PARQUE EÓLICO VIENTO DE LEMOS MONTES DE...

PARQUE EÓLICO VIENTO DE LEMOS MONTES DE ABELLA ANTEPROYECTO

VIENTO DE LEMOS (ESCAIRÓN, LUGO) Página 1

ANTEPROYECTO

PARQUE EÓLICO VIENTO DE LEMOS MONTES DE ABELLA

Emplazamiento: Láncara, Triacastela, Samos y Becerreá (Lugo)

Propietario: Soria Energía y Vida, S.L.

Domicilio: c/ el Collado 15, 4º D, 42002. Soria.

N.I.F: B-42189969

Fecha de redacción: julio de 2010

Pablo Martínez Lafuente.

Ingeniero Técnico Industrial.

Colegiado nº 42/248.



ÍNDICE

1. INFORMACIÓN GENERAL DEL PARQUE

1.1 SITUACIÓN

1.2 POTENCIA ELÉCTRICA

1.3 NÚMERO Y COLOCACIÓN DE LOS AEROGENERADORES

1.4 ÁREA DE DESARROLLO EÓLICO (ADE)

1.5 AYUNTAMIENTOS EN LOS QUE SE UBICAN LOS AEROGENERADORES

2. DESCRIPCIÓN DE LOS CRITERIOS GENERALES DE DISEÑO DEL PARQUE

2.1 DISTANCIA A LOS NÚCLEOS DE POBLACIÓN

2.2 ELEMENTOS INVENTARIADOS POR PATRIMONIO

2.3 CARRETERAS SEGÚN SU CATEGORÍA

2.4 AFECCIONES MEDIOAMBIENTALES

3. INSTALACIONES PROYECTADAS

3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS AEROGENERADORES

3.2 ACCESOS

3.3 ZANJAS

3.4 SUBESTACIÓN

3.5 EDIFICIO DE CONTROL

3.6 LÍNEA DE EVACUACIÓN

4. PLANIMETRÍA

5. PRESUPUESTO TOTAL DEL PARQUE DESGLOSADO



1. INFORMACIÓN GENERAL DEL PARQUE

1.1 SITUACIÓN

El parque eólico Viento de Lemos Serra das Penas se encuentra situado en la provincia de

Lugo. La zona de interés abarca áreas de los términos municipales de Láncara, Triacastela

Samos y Becerreá (situados en la provincia de Lugo).

A partir de mapas topográficos y de un modelo de elevación digital (DEM) se observa que

la zona de interés presenta unas características moderadamente complejas. La mayor

parte del área del proyecto se encuentra situada en diversas crestas, las cuales van

aumentando su altitud hacia la parte central de la cordillera, variando su altitud entre los

1200 m y los 670 m. Como medida complementaria, se ha estudiado las figuras de

protección ambiental que pudieran afectar el desarrollo del proyecto, llegando a la

conclusión que el emplazamiento se encuentra libre de restricciones ambientales, como

pueden ser:

Lugares de Importancia Comunitaria (LIC), incluidos en el grupo Red Natura 2000.

Zonas de Especial Protección para las Aves (ZEPA), incluidas en el grupo Red

Natura 2000.

Red Gallega de Espacios Protegidos.

Unidades Paisajísticas incluidas en el POL.

Parques Nacionales.

Reservas de la Biosfera.

Humedales españoles inscritos en la lista del Convenio RAMSAR.

Áreas Importantes para las Aves en España (IBAS).

Existen otros factores que pueden restringir la implantación de aerogeneradores dentro de

la zona de interés, los cuales fueron definidos en el Plan Eólico de Galicia y se mencionan

a continuación:

Alejamiento mínimo de 200 m de los límites de la ADE.

Evitación de afectaciones de estela a otros parques eólicos ya construidos,

tramitados y/o autorizados. Se deben respetar unas distancias mínimas respecto a



otros aerogeneradores de aproximadamente 1.250 m en dirección SO-NE, y de 750

m en dirección NO-SE.

Las coordenadas de la poligonal del parque eólico UTM HUSO 29 DATUM ED50 son las

siguientes:

POSICIÓN X (m) Y (m)

1 644.993 4.742.964

2 644.007 4.742.495

3 643.908 4.742.391

4 643.906 4.742.245

5 644.059 4.741.817

6 644.343 4.741.695

7 644.670 4.741.199

8 644.886 4.740.957

9 645.030 4.740.885

10 645.178 4.740.942

11 646.151 4.741.905

12 646.564 4.742.150

13 646.661 4.742.284

14 646.627 4.742.442

15 646.482 4.742.525

16 645.350 4.742.623

17 645.268 4.742.851

18 645.155 4.742.969

MONTES DE ABELLA

1.2 POTENCIA ELÉCTRICA

La potencia eléctrica total del parque eólico Viento de Lemos Montes de Abella es de 30

MW.

1.3 NÚMERO Y COLOCACIÓN DE LOS AEROGENERADORES

El número total de aerogeneradores que constituyen el parque eólico Viento de Lemos

Serra das Penas es 10 con una potencia de 3 MW cada uno, para completar los 30 MW

de potencia total.

Los modelos elegidos para el parque eólico Viento de Lemos Serra das Penas es el Vestas

V-112 de 3 MW. La situación de los aerogeneradores en Coordenadas UTM Huso 29

datum ED 50 es la siguiente:



Aero ID X (m) Y (m) Altura

Terreno (m)

A01 644.094 4.742.314 1.013

A02 644.218 4.741.970 1.045

A03 644.476 4.741.853 1.069

A04 644.660 4.741.589 1.084

A05 644.836 4.741.312 1.091

A06 645.039 4.741.083 1.073

A07 645.079 4.742.782 977

A08 645.204 4.742.436 950

A09 646.028 4.742.058 820

A10 646.467 4.742.326 774

FIGURA 1. COLOCACIÓN DE LOS AEROGENERADORES.



FIGURA 2. TOPOGRAFÍA EN ZONA DE ESTUDIO



1.4 ÁREA DE DESARROLLO EÓLICO (ADE)

Viento de Lemos pretende desarrollar un parque eólico que se encuentre dentro de la

ADE I-3-3 de Galicia. Los límites de dichas zonas se basan en la información publicada por

la Consellería de Economía e Industria de la Xunta de Galicia [1].

Las figura siguientes muestran el contorno del ADE estudiada así como la topografía del

entorno. Esta zona tiene unas dimensiones aproximadas de 8,9 km de suroeste a noreste

por 2,5 km de noroeste a sureste.



1.5 AYUNTAMIENTOS EN LOS QUE SE UBICAN LOS AEROGENERADORES

Aero ID Municipio

A01 Láncara

A02 Láncara

A03 Láncara

A04 Láncara

A05 Láncara

A06 Becerreá

A07 Láncara

A08 Láncara

A09 Becerreá

A10 Becerreá



2. DESCRIPCIÓN DE LOS CRITERIOS GENERALES DE DISEÑO DEL PARQUE

2.1 DISTANCIA A LOS NÚCLEOS DE POBLACIÓN

Otro factor que puede restringir la implantación de aerogeneradores es la existencia de

viviendas habitadas dentro de la zona de interés. A partir de mapas a escala 1:25.000 y

ortofotos se ha identificado la presencia de diversas edificaciones en la zona. A partir de

esta información, se ha estipulado como mínimo un área restrictiva de 500 m alrededor de

puntos representativos de las viviendas existentes.

En la siguiente figura se muestra la ubicación de las diferentes edificaciones así como de

las distintas figuras restrictivas detectadas en la zona.



2.2 ELEMENTOS INVENTARIADOS POR PATRIMONIO (LÁNCARA Y BECERREÁ)

LÁNCARA

CÓDIGO NOMBRE PARROQUIA/LUGAR TIPOLOGÍAGA27026001 Castro da Penela Vilarello, San Pedro/ Vilarello Castro

GA27026002 O Castro do Monte das Penas Vilarello, San Pedro/ Ribeira de Vilapape Castro

GA27026004 Castro de Tallón Trasliste, San Xoán/ Palacio Castro

GA27026005 Castro de Aixor Toirán, O Salvador/ Aixor Castro

GA27026006 Castro da Capela Toirán, O Salvador/ Gradín Castro

GA27026007 Castro de Airexe Toirán, O Salvador/ Airexe Castro

GA27026008 Castro da Ermida Vilaleo, Sta. María/ Castelo Castro

GA27026010 Croa do Castro de Ribeiro Muro, San Xoán/ Sambreixo Castro

GA27026011 A Croa de Trascastro Carracedo, San Vicente/ Trascastro Castro

GA27026012 Castro de Láncara Láncara, San Pedro/ Outeiro Castro

GA27026013 Castro da Eirexe Muro, San Xoán/ Montixo Castro

GA27026014 Castro de Ronfe Ronfe, San Pedro/ Ronfe Castro

GA27026015 A Croa de Ase Lama, Sta. María/ Ase Castro

GA27026016 Castro da Ermida de Campos Lama, Sta. María/ Campos Castro

GA27026017 Castro de Mourillón/ A Croa Touville, Sta. María/ Mourillón Castro

GA27026018 Castro de Armeá/ Castro de Leirado Armeá, San Pedro/ Vila de Arriba Castro

GA27026019 Castro de Suaxe Cedrón, Santiago/ Iglesia Castro

GA27026020 Castro de Saá Cedrón, Santiago/ Saá Castro

GA27026021 Castro de Santalla Lagos, Sta. Eulalia/ Lagos Castro

GA27026022 Castro de Río Río, San Martiño/ Río Castro

GA27026023 Castro de Viladiga Río, San Martiño/ Valadiga Castro

GA27026024 Castro de Vilouzán Vilouzán, San Estevo/ Cabezais Castro

GA27026025 Castro de Toldaos Toldaos, San Vicente/ Toldaos Castro

GA27026026 Castro do Mouro Toldaos, San Vicente/ Airexe Castro

GA27026027 Castro de A Poza Grande Vilarello, San Pedro/ Ribeira de Vilapape Castro

GA27026028 Castro Dairexe Neira, Sta. María/ Neira de Cabaleiros Castro

GA27026029 Castrodelo Cedrón, Santiago/ Castrodelo Castro

GA27026030 Castro de Vilaesteva Vilaesteva, Sta. Mariña/ Vilaesteva Castro

GA27026031 Castro de Armeá Darriba Armeá, San Pedro/ Armeá de Arriba Castro

GA27026032 Xacemento de O Bandón Vilaleo, Sta. María/ Vilaleo de Abaixo Outros xacementos

GA27026033 – 36, 54 Mámoas de Monte das Medorras (5 mámoas) Vilarello, San Pedro/ Veiga de Anzuelos Mámoa

GA27026037 - 41 Madorras de Montouto (5 mámoas) Vilaesteva, Sta. Mariña/ Vilaesteva Mámoa

GA27026042 - 44 Modorros do Alto da Fornela (3 mámoas) Cedrón, Santiago/ Carres Mámoa

GA27026045 Mámoa de Monte da Medorra Lagos, Sta. Eulalia/ Asfarrapada Mámoa

GA27026046 - 51 Mámoas de Monte do Alto da Meda (6 mámoas) Vilouzán, San Estevo/ Bustelo Mámoa

GA27026052 Cova de Saballeiros Vilaesteva, Sta. Mariña/ Vilaesteva Outros xacementos

GA27026053 Cova da Moura Cedrón, Santiago/ Saá Outros xacementos

X27026055 Minas de Monte Trandeira Galegos, Sta. Mariña/ Galegos Moderno

X27026056 Castro de A Carballeda Neira, Sta. María/ Neira dos Cabaleiros Castro

X27026057 Petroglifos de Pena do Oso Souto, Santiago/ Souto Petroglifos

GA27026058 A Croa / O Castro de Viance Ronfe, S. Pedro/ Viance Castro

GA27026059 A Croa Ronfe, S. Pedro/ Pousadela Castro



BECERREÁ

CÓDIGO NOMBRE PARROQUIA/LUGAR TIPOLOGÍAGA27006001 Castro de Fontes Furco, San Xoán/ Fontes Castro

GA27006002 Cova do Furco/ Cova dos Penedos Furco, San Xoán/ Furco Cova

GA27006003 O Castro de Todón de Baixo Cascallá, Sta. María/ Todón de Abaixo Castro

GA27006004 O Castro de Saá Cadoalla, San Pedro/ Saá Castro

GA27006005 O Castro de O Casar/ Os Castros Furco, San Xoán/ O Casar Castro

GA27006006 O Castro de Oselle/ A Coroa Oselle, San Cosme/ Oselle Castro

GA27006007 O Castro da Montaña da Agra Oselle, San Cosme/ Montaña da Agra Castro

GA27006008 O Castro de Vilar de Frades Oselle, San Cosme/ Vilar de Frades Castro

GA27006009 O Castro de Vilamane Vilamane, Sta. María/ Vilamane Castro

GA27006010 O Castro de Savane Savane, San Xoán/ Savane Castro

GA27006011 O Castro de Quintá Quintá, Sta. Eulalia/ Quintá Castro

GA27006012 O Castro de Castelmaría Quintá, Sta. Eulalia/ Castelmaría Castro

GA27006013 e 26 Madorras do Chao do Marco (2 mámoas) Fontarón, Sancti Spirtus/ Regosmil Mámoa

GA27006014 Castro de Cantiz Vilachá, San Pedro/ Cantiz Castro

GA27006015 O Castro de Monel Vilachá, San Pedro/ Monel Castro

GA27006016 O Castro de Vilar de Cancelada Vilachá, San Pedro/ Vilar de Cancelada Castro

GA27006017 Castro de Eixibrón/ Os Castros Tortes, San Pedro/ Eixibrón Castro

GA27006018 O Castro de Guilfrei Guilfrei, Sta. Eulalia/ Guilfrei Castro

GA27006019 e 27 Madorra de Cabeza de Río (2 mámoas) Furco, San Xoán/ San Pedro Mámoa

GA27006020 Madorra da Louseira Furco, San Xoán/ Furco Mámoa

GA27006021 O Castro de Ferreirós 1 Ferreirós de Balboa, Sta. María/ Ferreirós Castro

GA27006022 O Castro de Ferreirós 2 Ferreirós de Balboa, Sta. María/ Ferreirós Castro

GA27006023 e 28 Madorras de Os Lagorzos (2 mámoas) O Cereixal, San Xosé/ O Cereixal Mámoa

GA27006024 O Castro de Vilar de Ousón Cruzul, San Martiño/ Vilar de Ousón Castro

GA27006025 O Castro de Becerreá Becerreá/ Becerreá Castro

GA27006029 Castro de Vilouta de Abaixo Sta. Mariña de Vilouta/ Vilouta de Abaixo Castro

GA27006030 Cova de Valdavara Cruzul, san Martiño Cova

GA27006REF001* Castro do Cereixal San Xosé do Cereixal/ O Cereixal

GA27006REF002* Castro da Fonte do Lobo San Pedro de Guillén/ Fonte do Lobo

GA27006REF003* Explotación aurífera de Vilar de Frades San Cosmé de Oselle/ Vilar de Frades

GA27006REF004* Modorras do Monte de San Adrás San Adrián de Ousón/ Ousón

GA27006REF005* Explotaciones auríferas de Buirán Santa Eulalia de Quintá/ Buirán

GA27006REF006* Mámoas de Vilachá San Pedro de Vilachá/ Pumarín

GA27006REF007* Explotación aurífera de Vilachá San Pedro de Vilachá/ Vilachá

GA27006REF008* Castro de Vilaíz Santiago de Vilaíz/ Villaíz

GA27006REF009* Explotaciones auríferas de Fraián Santiago de Vilaíz/ Fraián de Arriba-Fraián de Abaixo

GA27006REF010 O Castro Vilouta/ Vilouta de Riba

GA27006TOP001 Monte da Modorra Cascallá/ Areal

GA27006TOP002 O Castro Vilaíz/ Os Casares

GA27006TOP003 O Castrillón Vilachá/ Pumarín de Riba

GA27006TOP004 O Castro da Torre Furco/ Furco

GA27006TOP005 O Castro Augueira/ Horta

2.3 CARRETERAS SEGÚN SU CATEGORÍA

CP 05-03 – Titularidad provincial

CP 62-01 – Titularidad Provincial



LU631 – Titularidad Provincial

C-535 – Titularidad Autonómica

Varias de titularidad municipal que no están nombradas



2.4 AFECCIONES MEDIOAMBIENTALES

2.4.1 IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE IMPACTOS

2.4.1.1 IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS

La previsión de los impactos generados por la construcción del parque eólico se realiza

considerando las características ambientales de su área de ubicación y las alteraciones

que producen las acciones de proyecto durante las fases de:

Fase de elaboración de proyecto: en esta fase se introducen las mejoras tecnológicas y

ambientales referidas a: diseño de los elementos, tipos de materiales, características de

funcionamiento y acabados.

Fase de construcción: Aunque se trata de una etapa reducida en el tiempo, durante ella

ocurren la mayoría de los impactos que ocasiona un parque eólico. Se ha de adaptar el

relieve a las necesidades de acceso y obra, empleando para ello diversa maquinaria (en

general maquinaria pesada). Las principales acciones del proyecto que implican un

efecto sobre el medio son:

Preparación previa del terreno: desbroce, tala o eliminación de la cubierta vegetal

y del denominado suelo vegetal.

Creación y adecuación de accesos: ejecución de pistas, desmontes, terraplenes.

Ejecución de las cimentaciones de los aerogeneradores: apertura de hueco,

armado de ferralla y hormigonado.

Creación de plataformas de montaje.

Apertura de zanjas para canalización eléctrica, tendido eléctrico y relleno de

zanjas.

Montaje de aerogeneradores y aparamenta eléctrica.

Construcción y montaje de la subestación elevadora.

Construcción y montaje de la línea de evacuación de la energía generada.

Transporte de materiales que conlleva un incremento del tráfico rodado.

Producción de residuos.

