacta el material adecuado.

Rellenos por sobre excavación En casos de poca importancia estruc-tural y de riesgo reducido, podrá recuperarse la cota de apoyo medianterelleno compactado empleando materiales sobre-excavados. En los demáscasos, el Director de Obra podrá optar por rellenos especiales, hormigonesciclópeos, hormigones en masa.

2.1.10. Método de evaluación de los trabajos

Deforestación, desbroce, destoconado y limpieza: se abonará por metroscuadrados medidos sobre plano en proyección horizontal de áreas.

La retirada de tierra vegetal en áreas de excavación podrá medirse enmetros cúbicos sobre perles transversales o bien por metros cuadrados porsupercie y espesor medio, pactado entre Dirección de Obra y Contratista.

La excavación se abonará por metros cúbicos medidos sobre perlestransversales de terreno obtenidos de los planos topográcos rmados y deplanos que se levanten con la conguración nal. En las excavaciones enzanjas y pozos pueden existir 'excesos inevitables', es decir, sobreanchos deexcavación requeridos para la ejecución de las obras y que deberán contarcon la aprobación del Director de Obra. Los 'excesos inevitables' se sumarána los volúmenes de excavación a efectos de abono, si han contado con laaprobación de la Dirección de Obra. Los excesos, fruto de errores o que nohubieren contado con la aprobación del Director de Obra, no serán contabi-lizados a efectos de abono.

Los terraplenes se abonarán por metros cúbicos medidos sobre perlestransversales del terreno obtenidos de los planos topográcos rmados y de


planos que se levanten con la conguración nal.Los rellenos se abonarán por metros cúbicos medidos sobre perles transver-

sales efectuados con topográca antes y después de su colocación. Los excesosde relleno que se produzcan por errores en la excavación anterior no seráncontabilizados a efectos de abono.

La carga, movimiento y extendido de material sobrante de excavacionesen sitios cercanos a éstas, estarán incluidos a efectos de abono, en las partidasde excavación.

2.2. Especicación general de ejecución de obras y

estructuras de hormigón

2.2.1. Objeto y alcance

Se entiende en esta especicación por 'hormigón' el material compuestopor cemento, áridos no y grueso, agua y ocasionalmente aditivos, mezcladosen las cantidades y forma adecuados para brindar, al fraguar las caracterís-ticas prescritas. Los hormigones ciclópeos contienen además piedra o rocasana que se añaden directamente a la masa vertida.

Su campo de aplicación se limita a las obras de hormigón que se encuen-tran habitualmente en el proyecto y ejecución de Parques Eólicos.

2.2.2. Normas, códigos y otras especicaciones

Los códigos aquí mencionados serán siempre de aplicación al trabajo, ano ser que se indique lo contrario en los planos del proyecto.

Todos los métodos de construcción contemplados, procedimientos de prue-ba y control de materiales, al igual que cualquier trabajo imprevisto o adi-cional como transporte, montaje, etc., estarán de estricto acuerdo con laúltima versión de la Instrucción Española para el Proyecto y Ejecución deObras de Hormigón en masa o armado.

Todos los materiales que entren en la formación de la obra y para loscuales existan normas ociales establecidas en relación con su empleo en lasObras Públicas, deberán cumplir con las ediciones que estén en vigor en lafecha de ejecución de la obra, a no ser que exista otra norma.

Se aplicarán las normas UNE correspondientes a distintos materiales yensayos.


2.2.3. Hormigones

Materiales

Cementos: Para asegurar una apariencia uniforme, todo el cementoempleado para el hormigón en supercies expuestas de una obra o estructuraserá de la misma marca, si es posible.

El cemento estará libre de grumos y no se empleará ningún cementoque haya sufrido un fraguado parcial o que haya estado almacenado en elemplazamiento más de treinta días. Deben efectuarse los ensayos que el Di-rector de Obra considere necesarios para comprobar que las característicascorrespondan a lo requerido.

El cemento para toda obra de hormigón será cemento P-350 Portland de350 Kp/cm2 de resistencia a compresión a los 28 días, .

Áridos: Los áridos serán gruesos (piedra machacada, grava) y nos(arena natural). La aceptación del árido será determinada por el Director deObra en base a los informes de pruebas. Los áridos para la fabricación demorteros y hormigones serán duros, sanos, no heladizos, inalterables, limpios,desprovistos mediante lavado, si es preciso, de arcilla y de todo detritusorgánico y terroso y cuidadosamente cribados.

Los áridos no pueden contener materiales que puedan afectar a la ad-herencia de la pasta de cemento.

Agua: El agua empleada en la mezcla del hormigón estará limpia ylibre de materias extrañas. Si el suministro de agua fuese cuestionable, se de-berán efectuar ensayos de comparación estándar de morteros en laboratorioy los análisis del agua que prescriban las Normas.

Aditivos del hormigón Todos los aditivos se llevarán al emplazamien-to (para hormigón mezclado in situ) o a la planta de mezclado (hormigónpre-mezclado) en los bidones originales, claramente marcados del fabricanteo por entregas a granel. La absorción de aire dentro de estos aditivos noexcederá del 3% en volumen.

Si lo aprueba el Director de Obra, podrán emplearse aditivos dispersoresde cemento, reductores de agua y de densicación para rebajar la permeabil-idad del hormigón y aumentar su manejabilidad, siempre y cuando, aunquese reduzca el agua, no se aumente el cemento.


Dosicación La dosicación de materiales del hormigón será determina-da por laboratorio y de acuerdo con las características granulométricas delos áridos, siguiendo los procedimientos clásicos (Fuller Bolomey, FórmulasInglesas, etc.).

La dosicación del cemento se denirá por el peso en un metro cúbico dehormigón in-situ.

La dosicación del agua se denirá por la cantidad a incorporar en lamezcla seca con la cual se obtiene un metro cúbico de hormigón in-situ.

El contenido de humedad de los áridos se controlará sistemáticamente,en particular los contenidos de humedad en arenas, con objeto de ajustar lacantidad de agua directamente vertida en la hormigonera, si fuese necesario.

Resistencia Por resistencia característica, se entenderá lo siguiente: "Re-sistencia a la compresión sobre probetas cilíndricas de 15x30 cm a los 28 díasde edad, fabricadas, conservadas y rotas según métodos normalizados".

Puesta en obra Las supercies de cimentación estarán completamentelimpias y secas, salvo en el caso de hormigones sumergidos.

El espesor de las tongadas de hormigón se denirá de acuerdo con laresistencia de los encofrados y la potencia de los vibradores. EI hormigónserá asentado por vibración de manera que sea expulsado todo el aire y seasegure el relleno de los huecos, haciendo que el mortero uya ligeramente ala supercie.

Cuando sea necesario entre distintos vertidos, la superposición de hormigónsobre o contra el anterior vertido requerirá el tratamiento de la supercie deéste como sigue: la supercie del hormigón antes del fraguado completo delmismo se limpiará cuidadosamente, eliminando la lechada y elementos suel-tos, con ayuda de un chorro de aire yagua a una presión mínima de 5 kg/cm2.En el caso de que este procedimiento no de resultado, se procederá al picadode la supercie y a un nuevo lavado con chorro de aire y agua.

Conservación y curado El hormigón no deberá soportar ninguna clasede cargas antes que su resistencia alcance un valor suciente.

El curado del hormigón, destinado a mantenerlo en el estado de humedadnecesario para que adquiera un endurecimiento satisfactorio, podrá realizarsepor humidicación o por recubrimiento provisional impermeable.

El curado por humidicación deberá durar como mínimo una semana.


Control y ensayos Todos los materiales deberán ser objeto de ensayoantes de su empleo, salvo autorización escrita que cambie este requisito. Lanorma ocial en vigor indicará el tipo y el número de ensayos que debenrealizarse.

2.2.4. Encofrado

Materiales Todos los encofrados de madera y metálicos, apeos, etc., nece-sarios y requeridos para el trabajo de hormigón en masa o armado, tendránrigidez suciente para resistir, sin deformaciones, los esfuerzos a que estaránexpuestos durante los trabajos, incluido el desencofrado.

Colocación (encofrado) Todo el encofrado estará absolutamente limpioy libre de cascarilla, lodo, resto de material inservible, agua depositada, etc...antes de colocar el hormigón.

Los encofrados tendrán en cada punto las posiciones y orientaciones pre-vistas a n de realizar con precisión las formas de la obra. Los encofradosserán estancos y sus caras interiores bien lisas. No deberán presentar irreg-ularidades localizadas.

Cuando los encofrados contengan un dispositivo de jación interior alhormigón, este dispositivo estará concebido de tal forma que después deldesencofrado ningún elemento de jación aparezca en la supercie. Los agu-jeros que puedan subsistir serán rellenados con mortero adecuado del mismomatiz y color similar. El empleo de amarres con alambres retorcidos estaráprohibido para hormigones en contacto con agua.

Retirada (desencofrado) No se retirarán apeos o puntales, ni se desen-cofrará hasta la terminación de los plazos jados por la Dirección de Obra.Las operaciones de desencofrado se llevarán a cabo sin golpes violentos,procurando no dañar la supercie del hormigón.

