ANTEPROYECTO-PLAN EÓLICO PARQUE EÓLICO DE 9 MW

Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
ANTEPROYECTO-PLAN EÓLICO
PARQUE EÓLICO DE 9 MW HOYA DE HERRERA
CON VERTIDO DIRECTO A RED. TEGUISE.
LANZAROTE.
Agosto 2007
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
INDICE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
PÁGINA
INTRODUCCIÓN .......................................................................... 6
A) MEMORIA RESUMEN 11
1. PETICIONARIO ...................................................................... 12
2. REPRESENTACIÓN ................................................................. 12
3. DATOS RELATIVOS AL PARQUE ............................................. 13
4. TERRENOS ............................................................................. 15
5. IDENTIFICACION DE ESPACIOS NATURALES Y PARQUES
EÓLICOS.................................................................................... 15
B) DATOS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE ORIGEN EÓLICO
16
1. POTENCIA TOTAL Y UNITARIA (POR AEROGENERADOR) A
INSTALAR DEL PARQUE EÓLICO ................................................ 17
2. ÁREA DE TERRENO OCUPADO ................................................ 17
3. ENERGÍA ANUAL ESTIMADA .................................................. 18
4. HORAS EQUIVALENTES Y FACTOR DE CAPACIDAD PREVISTOS
.................................................................................................. 18
5. ÍNDICE BÁSICO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ....................... 18
C) AEROGENERADORES 20
1. NUMERO DE AEROGENERADORES A INSTALAR...................... 21
2. DESCRIPCIÓN TÉCNICA
DEL AEROGENERADOR VESTAS
MODELO V90 3.0 MW................................................................ 21
2.1 DESCRIPCIÓN DE LA GÓNDOLA ............................................. 22
2.2 BANCADA (ESTRUCTURA BASE) ............................................. 22
2.3 MULTIPLICADORA ................................................................ 23
2.4 SISTEMA DE ORIENTACIÓN ................................................... 24
2.5 EL SISTEMA DE FRENOS ....................................................... 24
2.6 GENERADOR ....................................................................... 24
2
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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Equipo Estable I+D INGEMAR
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2.7 TRANSFORMADOR................................................................ 25
2.8 SISTEMA DE REFRIGERACIÓN Y DE AIRE ACONDICIONADO ....... 25
2.9 ROTOR V90 ......................................................................... 26
2.10 DATOS PRINCIPALES .......................................................... 33
2.11 CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA .......................................... 45
2.12 CRITERIOS DE DISEÑO PARA AMBIENTES GENERALES ............ 45
2.13 DESARROLLOS ESPECÍFICOS ............................................... 48
2.14. OBRAS COMPLEMENTARIAS. ............................................... 74
3. CURVAS DE POTENCIA DE LAS MÁQUINAS EÓLICAS
CERTIFICADAS POR EL FABRICANTE. ........................................ 92
4. CERTIFICACIÓN QUE EL PARQUE EÓLICO CUMPLEN CON LOS
TARADOS DE PROTECCIONES DE NIVEL I.................................. 96
5. VIDA ÚTIL (EN AÑOS) DE LAS MÁQUINAS A INSTALAR....... 100
D) GRADO DE AFECCIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO 105
1. DATOS DE LA RED ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN O
TRANSPORTE EN LA ZONA DEL PARQUE EÓLICO, CON
INDICACIÓN DEL POSIBLE PUNTO DE CONEXIÓN A LA RED.... 106
2. PROPUESTAS DE ACCIONES O INVERSIONES QUE MEJOREN LA
ESTABILIDAD/CURVA DE CARGA DEL SISTEMA....................... 107
2.1 DEFINICIÓN DE ALGUNOS DE LOS BLOQUES DEL PRM, BLOQUES
DE FUNCIONALIDAD Y OTROS ELEMENTOS DE INTERÉS DEL PRM .. 109
3. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE GESTIÓN TELEMÁTICA
DETALLANDO EL SISTEMA DE DESCONEXIÓN Y POTENCIA
IMPLICADA EN LOS ESCALONES, SI LOS HUBIERA. ................. 117
3.1 ADVANCED GRID .............................................................. 117
3.2 CARACTERÍSTICAS DE LA GRID ........................................... 118
3.3 ACTUALIZACIONES DEL HARDWARE ..................................... 118
3.4 SENSOR DE POSICIÓN........................................................ 119
3.5 PROTECCIÓN DEL AGO2 Y DESCRIPCIÓN DEL CONTROL.......... 119
3.6 CONTRIBUCIÓN DE LA CORRIENTE ACTIVA/REACTIVA ............ 121
3.7 RECUPERACIÓN DE POTENCIA ............................................. 123
3.8 HUECOS DE TENSIÓN MÚLTIPLES EN PERÍODOS BREVES ........ 124
3.9 FUNCIONAMIENTO DURANTE EL ISLANDING.......................... 125
3.10 TASA DE ÉXITOS.............................................................. 125
3
Promotor: VVO ENERGY S.L.