Empleo



Fase de funcionamiento del parque eólico: Se trata de la fase más extensa del proyecto,

disminuyendo la cantidad de efectos que pueden presentarse, aunque con mayor

incidencia temporal, lo cual les hace, en principio, más significativos:

Presencia del parque eólico

Movimiento de las palas de los aerogeneradores

Tendido eléctrico

Incremento del tráfico rodado

Empleo

Producción de energía eléctrica

Mantenimiento

Producción de residuos

Fase de abandono de la instalación: el promotor del parque ha elaborado un Plan de

desmantelamiento de la instalación al final de su vida útil que conlleva el

desmantelamiento de los aerogeneradores y la restauración ambiental del entorno. Los

efectos principales de las labores de restauración ambiental serán temporales y

equivalentes a los de la fase de construcción en cuanto a la presencia de maquinaria y

zona de operaciones, si bien el resultado final será positivo en cuanto a la recuperación

de la zona.

Se ha elaborado un "Listado de Impactos Ambientales" teniendo en cuenta las

características del medio, el alcance y la ocupación de las instalaciones (ya descritas en

los Apartados correspondientes), las directrices de la bibliografía existente y las

recomendaciones de los Organismos Internacionales para este tipo de actividades. Para

su definición se han aplicado los criterios de: representatividad, relevancia, exclusividad y

facilidad de identificación. Los indicadores ambientales estudiados son:

Contaminación atmosférica en forma de partículas en suspensión y perturbaciones

sonoras y electromagnéticas para los núcleos de población que puedan quedar bajo la

influencia del parque.

Alteración de la red hidrográfica superficial como interceptación de cauces, desviación

de caudales y procesos de pérdida de calidad de agua (Contaminación) que aparezcan

durante la construcción, instalación y funcionamiento del proyecto previsto.



Alteraciones estructurales del sustrato edáfico, por procesos erosivos y ocupación por las

infraestructuras viarias y el emplazamiento de los aerogeneradores e infraestructura

asociada.

Modificación de hábitats: Destrucción y fragmentación con los consiguientes efectos

barrera-presa y sus consecuencias.

Afecciones faunísticas en lo referente a especies protegidas, rutas de migración y

especies afectadas.

Afecciones florísticas: Vegetación y especies protegidas, dañadas y/o eliminadas.

Modificaciones de paisaje desde los puntos de vista estructural (variaciones de la

topografía) y estético (áreas de interés paisajístico, intervisibilidad y cuencas visuales).

Usos del suelo definidos en términos de aprovechamiento: Forestal y Agronómico.

Aspectos Demográficos y Socioeconómicos: Núcleos de población cercanos, densidad y

distribución de población, recursos turísticos, actividades económicas, cinegéticas y

explotaciones agrícolas.

Equipamientos Socio-culturales: Valores histórico-culturales.



2.4.1.2 MATRIZ DE IMPACTOS

Una vez identificadas aquellas acciones del proyecto generadoras de impactos, así como

los factores del medio susceptibles de resultar afectados, se pasa a interrelacionar estas

dos informaciones con el fin de prever las incidencias medioambientales derivadas tanto

de la ejecución del proyecto, como de su explotación y abandono.



2.4.1.3 MÉTODO DE EVALUACIÓN. CARACTERIZACIÓN DE LOS EFECTOS

La valoración cualitativa de los impactos generados se ha realizado mediante un método

matricial consistente en un cuadro de doble entrada, con una fila en la que figuran los

factores ambientales susceptibles de recibir impactos y con una columna que recoge las

acciones de proyecto susceptibles de producir impactos. Dicha matriz nos permite

identificar los tipos de impacto que cada acción de proyecto produce sobre cada uno

de los indicadores ambientales.

Se presenta entonces como necesaria la identificación de los efectos notables frente a los

que no lo son, utilizando para ello los siguientes atributos descriptivos, respondiendo a lo

establecido en el Reglamento para la ejecución del Real Decreto Legislativo 1.302/1986,

del 28 de Junio, de Evaluación de Impacto Ambiental, aprobado por Real Decreto

1.131/1988, de 30 de Septiembre:

Signo: positivo o negativo. Hace alusión al carácter beneficioso (+) o perjudicial (-) de las

distintas acciones que van a actuar sobre los diferentes factores considerados. Existe la

posibilidad de incluir, en algunos casos concretos, un tercer carácter, previsible pero difícil

de cualificar o sin estudios específicos (x), que reflejaría efectos cambiantes difíciles de

predecir.

Intensidad (IN): Este término se refiere al grado de incidencia de la acción sobre el factor,

en el ámbito específico en que actúa. El baremo de valoración está comprendido entre 1

y 12, en el que el 12 expresará la destrucción total del factor en el área en la que se

produce el efecto, y el 1 una afección mínima. Los valores comprendidos entre estos dos

términos reflejarán situaciones intermedias.

Extensión (EX): Se refiere al área de influencia teórica del impacto en relación con el

entorno del proyecto (% de área, respecto al entorno, en que se manifiesta el efecto). Si la

acción produce un efecto muy localizado, se considerará que el impacto tiene un

carácter Puntual (1). Si, por el contrario, el efecto no admite una ubicación precisa dentro

del entorno del proyecto, teniendo una influencia generalizada en todo él, el impacto

será Total (8), considerando las situaciones intermedias, según su gradación, como

impacto Parcial (2) y Extenso (4).



Momento (MO): El plazo de manifestación del impacto alude al tiempo que transcurre

entre la aparición (t0) y el comienzo del efecto (tj) sobre el factor del medio considerado.

Cuando el tiempo transcurrido sea nulo, el momento será inmediato, y si es inferior a un

año, Corto Plazo, asignándole en ambos casos un valor 4. Si es un período de tiempo que

va de 1 a 5 años, Medio Plazo (2), y si el efecto tarda en manifestarse más de cinco años,

Largo Plazo, con valor asignado 1.

Persistencia (PE): Se refiere al tiempo que, supuestamente, permanecería el efecto desde

su aparición y, a partir del cual el factor afectado retornaría a las condiciones iniciales

previas a la acción por medios naturales, o mediante la introducción de medidas

correctoras. Si la permanencia del efecto tiene lugar durante menos de un año el efecto

se considera Fugaz, asignándole un valor 1. Si dura entre 1 y 10 años, Temporal (2), y si el

efecto tiene una duración superior a los 10 años, consideramos el efecto como

Permanente, asignándole un valor 4. La persistencia es independiente de la reversibilidad,

pues los efectos fugaces y temporales son siempre reversibles o recuperables.

Reversibilidad (RV): Se refiere a la posibilidad de reconstrucción del factor afectado por el

proyecto, es decir, la posibilidad de retornar a las condiciones iniciales previas a la acción,

por medios naturales, una vez que aquella deja de actuar sobre el medio. Si es a Corto

Plazo, se le asigna un valor 1, si es a Medio Plazo, 2, y si el efecto es Irreversible, le

asignamos el valor 4. Los intervalos de tiempo que comprenden estos períodos son los

mismos asignados en el parámetro anterior).

Recuperabilidad (MC): Se refiere a la posibilidad de reconstrucción, total o parcial, del

factor afectado como consecuencia del proyecto; es decir, la posibilidad de regresar a

las condiciones iniciales previas a la actuación, por medio de la intervención humana

(introducción de medidas correctoras). Si el efecto es totalmente Recuperable, se le

asigna un valor 1 o 2 según lo sea de manera inmediata o a medio plazo; si lo es

parcialmente, el efecto es mitigable y toma un valor 4. Cuando el efecto es Irrecuperable

(alteración imposible de reparar, tanto por la acción natural, como por la humana) le

asignamos el valor 8. En el caso de ser irrecuperables, pero existe la posibilidad de

introducir medidas compensatorias, el valor adoptado será el 4.

Sinergia (SI): Este atributo contempla el reforzamiento de dos o más efectos simples. La

componente total de la manifestación de los efectos simples, provocados por acciones



que actúan simultáneamente, es superior a la qua cabría esperar de la manifestación de

efectos cuando las acciones que las provocan actúan de manera independiente no

simultánea. Cuando una acción actuando sobre un factor, no es sinérgica con otras

acciones que actúan sobre el mismo factor, el atributo toma el valor 1; si presenta un

sinergismo moderado, 2, y si es altamente sinérgico, 4.

Acumulación (AC): Este atributo da idea del incremento progresivo de la manifestación

del efecto, cuando persiste de forma continuada o reiterada la acción que lo genera.

Cuando una acción no produce efectos acumulativos, el efecto se valora como 1. Si el

efecto producido es acumulativo, el valor se incrementa hasta 4.

Efecto (EF): Este atributo se refiere a la relación causa-efecto, o sea, a la forma de

manifestación del efecto sobre un factor, como consecuencia de una acción. El efecto

puede ser directo o primario, siendo en este caso la repercusión de la acción

consecuencia directa de ésta. En el caso de que el efecto sea indirecto o secundario, su

manifestación no es consecuencia directa de la acción, sino que tiene lugar a partir de

un efecto primario, actuando éste como una acción de segundo orden.

Periodicidad (PR): La periodicidad se refiere a la regularidad de manifestación del efecto,

bien sea de manera cíclica o recurrente (efecto periódico), de forma impredecible en el

tiempo (efecto irregular), o constante en el tiempo (efecto continuo). A los efectos

continuos se les asigna un valor 4, a los periódicos 2, y a los de aparición irregular, 1.

Importancia del impacto (I): La importancia del impacto, o sea, la importancia del efecto

de una acción sobre un factor ambiental, no debe confundirse con la importancia del

factor ambiental afectado. La importancia del impacto viene representada por un

número que se deduce a partir del valor asignado a los símbolos considerados, según la

siguiente expresión: I = ± [ 3IN + 2EX + MO + PE + RV + SI + AC + EF + PR + MC ]

En el cuadro de la página siguiente, elaborado a partir de La Guía Metodológica para La

Evaluación de Impacto Ambiental de V. Conesa Fdez- Vítora se representan todos estos

atributos:



Todos estos conceptos se han utilizado con el mismo significado que recoge el RD

1302/1986 de 28 de Junio que desarrolla el Reglamento de E.I.A. La matriz de impactos se

ha realizado de acuerdo con la secuencia de actuaciones descritas en el Proyecto de

Obra y los aspectos ambientales que sufrirán cambios definidos por este tipo de

actividades.

Atendiendo a los posibles valores de todos los atributos, se puede concluir que la

importancia (I) del impacto siempre estará comprendida entre un valor mínimo de 13 y un

máximo de 100, presentando valores intermedios, entre 40 y 60, en el caso que se

presente alguna de estas circunstancias:



Intensidad total y afección mínima de los restantes símbolos.

Intensidad muy alta y afección alta o muy alta de los restantes símbolos.

Intensidad alta, efecto irrecuperable y afección muy alta de alguno de los

restantes símbolos.

Intensidad media o baja, efecto irrecuperable y afección muy alta de, al menos,

dos de los restantes símbolos.

2.4.1.4 VALORACIÓN DE LOS IMPACTOS

La valoración de los impactos puede llevarse a cabo mediante tres vías, a las cuales se

pueden añadir otras de carácter intermedio:

Simple enjuiciamiento o interpretación de los impactos identificados en los términos que

señala el Reglamento: compatible, moderado, severo o crítico, o bien según otra

terminología, siempre que sea significativa y de fácil comprensión por personas no

expertas. Este enjuiciamiento ha de ser fruto de un atento proceso de reflexión a partir del

conocimiento acumulado que comporta el trabajo realizado hasta esta fase.

Valoración cualitativa de los impactos identificados mediante alguna escala de

puntuación, la cual puede ser simple, representando el impacto por un solo valor, o bien

utilizar dos valores distintos: uno para la intensidad o grado de incidencia y otro para la

magnitud o cantidad y calidad del factor alterado.

Valoración cuantitativa: El Reglamento recomienda que se realice este tipo de valoración

siempre que sea posible. Discurre en tres fases:

Valoración en unidades distintas, heterogéneas, para cada impacto.

Transposición de esos valores a unidades homogéneas, comparables, de impacto

ambiental.

Agregación de los impactos parciales para obtener un valor total.

Para la valoración cuantitativa, en definitiva, se parte de los valores absolutos de los

impactos, que son incomparables entre sí, y, tras valorar los distintos factores por su

importancia global en el medio al que pertenecen, se ponderan los valores absolutos

obteniendo nuevos valores (relativos) que sí son comparables entre sÍ.



Para ello es atribuido a cada factor un peso o índice ponderal, expresado en unidades de

importancia (UIP), y el valor asignado a cada factor resulta de la distribución relativa de

1000 unidades asignadas al total de factores ambientales, (Medio Ambiente de Calidad

óptima), (Estevan Bolea, 1984).

Entre los diferentes tipos de valoración de impactos, se ha pensado que sería preferible

(en este caso, y por lo general también) valorar cualitativamente un impacto que

adoptar indicadores cuantificables poco representativos. La consideración de cualitativo

para un factor ambiental se debe a la carencia de conocimiento y comprensión del

mismo y, por tanto, de la unidad de medida o indicador apropiado, aceptando

únicamente expresión numérica en escalas de puntuación, pudiendo ésta ser simple,

representando el impacto por un solo valor, o bien utilizar dos valores distintos, uno para la

intensidad o grado de incidencia, y otro para la magnitud o cantidad y calidad del factor

alterado. En ambos casos resulta problemática la agregación de los impactos sobre los

distintos factores en un impacto total.

En la siguiente tabla se establece la identificación de los impactos en función de sus

valores de importancia basada en las indicaciones propuestas por V. Conesa Fdez-Vítora

(1997) de acuerdo con el Reglamento.

Un impacto irrelevante se presenta como compatible



2.4.1.5 DESCRIPCIÓN DE LOS IMPACTOS

2.4.1.5.1 Impactos provocados en la Fase de Construcción

Se indican a continuación los impactos provocados durante la fase de construcción del

parque eólico según la matriz de impactos indicada con anterioridad.

2.4.1.5.1.1 Impacto sobre la Atmósfera

Durante la fase de construcción, prevista en unos seis meses, los impactos sobre la

atmósfera serán debidos a:

Contaminación por partículas sólidas, polvo y gases, derivadas de las operaciones

de preparación previa del terreno, creación y adecuación de accesos, apertura

de huecos para cimentaciones, apertura de zanjas, montaje de aerogeneradores,

construcción y montaje de la subestación elevadora y el tráfico rodado por el

transporte de bienes y equipos, circulación de grúas y hormigoneras y transporte

de los residuos de la construcción y demolición hasta vertedero.

Contaminación sónica y emisión de ruidos, derivadas de la maquinaria usada en

las operaciones de la fase de construcción (principalmente grúas, camiones,

volquetes, excavadoras, palas cargadores, hormigoneras, martillo neumático, etc.)

Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre la atmósfera es compatible

atendiendo al grado de importancia según las definiciones indicadas en los apartados

anteriores.



2.4.1.5.1.2 Impacto sobre las aguas superficiales

Durante la fase de construcción, prevista en unos seis meses, los impactos sobre las aguas

superficiales serán debidos a:

Alteración temporal de los drenajes superficiales debido a la construcción de viales

de acceso a los aerogeneradores e implantación de infraestructuras artificiales

(aerogeneradores, subestación, etc.)

Contaminación del agua superficial (sólidos en suspensión, aumento de la turbidez,

elementos tóxicos disueltos, modificaciones del pH y presencia de hidrocarburos)

derivadas de las operaciones necesarias para la apertura de huecos de

cimentación y zanjas, creación de viales, tráfico de camiones y maquinaria

pesada, hormigonado de zapatas e implantación de infraestructuras.

Se indica la valoración de dicho impacto en función de los atributos indicados en los

apartados anteriores:

Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre las aguas superficiales es

compatible atendiendo al grado de importancia según las definiciones indicadas en los

apartados anteriores.



2.4.1.5.1.3 Impacto sobre las aguas subterráneas

No se prevé impacto sobre las aguas subterráneas ya que la permeabilidad del terreno es

baja lo que hace que no existan acuíferos subterráneos de importancia; no obstante, y

puesto que los residuos de la construcción y demolición han de ser tratados por un gestor,

es posible que en el lugar en el que el gestor los trate si existan acuíferos subterráneos,

siendo responsabilidad del gestor el no contaminar dichos acuíferos.



Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre las aguas subterráneas es



2.4.1.5.1.4 Impacto sobre la geomorfología


geomorfología serán debidos a:

Construcción de viales, apertura de huecos de cimentación, apertura de zanjas,

montaje de aerogeneradores, construcción de la subestación y construcción de la

L.A.A.T.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre la geomorfología es



2.4.1.5.1.5 Impacto sobre los suelos

Durante la fase de construcción, prevista en unos seis meses, los impactos sobre los

suelos serán debidos a:

Ocupación de suelo fértil por la construcción de viales de acceso a la posición de

los aerogeneradores, ejecución de cimentaciones para aerogeneradores y

plataformas de montaje, construcción de la subestación y cimentaciones de los

apoyos de la L.A.A.T.

Inducción de efectos edáficos negativos en los alrededores por la construcción de

viales, apertura de huecos de cimentación y desmonte del terreno que ocupará la

subestación.

Cambios en la morfología del terreno, alteración de las redes de drenaje y

modificación de la escorrentía superficial provocada en mayor medida por la

construcción de viales.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre el suelo es moderado


anteriores.

2.4.1.5.1.6 Impacto sobre el clima

El impacto sobre el clima es nulo

2.4.1.5.1.7 Impacto sobre el paisaje

Durante la fase de construcción, prevista en unos seis meses, los impactos sobre el paisaje

serán debidos a:

Perturbación del carácter global del paisaje por modificación de la morfología y el

relieve debido a la construcción de viales, y en mayor medida, por la implantación

de los aerogeneradores, ya que se trata de elementos de gran altura (en este

caso 119 m de altura de buje) y envergadura extraños al medio natural.

Por otro lado, la L.A.A.T. asociada al parque, también produce un impacto sobre el

paisaje, de menor intensidad que los aerogenadores pero de mayor influencia

espacial.