2.2.5. Materiales / Acero para armar.

Materiales Todo el acero para armar será de barras corrugadas y de acerode adherencia mejorada. Se empleará acero con un límite elástico aparentemínimo de 4.200 kp/cm2 para todas las barras corrugadas de refuerzo y de5.000 kp/cm2 para mallas electrosoldadas.

El acero de armaduras se colocará con exactitud y se asegurará adecuada-mente en su posición mediante ataduras, sellados o separadores metálicos ode hormigón. El acero para armar se jará a los soportes mediante ataduras


aprobadas. Los soportes asegurarán el acero para armar tanto vertical comohorizontalmente.

Colocación de ferralla (armado) Los redondos serán doblados con ayu-da de plantilla en frío. Las armaduras tendrán exactamente las dimensionesy formas prescritas y ocuparán los lugares previstos en los planos de ejecu-ción. Las desviaciones toleradas en la posición de cada armadura no pasaránde seis milímetros.

2.2.6. Método de evaluación de los trabajos

El hormigón de obra aceptado se medirá para su abono en metros cúbicossobre planos de proyecto. El precio incluirá el suministro de los materialesque componen el hormigón, su mezcla, transporte, vertido, vibrado, curadoy los ensayos prescritos.

El acero para armar, sea en barras o en mallazo, se medirá en kilogramossegún planos de proyecto. El precio incluirá solapes, despuntes, ataduras,separadores y soportes de la armadura.

El encofrado se medirá por metros cuadrados de supercie de hormigónmedida sobre plano de proyecto y que haya estado en contacto con el en-cofrado. Se incluirá en el precio apeos, riostras y puntales, la retirada deéstos y el desencofrado.

2.3. Especicación general de instalaciones de Me-

dia y Baja Tensión

2.3.1. Conductores

Se reere el presente capítulo a las características y condiciones de insta-lación de los conductores de los siguientes circuitos:

Los conductores de Baja Tensión serán unipolares de cobre, de secciónadecuada a la intensidad a transportar, y la sección mínima del conductorde tierra será la jada por la MIE BT 07. El aislamiento será de polietilenoreticulado (XLPE) para un nivel de 0,6/1kV. Y recubrimiento de PVC col-or negro. Deberán llevar grabada, de forma ineludible, la identicación delconductor y nombre del fabricante.

-Los empalmes se realizarán a base de manguito metálico con unión apresión de la parte conductora, sin debilitamiento de sección ni producciónde vacíos superciales. Todos los conductores estarán identicados en los


extremos mediante codicación numérica de borna y equipo receptor, ree-jándose en planos de cableado.

Los conductores de Media Tensión serán de cobre unipolares, de secciónadecuada a la intensidad máxima de transporte. El material de aislamientoserá polietileno reticulado (XLPE). La pantalla del conductor se utilizarápara tener a lo largo de toda la instalación un conductor de tierra de secciónequivalente a una fase y estarán unidas eléctricamente entre sí. La cubiertaexterior de los conductores será de policloruro de vinilo (PVC) de color ro-jo para identicación en caso de proximidad con otros conductores. Deberállevar grabada, de forma indeleble, cada 30 cm. la identicación del conduc-tor, nombre del fabricante y año de fabricación, tal y como se indica en lasnormas UNE 21.123 R.U.3.305.

-Para la ejecución de empalmes se podrá utilizar para interior Kit ter-minal o cono deector, debiéndose utilizar para exterior botella terminal decono premoldeado o terminal para exterior con aislador de porcelana. Es-tarán constituidos por un manguito metálico que realice la unión a presiónde la parte conductora.

Las pruebas y ensayos a los que deberán ser sometidos los conductores ainstalar en la instalación eléctrica de B.T. Y M.T. del parque, serán al menoslas siguientes:

Baja Tensión El fabricante facilitará un acta de pruebas realizado porentidad colaboradora y someterá a los cables a los siguientes ensayos:

Prueba de tensión a frecuencia industrial.

Medida de la resistencia eléctrica de los conductores.

Medida de la resistencia de aislamiento.

Medida de espesores de aislamiento y cubiertas.

Comprobación de la reticulación del aislamiento.

Media Tensión El fabricante facilitará un acta de pruebas realizado porentidad colaboradora y someterá a los cables a los siguientes ensayos:

Prueba de tensión a frecuencia industrial.

Medida de la resistencia eléctrica de los conductores.

Ensayo de descargas parciales.


Vericación de las características geométricas.

Medida de la resistencia de aislamiento a temperatura ambiente.

2.3.2. Centros de transformación

Hacemos referencia a los centros de transformación que encontramos enla mar, que recibirán la energía de los distintos agrupamientos de aerogen-eradores y a los que encontramos en la subestación en tierra.

En los referidos C.T. marinos se centralizará la potencia correspondientea la generación a 690 V, la transformación de potencia 0,69/13kV, el aparel-laje de interconexión y maniobra del C.T. con la red de 13 kV. Las puertasde acceso permitirán la manipulación, montaje y desmontaje del aparellaje.

Respecto a los C.T, que encontramos en tierra (que en muchos aspectos seasemejarán a los C.T. que encontramos en cada aerogenerador), destacamoslas celdas de Media Tensión:

Celdas de Media Tensión Sección de celdas de protección y maniobraque se ubicará en la subestación en tierra. Estará compuesta por cuatrounidades con las siguientes funciones:

Celda llegada de línea.

Celda salida de línea.

Celda de protección.

Celda de serv. aux.

Se utilizarán celdas prefabricadas y modulares, que se ajustarán a las nor-mas UNE, CEI y las recomendaciones UNESA correspondientes. Estarándiseñadas para su utilización en instalaciones interiores (IP305).

Estarán construidas a base de chapa de acero de alta calidad, plegada,formando un conjunto mecánicamente resistente frente a los esfuerzos orig-inados por las vibraciones normales de operación y por posibles esfuerzoselectrodinámicos.

Las celdas que formen una sección de maniobra y protección deberánestar separadas eléctrica y mecánicamente, a n de asegurar su indepen-dencia y evitar la propagación de efectos entre celdas contiguas. Deberánestar diseñadas para soportar, sin deformación, los efectos, explosivos de uncortocircuito en el interior de la celda.

Cumplirán al menos las siguientes especicaciones:


Tensión asignada: 24 kV.

Tensión aislamiento (50 Hz): 50 kV.

Tensión seccionamiento (50 Hz): 60 kV.

Tensión tipo rayo aislamiento: 125kV cresta.

Tensión tipo rayo seccionamiento: 145kV cresta.

Intensidad asignada: 400A.

Una vez terminada su instalación deberán ser sometidas a las pruebas uoperaciones correspondientes.

2.3.3. Aparellaje B.T. y equipos auxiliares

Se describen en este apartado los elementos principales del aparellaje debaja tensión que habrán de disponerse en cada centro de transformación yalojados en el correspondiente cuadro general de protección:

Interruptores automáticos: serán aparatos de instalación ja y accionamien-to automático con cierre y apertura manual, de corte omnipolar y conlas siguientes características:

Intensidad nominal: 2.000A.

Tensión nominal: 660V.

Tensión de aislamiento: 1 KV.

Poder de corte: 50kA.

Interruptores - Fusibles: serán de corte omnipolar, siendo sus princi-pales características:

Intensidad nominal: 400A.

Tensión nominal: 660V.

Tensión de aislamiento: 1kV.

Potencia nominal de utilización: 330kW.

Servicios auxiliares: Se dispondrá de tensión 400/230V para alumbra-do, tomas de corriente y servicios auxiliares. Para ello se instalará untransformador tripolar 13.000/400-230V de 5 KVA de potencia. Serámoldeado y aislado en resina sintética de las siguientes características:


Tensión máxima de servicio: 24kV.

Tensión de ensayo: 50/125kV.

Telemando y teleseñal: Se contempla el gobierno desde el edicio cen-tral de los interruptores de generación. Se dispondrá de la señal deestado en el puesto central de todos los elementos de accionamientomotorizado y de los que dispongan de contactos auxiliares para comu-nicación de estado, tanto en B.T. como en M.T.

2.4. Especicación general de instalaciones de Alta

Tensión

2.4.1. Aparellaje 66 kV

El aparellaje será el de las características denidas en la memoria.

2.4.2. Transformadores de potencia

La unidad transformadora de 66/13kV se instalará en el edicio prefab-ricado donde se encuentra la aparamenta de Alta Tensión, posee un sistemade refrigeración en aceite, servicio continuo y pérdidas reducidas tener encuenta que se trata de una aplicación de generación. Dispondrán de unaplaca de identicación, donde se indique el nombre del constructor, tipo deltransformador, número de serie, potencia y frecuencias nominales, tensionesy peso. Sus características más importantes serán las siguientes, normas CEI(UNE):

Servicio: Intemperie.

Sornas Protegidas IP-55.

Construcción: cuba + depósito expansión + radiadores desmontables.

Potencia: 12,5 MVA.

Refrigeración: ONAN.