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3.11 DESCRIPCIÓN DEL PRINCIPIO DE RESPUESTA A UN HUECO DE
TENSIÓN ................................................................................ 125
4. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE ACREDITA QUE EL
MODELO DE AEROGENERADOR DEL PARQUE EÓLICO NO
CONSUMA ENERGÍA ACTIVA NI REACTIVA .............................. 128
5. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE ACREDITE QUE EL
PARQUE EÓLICO PUEDE APORTAR ENERGÍA REACTIVA .......... 133
E) LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA
135
1. PLANO DE LA LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y CODIFICACIÓN
DEL PARQUE EÓLICO. .............................................................. 136
1.1
LOCALIZACIÓN
GEOGRÁFICA
Y
CODIFICACIÓN
DE
AEROGENERADORES................................................................ 136
1.2 VALORACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL VIENTO EN LA ZONA .. 136
F) TERRENOS 137
1. CALIFICACIÓN DE TERRENOS.............................................. 138
1.1. SUPERFICIE DE TERRENO DISPONIBLE POR EL SOLICITANTE
PARA EJECUTAR EL PARQUE EÓLICO .......................................... 138
1.2. SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR EL PARQUE EÓLICO 138
1.3. SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR LAS INSTALACIONES
EÓLICAS EXISTENTES COLINDANTES. ........................................ 139
1.4. PROPUESTA DE DISTRIBUCIÓN EN PLANTA DE LAS
INSTALACIONES DE GENERACIÓN ............................................. 139
1.5. INDICACIÓN DE LAS ÁREAS PERTENECIENTES A LA RED CANARIA
DE ESPACIOS NATURALES PROTEGIDOS O A PARQUES NACIONALES
CERCANOS AL PARQUE EOLICO ................................................. 139
1.6. INDICACIÓN DE LAS ÁREAS PERTENECIENTES A LA RED NATURA
2000 (ZEPA Y LIC)................................................................... 140
2.
DOCUMENTACIÓN
JUSTIFICATIVA
RELATIVA
A
LA
DISPONIBILIDAD DE LOS TERRENOS ...................................... 141
2.1. DISPONIBILIDAD DE LOS TERRENOS................................... 141
2.2. DOCUMENTACIÓN JUSTIFICATIVA ....................................... 141
G) ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
144
1. ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES ......................................... 145
4
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1.1. DESCRIPCIÓN GEOGRÁFICA Y SINGULARIDAD...................... 145
2.
IDENTIFICACIÓN
E
INFLUENCIA
SOBRE
PARQUES
NACIONALES, ESPACIOS NATURALES PROTEGIDOS, ZEPA, LIC Y
SITIOS ARQUEOLÓGICOS O DE INTERÉS HISTÓRICO CERCANOS.