La modificación del grado de vegetación provoca una discontinuidad en el

paisaje.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre el paisaje es moderado


anteriores.

2.4.1.5.1.8 Impacto sobre la flora y la vegetación


vegetación serán debidos a:

Eliminación o reducción de la cubierta vegetal durante las fases de desbroce,

construcción de viales, construcción de la subestación y apertura de huecos para

cimentaciones.

Modificación del grado de erosión de los terrenos.

Alteración de los suelos que provoca una disminución del grado de regeneración

vegetal de los mismos.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre la flora y la vegetación es

moderado atendiendo al grado de importancia según las definiciones indicadas en los


2.4.1.5.1.9 Impacto sobre la fauna

Durante la fase de construcción, prevista en unos seis meses, los impactos sobre la fauna

serán debidos a:

Eliminación o alteración de hábitats vegetales terrestres para la fauna, así como

desplazamientos o concentración de poblaciones de individuos motivados por la

construcción de viales y ejecución de huecos.

Cambios en las pautas de comportamiento de la fauna por perturbaciones

causadas por el tráfico de volquetes, hormigoneras y maquinaria pesada (ruidos,

polvo, etc.)

Aumento del grado de mortandad de algunas especies por atropellos debidos al

aumento del tráfico rodado.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre la fauna es moderado


anteriores.

2.4.1.5.1.10 Impacto sobre los ecosistemas

Durante la fase de construcción, prevista en unos seis meses, los impactos sobre la fauna

serán debidos a:

Modificación de los ecosistemas por impactos sobre la flora y la vegetación unidos

a los impactos sobre la fauna.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre los ecosistemas moderado


anteriores.

2.4.1.5.1.11 Impacto sobre lugares protegidos

El impacto sobre lugares protegidos (LIC, ZEPA, Natura 2000, etc.) es nulo.

2.4.1.5.1.12 Impacto sobre las relaciones culturales

Durante la fase de construcción, prevista en unos seis meses, los impactos sobre las

relaciones socio-culturales son debidos a:

Aumento de la densidad del tráfico rodado que puede perturbar en determinados

momentos la movilidad de los vecinos de las poblaciones por las que discurra el

transporte especial.

Degradación del firme de carreteras y caminos.

Modificación del paisaje cercano.

Ocupación de terrenos.

Molestias generadas por ruidos, polvo y suciedad.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre las relaciones culturales es



2.4.1.5.1.13 Impacto sobre el patrimonio histórico artístico

Aunque la influencia del parque eólico sobre el patrimonio histórico artístico habrá de ser

analizado en el correspondiente Estudio del Patrimonio, se indican a continuación los

principales impactos que a juicio del autor se presentan en la fase de construcción:

Aunque ningún bien patrimonial sufre daños durante la construcción del parque si

existe un impacto visual sobre los localizados en la cuenca visual del parque. No

obstante, el impacto es de naturaleza reversible, ya que una vez desmantelado el

parque, se vuelve a las condiciones iniciales.





Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre los bienes patrimoniales es



2.4.1.5.1.14 Impacto sobre la demografía

El impacto sobre la demografía es positivo ya que se crean puestos de trabajo que

ayudan a fijar población joven en una zona especialmente castigada por la emigración

de gente joven hacia lugares con oportunidades laborales mayores.

2.4.1.5.1.15 Impacto sobre la socio economía

El impacto socioeconómico es positivo ya que se crean puestos de trabajo durante la

construcción y se favorecen las relaciones económicas existentes en la zona.

Además, las nuevas infraestructuras y equipamiento introducido favorecen las actividades

recreativas de los habitantes próximos al parque (pistas por las que pasear o andar en

bicicleta, mejora de accesos, etc.)



2.4.1.5.2 Impactos provocados en la Fase de Explotación

Se indican a continuación los impactos provocados durante la fase de explotación del

parque eólico según la matriz de impactos indicada con anterioridad.

2.4.1.5.2.1 Impacto sobre la Atmósfera

El funcionamiento de los aerogeneradores no produce contaminación atmosférica en

cuanto a la emisión de sustancias que alteren la calidad del aire. Con esta instalación se

prevé un ahorro de 59.584 barriles de petróleo con el consiguiente ahorro de 246 Tm de

dióxido de azufre (SO2), 180 Tm de óxidos de nitrógeno (NOx), 39805 Tm de dióxido de

carbono (CO2) y 2.150 Tm de partículas.

Sin embargo, pueden generar contaminación atmosférica mediante formas de energía

que potencialmente producirán riesgo o molestia a las personas, ecosistemas o bienes

naturales, como las perturbaciones sonoras y las ondas electromagnéticas.

El ruido generado por el funcionamiento de las futuras instalaciones tiene origen múltiple,

ya que las diferentes partes en movimiento y la vibración son fuentes de radiación sonora.

La fuente de emisión de ruidos reside principalmente en la rotación de las palas, el

funcionamiento del generador y el sistema de transmisión, sin olvidar que en cualquier

caso resulta variable según la velocidad del viento.

Valoración del impacto por la generación de ruido:



Valoración del impacto por la reducción de emisiones:

VALORACIÓN

NATURALEZA Impacto pos i tivo +

EXTENSIÓN (EX) Tota l 8

PERISTENCIA (PE) Permanente 4

SINERGIA (SI) Sinérgico 2

EFECTO (EF) Directo 4

RECUPERABILIDAD (MC) Inmediata 1

INTENSIDAD (IN) Alta 4

MOMENTO (MO) Inmediato 4

REVERSIBILIDAD (RV)

ACUMULACIÓN (AC) Acumulatico 4

PERIORICIDAD (PR) Continuo 4

IMPORTANCIA 51

TIPO DE IMPACTO

ATRIBUTO

CRÍTICO

Realizando la comparación entre ambos resultados se obtiene que el parque eólico

durante la fase de operación genera un impacto positivo sobre el medio ambiente.

2.4.1.5.2.2 Impacto sobre el paisaje

Durante la fase de explotación del parque, los impactos sobre el paisaje serán debidos a:

Perturbación del carácter global del paisaje presencia de estructuras extrañas

(aerogeneradores)



Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre el paisaje es moderado


anteriores

2.4.1.5.2.3 Impacto sobre la fauna

Durante la fase de explotación del parque, los impactos sobre la fauna serán debidos a:

Choque de aves con las palas de los aerogeneradores en movimiento o en la

operación de arranque.

Electrocución de aves o choques de estas con la L.A.A.T.



Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre la fauna es moderado


anteriores.

2.4.1.5.2.4 Impacto sobre el patrimonio histórico artístico

Aunque la influencia del parque eólico sobre el patrimonio histórico artístico habrá de ser

analizado en el correspondiente Estudio del Patrimonio, se indican a continuación los

principales impactos que a juicio del autor se presentan en la fase de explotación:



Impacto visual sobre los localizados en la cuenca visual del parque. No obstante,

el impacto es de naturaleza reversible, ya que una vez desmantelado el parque,

se vuelve a las condiciones iníciales.



Como se ha indicado en la tabla anterior, el impacto sobre los bienes patrimoniales es



2.4.1.5.2.5 Impacto sobre la demografía

El impacto sobre la demografía es positivo ya que se crean puestos de trabajo para

operaciones de mantenimiento del parque eólico que ayudan a fijar población joven en

una zona especialmente castigada por la emigración de gente joven hacia lugares con

oportunidades laborales mayores.

2.4.1.5.2.6 Impacto sobre la socio economía

El impacto socioeconómico es positivo ya que se crean puestos de trabajo durante la

fase de explotación y se favorecen las relaciones económicas existentes en la zona.



2.4.1.5.1 Impactos en la Fase de Desmantelamiento y abandono de la actividad

El parque eólico es un tipo de instalación que no presenta grandes problemas

ambientales, por lo que parece tener unas perspectivas muy favorables que se traducirán

en una extensión de su uso en las próximas décadas.

De todas formas, la vida media del parque estará en función de la vida media de los

aerogeneradores (20 - 25 años), de los avances tecnológicos, de la demanda energética

y, sobre todo, de la disponibilidad del recurso, aunque esta última no se modifique

sustancialmente en el tiempo. Aún así la variabilidad del viento es muy grande y la

posibilidad de almacenamiento de la energía producida es nula, por lo que cuando se

exigen coberturas energéticas horarias disminuye mucho la efectividad del sistema y

podemos considerar que en la actualidad se trata de un abastecimiento energético

complementario.

En caso de abandono de la actividad se recomienda recuperar el área afectada,

suprimiendo los cerramientos, aerogeneradores y la mayor parte del equipamiento. El

cableado enterrado en zanjas puede dejarse debidamente inutilizado, así como los viales

de acceso. Las únicas instalaciones constructivas que tendrán que permanecer serán las

bases de cimentación de los aerogeneradores, los viales internos y las zanjas.

Los efectos sobre el medio ambiente en la fase de desmantelamiento son similares a los

de la fase de construcción en cuanto a generación de ruidos, tráfico, etc.

Sin embargo, la restauración de los terrenos tiene un efecto ambiental positivo ya que se

pueden recuperar los ecosistemas existentes con anterioridad al parque eólico y se

revierte el impacto visual.



2.4.2 MEDIDAS PROTECTORAS, CORRECTORAS Y COMPENSATORIAS

2.4.2.1 MEDIDAS PROTECTORAS

2.4.2.1.1 Medidas tendentes a evitar la emisión excesiva de polvo y gases

Riego periódico de pistas con agua para estabilización del polvo.

Retirada de las pistas y accesos del material formado por acumulación de polvo.

Limitación de la velocidad de circulación de la maquinaria y minimización del

número de cruces de pistas.

Revegetación de las áreas adyacentes a las pistas y de los terrenos restituidos.

Limitación de los cruces de pistas, para evitar la acumulación y la excesiva

exposición de estas zonas.

Realización del mantenimiento preventivo de los equipos y maquinaria

2.4.2.1.2 Medidas encaminadas a minimizar el ruido y vibraciones

Uso de máquinas con cabina insonorizada, silenciosos para los tubos de escape y

recubrimientos de goma en la caja de los volquetes.

Uso de equipos accionados eléctricamente, en aquellos casos en los que sea

posible técnica y económicamente.

Mantenimiento regular de la maquinaria para evitar en la medida de lo posible el

ruido generado por los aerogeneradores en funcionamiento.

2.4.2.1.3 Medidas tendentes a evitar la pérdida de calidad hídrica

El mantenimiento de todo el equipamiento y maquinaria se realizará fuera del

ámbito de la actuación.

Los residuos sólidos asimilables a urbanos, se gestionarán a través de un gestor

autorizado. Los residuos peligrosos serán recogidos y almacenados en

contenedores habilitados al efecto y entregados a gestores autorizados

cumplimentando la documentación establecida en la legislación vigente.

Se creará un perímetro de protección para evitar la alteración de las lagunas y

charcas temporales cercanas a las proximidades de los aerogeneradores y/o de

infraestructuras de pistas y canalizaciones eléctricas.



2.4.2.1.5 Medidas tendentes a evitar la pérdida de suelo

La tierra vegetal que se recupere se acopiará en su totalidad al inicio de la

actividad, ripándose y recogiéndose selectivamente el horizonte superior de la

zona que vaya a ser objeto de la actuación.

La empresa Promotora realizará un Proyecto de Restauración para evitar la

pérdida de suelo, favorecer la integración paisajística y recuperar el estado natural

de la vegetación de la zona en el mayor grado posible.

2.4.2.1.6 Medidas tendentes a evitar el impacto sobre la flora

Se identificarán y señalizarán aquellas poblaciones o ejemplares de flora

catalogada presentes en el área de actuación, a fin de evitar su afección.

Reservar la capa de tierra vegetal existente en el área de explotación

Evitar el exceso de polvo que pueda dañar a la vegetación del entorno y causar

impactos sobre la vegetación y molestias a la comunidad faunística del entorno.

Evitar que las aguas de escorrentía con partículas sólidas y otros contaminantes

lleguen a la cuenca hidrográfica.

2.4.2.1.7 Medidas tendentes a minimizar el impacto sobre la población y usos del suelo

Eliminación de las instalaciones provisionales en fase de obras

Señalización del área afectada con carteles indicadores de peligro.

Realización del mantenimiento preventivo de los equipos

Limitar la velocidad de circulación de los vehículos por las carreteras interiores,

Los niveles de emisión de ruido derivados del régimen de funcionamiento continuo

de la actividad se limitarán de manera que los niveles de inmisión en el exterior de

las viviendas próximas sean inferiores a 55 dBA.

2.4.2.1.8 Medidas tendentes a minimizar el impacto sobre el patrimonio histórico

Demarcación física y balizamiento de las estructuras arqueológicas

Revisión de los replanteos de obra sobre el terreno con los responsables de la

misma

Seguimiento arqueológico periódico de los movimientos de tierras con especial

atención a las zonas más próximas a los bienes arqueológicos.



2.4.2.2 MEDIDAS CORRECTORAS

2.4.2.2.1Impacto sobre la fauna

Como parte del plan de seguimiento ambiental se realizará un estudio de afección

de las instalaciones sobre la fauna por colisión.

En el caso de que este seguimiento revele una incidencia notable sobre la

avifauna y/o quiróptero fauna se realizará un seguimiento específico de la fauna

afectada (usos del territorio, especies afectadas, migraciones, etc.) para tratar de

establecer las causas de la misma y descartar que se trate de una circunstancia

puntual para, una vez determinada la causa, establecer las medidas correctoras

necesarias.

2.4.2.2.2 Impacto sobre la vegetación

El Promotor dispondrá de un Proyecto de Restauración que incluya las operaciones

de restauración topográfica y vegetal a realizar, incluyendo el tratamiento de

zonas con dificultad de implantación de especies vegetales, la elección de las

especies a utilizar en revegetación, las fórmulas de hidrosiembra a utilizar según la

zona de actuación, etc.

2.4.2.2.3 Impacto sobre la morfología y el paisaje

Se procurará remodelar la topografía alterada por las labores de construcción,

para lo que se utilizarán los estériles procedentes de aquélla.

Los taludes finales no serán refinados totalmente, ya que la superficie rugosa

favorece la infiltración del agua y disminuye la velocidad de arrastre de la

escorrentía superficial.

Utilización de materiales propios del lugar en obras de construcción y/o

acondicionamiento del área afectada.

Revegetación general de las áreas afectadas con especies autóctonas,

adoptando un esquema de plantación que integre la zona afectada por la

explotación en el entorno paisajístico circundante.

Los aerogeneradores se pintarán de color neutro, dentro de la gama comprendida

entre el blanco y el gris. En su entorno deberá evitarse la utilización de alumbrado.



2.4.2.2.4 Impacto sobre el patrimonio cultural

Restauración del borde exterior de los viales, cubriéndolo de tierra vegetal y

creando un pequeño caballón de 50 cm de altura, en los lugares en los que sea

preciso, que oculte a la vista el camino desde la posición de los túmulos y

estructuras prehistóricas inmediatas

Se propone la creación de una plantación anárquica, con especies presentes en

la zona, en el borde de la terraza sobre la que discurre el vial, de manera que no

produzcan una imagen artificial y que contribuyan a disimular el camino de

acceso al parque.

También para minimizar el impacto visual, se “teñirá” la zahorra, habitualmente de

color claro, de la capa de rodadura del camino de acceso al parque con tierra

vegetal, de modo que se haga menos visible. Como es previsible, la lenta

eliminación de la tierra vegetal por las lluvias, esta se repondrá periódicamente,

quedando esta actuación enmarcada en el programa de mantenimiento del

parque eólico.

2.4.2.3 MEDIDAS COMPENSATORIAS

Se proponen tres medidas compensatorias destinadas a subsanar las pérdidas de valor de

la naturalidad del entorno:

La creación de un mirador y/o área recreativa en las proximidades del parque,

aprovechando las vistas desde la zona

La plantación de nuevos ejemplares arbóreos (quercus, acebos, etc.) a razón de 3

por cada ejemplar eliminado por la obras.

Conservación de los viales y señalización de los mismos con el fin de crear rutas de

senderismo, rutas a caballo o de bicicleta de montaña.



2.4.3 PLAN DE SEGUIMIENTO Y VIGILANCIA AMBIENTAL

2.4.3.1 INDICADORES AMBIENTALES

El Plan de Seguimiento y Vigilancia Ambiental tiene como función básica establecer el

sistema que garantice el cumplimiento de las prescripciones técnicas de proyecto y las

indicaciones y medidas correctoras contenidas en el Estudio de Impacto Ambiental. Su

realización permitirá conocer la cuantía de algunos impactos difíciles de predecir y

articular medidas correctoras, en el caso de que las aplicadas no sean suficientes.

Para realizar el seguimiento y la vigilancia ambiental se han seleccionado los sistemas

naturales afectados, identificando aquellos factores ambientales medibles y

representativos de las alteraciones del entorno. Los indicadores ambientales afectados

que serán los parámetros que han de ser sucesivamente medidos para evaluar la

magnitud de los impactos son:

Nivel de ruidos

Inestabilidad de taludes

Aparición de fisuras

Cambios introducidos por las nuevas vías de acceso

Cambios en los suelos y en la vegetación

Alteraciones de las redes hidrográficas y de drenaje

Comunidades vegetales

Zonas de invernada de algunas aves

Alteraciones paisajísticas y/o visuales

2.4.3.2 TAREAS A REALIZAR DENTRO DEL PROGRAMA DE VIGILANCIA AMBIENTAL

Las tareas a realizar dentro del Programa de Vigilancia Ambiental (PVA) en la fase de

construcción y explotación (durante los 2 primeros años de funcionamiento del Parque)

son:

Seguimiento de superficie total afectada, superficie total restaurada tras la fase de

construcción, superficie pendiente de restaurar hasta la fase de

desmantelamiento, técnicas de restauración aplicadas, y cumplimiento del

calendario de restauración.