Frecuencia: 50 Hz.

Tensión nominal primario: 66 KV.

Tensión nominal secundario: 13 KV.


Grupo de conexión: YNd11.

La máquina transformadora dispondrá de dispositivos de llenado, vaciadoy toma de muestras, válvula de alivio de sobrepresión, depósito de expan-sión y ruedas así como, termómetro de esfera, resistencia de puesta a tierra,termostato y relé Buchhold y caja de centralización de conexiones IEP-55.

Capítulo 3

Pliego de Seguridad y Salud

3.1. Condiciones de índole legal

3.1.1. Normativa

La ejecución de la obra objeto del presente plan de seguridad y saludestará regulada por la Normativa de obligada aplicación que a continuaciónse cita, siendo de obligado cumplimiento por las partes implicadas.

Esta relación de dichos textos legales no es exclusiva ni excluyente re-specto de otra Normativa especíca que pudiera encontrarse en vigor, y dela que se haría mención en las correspondientes particulares de un determi-nado proyecto.

Real Decreto 39/1997 de 17 de Enero.- Por el que se aprueba el Reglamen-to de los Servicios de Prevención en su mueva óptica en torno a laplanicación de la misma, a partir de la evaluación inicial de los ries-gos inherentes al trabajo y a la consiguiente adopción de las medidasadecuadas a la naturaleza de los riesgos detectados. La necesidad deque tales aspectos reciban tratamiento especíco por la vía normativaadecuada aparece prevista en el Artículo e apartado 1, párrafos d y ede la Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

Orden del 27 de Junio de 1997. - Por el que se desarrolla el R.D. 39/1997de 17 de Enero, en relación con las condiciones de acreditación de lasentidades especializadas como Servicios de Prevención ajenos a la em-presa; de autorización de las personas o entidades especializadas quepretendan desarrollar la actividad de auditoría del sistema de preven-ción de las empresas; de autorización de las entidades públicas o pri-

25

CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 26

vadas para desarrollar y certicar actividades formativas en materia deRiesgos Laborales.

Real Decreto 1627/1997 del 24 de Octubre.- Por el que se establecendisposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcciónen el marco de la Ley 31/1995 de 8 de Noviembre de Prevención de Ries-gos Laborales. Este Real Decreto dene las obligaciones del Promotor,Proyectista, Contratista, Subcontratista y Trabajadores Autónomos eintroduce las guras del Coordinador de seguridad y salud durante laelaboración del proyecto y durante la ejecución de las obras. El R.D.establece los mecanismos especícos para la aplicación de la Ley dePrevención de Riesgos Laborales y del R.D. 39/1997 de 17 de Enero,por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención.

Ley 31/1995 de 8 de Noviembre de Prevención de Riesgos Laborales.-Por el que se tiene por objeto promover la seguridad y salud de lostrabajadores, mediante la aplicación de medidas y el desarrollo de lasactividades necesarias para la prevención de riesgos derivados del tra-bajo. A tales efectos esta Ley establece los principios generales relativosa la prevención de los riesgos profesionales para la protección de la se-guridad y salud, la eliminación o disminución de los riesgos derivadosdel trabajo, la información, la consulta, la participación equilibrada yla formación de los trabajadores en materia preventiva, en los términosseñalados en la presente disposición. Para el cumplimiento de dichosnes, la presente Ley, regula las actuaciones a desarrollar por las Ad-ministraciones Públicas, así como los empresarios, los trabajadores ysus respectivas organizaciones representativas.

Convenio Colectivo General del Sector de la Construcción.- aproba-do por resolución del 4 de Mayo de 1992 de la Dirección General deTrabajo, en todo lo referente a Seguridad e Higiene en el trabajo.

Pliego General de Condiciones Técnicas de la Dirección General deArquitectura.

Real Decreto 485/1997 de 14 de Abril.- sobre disposiciones mínimas enmateria de señalización en la seguridad y salud en le trabajo.

Real Decreto 486/1997 de 14 de Abril.- sobe disposiciones mínimas deseguridad y salud en los lugares de trabajo.

Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre Anexo IV.


Real Decreto 487/1997 de 14 de Abril.- sobre manipulación individualde cargas que entrañe riesgos, en particular dorso-lumbares para lostrabajadores.

Real Decreto 949/ 1997 de 20 de Junio.- sobre certicado profesionalde prevencionistas de riesgos laborales.

Real Decreto 952/1997. - sobre residuos tóxicos y peligrosos.

Real Decreto 1215/1997 de 18 de Julio.- sobre la utilización por lostrabajadores de equipos de trabajo.

R.D. 1/1995 de 24 de Marzo. Estatuto de los Trabajadores - Textorefundido Capítulo II, sección II. Derechos y deberes derivados delcontrato Art.19.

Decreto 2413/73. - De 20 de septiembre, por el que se aprueba elReglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus instrucciones com-plementarias que lo desarrollan, dictadas por Orden del Ministerio deIndustria del 31 de octubre de 1973, así como todas las subsiguientespublicadas, que afecten a materia de seguridad en el trabajo.

Resto de disposiciones ociales relativas a la seguridad y salud queafecten a los trabajos que se han de realizar.

3.1.2. Obligaciones de las partes implicadas

El R.D. 1627/97 de 24 de Octubre, se ocupa de las obligaciones del Pro-motor del Contratista, Subcontratistas y Trabajadores Autónomos.

Para aplicar los principios de la acción preventiva, el Empresario desig-nará uno o varios trabajadores para ocuparse de dicha actividad, constituiráun Servicio de Prevención o concertará dicho servicio con una entidad espe-cializada ajena a la Empresa.

La denición de estos Servicios así como la dependencia a determinaruna de las opciones que hemos indicado para su desarrollo, está regulado enla Ley de Prevención de Riesgos Laborales 31/95 en sus artículos 30 y 31, asícomo en la Orden del 27 de Junio de 1997 y R.D. 39/1997 de 17 de Enero.

El incumplimiento por los empresarios de sus obligaciones en materia deprevención de riesgos laborales dará lugar a las responsabilidades que estánreguladas en el artículo 42 de dicha Ley.

El Empresario deberá elaborar y conservar a disposición de la autoridadlaboral, la documentación establecida en el artículo 23 de la Ley de Preven-ción de Riesgos Laborales 31/95.


El Empresario deberá consultar a los Trabajadores, la adopción de lasdecisiones relacionadas en el Artículo 33 de la Ley de Prevención de RiesgosLaborales 31/95.

Los Trabajadores estarán representados por los Delegados de Prevención,ateniéndose a los Artículos 35 y 36 de la Ley de Prevención de RiesgosLaborales.

Se deberá de constituir un Comité de seguridad y salud según se disponeen los Artículos 38 y 39 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

3.1.2.1. Coordinador

Son las siguientes:

Coordinar la aplicación de los principios generales de prevención yde seguridad, tanto al tomar las decisiones técnicas y de organizacióncon el n de planicar los distintos trabajos o fases de trabajo quevayan a desarrollarse simultánea o sucesivamente, como al estimar laduración requerida para la ejecución de estos distintos trabajos o fasesdel mismo. Como puede observarse, esta obligación es análoga a laque tiene el coordinador en materia de seguridad y salud durante laelaboración del proyecto, por lo que cuanto dijimos al respecto resultade aplicación aquí.

Coordinar las actividades de la obra para garantizar que los contratis-tas y, en su caso, los subcontratistas y los trabajadores autónomosapliquen de manera coherente y responsable los principios de la ac-ción preventiva que se recogen en el artículo 15 de la LPRL, los cualesdeben considerarse como los principios generales aplicables durante laejecución de la obra, durante dicha ejecución.

Aprobar el plan de seguridad y salud elaborado por el contratista y, ensu caso, las modicaciones al mismo.

Organizar la coordinación de actividades empresariales prevista en elartículo 24 de la LPRL.

Coordinar las acciones y funciones de control de la aplicación correctade los métodos de trabajo.

Adoptar las medidas necesarias para que sólo las personas autorizadaspuedan acceder a la obra.


Un eventual incumplimiento de sus obligaciones por parte del coordinadoren materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra dará lu-gar a responsabilidad contractual frente al promotor que le haya designado,responsabilidad que puede ser de tipo laboral, si fuera ésta la naturalezadel vínculo que les liga, aunque lo normal, por tratarse de profesionales lib-erales en la generalidad de los casos, será la responsabilidad civil por dañosy perjuicios derivados del incumplimiento.

En cuanto a la responsabilidad penal, dependerá del alcance que losórganos jurisdiccionales competentes en el orden penal den a lo dispuestoen los artículos 316 y 318 del Código Penal, en cuanto a los posibles sujetosde imputación del delito de riesgo por incumplimiento de la normativa deprevención de riesgos laborales, aunque lo cierto es que el coordinador notiene legalmente atribuido el deber de protección de los trabajadores, deberque corresponde en exclusiva al empresario, a tenor de lo dispuesto en elartículo 14.1 de la LPRL.