................................................................................................ 146
2.1 IDENTIFICACIÓN E INFLUENCIA SOBRE PARQUES NACIONALES146
2.2 ESPACIOS NATURALES PROTEGIDOS ................................... 153
2.3 ZEPAS Y LICS: RED NATURA 2000....................................... 165
2.4 INFLUENCIA SOBRE EL PATRIMONIO ARQUEOLÓGICO. .......... 167
3. PROPUESTAS PARA LA MEJORA DEL ENTORNO EN EL QUE SE
ENCUENTRA SITUADO EL PARQUE........................................... 170
3.1 VALORACIÓN DE SOMBRAS ................................................. 170
3.2 VALORACIÓN DEL RUIDO. ................................................... 171
3.3 MEDIDAS CORRECTORAS PARA LA MEJORA DEL ENTORNO ...... 176
3.4 ALTERACIÓN DE LA CALIDAD DE LAS AGUAS Y RED
HIDROGRÁFICA....................................................................... 180
3.5 MEDIDAS SOBRE EL MEDIO BIÓTICO................................... 182
3.6 AFECCIONES AL MEDIO PERCEPTUAL................................... 184
3.7 RIESGOS Y MOLESTIAS ..................................................... 185
3.8 MEDIDAS SOBRE EL MEDIO SOCIOECONÓMICO .................... 186
3.9 PROPUESTAS DE MEJORA DEL ENTORNO............................... 187
4. PLAN DE DESMANTELAMIENTO DEL PARQUE....................... 187
4.1 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ACTUACIÓN ................................. 187
4.2 RECUPERACIÓN DEL SUELO OCUPADO................................. 200
CONCLUSIÓN.......................................................................... 204
H) ASPECTOS SOCIO-ECONÓMICOS
205
1. PRESUPUESTO. .................................................................... 206
2.- ACUERDOS FORMALES EXISTENTES CON LAS ENTIDADES
LOCALES CANARIAS ................................................................ 207
I) CRITERIOS DE VALORACION
209
1. CRITERIOS DE VALORACIÓN ................................................ 210
J) PLANOS
213
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INTRODUCCIÓN
Al igual que el resto de las islas Canarias, Lanzarote es una isla
enteramente volcánica, con abundancia de manifestaciones pertenecientes a
episodios recientes o subrecientes que caracterizan gran parte de su paisaje. Es
la isla más septentrional de Canarias, y se la considera formando un conjunto
con el pequeño archipiélago constituido por los islotes de La Graciosa, Montaña
Clara, Alegranza y los Roques del Oeste y el del Este, que forman el llamado
Archipiélago Chinijo.
Lanzarote está situada entre los paralelos 29°25' (Punta Mosegos,
Alegranza) y 18°50' (Punta de Papagayo) de latitud Norte y entre los meridianos
13°20' (Roque del Este) y 14°57' (Punta Ginés) de longitud Oeste. Ocupa una
superficie de 862 km2, que sumando los 43 km2 de los islotes suponen un total d
e 905 km2.
Lanzarote se asienta sobre la misma plataforma que la vecina isla de
Fuerteventura. Las mayores profundidades este ámbito insular no alcanzan los
cien metros. También es de resaltar que la distancia entre la isla y el Cabo Juby,
en la próxima costa africana, es de unos 140 Km.
La mayor distancia en sentido longitudinal de la isla es de 58 Km.,
mientras que en sentido transversal, entre dos puntos situados sobre el mismo
paralelo, es de 34,5 Km. Sus alturas son modestas, pues su punto culminante
sólo alcanza los 670 m en las Peñas del Chache.
La extensión total de las costas es de 213 km2. sólo en la zona
geológicamente más antigua aparecen acantilados de una cierta altura, pero en
los sectores más recientes la costa es rocosa, con pequeños cantiles. Las playas
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son abundantes en la costa oriental y en el sur, mientras que en el oeste es más
bien rocosa o acantilada, con excepción de la playa de Famara.
Teguise es el mayor municipio en extensión de la isla y al igual que Yaiza
y Haría posee costa en ambos lados. La costa oriental con muchas playas y
pequeñas calas con salientes poco acusados, aunque en algún tramo podemos
ver ligeros acantilados, esta parte es conocida como Costa Teguise, segundo
centro turístico de la isla después de Puerto del Carmen.