Mediciones de los niveles sonoros en los puntos más desfavorables. Se llevarán a

efecto con carácter previo al inicio de las obras, en la fase de obra (1 medida) y



en la fase de explotación (medidas mensuales durante los 6 primeros meses de

funcionamiento del Parque y posteriormente semestralmente),

Seguimiento de la zonas de protección de la biodiversidad establecidas para la

conservación de la flora protegida

Durante el período de construcción, y en la fase de explotación del Parque eólico,

con carácter estacional el promotor deberá realizar un seguimiento de las

especies silvestres que transiten por su área de influencia, o en el entorno de las

instalaciones eléctricas de evacuación, con especial atención a especies incluidas

en los catálogos de especies amenazadas con presencia en la zona.

Seguimiento quincenal de la posible afección del Parque por colisión sobre las

aves y quirópteros.

Comprobación del estado de conservación de charcas y zonas húmedas del

entorno del Parque.

Con carácter semestral durante los 2 primeros años de explotación del Parque (primavera

y otoño) se presentará un informe que contenga lo realizado dentro del Programa de

Vigilancia Ambiental (PVA).

Este Programa de Vigilancia Ambiental se complementará con el establecido en el

Estudio de Impacto sobre el Patrimonio Cultural.



3. INSTALACIONES PROYECTADAS

3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS AEROGENERADORES

La estimación de producción se ha realizado para el modelo de aerogenerador Vestas

V112 de 3MW de potencia unitaria, una máquina con un diámetro de rotor de 112 m (IEC

Clase IIa) y una altura de buje de 119 m.

La tabla adjunta muestra los valores de las curvas de potencia correspondientes a las

distintas densidades así como el coeficiente de empuje (coeficiente Ct) para el modelo

de aerogenerador considerado. Dichos valores han sido aportados por el fabricante del

aerogenerador.



3.2 ACCESOS

En los accesos al P.E. Viento de Lemos Monte de Abella se intentarán utilizar los caminos o

pistas forestales ya existentes hasta donde sea posible.

Para las pistas de nueva construcción se proyectará una anchura mínima del vial de 10

metros y una pendiente, asumible por el transporte, máxima del 9%.

En lo referente al P.E. Viento de Lemos Montes de Abella los accesos propuestos al P.E

serían 3:

Acceso 1: Partiría de la CP 62-01 a la altura del paraje conocido como Albela con

dirección al Alto das Valiña por el vial existente hacia la zona donde se ubicarán los

aerogeneradores, la subestación y el centro de control. La entrada se situaría a la altura

del aerogenerador A06.

Desde esta pista existente se trazarían pistas de nueva construcción hacia los

aerogeneradores A06, A05 y A04 Y A03 así como pistas de interconexión entre los

aerogeneradores A03 y A01, pasando por A03. Los aerogeneradores A03 y A04 se unirían

a su vez con la subestación y el centro de control.

Acceso 2: Partiría de la C 535 a la altura del Km 13 a la altura de la localidad de

Vilaesteve a través del camino que parte dirección sur hacia el Monte Comisario donde

se ubicarán otros 2 aerogeneradores. Llegando hasta los aerogeneradores A07 y A08.

Acceso 3: Partiría de la CP 62-01 a la altura de Santa Olaia a través del camino que parte

hacia el paraje de O Castro donde se ubicarán otros 2 aerogeneradores. Llegando a

partir de una nueva pista hasta el aerogenerador A09 que uniríamos con el A10.

Notar que el rotor de los aerogeneradores deberá estar alejado un mínimo de 20 metros

de las pistas o caminos existentes



3.3 ZANJAS Y LÍNEAS DE MT

El sistema de interconexión en media tensión es el que permite la evacuación de la

energía generada en los aerogeneradores hasta la subestación 132/20 kV del parque

eólico.

Este sistema estará compuesto por los siguientes elementos:

Cableado de media tensión

Celdas de media tensión

3.3.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

3.3.1.1 ZANJAS

Los cables aislados subterráneos de Media Tensión se canalizarán de las siguientes formas:

Entubados en zanja.

Directamente enterrados en zanja.

3.3.1.1.1 Cables entubados en zanja

En este tipo de canalización, el cable irá en tubos de plástico de color rojo de 6 metros de

longitud y 160 mm de diámetro. Dicho tubo irá siempre acompañado de un tubo de

plástico verde de 110 mm de diámetro, en los que se dejará una guía para la posterior

canalización de los cables de telecomunicación y/o fibra óptica.

Los tubos irán alojados en general en zanjas de 110 cm de profundidad, de forma que en

todo momento la profundidad mínima de la terna más próxima a la superficie del suelo

sea de 100 cm.

Las mencionadas dimensiones de zanjas se modificarán, en caso necesario, cuando se

encuentren otros servicios en la vía pública.

Los tubos se situarán sobre un lecho de arena de 5 cm de espesor. A continuación se

realizará el compactado mecánico, empleándose el tipo de tierra y las tongadas

adecuadas para conseguir un próctor del 95%, teniendo en cuenta que los tubos de



comunicaciones irán situados por encima de los de energía. A unos 15 cm del pavimento,

como mínimo y a 30 cm como máximo, quedando como mínimo a 10 cm por encima de

los cables, se situará la cinta de señalización.

En los cruzamientos de calzadas los tubos irán hormigonados en todo su recorrido.

3.3.1.1.2 Cables directamente enterrados en zanja

Debajo de la terna irá una capa de unos 10 cm de arena fina sobre la que se situarán los

cables; por encima irá otra capa de arena fina de unos 20 cm de espesor, sobre ella se

colocarán los tubos de comunicaciones de manera que 10 cm como mínimo por encima

de la terna esté situada la placa protectora de cables de PVC a lo largo de todo su

recorrido.

A continuación se rellenará toda la zanja de la misma forma que en el caso anterior, es

decir, con el tipo de tierra y las tongadas adecuadas para conseguir un próctor del 95%. A

unos 15 cm del mismo, como mínimo y a 30 cm como máximo, quedando como mínimo a

10 cm por encima de los cables se situará la cinta de señalización.

3.3.1.1.3 Dimensionado

El trazado de las líneas se realizará de acuerdo con las siguientes consideraciones:

La longitud de la canalización será lo más corta posible.

El radio interior de curvatura, después de colocado el cable, será, como mínimo,

de 10 (D+d), siendo D el diámetro exterior del cable y d el diámetro del conductor.

Los cruces de calzadas deberán ser perpendiculares a sus ejes, salvo casos

especiales, debiendo realizarse en posición horizontal y en línea recta.

Las distancias a fachadas estarán, siempre que sea posible, de acuerdo con lo

especificado por los reglamentos y ordenanzas municipales correspondientes.

3.3.1.1.4 Cintas de señalización de peligro

Como aviso y para evitar el posible deterioro que se pueda ocasionar al realizar las

excavaciones en las proximidades de la canalización debe señalizarse por una cinta de

atención a 10 cm como mínimo sobre los cables, a una profundidad mínima de 15 cm y

una profundidad máxima de 30 cm.



3.3.1.2 PARALELISMOS

Baja Tensión

Los cables de Alta Tensión se podrán colocar paralelos a cables de Baja Tensión, siempre

que entre ellos haya una distancia no inferior a 25 cm. Cuando no sea posible conseguir

esta distancia, se instalará uno de ellos bajo tubo.

Alta Tensión

En el caso de paralelismos de cables de media tensión entre sí, se mantendrá una

distancia mínima de 25 cm. Si no se pudiera conseguir esta distancia, se colocará una de

ellas bajo tubo.

Cables de telecomunicación

Los cables de alta tensión directamente enterrados, deberán estar separados de los de

telecomunicación una distancia mínima horizontal de 20 cm, en el caso en que los cables

de telecomunicación vayan también enterrados directamente. Cuando esta distancia no

pueda alcanzarse, deberá instalarse la línea de alta tensión en el interior de tubos con

una resistencia mecánica apropiada.

En todo caso, en paralelismos con cables telefónicos, deberá tenerse en cuenta lo

especificado por el correspondiente acuerdo con las compañías de telecomunicaciones.

En el caso de un paralelismo de longitud superior a 500 m, bien los cables de

telecomunicación o los de media tensión, deberán llevar pantalla electromagnética.

Agua, vapor, etc...

Los cables de Alta Tensión se instalarán separados de las conducciones de otros servicios

(agua, vapor, etc) a una distancia no inferior a 20 cm. Si por motivos especiales no se

pudiera conseguir esta distancia, los cables se instalarán dentro de tubos.

Gas

La distancia entre los cables de energía y las conducciones de gas será como mínimo de

50 cm. Además, para el caso de las canalizaciones de gas, se asegurará la ventilación de



los conductos, galerías y registros de los cables para evitar la posibilidad de acumulación

de gases en ellos. No se colocará el cable eléctrico paralelamente sobre la proyección

del conducto de gas, debiendo pasar dicho cable por debajo de la toma de gas. Si no

fuera posible conseguir la separación de 50 cm, se instalarán los cables dentro de tubos.

Alcantarillado

En los paralelismos de los cables con conducciones de alcantarillado, habrá una distancia

mínima de 50 cm, debiéndose proteger apropiadamente los cables cuando no pueda

conseguirse esa distancia.

Depósitos de carburante

Entre los cables eléctricos y los depósitos de carburante, habrá una distancia mínima de

1,20 m, debiendo, además, protegerse apropiadamente el cable eléctrico.

"Fundaciones" de otros servicios

Cuando próximamente a una canalización existan soportes de líneas aéreas de transporte

público, telecomunicación, alumbrado público, etc. el cable se instalará a una distancia

de 50 cm como mínimo de los bordes externos de los soportes o de las fundaciones. Esta

distancia será de 150 cm en el caso en el que el soporte esté sometido a un esfuerzo de

vuelco permanente hacia la zanja. Cuando esta precaución no se pueda tomar, se

empleará una protección mecánica resistente a lo largo del soporte y de su fundación

prolongando una longitud de 50 cm a ambos lados de los bordes extremos de la misma.

3.3.1.3 CRUZAMIENTOS CON VÍAS DE COMUNICACIÓN

Vías públicas

En los cruzamientos con calles y carreteras los cables deberán ir entubados a una

profundidad mínima de 100 cm. Los tubos o conductos serán resistentes, duraderos,

estarán hormigonados en todo su recorrido y tendrán un diámetro de 160 mm que

permita deslizar los cables por su interior fácilmente. En todo caso deberá tenerse en

cuenta lo especificado por las normas y ordenanzas vigentes, que correspondan.



Ferrocarriles

Los cruzamientos con ferrocarriles se realizarán en conductos o tubos, en todos los casos

en que sea posible, perpendiculares a la vía y a una profundidad de 1,30 m como mínimo.

Esta profundidad debe considerarse con respecto a la cara inferior de las traviesas. Se

recomienda efectuar el cruzamiento por los lugares de menor anchura de la zona del

ferrocarril. En todo caso, deberá tenerse en cuenta lo especificado por la correspondiente

autorización de RENFE.

3.3.1.4 CRUZAMIENTOS CON OTROS SERVICIOS

Baja Tensión

En los cruzamientos de los cables de Alta Tensión con otros de Baja Tensión, existirá una

distancia entre ellos de 25 cm como mínimo. En caso de que no pudiese conseguirse esta

distancia se separarán los cables de Baja Tensión de los de Alta Tensión por medio de

tubos.

Alta Tensión

En los cruzamientos con otras líneas de Alta Tensión, la distancia mínima a respetar será de

25 cm. Si no fuese posible conseguir esta distancia, se colocará una de las líneas bajo

tubo.

Con cables de telecomunicación

En los cruzamientos con cables de telecomunicación, los cables de energía eléctrica, se

colocarán en tubos o conductos de resistencia mecánica apropiada, a una distancia

mínima de la canalización de telecomunicación de 20 cm. En todo caso, cuando el

cruzamiento sea con cables telefónicos deberá tenerse en cuenta lo especificado por el

correspondiente acuerdo con la empresa de telecomunicación.

Agua, vapor, etc...

En los cruzamientos de una canalización con conducciones de otros servicios (agua,

vapor, etc) se guardará una distancia mínima de 20 cm.



Gas

No se realizará el cruce del cable eléctrico sobre la proyección vertical de las juntas de la

canalización de gas.

La distancia a respetar en el caso de cruce con una canalización de gas es de 20 cm.

Alcantarillado

En los cruzamientos de cables eléctricos con conducciones de alcantarillado deberá

evitarse el ataque de la bóveda de la conducción. Debiéndose mantener en todo caso

la distancia mínima de 50 cm.

Depósitos de carburantes

Se evitarán los cruzamientos de cables eléctricos sobre depósitos de carburantes los

cables de energía eléctrica deberán bordear el depósito adecuadamente protegidos y

quedar a una distancia mínima de 1,20 m del mismo.

3.3.1.5 CONDUCTORES

La tensión nominal de los cables será 12/20 kV. Los conductores utilizados serán unipolares,

debidamente protegidos contra la corrosión que pueda provocar el terreno donde se

instalen y tendrán resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos a que

pueden estar sometidos.

Los conductores serán de triple extrusión de cable recocido clase 2 o de aluminio clase 2.

El aislamiento será de polietileno reticulado (XLPE). La pantalla será de hilos de cobre y la

cubierta de poliolefina (Z1).

Los empalmes y conexiones de los conductores subterráneos se efectuarán siguiendo

métodos o sistemas que garanticen una perfecta continuidad del conductor y de su

aislamiento.

Es recomendable la puesta a tierra de la pantalla del conductor en los empalmes además

de los extremos de la línea, con el fin de disminuir la resistencia global a tierra, no

debiendo ésta superar los 20 ohm.



Las características principales de los conductores se indican en la siguiente tabla:

RHZ1/H16 12/20 kV

Material conductor Aluminio

Sección mm2 240

Exterior aprox. mm 37

Radio mínimo curvatura

instalación mm

1185

Radio mínimo curvatura final

mm

593

Temp. C Máx. Normal/CC

máx.5 seg

90/250

Nivel aislamiento impulsos kV 125

Resistencia máx. a 20 C /km 0,125

Capacidad F/km 0,310

Coeficiente autoinducción m

H/km

0,318

Reactancia inductiva /km 0,104

Peso aprox. kg/km 1540

3.3.1.6 EMPALMES Y TERMINALES

En los puntos de unión de los distintos tramos de tendido se utilizarán empalmes

adecuados a las características de los conductores a unir. Estos empalmes podrán ser

enfilables, retráctiles en frío o con relleno de resina. Los empalmes no deberán disminuir en

ningún caso las características eléctricas y mecánicas del cable empalmado debiendo

cumplir las siguientes condiciones:

La conductividad de los cables empalmados no puede ser inferior a la de un sólo

conductor sin empalmes de la misma longitud.

El aislamiento del empalme ha de ser tan efectivo como el aislamiento propio de los

conductores.El empalme debe estar protegido para evitar el deterioro mecánico y la

entrada de humedad.



El empalme debe resistir los esfuerzos electrodinámicos en caso de cortocircuito, así como

el efecto térmico de la corriente, tanto en régimen normal como en caso de sobrecargas

y cortocircuitos.

Las piezas de empalme y terminales serán de compresión. Los terminales serán de tipo

enchufables y apantallados.

3.3.1.7 CELDAS DE MEDIA TENSIÓN

Los dos tipos de celdas a utilizar serán las de línea y las de protección, cuyas funciones son

las siguientes:

Celdas de línea: Son las que se utilizan para las operaciones de maniobra en alta

tensión, conectadas a los conductores de entrada o salida que constituyen el

circuito de interconexión.

Celdas de transformador: Son las que se utilizan para las funciones de maniobra y

protección de los transformadores conectados a los aerogeneradores.

Ambos tipos corresponderán a celdas compactas prefabricadas bajo envolvente

metálica con corte en atmósfera de SF6, de acuerdo a la RU 6407 B.

Las características principales de las celdas son:

Intensidad nominal (A) 1600

Onda de choque (kV)

Entre fases y tierra

Distancia de seccionamiento

125

145

Frecuencia industrial 1 min (kV)

Entre fases y tierra

Distancia de seccionamiento

50

60

Intensidad nominal de corte de cortocircuito (kA) 25

Intensidad nominal de cierre de cortocircuito (cresta) (kA) 63

Intensidad nominal de corta duración (1/3 s) (kA) 25

Resistencia frente a arcos internos (1 s) (kA) 25

Grado de protección IP3X

Dentro de cada cabina, los elementos principales del circuito de media tensión, es decir,

embarrado principal, interruptor, seccionador de puesta a tierra, conductores de salida o

entrada de línea, transformadores de tensión, transformadores de intensidad, etc., estarán



alojados en un compartimento distinto del destinado a los aparatos de medida y

dispositivos de control.

Contendrán mando local con los mecanismos que permitan maniobrar los interruptores y

seccionadores que correspondan con indicación mecánica de posición (indicador

solidario al eje de los polos) y bloque de lámparas de presencia de tensión conectado a

aisladores capacitivos.

Todas las cabinas que vayan equipadas con transformadores de tensión e intensidad

estarán dotadas en el compartimento de control de las correspondientes bornas de

prueba para la inyección de corriente y verificación de tensión.

Todas las cabinas irán provistas de una barra continua de cobre para puesta a tierra de

las masas. Dicha barra irá atornillada a la cabina y a ella deberán conectarse todas las

partes metálicas no portadoras de corriente eléctrica.

La sección de la barra de puesta a tierra será tal que su sección esté calculada para una

intensidad igual a la intensidad de corta duración admisible, durante un segundo, que se

especifica para cada cabina.

Celda de línea

1 Interruptor automático de 1.600 A de intensidad nominal y 24 kV de tensión de

aislamiento, con seccionador de puesta a tierra.

3 Transformadores de intensidad 1.600/5-5 A, utilizados para protección de sobrecargas y

cortocircuitos.