3.1.2.2. Contratista y subcontratistas

Estarán obligados a:

Aplicar los principios de la acción preventiva que se recogen en el artícu-lo 15 de la LPRL, antes relacionados, en particular al desarrollar lastareas o actividades indicadas en el subapartado precedente.

Cumplir y hacer cumplir a su personal lo establecido en el plan deseguridad y salud.

Informar y proporcionar las instrucciones adecuadas a los trabajadoresautónomos sobre todas las medidas que hayan de adoptarse en lo quese reere a su seguridad y salud en la obra.

Al margen de las obligaciones anteriores, los contratistas y subcontratistasserán responsables de la ejecución correcta de las medidas preventivas jadasen el plan de seguridad y salud en lo relativo a las obligaciones que lescorrespondan a ellos directamente o, en su caso, a los trabajadores autónomospor ellos contratados.

3.1.2.3. Trabajadores autónomos

Estarán obligados a:

Aplicar los principios de la acción preventiva que se recogen en el artícu-lo 15 de la LPRL, en particular al desarrollar las tareas o actividades


relacionadas en el subapartado dedicado a las obligaciones del coor-dinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de laobra.

Cumplir las obligaciones en materia de prevención de riesgos que es-tablece para los trabajadores el artículo 29, apartados 1 y 2, de laLPRL. Se trata, en concreto, de usar adecuadamente las máquinas,aparatos, herramientas, sustancias peligrosas, equipos de transporte y,en general, cualesquiera otros medios con los que desarrollen su activi-dad y utilizar correctamente los medios y equipos de protección facili-tados por el empresario, de acuerdo con las instrucciones recibidas deéste.

Ajustar su actuación en la obra conforme a los deberes de coordinaciónde actividades empresariales establecidos en el artículo 24 de la LPRL,debiendo participar en cualquier medida de actuación coordinada quese hubiera establecido.

Elegir y utilizar equipos de protección individual en los términos pre-vistos en el Real Decreto 773/1997, de 30 de mayo, sobre disposicionesmínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los traba-jadores de equipos de protección individual.

Atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del coordinador enmateria de seguridad y de salud durante la ejecución de la obra o, ensu caso, de la dirección facultativa.

Con ello se pone de maniesto la especial condición del trabajador autónomo,quien, por una parte, aporta su trabajo de una forma personal, habitual ydirecta a la ejecución de la obra aunando esfuerzo y resultado a un n comúnpropiedad de un tercero, distinto a los restantes participantes en la ejecución,y, por otra parte, lo hace con independencia organizativa y medios propios,que deberán ajustarse en todo momento a los requisitos que les marque lanormativa especíca de aplicación.

3.1.2.4. Trabajadores

Los contratistas y subcontratistas deberán garantizar que los trabajadoresreciban una información adecuada y comprensible de todas las medidas quehayan de adaptarse en lo que se reere a su seguridad y su salud en la obra.

Una copia del Plan de seguridad y salud y de sus posibles modica-ciones, a los efectos de su conocimiento y seguimiento, será facilitada por elcontratista a los representantes de los trabajadores en el centro de trabajo.


Los trabajadores están obligados a seguir las indicaciones especicadas enel plan, así como el uso de las medidas de protección que se les proporcione,debiendo pedir aquella protección que consideren necesaria y no se les hafacilitado.

3.1.3. Seguro de responsabilidad civil y todo riesgo

Será preceptivo en la obra, que los técnicos responsables dispongan decobertura de responsabilidad civil profesional; asimismo el contratista deberádisponer de cobertura de responsabilidad civil en el ejercicio de su actividadindustrial, cubriendo el riesgo inherente a su actividad como constructor, porlos daños a terceras personas de los que pueda resultar responsabilidad civilextracontractual a su cargo, por los hechos nacidos de culpa o negligencia,imputables al mismo o a personas de las que deba responder, se entiende queesta responsabilidad civil debe quedar ampliada al campo de la responsabil-idad civil patronal.

El Contratista viene obligado a la contratación de su seguro en la modal-idad de todo riesgo a la construcción durante el plazo de ejecución de la obracon ampliación de un periodo de mantenimiento de un año, contado a partirde la fecha de terminación denitiva de la obra.

3.2. Condiciones de índole facultativa

3.2.1. Coordinador de seguridad y salud

Esta gura de la seguridad y salud fue creada mediante los artículos 3, 4,5 y 6 de la Directiva 92/57 C.E.E. Disposiciones mínimas de seguridad ysalud que deben aplicarse a las obras de construcción temporales o móviles.

El R.D. 1627/97 de 24 de Octubre, traspone a nuestro Derecho Nacionalesta normativa incluyendo en su ámbito de aplicación cualquier obra públicao privada en la que se realicen trabajos de construcción o ingeniería civil.

3.2.2. Plan de seguridad y salud en el trabajo

El artículo 7 del R.D. 1627/97, indica que cada contratista elaborará unPlan de seguridad y salud en el trabajo. Este Plan deberá ser aprobado,antes del inicio de la obra, por el Coordinador en materia de seguridad ysalud durante la ejecución de la obra.


3.2.3. Libro de incidencias, registro y comunicación

El artículo 13 del R.D. 1627/97, regula las funciones de este documento.Las anotaciones que se incluyan en el libro de incidencias estarán única-

mente relacionadas con la inobservancia de las instrucciones, prescripcionesy recomendaciones preventivas recogidas en el Plan de seguridad y salud.

Las anotaciones en el referido libro sólo podrán ser efectuadas por elcoordinador, responsable del seguimiento del Plan de seguridad y salud, porla Dirección facultativa, por el contratista principal, por los subcontratistaso sus representantes, por técnicos de los Centros Provinciales de seguridad ysalud, por la Inspección de Trabajo, por miembros del Comité de seguridady salud y por los representantes de los trabajadores en la obra.

Efectuada una anotación en el libro de incidencias, el empresario principaldeberá remitir en el plazo máximo de (24) veinticuatro horas, copias a laInspección de Trabajo de la provincia en que se realiza la obra, al responsabledel seguimiento y control del Plan, al Comité de Salud y Seguridad y alrepresentante de los trabajadores.

Sin perjuicio de su consignación en el libro de incidencias, el empresariodeberá poner en conocimiento del responsable del seguimiento y control delPlan de seguridad y salud, de forma inmediata, cualquier incidencia rela-cionada con el mismo, dejando constancia fehaciente de ello.

Los partes de accidentes, noticaciones e informes relativos a la seguridady salud que se cursen por escrito por quienes estén facultados para ello,deberán ser puestos a disposición del responsable del seguimiento y controldel Plan de seguridad y salud.

3.3. Condiciones técnicas

3.3.1. Maquinaria

Cumplirán las condiciones establecidas en el Anexo IV, Parte C, Puntos6, 7 y 8 del Real Decreto 1627/1997.

La maquinaria de todos los accesorios de prevención establecidos, serámanejada por personal especializado, se mantendrán en buen uso, paralo cual se someterán a revisiones periódicas y en caso de averías o malfuncionamiento se paralizarán hasta su reparación.

El uso, mantenimiento y conservación de la maquinaria se harán sigu-iendo las instrucciones del fabricante.


Los elementos de protección, tanto personales como colectivos deberánser revisados periódicamente para que puedan cumplir ecazmente sufunción.

Las operaciones de instalación y mantenimiento, deberán registrarsedocumentalmente en los libros de registro pertinentes de cada máquina.De no existir estos libros, para aquellas máquinas utilizadas con ante-rioridad en otras obras, antes de su utilización, deberán ser revisadasen profundidad por personal competente, asignándoles el mencionadolibro de registro de incidencias.

Las máquinas con ubicación variable, tales como circular, vibrador,soldadura, etc., serán revisadas por personal experto antes de su usoen obra, quedando a cargo de la Jefatura de la obra, con la ayudadel Vigilante de Seguridad, la realización del mantenimiento de lasmáquinas según las instrucciones proporcionadas por el fabricante.

3.3.2. Instalaciones provisionales de obra

3.3.2.1. Instalación eléctrica

Cumplirá el vigente Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y lassiguientes condiciones particulares.

A) Cuadros eléctricos:

Los cuadros de distribución eléctrica serán construidos con materialesincombustibles e inalterables por los agentes atmosféricos. Serán deconstrucción estanca al agua.

La tapa del cuadro permanecerá siempre cerrada y se abrirá exclusiva-mente por personal competente y autorizado para ello.

Las líneas generales de fuerza deberán ir encabezadas por un disyuntordiferencial de 300 mA de sensibilidad.

Se comprobará que al accionar el botón de prueba del diferencial, cosaque se deberá realizar periódicamente, éste se desconecta y en casocontrario es absolutamente obligatorio proceder a la revisión del difer-encial por personal especializado y en último caso sustituirlo por unonuevo.

El cuadro general deberá ir provisto de interruptor general de corteomnipolar que deje toda la obra sin servicio, totalmente aislado entodas sus partes activas.


Los enchufes y tomas de corriente serán de material aislante, dobleaislamiento, disponiendo de uno de los polos para la toma de tierra.