La Costa del noroeste tiene dos tramos muy diferenciados; uno bajo y
arenoso que corresponde a la bahía de Penedo, bordeada por la amplia playa de
Famara; y el segundo más alto y rocoso, de espectacular belleza, relacionado
con los volcanes de Soo. Esta costa occidental, es la que se relaciona con los
islotes de La Graciosa y Alegranza, ambos dependen de este Municipio.
En relación con el recurso eólico, Lanzarote, al igual que las restantes islas
orientales, se caracteriza por ser una isla ventosa, con vientos regulares y
constantes a lo largo del año, con picos de viento en los meses de verano. La
dirección predominante del viento es Noreste, con frecuentes invasiones de aire
subsahariano cargado de polvo en suspensión, fenómeno conocido en las islas
como “calima” o “siroco”.
En otro orden de cosas, el empleo de combustibles fósiles como fuente de
obtención de energía, ha sido el motor del desarrollo industrial desde el siglo XIX
y durante el siglo XX, pero las circunstancias climáticas que se dan en el Planeta
hacen que el siglo XXI presente diversas razones que nos llevan a la conclusión
de que es necesario replantear esta política energética, ya que la sostenibilidad
del medio ambiente, la agotabilidad de los recursos naturales utilizados y el
aumento de la temperatura del Globo, hacen inviable su prolongación en el
tiempo.
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El impacto medioambiental que provoca la producción y consumo de
energía obtenida a través de la utilización de combustibles fósiles cuya energía
es extraída por combustión, genera, aparte de los gases típicos de la combustión
del petróleo (CO2, NOx, SO2), y siempre en función de la temperatura diversas
cantidades de dioxinas, furanos y compuestos clorados contenidos en las
emisiones gaseosas que junto a los residuos sólidos de rechazo, producen un
terrible deterioro de nuestro hábitat. De igual forma, ocasiona un impacto
térmico y biológico que incide directamente en el ecosistema, afectando al caudal
de los barrancos, a las filtraciones al subsuelo y a las emisiones al medio marino.
Esta forma de obtención de energía es cara y dañina para el medio ambiente, y
lo que es más importante, agotable.
Ante esta posibilidad real de agotamiento de los recursos existentes a
medio y largo plazo y como consecuencia de la dependencia de países inestables
política, social y económicamente y de un progresivo deterioro de nuestro medio
ambiente, es necesario adoptar medidas que permitan la utilización de fuentes
de energías limpias, estables y perennes.
En la cumbre de Kyoto se acordó reducir las emisiones de gases con
efecto invernadero en los países comunitarios en un 8% para el año 2010, y en
el caso concreto de España hay que reducir y llevar la cota actual de un 40% de
las emisiones de 1990 a un 15% de las mismas en el 2008-2010. Para esa fecha
se prevé, en cumplimiento de las directrices del Libro Blanco de las Energías
Renovables de la Unión Europea, que el 12% de la demanda de energía primaria
esté cubierta con energías renovables. A través de estudios realizados, se ha
podido demostrar que las energías tradicionales son 31 veces más contaminantes
que la energía eólica, por lo que un estudio de impacto ambiental debería
favorecer siempre esta alternativa.
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En
el
campo
de
las
energías
Promotor: VVO ENERGY S.L.
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renovables
la
energía
eólica
es
probablemente la que ha alcanzado un grado de desarrollo y penetración más
significativo. Canarias tiene un alto potencial en el aprovechamiento de energía
eólica, por lo que existe un campo para el crecimiento de esta actividad.
En el caso de la energía eólica se espera instalar 1025 MW de potencia
antes del 2015, lo que significa multiplicar por siete la potencia instalada a
finales del 2004, según refleja el PECAN (Plan Energético de Canarias) aprobado
por el Parlamento de Canarias en Abril del 2007, instrumento que regula, entre
otros, el desarrollo, la ordenación, la instalación y la explotación de las
instalaciones eólicas en Canarias, lo que servirá para ahorrar anualmente la
combustión de más de 620.000 toneladas de petróleo y evitará la emisión de
más de 5 millones de toneladas de CO2 y azufre, principales causantes del efecto
invernadero y de la lluvia ácida.