Celda de transformador

1 Interruptor automático de 1.600 A de intensidad nominal y 24 kV de tensión de

aislamiento, con mando eléctrico, bobina de cierre y bobina de disparo.

3 Transformadores de intensidad 1.600/5-5 A, utilizados para protección de sobrecargas y

cortocircuitos.

Celda de medida de tensión de barras



3 Transformadores de tensión 20.000: raiz(3)/110: raiz(3)-110: raiz(3)-110:3 V.

Los interruptores tendrán la posibilidad de accionamiento local y remoto, por lo que las

cabinas incorporarán en el frontal un conmutador selector de modo de maniobra con las

posiciones local y remoto.

Las maniobras en modo local serán exclusivamente mecánicas, realizándose el cierre

mediante manivela y la apertura mediante un dispositivo mecánico adecuado. No se

permitirá que el motor esté alimentado mientras la manivela esté introducida.

Los interruptores irán provistos de bloques de contactos de posición libres de utilización,

incorporando como mínimo seis (6) contactos normalmente abiertos y seis (6) contactos

normalmente cerrados, estando todos los contactos cableados al regletero de bornas de

control. Estos contactos auxiliares de posición serán de plata, con una intensidad térmica

nominal (intensidad nominal en servicio continuo) de 2 A y un poder de corte de 15 A a

125 V c.c. en circuito inductivo.

El mando de los interruptores cumplirá con los siguientes requerimientos de funcionalidad:

El mecanismo de accionamiento del interruptor deberá realizar una maniobra completa

de cierre, aun cuando se deje de actuar sobre el elemento iniciador de la orden de cierre

antes de que haya completado la maniobra.

El mando del interruptor será de disparo libre, permitiendo el disparo automático del

interruptor aun cuando se esté dando orden de cierre e impidiendo la repetición de la

maniobra de cierre, ”bombeo”, aún cuando se mantenga dicha orden.

La orden de cierre del interruptor deberá quedar enclavada cuando éste se encuentre

cerrado.

No deberá poderse cerrar el interruptor a menos que el resorte de cierre esté

completamente tensado, el seccionador de puesta a tierra esté abierto y la puerta de

acceso esté cerrada.

Con el interruptor cerrado y sin tensión auxiliar, el accionamiento deberá disponer de

suficiente energía almacenada para poder realizar siempre la maniobra de apertura.



Deberá asegurarse un grado suficiente de simultaneidad en la maniobra de los polos de

forma que no exista discordancia de estado entre ellos.

3.3.1.8 PUESTA A TIERRA

En los circuitos de de media tensión se conectarán a tierra los siguientes elementos:

Bastidores de los elementos de maniobra y protección.

Envolturas o pantallas metálicas de los cables.

Las envolturas o pantallas metálicas de los cables deben ser convenientemente puestas a

tierra en los extremos y en los empalmes de dichos cables, con objeto de disminuir su

resistencia global a tierra.

Los elementos que constituyen el sistema de puesta a tierra son:

Línea de tierra.

Electrodo de puesta a tierra.

Línea de tierra

Esta constituida por conductores de cobre o su sección equivalente en otro tipo de

material. En función de la corriente de defecto y la duración del mismo, las secciones

mínimas del conductor a emplear por la línea de tierra, a efectos de no alcanzar su

temperatura máxima se deducirá según la expresión siguiente:

t

I

S d

En donde:

Id = Corriente de defecto en amperios.

t = Tiempo de duración de la falta en segundos.

(para t 5 seg) = 13 para conductor de cobre y 4,5 para conductor de acero

= 160 ºC para conductor aislado, 180 ºC para conductor desnudo



Una vez calculada la sección, se elegirá de las normalizadas, el valor igual o

inmediatamente superior al calculado. En ningún caso, esta sección será inferior a 50 mm2

para el cobre y 100 mm2 para el acero.

Los conductores a utilizar cumplirán con la R.U. 3401 para el caso de cobre, la UNE-EN

50182 para uso de cable de acero y UNE 36.080 para redondo de acero.

Electrodos de puesta a tierra

Estarán constituidos por picas, pudiendo ser éstas de la siguiente clase:

Picas de acero con protección catódica.

Picas de acero-cobre.

3.3.2 DESCRIPCIÓN Y CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES

3.3.2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES

La interconexión de los aerogeneradores con la subestación del parque eólico se realizará

mediante 4 circuitos de 20 kV (ver planos de trazado).

El circuito 1 conectará los aerogeneradores 1, 2 y 3 con la subestación.

El circuito 2 conectará los aerogeneradores 4, 5 y 6 con la subestación.

El circuito 3 conectará los aerogeneradores 7 y 8 con la subestación.

El circuito 4 conectará los aerogeneradores 9 y 10 con la subestación.

Las características principales de estos circuitos son las siguientes:

Denominación Conductor Origen Final Longitud (m)

Circuito 1 RHZ1 H16 12/20 kV 3(1x240 Al) Aerogenerador 1 Subestación 959




En los planos correspondientes a las zanjas pueden verse los distintos tipos existentes.



3.3.2.2. CÁLCULOS ELÉCTRICOS

3.3.2.2.1. Resistencia del conductor

La resistencia R del conductor, en ohmios por kilómetro, varía con la temperatura T de

funcionamiento de la línea.

Se adopta el valor correspondiente a T = 90º C que viene determinado por la expresión:

km/ ] ) 20 - 90 ( + 1 [ R = R 2090

siendo 0,00403 para el aluminio.

La tabla siguiente indica la resistencia lineal de los conductores

CONDUCTOR

SECCIÓN

NOMINAL

(mm2)

RESISTENCIA

MAX

A 20 C ( /km)

RESISTENCIA

MAX

A 90 C ( /km)

Aluminio 240 0,125 0,160

3.3.2.2.2. Reactancia del conductor

La reactancia kilométrica de la línea se calcula según la expresión:

/km £f 2 = X

y sustituyendo en ella el coeficiente de inducción mutua £ por su valor:

/km H 10 ) d

D2 log 4,605 + (K = £ 4-m

Se llega a:

/km 10 ) d

D2 log 4,605 + (K f 2 = X 4-m

donde:

X = Reactancia, en ohmios por km.

f = Frecuencia de la red en herzios.

Dm= Separación media geométrica entre conductores en mm.

d = Diámetro del conductor en mm.



K = Constante que, para conductores masivos es igual a 0,5 y para

conductores cableados toma los valores siguientes:

Nº de alambres 3 7 19 37 61 ó más

K 0,78 0,64 0,55 0,53 0,51

Sustituyendo para cada caso, obtenemos los valores que se indican en la siguiente tabla:

CONDUCTOR

SECCION

NOMINAL

(mm2)

REACTANCIA

( /km)

Aluminio 240 0,104

3.3.2.2.3. Capacidad

La capacidad para cables con un solo conductor depende de:

a) Las dimensiones del mismo (longitud, diámetro de los conductores,

incluyendo las eventuales capas semiconductoras, diámetro debajo de la pantalla).

b) La permitividad o constante dieléctrica del aislamiento.

Para el caso de los cables de campo radial, la capacidad será:

d

D log

0,0241 = C

Siendo:

D = Diámetro del aislante.

d = Diámetro del conductor incluyendo la capa semi-conductora.

= 2,4 para XLPE

En cuanto a la intensidad de carga es la corriente capacitiva que circula debido a la

capacidad entre el conductor y la pantalla. La corriente de carga en servicio trifásico

simétrico para la tensión más elevada de la red es:

km/ A 10 . 3

U C f 2 = I

-3mc

en donde:



C = Capacidad ( F/km)

Um = Tensión más elevada de la red

Para los conductores seleccionados los valores obtenidos son:

CONDUCTOR

SECCION

NOMINAL

(mm2)

CAPACIDAD

( F/km)

Aluminio 240 0,310

3.3.2.2.4. Intensidad máxima admisible

El valor de la intensidad que puede circular en régimen permanente, sin provocar un

calentamiento exagerado del conductor, depende, según el tipo de canalización, de

una serie de condiciones.

Utilizando la norma UNE 211435: 2007 Guía para la elección de cables eléctricos de

tensión asignada superior o igual a 0,6/1 kV para circuitos de distribución de energía

eléctrica, se puede calcular la intensidad máxima admisible para cada uno de los cables.

Para las siguientes condiciones:

Temperatura del terreno: 20 ºC

Profundidad de soterramiento: 1 m

Agrupación de circuitos: un solo circuito trifásico

Conexión de las pantallas: directamente a tierra en ambos extremos de las líneas

Sección de la pantalla: 16 mm2

Resistividad térmica del terreno: 1 Km/W

Se obtienen las intensidades máximas:

CONDUCTOR

SECCION

NOMINAL

(mm2)

Directamente

Soterrados

(A)

Enterrados

Bajo tubo

(A)

Aluminio 240 394 366



3.3.2.2.5. Intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores

Es la intensidad que no provoca ninguna disminución de las características de aislamiento

de los conductores, incluso después de un número elevado de cortocircuitos.

Se calcula admitiendo que el calentamiento de los conductores se realiza en un sistema

adiabático y para una temperatura máxima admitida por el aislamiento de 250ºC.

En la siguiente tabla se indica las intensidades de cortocircuito admisibles en los cables

seleccionados según norma UNE 211435:2007, para diferentes tiempos de duración del

cortocircuito.

Sección (mm2) Tiempo de cortocircuito (s)

0,2 0,5 1 2

Al 240 51100 32500 23100 16450

3.3.2.2.6. Intensidades de cortocircuito admisibles en las pantallas

Las intensidades admisibles, según la UNE 211435:2007, en la pantalla de cobre de los

conductores seleccionados, en función del tiempo de duración del cortocircuito, es la

indicada en la siguiente tabla:

Sección (mm2) Tiempo de cortocircuito (s)

0,2 0,5 1 2

16 4850 3200 2400 1850

3.3.2.2.7. Caída de tensión

La caída de tensión por resistencia y reactancia de una línea viene dada por la formula:

L . )sen X + cos (R I 3 = U

Donde:

U = Caída de tensión en voltios.

I = Intensidad de la línea en amperios.

R = Resistencia del conductor en /km.



X = Reactancia inductiva en /km.

L = Longitud de la línea en km.

teniendo en cuenta que:

cos U 3

P = I

donde:

P = Potencia transportada en kilovatios.

U = Tensión compuesta de la línea en kilovoltios.

La caída de tensión en tanto por ciento de la tensión compuesta será:

) tg X + R ( U 10

L P = % U

2

Sustituyendo los valores conocidos U, R y X tendremos:

Sección (mm2) Caída de tensión ( U%)

cos =0,85 cos =0,90 cos =1

Al 240 5,6x10-5PL 5,2x10-5PL 4,0x10-5PL

Por lo tanto, las caídas de tensión en los diferentes circuitos serán

Circuitos Caída de tensión ( U%)

cos =0,85 cos =0,90 cos =1

Circuito 1 0,313 0,291 0,223

Circuito 2 0,316 0,294 0,097

Circuito 3 0,299 0,277 0,213

Circuito 4 0,509 0,472 0,363

3.3.2.2.8. Potencia a transportar

La potencia que puede transportar la línea nos viene limitada por la intensidad máxima

determinada anteriormente.

Por lo tanto, la potencia máxima será:



cos I U 3 =P maxmax

Donde:

Pmáx = Potencia máxima de transporte.

U = Tensión compuesta en kV.

I = Intensidad máxima en A.

cos = Factor de potencia.

Sección (mm2) Potencia máxima (MW)

cos =0,85 cos =0,90 cos =1

Al 240 10,764 11,397 12,663

3.3.2.2.9. Pérdidas de potencia

La fórmula a aplicar para calcular la pérdida de potencia es la siguiente:

I L R 3 =P 2

Siendo:

P = Pérdidas de potencia en vatios.

R = Resistencia del conductor en ohm/km.

L = Longitud de la línea en km.

I = Intensidad de la línea en amperios.

Teniendo en cuenta que:

cos U 3

P = I

siendo:

P = Potencia en kilovatios.

U = Tensión compuesta en kilovoltios.

cos = Factor de potencia.

Se llega a la conclusión de que la pérdida de potencia en tanto por ciento será:



cos U 10

R L P = % P

22

Sustituyendo los valores conocidos de R y U tendremos:

Sección (mm2)

Pérdida de potencia (%)

cos =0,85 cos

=0,90

cos =1

Al 240 5,5x10-5PL 4,9x10-5PL 4,0x10-5PL

Por lo tanto, las pérdidas de potencia en los diferentes circuitos serán:

Circuitos Pérdida de potencia (%)

cos =0,85 cos =0,90 cos =1

Circuito 1 0,307 0,274 0,223

Circuito 2 0,311 0,277 0,226

Circuito 3 0,293 0,261 0,213

Circuito 4 0,500 0,445 0,363



3.4 SUBESTACIÓN

Para la conexión del parque eólico con la red eléctrica se construirá una nueva

subestación 132/20 kV con tecnología compacta. En la parte de 132 kV se utilizarán PASS

y en la de 20 kV, celdas blindadas GIS.

La tensión más elevada para la parte de 132 kV serán 145 kV y para 20 kV, 24 kV. Todo el

aislamiento de la aparamenta, transformadores de potencia, interruptores automáticos y

cualquier elemento auxiliar, cumplirá las especificaciones de las tensiones más elevadas.

3.4.1 ESQUEMA ELÉCTRICO UNIFILAR

El esquema eléctrico en 132 kV será de una posición de línea y una de transformador.

La parte de 20 kV será de barra simple y constará de una posición de transformador, dos

posiciones de línea, una posición de servicios auxiliares y una posición de medida de

tensión.

3.4.2. SISTEMA DE 132 kV

Este sistema estará compuesto esencialmente por el módulo PASS, una tecnología híbrida

en SF6, que reduce el espacio necesario en hasta un 60%.

Cada módulo estará constituido por un interruptor automático tripular, un seccionador de

línea y un seccionador de puesta a tierra. Los transformadores de intensidad de cada

posición se encontrarán integrados dentro del módulo. La integración de estos elementos,

permitirá reducir notablemente la superficie útil ocupada por cada posición.

Cada módulo dispondrá de enclavamientos mecánicos y eléctricos, entre el interruptor y

los seccionadores.

El módulo de posición línea/transformador estará constituido por los elementos descritos a

continuación:

1 Interruptor automático tripolar de 145 kV, 3.150 A y 40 kA, con corte en

SF6 y accionamiento de resortes cargados a motor.

2 Seccionadores tripolares 145 kV, 3.150 A



3 Transformadores de intensidad de relación 75-150/5-5-5 A, y potencias y

clases de precisión 15 VA clase 0,2S, 30 VA clase 0,5 y 50 VA clase 5P20.

1 Módulo de llegada de línea formado por tres transformadores de tensión

inductivos, de relación 132.000: 3 /110: 3 -110: 3 -110: 3 V, y potencias y

clases de precisión 30 VA clase 0,2, 30 VA clase 0,5 y 100 VA clase 3P, tres

autoválvulas de 10 kA clase 3.

Asimismo, los módulos irán equipados con un armario de baja tensión, con los siguientes

equipos de mando, control, medida y protección:

Relé de distancia (21)

Relé de máxima intensidad direccional para faltas a tierra (67 N)

Relé de sobreintensidad instantánea (50-51)

Relé de sincronismo (25)

Relé de vigilancia de la bobina de disparo (3)

Relé de frecuencia (81 M/m)

Relé de mínima tensión (3x27)

Relé de sobretensión (59)

Relé de protección diferencial (87).

1 Amperímetro

1 Voltímetro

1 Convertidor de intensidad

1 Convertidor de tensión

1 Convertidor de potencia activa y reactiva

2 Relés de mínima tensión (27 B + 27 L)

1 Conmutador “Local-Remoto”

1 Conmutador “Remoto-Fuera de servicio”

2 Contador polifásico programable

2 Bloques de pruebas CIAMA para contador

3 Bloques de pruebas MMLG para relés de protección

3 Unidades remotas de telecontrol:

Relés auxiliares y automáticos magnetotérmicos de alimentación de

circuitos de c.a. y c.c.

Regletas de entrada/salida



La alimentación a los módulos se realizará a través de conductor desnudo de aluminio

homogéneo. Este conductor se conectará al módulo de llegada de línea en un extremo y

en el otro extremo al cable de conexión de línea de AT en el pórtico de amarre de línea a

la entrada de la subestación.

3.4.3 TRANSFORMADOR

El transformador de potencia será trifásico equipado con regulación de tensión en carga

y refrigeración forzada (ONAF). Tendrán, además, las siguientes características:

Potencia nominal: 30 MVA

Relación de transformación:

132.000+12% (+10x1,584)/20.000 (10.000) V

Grupo de conexión entre primario y secundario: YNyn0

Grupo de conexión entre primario o secundario y terciario: Ynd11

3.4.5 SISTEMA DE 20 kV

Este sistema estará formado por celdas blindadas, con aislamiento en SF6, de ejecución

interior, con simple juego de barras.

Las celdas de media tensión estarán situadas en el edificio de control

Las llegadas y salidas de las celdas se realizan a través de cable aislado mediante

terminales enchufables sitos en la parte frontal inferior de las celdas.

Las dimensiones máximas de las celdas serán:

Ancho, por cada celda: 600 mm

Profundidad: 1.225 mm

Altura: 2.250 mm

Todas las celdas tendrán las dimensiones indicadas anteriormente, sea cual sea su

función, posición de línea, posición de transformador o posición de servicios auxiliares.

Todas las celdas dispondrán de un contenedor de acero inoxidable resistente a la

corrosión soldado herméticamente, que alojará las partes de alta tensión de interruptores



y seccionadores. Las celdas contarán con sus correspondientes pasatapas, soldados al

contenedor sin juntas. De esta forma la instalación quedará cerrada herméticamente

durante toda su vida útil.

La presión nominal del gas dentro del contenedor será de 0,5 bares de sobrepresión.

Cada celda contará con un dispositivo compensado en temperatura que controlará el

correcto valor de dicha presión.