Todos los elementos eléctricos, como fusibles, cortacircuitos, interrup-tores, etc., deberán ser de equipo completamente cerrado que imposi-biliten en cualquier caso, el contacto fortuito de personas o cosas.

Todas las bornas de las diferentes conexiones deberán estar provistas deprotectores adecuados que impidan un contacto directo con las mismas.

En el cuadro eléctrico general, se deben colocar interruptores (uno porenchufe) que permitan dejar sin corriente los enchufes en los cuales sevaya a conectar maquinaria de 10 o más amperios, de forma que seaposible enchufar y desenchufar la máquina sin corriente.

B) Conductores eléctricos:

Todas las máquinas accionadas por energía eléctrica deberán disponerde conexión a tierra, siendo la resistencia máxima permitida de loselectrodos o placas, de 5 a 10 ohmios.

Los cables de conducción eléctrica, se emplearán con doble aislamientoimpermeable, y preferentemente, de cubierta exterior resistente a losroces y golpes.

Se evitará discurran por el suelo disponiéndose a una altura mínimade 2,5 m sobre el mismo.

No estarán deteriorados, para evitar zonas bajo tensión.

Las mangueras para conectar a las máquinas, llevarán además de loshilos de alimentación eléctrica correspondientes, uno para la conexiónal polo de tierra del enchufe.

C) Instalación eléctrica para corriente de baja tensión:No hay que olvidar que está demostrado estadísticamente que el mayor

número de accidentes eléctricos se produce por la corriente alterna de ba-ja tensión. Por ello, los trabajadores se protegerán de la corriente de bajatensión por todos los medios que siguen:

No acercándose a ningún elemento con baja tensión, manteniéndosea una distancia de 0,50 m, si no es con las protecciones adecuadas,gafas de protección, casco, guantes aislantes y herramientas precisa-mente protegidas para trabajar a baja tensión. Si se sospechase que el


elemento está bajo alta tensión, mientras el contratista adjudicatarioaverigua ocial y exactamente la tensión a que está sometido, se obli-gará con señalización adecuada, a los trabajadores y las herramientaspor ellos utilizadas, a mantenerse a una distancia no menor de 4 m,se prohibe todo trabajo que esté en tensión, se ha de asegurarse queantes de trabajar se tomen las medidas de seguridad necesarias.

Caso de que la obra se interriera con una línea aérea de baja tensión yno se pudiera retirar ésta, se montarán los correspondientes pórticos deprotección, manteniéndose el dintel del pórtico en todas las direccionesa una distancia mínima de los conductores de 0,50 m.

Se combina, en suma, la toma de tierra de todas las masas posiblescon los interruptores diferenciales, de tal manera que en el ambienteexterior de la obra, posiblemente húmedo en ocasiones, ninguna masatome nunca una tensión igual o superior a 24 V.

Todas las salidas de alumbrado de los cuadros generales de obra debaja tensión estarán dotadas con un interruptor diferencial de 30 mAde sensibilidad, y todas las salidas de fuerzas de dichos cuadros estarándotadas con un interruptor diferencial de 300 mA de sensibilidad.

La toma de tierra se volverá a medir en la época más seca del año y semantendrá con grado de humedad óptimo.

D) Instalación eléctrica para corriente de alta tensión:Dada la suma gravedad que casi siempre supone un accidente con cor-

riente eléctrica de alta tensión, siempre que un elemento con alta tensiónintervenga como parte de la obra, o se interera con ella, el contratista adju-dicatario queda obligado a enterarse ocial y exactamente de la tensión. Sedirigirá, por ello, a la compañía distribuidora de electricidad o a la entidadpropietaria del elemento con tensión.

En función de la tensión averiguada, se considerarán distancias mínimasde seguridad para los trabajos en la proximidad de instalaciones en tensión,medidas entre el punto más próximo con tensión y cualquier parte extremadel cuerpo del trabajador o de las herramientas por él utilizadas, las quesiguen:

Tensiones desde 1 a 18 kV .............................................0,50 m.

Tensiones mayores de 18 kV hasta 35 kV .......................0,70 m.

Tensiones mayores de 35 kV hasta 80 kV ...................... 1,30 m.


Tensiones mayores de 80 kV hasta 140 kV .....................2,00 m.

Tensiones mayores de 140 kV hasta 250 kV................... 3,00 m.

Tensiones mayores de 250 kV......................................... 4,00 m.

Los trabajos en instalaciones de alta tensión se realizarán siempre por per-sonal especializado y al menos por dos personas para que puedan auxiliarse.Se adoptarán las precauciones que siguen:

Abrir como corte visible todas las fuentes de tensión, mediante inter-ruptores y seccionadores que aseguren la imposibilidad de su cierreintempestivo.

Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte.

Reconocimiento de la ausencia de tensión.

Colocar las señales de seguridad adecuadas delimitando la zona detrabajo.

Se colocará derivación a toma de tierra por pértiga aislante.

En trabajos y maniobras en seccionadores e interruptores se seguirán lassiguientes normas:

Para el aislamiento del personal se emplearán los siguientes elementos:

Pértiga aislante.

Guantes aislantes

Banqueta aislante.

Si los aparatos de corte se accionan mecánicamente, se adoptarán pre-cauciones para evitar su funcionamiento intempestivo.

En los mandos de los aparatos de corte se colocarán letreros que in-diquen, cuando proceda, que no puede maniobrarse.

En trabajos y maniobras en transformadores, se actuará como sigue:

El secundario del transformador deberá estar siempre cerrado o encortocircuito, cuidando que nunca quede abierto y será manejado porespecialistas.


Si se manipulan aceites se tendrán a mano los elementos de extinción,arena principalmente. Si el trabajo es en celda, con instalación ja con-tra incendios, estará dispuesta para su accionamiento manual. Cuandoel trabajo se efectúe en el propio transformador, estará bloqueada paraevitar que su funcionamiento imprevisto pueda ocasionar accidentes alos trabajadores.

Sólo se restablecerá el servicio de una instalación eléctrica de alta tensión,cuando se tenga la completa seguridad de que no queda nadie trabajando enella.

Las operaciones que conducen a la puesta en servicio se harán en el ordenque sigue:

1. En el lugar de trabajo, se retirarán las puestas a tierra y el materialde protección complementario, y el jefe del trabajo, después del últimoreconocimiento, dará aviso de que el mismo ha concluido.

2. En el origen de la alimentación, recibida la comunicación de que seha terminado el trabajo, se retirará el material de señalización y sedesbloquearán los aparatos de corte y maniobra.

3.3.2.2. Instalación contra incendios

Se instalarán extintores de polvo polivalente de acuerdo con la NormaUNE-23010, serán revisados anualmente y recargados si es necesario. Asimis-mo, se instalarán en los lugares de más riesgo a la altura de 1,5 m del sueloy se señalizarán de forma reglamentaria.

3.3.3. Servicios de higiene y bienestar

Tal como se ha indicado en apartados anteriores de esta Memoria de estePlan de Seguridad e Higiene, se dispondrá de instalaciones de vestuarios,servicios higiénicos y comedor para los trabajadores, dotados como sigue:

El vestuario estará provisto de bancos o asientos y de taquillas indi-viduales, con llave, para guardar la ropa y el calzado.

Los aseos dispondrán de un lavabo con agua corriente, provisto dejabón por cada diez empleados o fracción de esta cifra y de un espejode dimensiones adecuadas, en la misma proporción.

Se dotarán los aseos de secaderos de aire caliente o toallas de papel,existiendo, en este último caso, recipientes adecuados para depositarlas usadas.


Al realizar trabajos marcadamente sucios, se facilitará los medios es-peciales de limpieza.

Existirán retretes con descarga automática de agua corriente y papelhigiénico. Existiendo, al menos, un inodoro por cada veinticinco hom-bres o fracción de esta cifra.

Las puertas impedirán totalmente la visibilidad desde el exterior yestarán provistas de cierre interior y de una percha.

Se instalará una ducha de agua fría y caliente, por cada diez traba-jadores o fracción de esta cifra.

Las duchas estarán aisladas, cerradas en compartimentos individuales,con puertas dotadas de cierre interior.

Todos sus elementos, tales como grifos, desagües y alcachofas de duchas,estarán siempre en perfecto estado de funcionamiento y las taquillas ybancos aptos para su utilización.

3.4. Medios de protección

3.4.1. Comienzo de las obras

Antes de comenzar las obras, deben supervisarse las prendas y los elemen-tos de protección individual y colectiva para ver si su estado de conservacióny sus condiciones de utilización son óptimas. En caso contrario se desecharánadquiriendo, otros nuevos.

Todos los medios de protección personal se ajustarán a las normas dehomologación de la C.E. y se ajustarán a las disposiciones mínimas recogidasen el R.D. 773/1997 de 30 de mayo.

Además, y antes de comenzar las obras, el área de trabajo debe manten-erse libre de obstáculos e incluso, si han de producirse excavaciones, regarlaligeramente para evitar la producción de polvo. Por la noche debe instalarseuna iluminación suciente (del orden de 120 lux en las zonas de trabajo yde 10 lux en el resto), cuando se ejerciten trabajos nocturnos.