Todo modelo de desarrollo energético sostenible ha de basarse en el
fomento del ahorro y la eficiencia energética, la cogeneración y el uso
generalizado de las energías renovables. La eficiencia energética se traduce en la
cantidad de bienes y servicios obtenidos a partir de una determinada cantidad de
energía. Su mejora está asociada al aumento del valor añadido y a la reducción
del impacto ambiental. Esto debe producirse en cada una de las cuatro fases del
ciclo energético: aprovisionamiento, transformación, transporte y consumo.
La captación y utilización de las fuentes propias disponibles y la
sustitución parcial de los productos petrolíferos aparecen como medidas más
eficaces. La energía eólica presenta un alto potencial en las zonas próximas al
litoral canario, así como un posible desarrollo tecnológico propio que debe ser
aprovechado.
Queriendo ser partícipes en el desarrollo socioeconómico sostenible de
Canarias proponemos este proyecto de generación de energía eléctrica utilizando
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como “combustible” el viento, recurso inagotable. La consecución de este
proyecto nos irá separando cada vez más de la dependencia de combustibles
fósiles como fuente de energía y de la inestabilidad económica derivada de las
fluctuaciones de los precios del petróleo.
El Plan Energético de Canarias (PECAN 2007) apuesta con firmeza por la
eficiencia energética y el ahorro en el consumo. En este sentido, parece una
alternativa interesante las instalaciones eólicas acopladas directamente a las
Redes Eléctricas Insulares. El avance tecnológico de los diferentes fabricantes en
este campo permite una alta calidad de producción energética que repercute de
forma directa en nuestro particular sistema eléctrico y en beneficio de los propios
consumidores.
Este proyecto desarrollado por VVO ENERGY S.L., sociedad dedicada a la
promoción de energías renovables, quiere llevarse a cabo en las Islas Canarias
mejorando así el aprovechamiento de los recursos eólicos de esta región,
mediante las más recientes tecnologías y desde el máximo respeto al entorno y
medio ambiente natural.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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A) MEMORIA RESUMEN
Datos de potencia y energía de origen eólico
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1. PETICIONARIO
Nombre
Dirección Social
Municipio
Dirección
Notificación
Municipio
Teléfono 1 :
e-mail:
VVO ENERGY S.L.
Avda. de Canarias nº16, bajo
Las Palmas de Gran Canaria
C/Cardenal Marcelo Spinola nº 4
C.I.F
C.P
Isla
C.P
MADRID
913838286
Tel 2:
p.pesta@capitalenergy.es
Isla:
B35964451
35002
Gran Canaria
28016
Fax:
913838127
2. REPRESENTACIÓN
Nombre:
Cargo:
*1
Jesús Martín Bueza
Administrador Tipo
único
representación
(indicar si es solidaria, mancomunada, etc.)
Datos de potencia y energía de origen eólico
*1
de
D.N.I
Solidaria
7247793X
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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3. DATOS RELATIVOS AL PARQUE
Denominación:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN TEGUISE.
REF: EDINGMAR/TF07-13
Emplazamiento:
Fincas rústicas parcelas con identificación catastral
35024A008008200000LW
35024A008008210000LA
Localidad:
Teguise
Municipio:
TEGUISE
Isla:
LANZAROTE
Potencia nominal a instalar 9
Numero
de
3
(Mw)
Aerogeneradores:
Energía Anual Estimada (KWh) 28.584.464 Hora
equivalentes
3.176
(H/año):
Aerogeneradores a Instalar
Coordenadas
Aerogeneradores
Vida
Nº
Modelo
KW
(UTM)
Útil
X
Y
Z
1.1
Vestas V90-3MW
20 - 25
3.000
638163
3210218
190
1.2
Vestas V90-3MW
20 - 25
3.000
637990
3209802
197
2.1
Vestas V90-3MW
20 - 25
3.000
637817
3209386
195
Descripción del Proyecto
Construcción y explotación de un parque eólico de 9 MW en la modalidad de
instalación de nuevos parques eólicos destinados a verter toda la energía en los sistemas
eléctricos insulares canarios, constituido por 3 turbinas eólicas de la marca Vestas V903MW de 3.000 KW de potencia unitaria, con su infraestructura eléctrica correspondiente.