Los transformadores de intensidad y de tensión, así como los accionamientos de

interruptor de potencia y seccionador, se encontrarán fuera del recinto de gas, estando

en situación accesible.

El conjunto de celdas dispondrá de un colector general de tierras ejecutado en cobre, de

150 mm2 de sección.

El interruptor de potencia será un interruptor automático tripolar con tubos de vacío libres

de mantenimiento y accionamiento mediante resortes cargados a motor. El

accionamiento se dispondrá fuera del contenedor, detrás del frente de la celda.

Asimismo la celda contará con un seccionador de tres posiciones que realizará las

funciones de seccionamiento y puesta a tierra. El accionamiento de este elemento se

llevará a cabo mediante una palanca de maniobra (encajable) en el frente de mando

de la celda.

Cada celda dispondrá de enclavamientos adecuados entre el interruptor, el seccionador

y el conector de circuitos auxiliares.

Los transformadores de intensidad serán de tipo toroidal y se instalarán en el exterior del

contenedor a potencial de tierra, sin solicitaciones dieléctricas.

Los transformadores de tensión serán transformadores inductivos con blindaje metálico

antiexplosión. Serán del tipo enchufable y se montarán en el exterior del recinto de gas.

3.4.5.1 CELDA DE PROTECCIÓN DE LÍNEA

La celda estará equipada con los siguientes elementos:



1 Juego de barras principales de 1.250 A, 25 kA.

1 Juego de embarrado de 1.000 A, derivación del juego de barras

principales

1 Interruptor tripolar de corte en vacío de 1.000 A, 25 kA, con

accionamiento por resortes cargados a motor.

1 Seccionador tripolar de barras, de 1.000 A, 25 kA, con accionamiento

por motor y con tres posiciones (cerrado, abierto y a tierra).

Sistema de indicación de presencia de tensión en línea por acoplamiento

capacitivo.

3 Transformadores de intensidad, relación de transformación 300-600/5-5 A

y potencias y clases de precisión 5 VA cl 0,2S y 7,5 VA 5P20.

1 Transformador toroidal de intensidad, protección neutro aislado, relación

de transformación 60/1.

3 Terminales enchufables para conexión de cable unipolar de aislamiento

seco.

Asimismo, las celdas dispondrán de un armario de mando local, en el que se montarán los

siguientes equipos de mando, control, medida y protección:

1 Protección múltiple de línea, formada por:

Protección trifásica de máxima intensidad (3x50/51).

Relé de máxima intensidad direccional para faltas a tierra (67 N).

Relé de reenganche (79).

Relé de fallo de interruptor (50S-62)

Relé de vigilancia de la bobina de disparo (3)

1 Amperímetro



1 Conmutador “Local - Remoto”.

1 Conmutador “Remoto-Fuera de servicio”

1 Contador polifásico programable.

1 Bloque de pruebas CIAMA para contador.

1 Bloque de pruebas MMLG para el relé de protección

2 Unidades remotas de telecontrol:






Cada celda de línea se conectará mediante cables de aislamiento en seco 12/20 kV con

terminales enchufables aislados.

3.4.5.2 CELDA DE LLEGADA DE TRANSFORMADOR

La celda estará equipada con los siguientes elementos:



principales.

1 Interruptor tripolar de corte en vacío de 1.250 A, 25 kA, con

accionamiento por resortes cargados a motor.

1 Seccionador tripolar de barras, de 1250 A, 25 kA, con accionamiento por

motor y con tres posiciones (cerrado, abierto y a tierra).


capacitivo.

3 Transformadores de intensidad, con relación de transformación 500/5-5-5

A y potencias y clases de precisión 15 VA cl 0,2S, 2x10 VA 5P20.

3 Terminales enchufables para salida de cable unipolar de aislamiento

seco.


siguientes equipos de mando, control, medida y protección:

1 Relé trifásico de máxima intensidad a tiempo inverso (3x50/51).

1 Relé de sobretensión homopolar (59N).

Fallo de interruptor (50S-62)

Vigilancia bobina de disparo (3)

1 Amperímetro





1 Conmutador “Local - Remoto”.

1 Conmutador “Sin Disparo – Con Disparo”.

1 Contador polifásico programable.

1 Bloque de pruebas CIAMA para contador.

1 Bloque de pruebas MMLG para relé de protección.

1 Matriz de conversión BCD.

3 Unidades remotas de telecontrol



Regletas de entrada/salida.

Cada celda de llegada de transformador se conecta mediante cables de aislamiento en

seco 12/20 kV con terminales enchufables aislados.

3.4.5.3 CELDA DE SERVICIOS AUXILIARES Y MEDIDA

Las celdas irán equipadas con los siguientes elementos:



principales.

1 Seccionador en carga rotativo tripolar de tres posiciones (abierto,

cerrado y puesta a tierra), corte en SF6, con accionamiento

motorizado y manual y mecanismo de disparo por fusión del fusible.

3 Fusibles de 6 A, 24 kV.


capacitivo.

3 Terminales enchufables para salida de cable unipolar de aislamiento

seco de 95 mm2.

3 Transformadores de tensión antiexplosión, montados sobre el juego de

barras generales, con relación de transformación: 22.000: 3 /110: 3 -

110:3 V, y las potencias y clases de precisión 20 VA cl 0,2 y 50 VA 3P.

Estos transformadores irán alojados en la celda de línea más próxima.


siguientes equipos de mando, control, medida y protección

Protección de máxima y mínima frecuencia (81 M/m).



1 Bloque de pruebas MMLG para relé de protección

1 Voltímetro

1 Convertidor de tensión

1 Centralita electrónica para control de temperatura de transformador

3 Transformadores de tensión de relación 110: 3 /110 V de potencia y clase

de precisión 30 VA cl 1.

2 Unidades remotas de telecontrol.




3.4.6 SERVICIOS AUXILIARES

Se engloban bajo esta denominación los siguientes elementos:

Transformador de servicios auxiliares.

Batería de 125 V c.c. alcalina con su cargador correspondiente.

Batería de 48 V c.c. alcalina para telecontrol con su cargador

correspondiente.

Armario de B.T. para distribución de corriente continua (48 y 125 V.c.c.) y

corriente alterna (380 / 220 Vc.a.).

Cableado de corriente alterna y corriente continua.

Todos los elementos y piezas necesarias del montaje irán incluidos en los correspondientes

módulos.

Racores

Regletas

Cajetines

Cables de mando y control

Tornillería

3.4.6.1 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES

Se instalará un transformador de características nominales 160 kVA, y 20.000/400 V y

regulación de tensión en vacío. El transformador se encontrará alojado en el interior de



una envolvente metálica de protección (IP315). La refrigeración prevista es de tipo natural

al aire (AN). El transformador dispondrá de sensores térmicos para su protección.

Se ha previsto dieléctrico seco (clase térmica F) con bobinados encapsulados y

moldeados en vacío en resina epoxy de tipo ignífugo, que le proporcionará una

inalterabilidad ante los agentes atmosféricos, químicos y contra el fuego, sin producción

de gases tóxicos, ni humos.

3.4.7 TELECONTROL

3.4.7.1 TELEMANDO

132 kV

Interruptores: abrir - cerrar

20 kV

Interruptores: abrir – cerrar

Regulador en carga del transformador: subir - bajar tensión.

3.4.7.2 TELEMEDIDA

132 kV

Línea/Transformador: Intensidad, tensión, potencia activa y reactiva

Barras: Tensión

20 kV

Línea: Intensidad y potencia activa

Transformador: Intensidad, potencia activa y reactiva

Batería de condensadores: intensidad, tensión y potencia reactiva.

Barras: Tensión.

3.4.7.3 TELEALARMAS Y TELESEÑAL

132 kV

Línea/Transformador:

Actuación protección de distancia



Actuación protección sobreintensidad

Actuación protección direccional de tierra

Actuación protección diferencial

Fallo protección de distancia

Fallo protección de sobreintensidad

Fallo protección diferencial

Actuación relé 86

Falta de sincronismo

Discordancia de polos

Apertura magnetotérmicos t.t. protección/facturación

Seccionador de línea abierto

Seccionador de línea cerrado

Interruptor abierto

Interruptor cerrado

Seccionador puesta a tierra abierto

Seccionador puesta a tierra cerrado

Fallo circuitos de disparo

Alarma baja presión interruptor

Interruptor bloqueado

Fallo mando interruptor

Fallo alimentación posición

Apertura magnetotérmicos t.t. medida

Alarma muy alta imagen térmica

Disparo Buchholz cuba

Disparo Buchholz Jansen

Fallo alimentación ventiladores

Fallo alimentación bombas refrigeración

Fallo circulación aceite

Alarma imagen térmica

Alarma alta temperatura aceite

Alarma muy alta temperatura de aceite

Alarma válvula de alivio

Alarma nivel de aceite cuba

Alarma nivel de aceite Jansen



Alarma Buchholz

Barras:

Apertura magnetotérmicos t.t. barras medida

Apertura magnetotérmicos t.t. barras protección

Apertura magnetotérmicos t.t. barras facturación

Bloqueo protección diferencial de barras

Actuación protección diferencial de barras

Apertura magnetotérmicos protección diferencial de barras

Fallo interruptor posiciones línea

20 kV:

Líneas:

Seccionador cerrado

Interruptor abierto

Interruptor cerrado



Actuación protección sobreintensidad

Actuación protección direccional a tierra

Fallo circuito de mando

Reenganche bloqueado por fin de ciclo

Fallo protección

Reenganche en servicio

Transformador:

Seccionador cerrado

Interruptor abierto

Interruptor cerrado



Actuación protección sobreintensidad de fases

Actuación protección sobreintensidad homopolar

Fallo circuito de mando

Fallo protección sobreintensidad

Disparo fallo interruptor MT



Regulador bloqueado o en local

Posición extrema regulador

Fallo regulador

Posiciones regulador BCD

Servicios auxiliares y medida

Fallo alimentación posición

Aperturas magnetotérmicos t.t. medida

Aperturas magnetotérmicos t.t. protección

Aperturas magnetotérmicos t.t. facturación

Fallo protección

Servicios auxiliares B.T.

Interruptor cerrado

Falta tensión alimentación c.a.

Apertura magnetotérmicos barras principales c.a. urgente

Apertura magnetotérmicos barras principales c.a. no urgente

Apertura magnetotérmicos barras sector terciario c.a.

Falta red en rectificador 48 V c.c.

Alarma temperatura trafo SSAA

Fallo comunicaciones

Fallo cargador batería 125 V c.c.

Falta tensión alimentación batería 125 V c.c.

Mínima tensión batería 125 V c.c.

Puesta a tierra batería 125 V c.c.

Fallo cargador batería 48 V c.c.

Falta tensión alimentación batería 48 V c.c.

Mínima tensión 48 Vc.c.

Apertura magnetotérmicos 125 V c.c.

Mínima tensión barras 125 Vc.c.

Apertura magnetotérmicos 48 V c.c.

Mínima tensión barras 48 Vc.c.



3.4.8. DISEÑO Y CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

Los cálculos se realizan de acuerdo con la Instrucción Técnica Complementaria MIE-RAT-

13 del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales

Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

Después de construida la instalación de tierra se harán las comprobaciones y

verificaciones precisas "in situ" y se realizarán los cambios necesarios para que cumplan

con la citada instrucción.

3.4.8.1 CÁLCULOS

El cálculo consiste en obtener los valores admisibles de las tensiones de paso y contacto

en función del tiempo de eliminación de la falta y de la resistividad superficial del terreno y

compararlos con las tensiones previsibles de paso y contacto que son función de la

corriente de defecto, tipo de malla, geometría de la misma, profundidad a la que está

enterrada, resistividad del terreno etc.

Los valores previsibles de las tensiones de paso y contacto deberán ser inferiores a los

valores admisibles de dichas tensiones.

Los cálculos se realizarán con un programa informático que solicitará los siguientes datos

de partida

3.4.8.2 DATOS NECESARIOS

Frecuencia de la red

X/R del sistema de alimentación

Temperatura ambiente

Tiempo de despeje de la falta

Espesor capa superficie

Resistividad capa superficial

Resistividad primer suelo

Resistividad segundo suelo

Grosor primer suelo

Existencia de picas

Localización de las picas



Número de picas

Diámetro de las picas

Longitud media de las picas

Profundidad de la rejilla

Configuración geométrica del electrodo enterrado

Longitud lado mayor

Longitud lado menor

Nº conductores paralelos lado mayor

Nº conductores paralelos lado menor

Coeficiente térmico resistividad temperatura ref.

Coeficiente térmico resistividad 0º C

Resistividad conductores

Factor de capacidad térmica

Temperatura máxima permisible

Sección de los conductores de malla

Niveles de tensión

Nivel en que se produce la falta

I aportada por los transformadores

Corriente de cortocircuito en la línea



3.5 EDIFICIO DE CONTROL

El edificio de control, que constará de una única planta, será funcional y con el mínimo

impacto visual posible. El trabajo arquitectónico integrará un estudio de impacto

ambiental donde se recoja y estudie el cumplimiento de todos los requerimientos

medioambientales.

Estará construido de manera que proporcione espacio adecuado para realizar

actividades de montaje, mantenimiento y operación, garantizando la seguridad de las

instalaciones. En los planos puede verse una planta del edificio proyectado.

El edificio estará formado por las siguientes estancias:

Vestíbulo

Aseos y vestuarios

Control de la subestación

Sala de 20 kV

Sala de control

Almacén

El vestíbulo, los aseos y vestuarios tendrán un área de 22 m2 en total.

El control de la subestación, donde se alojarán los equipos de protección y control de la

subestación, tendrá un área de 10,81 m2. En el apartado 3.4 se enumeran de forma

detallada estos equipos.

El área de la sala de 20 kV, donde se situarán las celdas de 20 kV, tendrá un área de 34,31

m2. Tal y como hemos indicado en el apartado 4, estas celdas serán compactas con

tecnología GIS.

La sala de control tendrá un área de 25,53 m2. Desde esta sala se realizará la explotación

del parque. De esta manera, toda la gestión del parque, tanto desde el punto de vista

energético, como del punto de vista integral quedará centralizada en una misma

ubicación física.



Finalmente, constará de un almacén de 74,13 m2

Las dimensiones indicadas en esta propuesta se considerarán preliminares y orientativos,

pudiendo estar sujetos a cambios en la fase de diseño del proyecto.

3.5.1 CIMENTACIÓN

La cimentación se proyecta sobre la hipótesis de un terreno compacto no arcilloso de

resistencia 2 kg/cm2.

Se cumplirán todas las recomendaciones y disposiciones técnicas del estudio geotécnico

elaborado por empresa acreditada.

La cimentación y las correas se han proyectado con hormigón HA-25/B/20/IIIa, previo

hormigón de limpieza de 150 kg/cm2 y correas de armado de HA-30/B/20/IIIa.

El acero utilizado para las armaduras será del tipo corrugado B-400-SD.

El árido de machaqueo o de cantera tendrá un tamaño medio de 20 mm de diámetro.

3.5.2 ESTRUCTURA

La estructura del edificio será de hormigón con estructura reticular basada en marcos

rígidos en ambos sentidos formados por vigas, pilares y cubierta mediante losa maciza de

hormigón armado.

Se cuidará de evitar el contacto entre elementos metálicos y materiales con contengan

iones sulfato SO4. Las armaduras se doblarán en frío, a velocidad moderada y por medios

mecánicos.

Todas las barras que actúen solidariamente unidas lo harán por uniones electro-soldadas.



3.5.3 FACHADA

La fachada estará formada por chapado en piedra granítica en losas regulares de 12 cm

de espesor con acabado flameado a una cara, imitación sillería.

El cerramiento de la fachada será de fábrica de ½ pié de espesor de ladrillo perforado de

25x12x10 cm, sentada con mortero de cemento.

El aislamiento entre cámaras se hará con plancha de poliestireno extraído de 40 mm,

adherido al muro.

3.5.4 CUBIERTAS

La cubierta será inclinada, sobre base resistente compuesta de:

Formación de pendientes: tablero sándwich 100x30x12, con material aislante

intermedio de poliestireno expandido, con una capa de regularización de

mortero de cemento M40.

Impermeabilización: placa bajo teja “Onduline”

Cobertura: teja cerámica curva, 40x20x16 cm, fijada sobre rastreles.

El forjado será de 25+5 cm, formado por doble semivigueta de hormigón pretensado,

separadas 60 cm entre ejes, según EHE.

3.5.5 MUROS INTERIORES

Los muros serán construidos a partir de albañilería o con divisiones ligeras, según sea lo

más apropiado.

3.5.6 ACABADOS EN PISOS

Los acabados de los pisos serán diseñados para satisfacer el propósito que se les dará en

cada caso.



3.5.7 SÓTANOS Y FOSAS

Las estructuras bajo el suelo, tales como sótanos, que pudieran estar sujetas a filtraciones

de agua, serán selladas debidamente. Asimismo, las fosas de retención de líquidos serán

diseñadas también para evitar la filtración de agua.

3.5.8 PLAFONES FALSOS

Se colocarán plafones falsos ligeros y resistentes al fuego, con una estructura que permita

el acceso a instalaciones de servicio en aquellas áreas específicas donde se requieran.

3.5.9 PUERTAS

Las puertas grandes de acceso de mantenimiento serán corredizas. Todas las salidas de

emergencia tendrán barras antipánico para proporcionar una rápida y segura

evacuación.

3.5.10 VENTANAS

Se utilizarán marcos metálicos, de PVC o de madera, según sea lo más apropiado en

cada área específica.

3.5.11 INSTALACIONES DE LOS EDIFICIOS

El edificio ofrecerá unas instalaciones de acuerdo a su naturaleza y función, incluyendo:

iluminación, electricidad de bajo voltaje, calefacción, aire acondicionado, ventilación,

comunicación, etc.