3.4.2. Protecciones individuales

3.4.2.1. Conformidad de los equipos de protección individual

Es el Real Decreto 1407/1992 el que, en función de la categoría asignadapor el fabricante del EPI, establece el trámite necesario para la comercial-


ización del mismo dentro del ámbito de la Comunidad Europea.

Declaración de conformidad Los modelos de EPI clasicados como cat-egoría I por el fabricante pueden ser fabricados y comercializados cumpliendolos siguientes requisitos:

El fabricante, o su mandatario establecido en la Comunidad EconómicaEuropea (CEE), habrá de reunir la documentación técnica del equipo,a n de someterla, si así le fuese solicitado, a la Administración com-petente.

El fabricante elaborará una declaración de conformidad, a n de poder-la presentar, si así le fuese solicitado, a la Administración competente.

El fabricante estampará en cada EPI y su embalaje de forma visible,legible e indeleble, durante el período de duración previsible de dichoEPI, la marca CE.

Documentación técnica del fabricante La documentación deberá in-cluir todos los datos de utilidad sobre los medios aplicados por el fabricantecon el n de lograr la conformidad de los EPI a las exigencias esencialescorrespondientes. Deberá incluir:

Un expediente técnico de fabricación formado por:

Los planos de conjunto y de detalle del EPI, acompañados, sifuera necesario, de las notas de los cálculos y de los resultados deensayos de prototipos dentro de los límites de lo que sea necesariopara comprobar que se han respetado las exigencias esenciales.

La lista exhaustiva de las exigencias esenciales de seguridad yde sanidad, y de las normas armonizadas y otras especicacionestécnicas que se han tenido en cuenta en el momento de proyectarel modelo.

La descripción de los medios de control y de prueba realizados en ellugar de fabricación.

Un ejemplar del folleto informativo del EPI.


3.4.3. Señalización

3.4.3.1. Introducción

En las obras de construcción, una de las instalaciones provisionales másimportantes y a menudo más descuidadas es la señalización. Quizás ese de-scuido es debido a la falta o ausencia de una reglamentación completa ydetallada sobre los distintos tipos de señales y sus requisitos de uso.

Esta reglamentación surge ante la necesidad del Estado de dar respuestaa los compromisos contraídos ante la comunidad internacional y la exigenciade desarrollo reglamentario de la LPRL.

3.4.3.2. Normativa

A pesar de la existencia de una norma reglamentaria especíca previacomo era el RD 1403/1986, de 9 de mayo, lo cierto era que esta normati-va era deciente tanto en contenido como en aplicación práctica, por ello,esta situación se intenta paliar con el RD 485/1997, de 14 de abril sobredisposiciones mínimas en Materia de Señalización de seguridad y salud en elTrabajo, que deroga el RD 1403/1986, y que es aplicable a todos los lugaresde trabajo, incluidas obras de construcción siendo fruto de la transposiciónde la Directiva 92/58/CEE que establece las disposiciones mínimas en ma-teria de señalización, esta normativa se completa con la Guía Técnica queelaborará el Instituto de seguridad y salud en el Trabajo.

La señalización de seguridad y salud se dene como la señalización que,referida a un objeto, actividad o situación determinadas, proporcione unaindicación o una obligación relativa a la seguridad o la salud en el traba-jo mediante una señal en forma de panel, un color, una señal luminosa oacústica, una comunicación verbal o una gestual según proceda.

Hay señales de prohibición, de obligación, de salvamento o de socorro,señales indicativas, en forma de panel, señales adicionales (que son utilizadasjunto a otras), color de seguridad, símbolos o pictogramas, señales luminosas,acústicas, comunicación verbal y señales gestuales.

El empresario tiene la obligación de informar y de formar a los traba-jadores en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo, todoello sin perjuicio de lo establecido en la LPRL a este respecto. La informaciónque reciban los trabajadores se referirá a las medidas a tomar con relación ala utilización de dicha señalización de seguridad y salud.

Por otra parte, la formación que se imparta a los trabajadores deberá seradecuada, haciendo especial hincapié en el signicado de las señales, con es-pecial atención a los mensajes verbales y gestuales, y en los comportamientos


que los trabajadores deben adoptar en función de dichas señales.

3.4.3.3. Colores de seguridad

En la señalización de seguridad, se jan unos colores de seguridad, queformarán parte de esta señalización de seguridad, pudiendo por sí mismosconstituir dicha señalización. Así el color rojo tiene un signicado de Prohibi-ción, Peligro-Alarma, o está asociado a material y equipos de lucha contraincendios, el color amarillo o amarillo anaranjado, tendría un signicado deadvertencia, mientras que el azul tendría un signicado de obligación, nal-mente el color verde es utilizado en señales de salvamento y situaciones deseguridad. Además del signicado de los colores utilizados en la señalización,se jan los supuestos en los que estos colores están especialmente indicados.

Otro aspecto muy importante a tener en cuenta relacionado con el colorde las señales es el color de fondo de las mismas.

Para una mejor percepción de la señalización de seguridad, el color deseguridad de las señales debe ser compatible con su color de fondo, por ellose utilizaran unos colores de contraste que se combinaran con el color deseguridad, así al color de seguridad rojo corresponde el color blanco comocolor de contraste, al amarillo o amarillo anaranjado correspondería el colornegro y para los colores de seguridad azul y verde correspondería el color decontraste blanco.

Los colores empleados en seguridad tienen asignado el signicado queencontramos en la tabla 3.1.

Cuadro 3.1: Colores para la seguridad.

La relación entre color de fondo (sobre el que tenga que aplicarse el colorde seguridad) con el color contraste lo encontramos en la tabla 3.2.

3.5. Organización de la seguridad en la obra

3.5.1. Servicio médico

Se dispondrá de un servicio médico mancomunado, donde se realizarátanto los reconocimientos previos, periódicos como especiales y se prestará


Cuadro 3.2: Colores de contraste para la seguridad.

la asistencia debida a accidentados y enfermos.Se deberá efectuar un reconocimiento médico a los trabajadores antes de

que comiencen a prestar sus servicios en la obra, comprobando que son aptos(desde el punto de vista médico), para el tipo de trabajo que se les vaya aencomendar. Periódicamente (una vez al año) se efectuarán reconocimientosmédicos a todo el personal de la obra.

Botiquín de primeros auxilios:El contenido de los botiquines se ajustará a lo especicado en el Art. 43-5

de la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo, que dice:

En todos los centros de trabajo se dispondrá de botiquines jos oportátiles, bien señalizados y convenientemente situados, que estarána cargo de socorristas diplomados o, en su defecto, de la persona máscapacitada designada por la Empresa.

Cada botiquín contendrá como mínimo: agua oxigenada, alcohol de96o, tintura de iodo, mercurocromo, amoniaco, gasa estéril, algodónhidrólo, vendas, esparadrapo, antiespasmódicos, analgésicos y tónicoscardíacos de urgencia, torniquete, bolsas de goma para agua o hielo,guantes esterilizados, jeringuilla, hervidor, agujas para inyectables ytermómetro clínico. Se revisarán mensualmente y se repondrá inmedi-atamente lo usado.

Prestados los primeros auxilios por la persona encargada de la asis-tencia sanitaria, la Empresa dispondrá lo necesario para la atenciónmédica consecutiva al enfermo o lesionado.

3.5.2. Comité de seguridad y salud

Se constituirá un Comité de seguridad y salud en todos los centros detrabajo que cuenten con 50 o más trabajadores y estará formado por losDelegados de Prevención, de una parte, y por el empresario y/o sus repre-sentantes en número igual al de los Delegados de Prevención, de la otra.


Si la obra no contase con representantes de los trabajadores, no existiráDelegado de Prevención y por lo tanto, no se podrá crear el Comité deseguridad y salud como tal. En su lugar se creará un Comité de Prevenciónque contará con las funciones del Comité de seguridad y salud y que sereejan en el art. 38 "Comité de seguridad y salud" de la Ley 31/1995 dePrevención de Riesgos Laborales.

3.5.3. Formación en seguridad y salud

De conformidad con el artículo 18 de la Ley de Prevención de RiesgosLaborales, todo el personal debe recibir, al ingresar en la obra FORMACIÓNe INFORMACIÓN de los métodos de trabajo y los riesgos que éstos pudieranentrañar, conjuntamente con las medidas de seguridad que deberán emplear.

Será impartida por persona competente que se encuentre permanente-mente en la obra (Jefe de Obra, Encargado, o bien otra persona designadaal efecto).

3.6. En caso de accidente

3.6.1. Acciones a seguir

El accidentado es lo primero, se le atenderá de inmediato con el n deevitar el agravamiento o progresión de las lesiones.

En caso de caída desde altura o a distinto nivel y en el caso de accidenteeléctrico, se supondrá siempre, que pueden existir lesiones graves, en con-secuencia, se extremarán las precauciones de atención primaria en la obra,aplicando las técnicas especiales para la inmovilización del accidentado hastala llegada de la ambulancia y de reanimación en el caso de accidente eléctrico.