3.5.12 PUESTA A TIERRA

La instalación de puesta a tierra del edificio estará formada por un anillo perimetral de

cobre desnudo de 50 mm2 y unido a las picas de acero cobreado de 2 m de longitud y 14

mm de diámetro. A su vez, este electrodo estará unido a los hierros de armado de la

cimentación del edificio.



3.6 LÍNEA DE EVACUACIÓN

La energía generada en el parque eólico se evacuará a la red por medio de una línea de

132 kV subterránea.

3.6.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

3.6.1.1 CABLES

Los cables a emplear serán unipolares y de campo radial, siendo sus principales

características constructivas las siguientes:

Conductor circular de cuerda redonda compacta de aluminio

Aislamiento fabricado por triple extrusión simultánea mediante cabezal triple y reticulación

en seco de:

Pantalla sobre el conductor de compuesto semiconductor.

Aislamiento a base de polietileno reticulado (XLPE).

Pantalla sobre el aislamiento de compuesto semiconductor.

Pantalla metálica constituida por corona de alambres de cobre arrollados

helicoidalmente, con contraespira de cobre que garantice la sujeción de la pantalla

frente a los esfuerzos electrodinámicos. Sobre esta pantalla se instalará un sistema contra

la penetración del agua, constituido por una cinta semiconductora hinchable que

garantice la estanqueidad longitudinal del cable, y una lámina de aluminio copolímero

adherida a la cubierta exterior como barrera transversal.

Cubierta exterior de polietileno de alta densidad, de color negro.

Las principales dimensiones de los cables son las que se indican en la siguiente tabla:

Conductor:

Material y

sección (mm2)

Diámetro

exterior aprox.

(mm)

Peso aprox.

(kg/m)

Radio de curvatura

(mm)

Instalación Final

Al 630 81 6,8 2.430 1.620



Las principales características eléctricas de los cables son las que se indican en la siguiente

tabla:

Tensión asignada Uo/U (kV) 76/132

Tensión más elevada (kV) 145

Frecuencia (Hz) 50

Nivel aislamiento a impulsos

tipo rayo (kV)

650

Nivel aislamiento a

frecuencia industrial 30 min.

(kV)

190

Temperatura máxima

conductor en servicio

permanente (ºC)

90

Temperatura máxima

conductor en cortocircuito

(ºC)

250

Temperatura máxima

pantalla en servicio

permanente (ºC)

70

Temperatura máxima

pantalla en cortocircuito

(ºC)

200

Intensidad cortocircuito

admisible 0,5 s en conductor

(kA)

31,5

Intensidad cortocircuito

admisible 0,5 s en pantalla

(kA)

31,5

3.6.1.2 CANALIZACIONES

Las canalizaciones serán de dos tipos:

Directamente enterrados en zanja.

Entubados en zanja.

3.6.1.2.1 Cables directamente enterrados en zanja

Este tipo de canalización será el que se utilice de forma prioritaria, salvo en los casos que se

detallan en los apartados siguientes.

Los cables se tenderán en contacto, agrupados en disposición trébol.



Para el tendido de los cables de telecomunicaciones, se instalarán dos tubos de plástico de

doble pared (corrugada la externa y lisa la interna) de 110 mm. de diámetro exterior, según

la disposición indicada en los planos de zanjas tipo.

Las dimensiones de las distintas zanjas serán 150 cm de profundidad y 70 cm de ancho.

Las mencionadas profundidades y anchuras se modificarán, en caso necesario, cuando se

encuentren otros servicios en el trazado, a fin de mantener las distancias mínimas en

cruzamientos y paralelismos.

Con el fin de no dañar los cables en la compactación, estos se tenderán en lecho de tierra

cribada procedente de la misma excavación (si ésta reúne las condiciones exigidas por las

normas, reglamentos y ordenanzas municipales correspondientes), o bien con arena de río

lavada en caso contrario.

Independientemente de que la tierra proceda de la misma excavación o sea de

aportación exterior, deberá mezclarse con cemento en la proporción de una parte de

cemento por cada catorce partes de arena, con el fin de estabilizar térmicamente la arena

que rodea los cables.

Se respetarán unos espesores mínimos de 10 cm de tierra o arena rodeando la terna de

cables.

Sobre esta tierra o arena se colocará un dispositivo protector formado por placas de PVC

ensambladas, de 1000 mm de longitud por 250 mm de anchura. Dichas placas se situarán a

unos 10 cm de la capa de tierra o arena, y sobre la vertical de cada terna.

A continuación, se rellenará toda la zanja con tierra procedente de la misma excavación, si

esta reúne las condiciones exigidas por las normas, reglamentos y ordenanzas municipales

correspondientes, o bien con tierra de aportación en caso contrario. Se compactará esta

tierra en tongadas de 30 cm, hasta lograr una compactación, como mínimo, al 95% del

Proctor Modificado (P.M.).

Con objeto de efectuar una señalización de los cables enterrados, se colocará una cinta

señalizadora por terna, a una distancia mínima de 100 mm del suelo y a una distancia

mínima de 300 mm de la parte superior del cable.



3.6.1.2.2 Cables entubados en zanja

El empleo de este tipo de canalización será prioritaria en los casos siguientes:

Cruces o tendidos a lo largo de vías públicas, privadas o paso de carruajes (tubos

hormigonados en todo el recorrido).

Cruzamientos, paralelismos y casos especiales, cuando los reglamentos oficiales,

ordenanzas vigentes o acuerdos con otras empresas lo exijan.

Sectores urbanos, donde existan dificultades para la apertura de zanjas de la

longitud necesaria para permitir el tendido del cable a cielo abierto.

Cuando sea necesario dejar prevista la canalización para realizar el tendido del

cable en el futuro.

En este tipo de canalización se instalará un cable por tubo. Los tubos serán independientes

entre sí, siendo sus principales características:

Tubo de plástico de doble pared, lisa la interna y corrugada la externa.

Diámetro exterior de 200.

Tramos de 6 m. de longitud, con uniones entre tubos mediante manguitos con junta de

estanqueidad.

La disposición de los tubos, que será siempre al tresbolillo, vendrá obligada por el empleo de

separadores, situados cada 3 m (dos por tramo de tubo).

Para el tendido de los cables de telecomunicaciones, se instalarán dos tubos de plástico de

doble pared (corrugada la externa y lisa la interna) de 110 mm. de diámetro exterior.

Las dimensiones de las distintas zanjas serán 150 cm de profundidad y 70 cm de ancho.

Las mencionadas profundidades y anchuras se modificarán, en caso necesario, cuando se

encuentren otros servicios en el trazado, a fin de mantener las distancias mínimas en

cruzamientos y paralelismos.

En los cruces o tendidos a lo largo de vías públicas, privadas o paso de carruajes, los tubos

irán hormigonados en todo el recorrido. En el resto de los casos se colocarán en lecho de



tierra cribada procedente de la propia excavación, si ésta reúne las condiciones

necesarias, o de aportación en caso contrario. Bien se emplee hormigón o arena en el

recubrimiento de los tubos, se respetarán unos espesores de 10 cm rodeando el tresbolillo

formado por los tubos.

A continuación se rellenará toda la zanja con tierra procedente de la misma excavación, si

esta reúne las condiciones exigidas por las normas, reglamentos y ordenanzas municipales

correspondientes, o bien con tierra de aportación en caso contrario. Se compactará esta

tierra en tongadas de 30 cm, hasta lograr una compactación, como mínimo, al 95% del

Proctor Modificado (P.M.).

No será necesario colocar el dispositivo protector formado por placas de PVC, pero sí

efectuar una señalización de los cables enterrados, colocando una cinta señalizadora por

terna, a una profundidad mínima de 100 mm del suelo y a una distancia de 300 mm de la

parte superior del tubo como mínimo.

3.6.1.3 TRAZADO

El trazado de las líneas se realizó de acuerdo a las siguientes consideraciones:

La longitud de la canalización será lo más corta posible.

La canalización se ubicará, salvo casos excepcionales, en terrenos de dominio

público y evitando los ángulos pronunciados.

A la hora de definir el trazado, se respetará en todo momento el valor mínimo del

radio interior de curvatura del cable una vez instalado.

Los cruces de calzadas deberán ser, perpendiculares a sus ejes, y el trazado

deberá realizarse en posición horizontal y en línea recta.

Las distancias a fachadas estarán, siempre que sea posible, de acuerdo con lo

especificado por los reglamentos y ordenanzas municipales correspondientes.

3.6.1.4 PARALELISMOS

Baja Tensión

Los cables de Alta Tensión se podrán colocar paralelos a cables de Baja Tensión, siempre

que entre sus proyecciones verticales haya una distancia no inferior a 25 cm.



Cuando no sea posible conseguir esta distancia, se instalará una protección mediante

placas de PVC, o bien se instalará uno de ellos bajo tubo.

Alta Tensión

En el caso de paralelismos de cables de alta tensión cuando vayan directamente

enterrados, y cuando pertenezcan a distintos circuitos eléctricos, se mantendrá una

distancia mínima de 60 cm.

Si no se pudiera conseguir esta distancia, se instalará una protección con placas de PVC

entre ambas líneas, o bien se colocará una de ellas bajo tubo.


Cuando tanto los cables de Alta Tensión como los de telecomunicación vayan

directamente enterrados, deberá mantenerse una separación mínima horizontal de 2 m. Si

no se pudiera conseguir esta distancia, se instalará una protección con placas de PVC entre

ambas líneas, o bien se colocará una de ellas bajo tubo.

En paralelismos con cables telefónicos, y caso de existir convenios con las distintas

compañías telefónicas, deberá tenerse en cuenta lo especificado en los correspondientes

acuerdos.

Agua, vapor, etc.

Los cables de Alta Tensión se instalarán separados de las conducciones de otros servicios

(agua, vapor, etc.), a una distancia no inferior a 50 cm.


entre ambas conducciones, o bien se colocarán los cables bajo tubo.

Gas

La distancia entre los cables de energía y las conducciones de gas será, como mínimo, de

50 cm. Si no se pudiera conseguir esta distancia, se instalará una protección con placas de

PVC entre la conducción de gas y los cables, o bien se colocarán los cables bajo tubo.



Se asegurará la ventilación de los conductos, galerías y registros de los cables para evitar la

posibilidad de acumulación de gases en ellos.

En todo momento se evitará la colocación de los cables eléctricos sobre la proyección

vertical del conducto de gas, debiendo quedar dicho cable por debajo de la conducción

de gas en caso de necesidad.

Alcantarillado

En los paralelismos de los cables con conducciones de alcantarillado, se mantendrá una

distancia mínima de 50 cm.


entre cables y alcantarillado, o bien se colocarán los cables bajo tubo.

Depósitos de carburante

Entre los cables eléctricos y los depósitos de carburante se mantendrá una distancia mínima

de 1,20 m.


entre cables y depósito, o bien se colocarán los cables bajo tubo.

3.6.1.5 CRUZAMIENTOS

Vías públicas

En los cruzamientos con calles y carreteras los cables deberán ir bajo tubo y hormigonados.

Ferrocarriles

Los cruzamientos con ferrocarriles se realizarán bajo tubos hormigonados, perpendiculares a

la vía y a una profundidad de 1,30 m como mínimo a la generatriz del tubo superior de los

cables de potencia. Esta profundidad debe considerarse con respecto a la cara inferior de

las traviesas.



En consecuencia, las dimensiones de las zanjas, indicadas anteriormente aumentarán su

profundidad hasta 180 cm

Siempre que sea posible, se efectuará el cruzamiento por los lugares de menor anchura de

la zona del ferrocarril. En todo caso, deberá tenerse en cuenta lo especificado por la

correspondiente autorización de RENFE.

Baja Tensión

En el caso de cruzamiento entre dos líneas eléctricas subterráneas de alta y baja tensión,

directamente enterradas, la distancia mínima a respetar será de 25 cm.

Si no fuese posible conseguir esta distancia, se instalará una protección con placas de PVC


Alta Tensión

En los cruzamientos con otras líneas de Alta Tensión, la distancia mínima a respetar será de

25 cm.




En los cruzamientos con cables de telecomunicación, los cables de energía eléctrica se

colocarán a una distancia mínima de 25 cm.

Si no se pudiera conseguir la distancia mínima indicada, se instalará una protección con

placas de PVC entre ambas líneas, o bien se colocará una de ellas bajo tubo.

El cruzamiento no deberá realizarse correspondiendo con un empalme del cable de

telecomunicación, y no se instalarán empalmes en los cables eléctricos a menos de 1 m del

cruzamiento.



En cruzamientos con cables telefónicos, y caso de existir convenios con las distintas

compañías telefónicas, deberá tenerse en cuenta lo especificado en los correspondientes

acuerdos.

Agua, vapor, etc.

En los cruzamientos con conducciones de agua, vapor, etc. se mantendrá una distancia

mínima de 25 cm.


placas de PVC entre ambas conducciones, o bien se colocarán los cables bajo tubo.

Gas

La distancia a respetar en el caso de cruce con una canalización de gas será de 25 cm. No

se realizará el cruce del cable eléctrico sobre la proyección vertical de las juntas de la

canalización de gas.


entre la conducción de gas y los cables, o bien se colocarán los cables bajo tubo.

Alcantarillado

En los cruzamientos de cables eléctricos con conducciones de alcantarillado, deberá

evitarse el ataque de la bóveda de la conducción, debiendo mantener la distancia mínima

de 50 cm.


placas de PVC entre ambas conducciones, o bien se colocarán los cables bajo tubo.

Depósitos de carburantes

Se evitarán los cruzamientos de cables eléctricos sobre depósitos de carburantes. Los cables

deberán bordear el depósito, adecuadamente protegidos, y quedar a una distancia

mínima de 1,20 m del mismo.Si no se pudiera conseguir esta distancia, se instalará una

protección con placas de PVC entre cables y depósito, o bien se colocarán los cables bajo

tubo.



3.6.1.6. PASO AÉREO-SUBTERRÁNEO

En el paso de aéreo a subterráneo, únicamente se instalarán terminales, pararrayos.

La instalación se realizará en el apoyo fin de línea sobre un bastidor, donde a una altura

mínima sobre el suelo de 7 m se instalará un juego de pararrayos autoválvulas y los

terminales del cable, de forma que la conexión entre ambos sea lo más corta posible, tanto

por el terminal de línea como por el terminal de puesta a tierra.

En el tendido de los cables a lo largo del apoyo, estos irán grapados al apoyo, con una

separación entre los puntos de fijación tal que garantice la ausencia de desplazamientos

de los cables por efectos electromagnéticos. Los cables deberán estar protegidos hasta

una altura mínima de 3 metros sobre el suelo, bien introduciendo cada cable en un tubo de

PVC de resistencia mecánica adecuada, bien realizando una protección de chapa que

cubra perfectamente, todos los cables.

3.6.1.7 EMPALMES Y TERMINALES

Los empalmes y terminales de los conductores subterráneos se efectuaran siguiendo

métodos que garanticen una perfecta continuidad del conductor y de su aislamiento,

utilizando los materiales adecuados y de acuerdo con las instrucciones del fabricante.

Las líneas se tenderán en tramos de la mayor longitud posible, de tal forma que el número

de empalmes necesario sea el mínimo.

En los puntos de unión de los distintos tramos de tendido se utilizarán empalmes adecuados

a las características de los conductores a unir.

Los empalmes y terminales no deberán disminuir en ningún caso las características

eléctricas y mecánicas del cable, debiendo cumplir las siguientes condiciones básicas:

La conductividad del empalme o terminal deberá ser igual o superior a la de un

sólo conductor de la misma longitud.

El aislamiento ha de ser tan efectivo como el aislamiento propio del cable.

El empalme o terminal debe estar protegido para evitar el deterioro mecánico y la

entrada de humedad.



El empalme o terminal debe resistir los esfuerzos electrodinámicos en caso de

cortocircuito, así como el efecto térmico de la corriente, tanto en régimen normal

como en caso de sobrecargas y cortocircuitos.

Los empalmes y terminales serán premoldeados y ensayados en fábrica según

especificaciones.

3.6.1.8 PUESTAS A TIERRA

En las redes subterráneas de Alta Tensión se conectarán a tierra los siguientes elementos:

Bastidores de los elementos de protección

Apoyos y pararrayos autoválvulas, en el paso aereo-subterráneo.

Pantallas metálicas de los cables empalmes y terminales, según el sistema de

conexión elegido para cada caso, tal y como se indica en el apartado siguiente.

Los cables disponen de una pantalla metálica, sobre la que se inducen tensiones.

Dependiendo del sistema de conexión a tierra de estas pantallas, o bien pueden aparecer

corrientes inducidas que disminuyen la intensidad máxima admisible en el cable, o bien

aparecen tensiones inducidas que pueden alcanzar valores peligrosos.

En este caso se va a utilizar la conexión both ends

En este tipo de conexión, las pantallas de los cables son continuas y se conectan a tierra en

ambos extremos de la línea.

Las ventajas radican en el hecho de ser un sistema de conexión sencillo y de poco coste,

donde no aparecen tensiones inducidas en las pantallas que pudieran llegar a ser

peligrosas, y donde las pantallas actúan como apantallamiento reduciendo tensiones

inducidas en cables paralelos.

Los elementos que constituyen la puesta a tierra son:

Elementos de conexión a tierra de las pantallas

Línea de tierra

Electrodo de puesta a tierra



Los elementos de conexión de las pantallas a tierra, son los que se detallan a continuación:

Conexión rígida

La conexión directa de las pantallas a tierra, se realiza mediante un puente desmontable,

instalado en el interior de una caja metálica estanca pintada interior y exteriormente con

resina de poliéster, apta para instalación intemperie.

La conexión se hará mediante conductor de cobre con aislamiento 0,6/1 kV. La sección del

cable será calculada para permitir la conducción de la corriente total de falta especificada

para la pantalla, en este caso 185 mm2:

Línea de tierra

Es el conductor que une el electrodo de puesta a tierra con el punto de la instalación que

ha de conectarse a tierra, es decir, las cajas de puesta a tierra de empalmes y terminales.