En caso de gravedad maniesta, se evacuará al herido en camilla y am-bulancia; se evitarán en lo posible según el buen criterio de las personas queatiendan primariamente al accidentado, la utilización de los transportes par-ticulares, por lo que implican de riesgo e incomodidad para el accidentado.

3.6.2. Comunicaciones en caso de accidente laboral

La empresa comunicará de forma inmediata a las siguientes personas losaccidentes laborales producidos en la obra:

Accidentes de tipo leve


A la Autoridad Laboral: en las formas que establece la legislación vi-gente en materia de accidentes laborales.

Al Coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecuciónde la obra: de todos y de cada uno de ellos, con el n de investigar suscausas y adoptar las correcciones oportunas.

Accidentes de tipo grave


A la Dirección Facultativa de la obra: de forma inmediata, con el nde investigar sus causas y adoptar las correcciones oportunas.


Accidentes mortales

Al juzgado de guardia: para que pueda procederse al levantamiento delcadáver y a las investigaciones judiciales.


A la Dirección Facultativa de la obra: de forma inmediata, con el nde investigar sus causas y adoptar las correcciones oportunas.



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PRESUPUESTO

Índice general

1. Coste de Ejecución del Proyecto 3

1.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.2. Elementos imprescindibles para el estudio . . . . . . . . . . . 31.3. Cálculo de los Costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

1.3.1. Presupuesto de la instalación y obra civil . . . . . . . 51.3.2. Precio del terreno en el que se construirá la subestación 91.3.3. Variables restantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

1.4. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2. Rentabilidad y Vistas de Futuro 12

2.1. Venta de Energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.2. Rentabilidad y Vistas de Futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1

Índice de cuadros

1.1. Coste generado por la instalación de la aparamenta en AT. . . 61.2. Coste generado por la instalación de la aparamenta en MT. . 61.3. Coste del transformador de potencia de la subestación. . . . . 61.4. Coste debido a las estructuras y a los elementos de conexión. 71.5. Coste debido a los sistemas de protección, medida, etc. . . . . 71.6. Coste debido a las instalaciones auxiliares. . . . . . . . . . . . 71.7. Coste debido a la obra civil en la subestación. . . . . . . . . . 81.8. Coste debido a los aerogeneradores. . . . . . . . . . . . . . . . 81.9. Coste del cableado submarino (con instalación). . . . . . . . . 81.10. Coste de ingeniería de detalle. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81.11. Coste de elementos restantes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91.12. Presupuesto nal a invertir. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.1. Benecio acumulado por la venta de energía. . . . . . . . . . 14

2

Capítulo 1

Coste de Ejecución delProyecto

1.1. Introducción

Como último apartado de este proyecto encontramos el presupuesto, elcual nos determinará el coste nal de la ejecución de la obra y del manten-imiento que conllevará. Analizaremos en secciones posteriores, junto con losingresos, hasta que punto es rentable el implantar una subestación eléctricaen el emplazamiento requerido.

En nuestro caso, como recordatorio, hablamos de un parque eólico mari-no piloto, formado por dos aerogeneradores de 5 MW cada uno, situadosa 3 Km aproximadamente de la costa, los cuales pueden trabajar hasta un20% más de su capacidad de forma permanente. La energía creada por estosaerogeneradores la podemos implantar a la red de transporte a 66 KV gra-cias a la subestación elevadora al aire libre que encontramos a unos cuantosmetros de la costa.

En apartados anteriores ya escogimos como opción más rentable la elec-ción de evacuar la tensión a 13 KV, por lo que este concepto lo mantendremoscon la diferencia de que ahora jaremos como referencia un horizonte de op-eración de 30 años de vida útil para los aerogeneradores.

1.2. Elementos imprescindibles para el estudio

Para llevar a cabo los análisis propuestos serán objeto de estudio lassiguientes variables, que por sus características resultan disponer de un gradode inuencia determinante:

3

CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 4

Presupuesto de la instalación.

Precio de la obra civil.

Precio del terreno en el que se construirá la subestación.

Costes de mantenimiento.

Impacto ambiental.

Condiciones geográcas.

Condiciones climatológicas.

Las cuatro primeras variables son dependientes únicamente del precio asoci-ado a las mismas, y serán las utilizadas para establecer un primer criterio ala hora de invertir. Posteriormente se incluirá la inuencia de las variablesrestantes en la toma de decisión. A continuación se describen dichas variablescon objeto de jar la idea de la importancia de cada una sobre el proyectogeneral:

Presupuesto de la instalación Este presupuesto concierne al precio dela instalación que dividiremos en dos partes, la primera parte que será laencargada de realizar la función propia de la subestación (transformaciónde tensión), es decir, embarrados, interruptores, seccionadores, autoválvulas,transformadores (de tensión, corriente, potencia), etc, tanto la parte de altacomo la de media tensión.

Y una segunda parte en la que se incluirá el coste de los aerogeneradoresy todo lo que conlleva su montaje.

Precio del terreno en el que se construirá la subestación Estavariable puede llegar a presentar unas oscilaciones realmente grandes, sepodría decir que junto con el PE es el factor más determinante y sobre elque se centra la toma de decisión de la instalación de una subestación.Porello es importante el haber tomado la opción de construir el aparallaje dellado de Media Tensión en la subestación de forma modular, ya que con estadisposición ahorramos un gran espacio y consecuentemente, un gran costede terreno.

Por lo que el precio del m2 resulta vital para la viabilidad presupuestariadel proyecto, hace que el precio del suelo haya de ser considerado y estudiadocon especial atención.


Precio de la obra civil Esta variable concierne a lo que cuesta realizar laobra civil para la instalación, salas de control, almacén, aseos. Es una variableelevada, pero no resultan tan grandes como en las variables mencionadas conanterioridad.

Costes de mantenimiento En esta variable se incluirá lo que cuesteel mantenimiento de cada una de las instalaciones durante 30 años, de talmodo que se dote de una cierta relevancia económica a la explotación dela instalación y así incluir todos los costes de forma más completa y conperspectivas globales de futuro, ya que la periodicidad del mantenimiento dela instalaciones depende principalmente de la abilidad de las instalaciones.

Impacto ambiental Esta variable será ponderada de tal modo que seincluya la importancia de las consecuencias para el medioambiente que puedatener la implantación de una subestación en una determinada zona.

Condiciones geográcas Esta variable se ponderará con un valor enfunción de la geografía del terreno o de la zona, teniendo en cuenta sobretodo la accesibilidad, el tipo de suelo y proximidad del mar.

Condiciones climatológicas Esta variable también será ponderada detal modo que el clima de la zona tenga una cierta inuencia en la eleccióndel tipo de elementos que usaremos en la subestación.

1.3. Cálculo de los Costes

En este apartado tendremos en cuenta todos los elementos citados en lasección anterior para hallar de forma orientativa los costes a los que puedenascender la instalación de un parque eólico marino piloto.

1.3.1. Presupuesto de la instalación y obra civil

Como nombramos en el apartado anterior, los costes de la instalación sontantísimos que para una mejor comprensión los desglosaremos en las tablasque se muestran a continuación.

Todas las tablas que debemos analizar se encuentran desde la tabla 1.1 has-ta la tabla 1.11, los costes correspondientes, como dijimos en el párrafo an-terior, los encontraremos desglosados, principalmente en costes referidos a lasubestación y a los aerogeneradores.


Cuadro 1.1: Coste generado por la instalación de la aparamenta en AT.

Cuadro 1.2: Coste generado por la instalación de la aparamenta en MT.

Cuadro 1.3: Coste del transformador de potencia de la subestación.


Cuadro 1.4: Coste debido a las estructuras y a los elementos de conexión.

Cuadro 1.5: Coste debido a los sistemas de protección, medida, etc.

Cuadro 1.6: Coste debido a las instalaciones auxiliares.


Cuadro 1.7: Coste debido a la obra civil en la subestación.

Cuadro 1.8: Coste debido a los aerogeneradores.

Cuadro 1.9: Coste del cableado submarino (con instalación).

Cuadro 1.10: Coste de ingeniería de detalle.


Cuadro 1.11: Coste de elementos restantes.

1.3.2. Precio del terreno en el que se construirá la subestación

Para la situación del presente proyecto, consideraremos el precio del sueloa 1,000¿/m2.A primera vista parece barato, pero realmente es lo propio deuna zona próxima a la costa, alejada de los núcleos urbanos ya existentes yno edicable para conceptos hosteleros y turísticos.

Como se puede observar en el apartado de planos el terreno abarca unasupercie de 3,000m2, que se distribuyen en 40m de ancho y 75m de largo.

Por lo que el precio nal que debemos pagar por el terreno en el quesituaremos la subestación será de 3,000,000 ¿.

1.3.3. Variables restantes

En este apartado vamos a incluir las variables que como dijimos antes,afectan al proyecto, pero que económicamente afectan de forma mínima, porlo que no las tendremos en cuenta en el presupuesto nal.

Costes de mantenimiento No hemos querido incluir estos costes porquelos consideramos un coste a largo plazo, por lo que a la hora de la inversión,es un dato a tener en cuenta, pero no es decisivo.

La importancia económica de este coste es una incertidumbre. Siempreque no se presenten imprevistos los costes de mantenimiento no asciendena cifras muy altas, pero si nos encontramos con fallos de elementos primor-diales, los costes de mantenimiento y reposición pueden ser muy importantes.

Impacto ambiental Representa el impacto ambiental que provocará lasubestación en el entorno, teniendo en cuenta que cuanto más impacto, másmedidas se tendrán que adoptar para paliar los efectos. Debemos notar queal situarlos en el mar el impacto visual para las personas es menor, pero


frente los mínimos daños causados a la ora y fauna es igual en tierra, queen el mar.

Condiciones geográcas Representa las características geográcas de lazona en la que se ubicará la subestación. Éstas podrán inuir en el desarrollode la obra inmediato o a largo plazo. Se tendrá en cuenta el grado de poluciónde la zona, las características del suelo, la orografía del terreno (escarpado,llano), la proximidad del mar, debido a la corrosión que produce la salitreen el metal, etc.

Condiciones climatológicas Representa las condiciones climatológicashabituales de la zona. Se tendrá en cuenta la intensidad de los vientos, el nivelde lluvias, las temperaturas máximas y mínimas, etc. Ya que, por ejemplo,dependiendo de las condiciones del viento promedio que se den en la zonadonde ubiquemos nuestros aerogeneradores, las fuerzas que deberán soportarserán unas u otras.

1.4. Conclusiones

Como conclusión del presupuesto inicial que debemos hacer frente parala construcción de un parque eólico, observamos la tabla 1.12. Encontramosde forma resumida todos los costes que tendremos que abordar para la in-stalación de un parque eólico piloto, formado por dos aerogeneradores y susubestación correspondiente.

Cuadro 1.12: Presupuesto nal a invertir.


Analizando esta tabla, podemos comentar como se reparten los costesporcentualmente. Lógicamente y como era de esperar, el elemento que másincrementa el precio es la instalación de los aerogeneradores y los aerogen-eradores en sí. Alcanzando un coste de más de un 80% del precio nal.Normalmente el porcentaje perteneciente a éstos no suele ser tan elevado, sesuele encontrar entre un 60%. La instalación nos incrementa tanto el precioporque las cimentaciones en el mar son muy caras.

Otro punto importante de destacar es el precio nal del cableado submari-no, normalmente, este se encuentra en porcentajes de entre el 15 y el 20%del coste nal. Esto se debe al elevado precio del cable, por las propiedadestan denidas que tiene. Si ahora nos encontramos con el pequeño porcentajeque tienen frente al precio nal, se debe a que en una instalación normal seencontrarían mayor número de kilómetros de cable que los que encontramosen nuestra instalación piloto.

Como conclusión, notamos la gran inversión de capital necesario de formainicial para la instalación de nuestro parque piloto oshore. Cuya rentabili-dad analizaremos en el capítulo posterior.

Capítulo 2

Rentabilidad y Vistas deFuturo

2.1. Venta de Energía

En este apartado calcularemos los benecios que produce la venta deenergía generada por mis aerogeneradores marinos de la misma manera quecomo los calculamos en el apartado de la memoria, pero con la salvedad queahora calcularemos el benecio en vez de a 10 años, a 30 años ya que es eltiempo promedio de vida útil de los aerogeneradores.

Recordamos que la manera de calcular el benecio anual es con la fór-mula 2.1:

Benefn(¿) = Rtotal · Pinstalada · hano · η · (1 + telect)n ; ∀nε[1, 30] (2.1)

Siendo:

Benefn: benecio económico anual por la energía en el año n [¿].

Rtotal: remuneración total por venta de energía [10, 539c¿/kWh].

Pinstalada: potencia instalada [kW].

η: rendimiento de la planta.

hano: horas de funcionamiento del parque al año.

telect: tasa nominal de venta de electricidad.

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CAPÍTULO 2. RENTABILIDAD Y VISTAS DE FUTURO 13

Para un valor de potencia instalada nominal de 10 MW, tendremos quetener en cuenta las pérdidas, con 4147 horas equivalentes anuales de fun-cionamiento, un rendimiento del 100% (ya que consideramos que trabajan aplena capacidad) y una tasa nominal de venta de electricidad del 4,5%.

Por lo que a continuación pasamos a calcular las pérdidas que encon-tramos cuando evacuamos a 13 KV, que hallamos con la fórmula 2.2:

Pperdidas =P 2 · L

U2 · cosφ2 ·X · S(2.2)

Siendo:

Pperdidas: pérdidas totales en la línea (W).

P : potencia transportada por la línea (W).

L: longitud de la línea (m).

U : tensión de la línea (V).

φ: ángulo de desfase entre la tensión e intensidad.

X: conductividad del conductor (m/Ω·mm2), Cu=58.

S: sección del conductor (mm2).

Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 13 KV tiene una sección de300mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de cobre) tieneuna sección de 400mm2 y una longitud de 800 m, despreciando las pérdidasque podemos tener en el cable de unión entre los aerogeneradores, por lo queobtenemos en la ecuación 2.3:


130002 · 12 · 58 · 400· [3200 + 800] = 102,019, 99W (2.3)

Además de las pérdidas halladas en el párrafo anterior, no nos debemosolvidar de las pérdidas que tendremos en la subestación debidas al trans-formador de potencia y todos los demás elementos que la forman, que lasvaloraremos en aproximadamente unos 150,000W

Calcularemos los benecios que producen las ventas de nuestra energíaproducida, para ello usaremos como Pinstalada:

Pinstalada = 10·106−102,019, 99−150,000 = 9,747,980, 01W −→ 9, 747MW.

Obteniendo de forma esquemática de la ecuación 2.1 la tabla 2.1. Enla que debemos notar que en el primer y segundo año no se produce a lamáxima capacidad por lo que la venta de energía es mucho menor.


Cuadro 2.1: Benecio acumulado por la venta de energía.

2.2. Rentabilidad y Vistas de Futuro

Como podemos comprobar del apartado de Estudio de Viabilidad, elVAN y el TIR de la instalación se ajustan a valores aceptables, por lo queprácticamente, si no tenemos ningún contratiempo, la rentabilidad del parqueserá buena.

Podríamos decir que el mayor inconveniente para la viabilidad de la in-stalación de un parque eólico, sería el elevado coste de instalación inicialque supone. Este coste inicial lo encontramos en la tabla 1.12 en la pági-na 10, donde recordamos que la cifra asciende casi a los 30 millones de euros,que aunque no tuviésemos en cuenta el coste de mantenimiento de las in-stalaciones durante la vida útil del parque, los benecios que se obtienen semultiplican de forma notable.

Para ello sólo nos tenemos que jar detenidamente en la tabla 2.1, yobservar como prácticamente a mediados de la vida útil del parque recuper-aríamos la inversión inicial realizada, limitándonos el resto de años a obtenerbenecios.

Aún suponiendo que incluimos los costes de mantenimiento al presupuestoinicial, frente a los benecios de casi 80 millones de euros, estos costes resul-


tan insignicantes.Este tipo de mantenimiento sería siempre de tipo preventivo, ya que si

nos encontrásemos con la ruptura de algún elemento el coste se incremen-taría bastante, además que, si se produjesen sucientes accidentes y averíascomo para que las aseguradoras entiendan que los parques eólicos son unproducto de alto riesgo, éstas tras perder mucho dinero pagando compensa-ciones se han vuelto muy severas. Los seguros obligatorios serían mucho máscaros y obligan a mayores revisiones y al reemplazo de alguna de las piezasmás susceptibles de averías, pero también más caras. Todo esto disminuye larentabilidad enormemente. En algunos casos la aseguradora podría no acep-tar cubrir los riesgos de un aerogenerador que tenga demasiados años defuncionamiento, por lo que aunque los fabricantes prometan que el molinodurará 30 años por lo menos, si no se puede tener en uso más allá del tiempoque las aseguradoras estén dispuestas a aceptar, de nada servirá esa supuestaduración.

Otro problema que nos podría surgir es la variabilidad del viento, cuandono sopla, el molino no produce electricidad. Cuando sopla con fuerza, comoen las tormentas, produce unas cantidades de energía muy superiores a lasque se pensaba en un principio. Estas potencias son tan fuertes que el molinono es capaz de aprovechar toda la energía por riesgo de sobrecalentamiento yavería por lo que tiene que desaprovechar la mayoría. Si se pudiera aprovechartoda, la rentabilidad aumentaría drásticamente.

Por lo que como en todo, no hay negocios garantizados y este es unomás de tantos. Se invierte mucho capital para recuperar la inversión y entraren benecios al cabo de unos años. Pero nadie puede asegurarte que losmolinos vayan a durar tanto tiempo, aunque sepamos de forma estadísticaque realmente duran hasta 30 años. Desde el punto de vista personal, creoque que con los datos hallados en este documento y con la mejora continuade las tecnologías, la rentabilidad de los parques eólicos y su futuro está másque garantizado.

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