Esta constituida por conductores de cobre desnudo según RU 3401. En función de la

corriente de defecto y la duración del mismo, las secciones mínimas del conductor a

emplear por la línea de tierra, a efectos de no alcanzar su temperatura máxima se deducirá

según la expresión siguiente:

S I

td

En donde:

Id: Corriente de defecto, en amperios.

t: Tiempo de duración de la falta, en segundos

(para t=5 s): 13, para conductor de cobre

: 180 ºC, para conductor desnudo

Las secciones normalizadas según el nivel de tensión serán:

Electrodo de puesta a tierra

Los electrodos de puesta a tierra estarán constituidos, bien por picas de acero-cobre (según

RU 6501), bien por conductores de cobre desnudo enterrados horizontalmente (según RU

3401), o bien por combinación de ambos.



En las terminaciones en subestaciones, se empleará el electrodo de puesta a tierra propio

de la subestación. En los entronques aéreo-subterráneos, el electrodo de puesta a tierra se

realizará en anillo cerrado.

En los empalmes, se instalarán 2 picas de 2 m de longitud unidas por 4 m de cable de cobre

de 95 mm2 de sección. En el punto medio de dicho cable se conectará, mediante

soldadura alumino térmica, la línea de tierra.

3.6.2. CÁLCULOS Y DESCRIPCIÓN DE LA LÍNEA

La evacuación de la energía del parque eólico se realizará a través de una línea

subterránea de 132 kV de 830 m, que conectará la subestación del parque con la línea

Chantada-Oural (ver planos de trazado).

3.6.2.1 RESISTENCIA

La resistencia del conductor en corriente continua a 20 ºC, es un valor específico del

material de dicho conductor y de la sección del mismo. Dicha resistencia varía con la

temperatura del conductor, según un coeficiente normalizado para los distintos materiales.

Asimismo, se definen unos coeficientes de efecto pelicular y de proximidad, cuya finalidad

es considerar la variación de la resistencia aparente del conductor en corriente continua

por el hecho de que la tensión sea alterna.

Según el apartado 2.1 de la Norma UNE 21144-1-1:1997, los valores de resistencia en

corriente continua (a 20 ºC y a la temperatura de trabajo máxima de 90 ºC), los coeficientes

de efecto pelicular (ks) y proximidad (kp), y la resistencia en corriente alterna a 90 ºC para

los conductores tipificados se muestran en la tabla siguiente:

Conductor: R c.c. ( /km)

ks kp R c.a. (90 ºC)

Material y

sección

(mm2)

20 ºC 90 ºC En Trébol en

contacto

En trébol bajo

tubo

En

contacto

( /km)

Bajo

tubo

( /km)

Al 630 0,0449 0,0575 0,024 0,0137 0,00349 0,0597 0,0591

3.6.2.2 REACTANCIA

La reactancia por km de línea se calcula según la expresión:



XL=2· ·f·L ( /km)

siendo:

f: Frecuencia de la red

L: Coeficiente de autoinducción entre fases, cuyo valor es:

L = ( + n2D

d) 10 H / km

m -0 5 2 4. • l

siendo:

Dm: Separación media geométrica entre fases, en mm

d: Diámetro del conductor, en mm

Considerando las distintas posibilidades de instalación de los conductores, el valor de la

reactancia para los distintos cables tipificados es:

Reactancia por fase ( /km)

Conductor:

Material y sección

(mm2)

En Trébol en

contacto

En trébol bajo

tubo

Al 630 0,12125 0,16402

3.6.2.3 CAPACIDAD Y PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS

La capacidad del cable y las pérdidas dieléctricas en el aislante se calculan aplicando las

expresiones dadas en el punto 2.2 de la Norma UNE 21144-1-1:1997.

Se han tomado como valores de referencia para la constante dieléctrica del aislamiento y

su ángulo de pérdidas, los especificados en dicha norma, que son los siguientes:

= 2.5

tan = 0.001

La intensidad de carga por efecto de la capacidad se calcula como:

c

m -3I =

U

3 2 f C L 10 (A)• • • • • •

donde:

C: Capacidad, en F/km

Um: Tensión más elevada de la red, en kV

L: Longitud de la línea, en km



La tabla siguiente muestra los valores de capacidad, pérdidas dieléctricas e intensidad de

carga capacitiva de la línea:

Conductor:

Material y

sección

Capacidad Pérdidas

dieléctricas

Intensidad

Carga

(mm2) ( F/km) (W/km) (A/km)

Al 630 0,1705 311,1 4,0821

3.6.2.4 PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE EN LA PANTALLA

Las pérdidas por efecto Joule en la pantalla se calculan como un incremento aparente ( )

de la resistencia del conductor, es decir

Wpantalla= · Rcond · I2cond

El factor recoge la influencia de las corrientes de circulación por la pantalla ( ’), debido a

la aparición de las tensiones inducidas, y la influencia de las corrientes de Foucault en la

propia pantalla ( ’’).

= ’ + ’’

Cuando la pantalla se pone a tierra en ambos extremos, la influencia de las corrientes de

Foucault ( ’’) será despreciable frente a la influencia de las corrientes que circulan por la

pantalla ( ’).

Aplicando las expresiones del apartado 2.3 de la norma UNE 21144-1-1:1997, los valores de

los parámetros que relacionan las pérdidas en la pantalla debidas a corrientes de

circulación ( ’), y las pérdidas debidas a corrientes de Foucault ( ’’), se muestran en la

siguiente tabla.

’ (circulación) ’’ (Foucault)

Conductor:

Material y

sección

(mm2)

Resist.

Pantalla

70ºC

( /km)

En Trébol

en

contacto

En trébol

bajo

tubo

En Trébol

en

contacto

En trébol

bajo

tubo

Al 630 0,13323 0,365533 0,77142 0,074499 0,018497

3.6.2.5 RESISTENCIAS TÉRMICAS

Los diferentes elementos del cable y el medio exterior oponen una resistencia a la

propagación del calor producido en el interior del cable por las pérdidas consideradas en



anteriormente y las pérdidas por efecto Joule en el conductor. Esta resistencia depende de

la resistividad térmica de los distintos materiales y del espesor de los mismos.

Para calcular estos valores de la resistencia térmica se sigue el guión marcado en la Norma

UNE 21144-2-1:1997.

Los valores de resistencia térmica entre el conductor y la pantalla (T1) y la de la cubierta

exterior (T3) son propios de cada cable y dependen únicamente de las dimensiones del

cable y de la resistividad térmica del aislante o de la cubierta. El valor de la resistencia

térmica del medio exterior (T4) depende de la instalación realizada (al aire, directamente

enterrada o enterrada bajo tubo) y de las características del terreno.

Los valores de resistividad térmica ( t) para los distintos tipos de aislantes y terrenos se

recogen en las tablas siguientes:

Material t (K·m/W)

Materiales aislantes Polietileno

Reticulado (XLPE)

3,5

Cubiertas protectoras Poliolefina o

Polietileno (PE)

3,5

Materiales para las

instalaciones bajo tubo

Poliolefina o

Polietileno (PE)

3,5

Tipo de Terreno t (K·m/W)

Muy húmedo 0,7

Húmedo 1,0

Seco 2,0

Muy seco 3,0

Con estas consideraciones, los valores de resistencia térmica T1, T3 y T4 para las distintas

posibilidades de instalación de una terna de cable se muestran en la tabla siguiente:



T3 (K*m/W) T4 (K*m/W) (1)

Conductor

: Material y

sección

(mm2)

T1

(K*m/W)

Cables

en trébol

en

contact

o

Cables

en

trébol

bajo

tubo (2)

Al aire

en

trébol

Enterrado

en trébol

en

contacto

Enterrado

en trébol

bajo tubo

Al 630 0,453768 0,104976 0,06561 0,603564 1,667662 1,931714

(1) Para el cálculo de T4 en instalaciones enterradas se ha tomado una resistividad del suelo

de 1.0 K·m/W, y la profundidad de enterramiento dada en las zanjas.

3.6.2.6 INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE

La intensidad máxima admisible por un cable, es aquella que provoca el calentamiento del

conductor hasta la temperatura máxima de trabajo en régimen permanente (90 ºC para los

cables seleccionados).

El conductor y su envolvente aislante se calienta debido al calor producido por:

Pérdidas por efecto Joule en el conductor

Pérdidas dieléctricas del aislante

Pérdidas por efecto Joule debidas a la corriente por la pantalla

El calor producido en el conductor es evacuado a través de las distintas capas aislantes

hasta la cubierta y transmitido al medio exterior:

Por convección y radiación en los cables al aire

Por conducción en los cables directamente enterrados

El cálculo de la intensidad admisible se realiza aplicando el punto 1.4.1 de la Norma UNE

21144-1-1:1997, utilizando los valores de resistencia del conductor, pérdidas dieléctricas, y

resistencia térmica calculados en los apartados anteriores.

Las condiciones normales de instalación se han tomado de la Norma UNE 21144-3-1:1997, y

son las siguientes:

Temperatura del suelo 25 ºC

Resistividad térmica del suelo 1 K·m/W

Temperatura del aire ambiente 40 ºC

Los resultados de intensidad admisible para una terna de cable se muestran en:



Tipo

Instalación

Ambos

extremos a

tierra

Enterrado 522

Bajo tubo 612

3.6.2.7 INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLE EN EL CONDUCTOR

Se calcula siguiendo el método descrito en la norma UNE 21192:1992, considerando la

hipótesis de calentamiento adiabático, para una temperatura inicial de 90 ºC y una

temperatura máxima después del cortocircuito de 250 ºC.

En la tabla siguiente se indican las intensidades de cortocircuito admisibles para el cable

seleccionado, para diferentes tiempos de duración del cortocircuito.

Intensidad de cortocircuito admisible en conductor (kA)

Conductor:

Material y

sección

(mm2)

Duración del cortocircuito

(seg)

0,1 0,2 0,3 0,5 0,7 1,0 1,5 2,0

Al 630 188 133 108 84 71 60 48 42

3.6.2.8 INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLE EN PANTALLA

La intensidad de cortocircuito admisible en una pantalla de hilos de cobre arrollados

helicoidalmente se ha calculado siguiendo el método descrito en la norma UNE 21192:1992,

considerando la hipótesis de calentamiento no adiabático, para una temperatura inicial de

70 ºC y una temperatura máxima después del cortocircuito de 200 ºC.

En la tabla siguiente se indican las intensidades de cortocircuito admisibles por la pantalla

del cable seleccionado, para diferentes tiempos de duración del cortocircuito.



Intensidad de cortocircuito admisible en pantalla (kA)

Sección

pantalla (mm2)

Duración del cortocircuito

(seg)

0,1 0,2 0,3 0,5 0,7 1,0 1,5 2,0

25 11 7,7 6,3 4,9 4,2 3,5 2,9 2,5

35 15 10,7 8,8 6,8 5,8 4,9 4,0 3,5

70 30 21,3 17,5 13,6 11,5 9,7 8,0 6,9

95 40 28,9 23,6 18,4 15,6 13,1 10,7 9,3

130 56 39,5 32,3 25,0 21,3 18,0 14,6 12,7

140 60 42,5 34,8 27,0 22,9 19,2 15,7 13,7

165 70 50,0 41,0 32,0 27,0 22,6 18,5 16,1

180 77 54,6 44,6 34,7 29,3 24,6 20,0 17,5

250 107 75,7 61,9 48,0 40,7 34,1 28,0 24,3

3.6.2.9 CAÍDA DE TENSIÓN

La expresión completa que proporciona el módulo de la caída de tensión en una línea de

transporte de energía eléctrica, considerando tanto los parámetros propios de la línea en

estudio como la influencia de la segunda terna (cuando exista) así como el régimen de

conexión de las pantallas de los cables, es la siguiente:

U = 3 I R X I X I I X X R LL M M L1

2 2 2

2

2 2

1 2 1 2 1 21 2 1( ( )) ( cos( ) ( ) sen( ))

donde:

U: Caída de tensión (V)

I1: Intensidad de la línea en estudio (A)

R: Resistencia del conductor ( /km)

: Coeficiente de pérdidas en la pantalla

XL: Reactancia inductiva de la línea en estudio ( /km)

I2: Intensidad de la segunda terna (A)

XM: Reactancia mutua entre ternas ( /km)

cos 1: Factor de potencia de la carga transportada por la línea en estudio

cos 2: Factor de potencia de la carga transportada por la segunda terna

L: Longitud de la línea, en km.

Teniendo en cuenta que no existirá reactancia mutua entre ternas, la expresión anterior

puede simplificarse como:

U = 3 I L R X L( ( ))1 2 2



donde:

U: Caída de tensión (V)

I: Intensidad por la línea en estudio (A)



XL: Reactancia inductiva de la línea en estudio( /km)


La intensidad que circula por la línea está relacionada con la potencia transportada según

la siguiente expresión:

I = P

3 U cos

donde:

P: Potencia activa entregada por la línea (kW)

U: Tensión compuesta en el extremo de la línea (kV)

cos : Factor de potencia de la potencia entregada

La caída de tensión en la línea en tanto por ciento de la tensión en el extremo de la línea se

puede expresar como:

U% = R X

10 U PL

L

2

( ( ))

cos

1 2 2

Sustituyendo los valores conocidos de U, R a 90 ºC, y X para el cable seleccionado, se

obtienen los siguientes valores de caída de tensión en función de la potencia entregada y

su factor de potencia (cos ).

SECCION

(mm2)

CAIDA DE TENSION ( U%)

cos =0,8 cos =0,9 cos =1

Al 630 1,05·10-6PL 9,32·10-7PL 8,39·10-7PL

Por lo tanto, la caída de tensión en la línea será:



SECCION

(mm2)

CAIDA DE TENSION ( U%)

cos =0,8 cos =0,9 cos =1

Al 630 0,013 0,012 0,010

3.6.2.10 POTENCIA A TRANSPORTAR

La potencia activa que puede transportar la línea vendrá limitada por la intensidad máxima

determinada anteriormente y por el factor de potencia, según la expresión

max max cosP = 3 U I

donde:



cos : Factor de potencia

La potencia activa que pueden transportar una terna de cables se muestra en la tabla

siguiente:

Conductor cos =0,8 cos =0,9 cos =1

Al 630 95,32 107,23 119,35

3.6.2.11 Pérdidas de potencia

La expresión completa que proporciona la pérdida de potencia aparente (Potencia activa

y reactiva) que se da en una línea de transporte de energía eléctrica, considerando tanto

las pérdidas que se producen cuando hay circulación de corriente por la línea como

aquéllas que se producen por el simple hecho de poner la línea en tensión, y teniendo en

cuenta la influencia que ejercería una segunda terna (en caso de existir) sobre la línea en

estudio, es la siguiente:

S = L I R W I I X j I X I I Xd M L M3 11

2

1 2 1 2 1

2

1 2 1 2( ) sen( ) cos( )



donde:

S: Pérdida de potencia aparente (VA)

I1: Intensidad de la línea en estudio (A)



XL: Reactancia inductiva de la línea en estudio ( /km)

Wd: Pérdidas dialécticas en el aislamiento (W/km))

I2: Intensidad de la segunda terna (A)

XM: Reactancia mutua entre ternas ( /km)

cos 1: Factor de potencia de la carga transportada por la línea en estudio

cos 2: Factor de potencia de la carga transportada por la segunda terna


La influencia de las pérdidas dieléctricas en el conjunto de pérdidas totales que se

producen en el cable oscila entre un máximo del 3 % si el cable está a plena carga y un

máximo del 5% si el cable transporta el 75 % de su carga máxima. Para los cables tipificados

y como primera aproximación, es aceptable despreciar el efecto de las pérdidas

dieléctricas o considerar que representarán el 5 % de las pérdidas totales calculadas.

Por otra parte, considerando únicamente la parte real de la expresión de S mostrada

anteriormente, el módulo de la pérdida de potencia activa que se dará en una línea al

circular por ella una determinada intensidad quedaría entonces como sigue:

P = I L R 3 12 ( )

donde:

P: Pérdida de potencia activa (W)

I: Intensidad por la línea (A)




La intensidad que circula por la línea está relacionada con la potencia transportada según

la siguiente expresión:

I = P

3 U cos



donde:



cos : Factor de potencia

La pérdida de potencia activa en la línea en tanto por ciento de la potencia entregada en

el extremo de la línea se puede expresar como:

P% = R

10 U PL

2

( )

cos

12

Sustituyendo los valores conocidos de U, R a 90 ºC y , se obtienen los siguientes valores de

pérdida de potencia activa en tanto por ciento de la potencia entregada (en kW) y en

función de su factor de potencia (cos ):


Al 630 7,31E-07 5,78 E-07 4,68 E-07

Por lo tanto, las pérdidas de potencia de la línea serán:


Al 630 0,045 0,036 0,029






4. PLANIMETRÍA

PLANO 1: SITUACIÓN ADE.

PLANO 2: EMPLAZAMIENTO DE AEROGENERADORES, SUBESTACIÓN Y CENTRO DE CONTROL EN ADE (I).

PLANO 3: EMPLAZAMIENTO DE AEROGENERADORES, SUBESTACIÓN Y CENTRO DE CONTROL EN ADE (II).

PLANO 4: POLIGONALES P.E. VIENTO DE LEMOS MONTES DE ABELLA

PLANO 5: INTERCONEXIÓN M.T. AEROGENERADORES CON SUBESTACIÓN.

PLANO 6: POSIBLE CONEXIÓN SUBESTACIÓN L.A.T.

PLANO 7: ACCESOS P.E. VIENTO DE LEMOS MONTES DE ABELLA VIALES EXISTENTES-NUEVA CONTRUCCIÓN.

PLANO 8: CENTRO DE CONTROL Y SUBESTACIÓN.

PLANO 9: ESQUEMA UNIFILAR SUBESTACIÓN.

PLANO 10: AEROGENERADOR VESTAS V-112 3MW.



5. PRESUPUESTO TOTAL DEL PARQUE DESGLOSADO




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