El proyecto se desarrolla en la finca rústica, parcela con identificación catastral
del Término Municipal de TEGUISE, en la zona denominada del citado Término Municipal.
Se adjunta ficha catastral de la parcela a ubicar el Parque Eólico.
Los terrenos en los que se desarrollará el Parque Eólico descrito en el presente
documento tienen calificación de “rústico” según las Normas Subsidiarias, actualmente en
vigor, del Ayuntamiento de TEGUISE y la calificación de “Resto de Suelo Rústico de
Datos de potencia y energía de origen eólico
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Protección Natural (el jable)” según el Plan Insular de Ordenación de Lanzarote, apto
para la instalación de estructuras de aprovechamiento de energía eólica ya que, debido a
que existe acuerdo con las entidades locales para la instalación del presente parque
eólico, esta infraestructura pasa a ser parte del Equipamiento Estructural Insular del
Sistema de Comunicación e Infraestructura, que según el PIOL, en el punto B9 del
artículo 2.2.3.7. Condiciones generales de los Sistemas Generales y de los Equipamientos
Estruturales Insulares “los EEI del Sistema de Comunicación e Infraestructura (parques
eólicos, instalaciones de telefonía, etc.) que demandan condiciones geográficas concretas
en su ubicación, podrán localizarse en cualquier categoría de Suelo Rústico, excepto en la
de Suelo Rústico de Protección Forestal y Suelo Rústico de Protección Natural cuando se
den las siguientes circunstancias: a) justifiquen adecuadamente la necesidad de ubicarse
en un punto determinado y la imposibilidad de localizarse en categorías de menor valor
con resultados equivalentes en cuanto al servicio prestado o b) incorporen las medidas
protectoras y correctoras del impacto ambiental y paisajístico que pudieran producir.
En el caso del presente parque eólico, su ubicación se justifica por la existencia en
las proximidades de un parque eólico existente y de todas sus infraestructuras
complementarias tales como línea de evacuación eléctrica, subestación transformadora,
accesos y sistemas de gestión telemática, las cuales darían servicio al parque propuesto
y a todos aquellos que resulten adjudicados en la cercanía. Además, de que se trata de
una instalación que debe situarse en las zonas donde se produzca una mayor
optimización del recurso eólico, como ocurre en esta zona con un excepcional potencial
eólico (número de horas equivalentes y velocidad adecuada). Por otro lado, en el
apartado del presente plan eólico, correspondiente al Estudio Medioambiental se
presentan las medidas para la minimización de los impactos sobre la flora, la fauna y el
paisaje, así como un completo Plan de Desmantelamiento.
Datos de potencia y energía de origen eólico
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4. TERRENOS
Superficie de Terreno Disponibles (m2):
1539215
Superficie del terreno afectada por
el conjunto de aerogeneradores (m2):
Superficie de terreno afectada por
instalaciones eólicas colindantes (m2):
844043,77
0
5. IDENTIFICACION DE ESPACIOS NATURALES Y PARQUES EÓLICOS
Nombre
*2
Identificación
Distancia
Mínima (Km.)
Archipiélago de Chinijo
Parque Natural
8,6
Tenegüime
Paisaje Protegido
10,1
La Geria
Paisaje Protegido
3,2
Z.E.P.A.
3,8
Z.E.P.A.
3,0
Z.E.P.A.
3,2
Parque Eólico
Montaña de la Mina
2,21
Parque Eólico
Los Valles
13,90
Llanos de la Corona y
Tegala Grande
Islotes del Norte de
Lanzarote y Famara
La Geria
*2
Se especificaran todos los Parques Naturales, espacios integrantes de la Red Canaria de
espacios naturales Protegidos, Z.E.P.A. (Zona Especial de Protección de Aves), L.I.C.
(Lugares de Interés Comunitario) e instalaciones eólica cercanas.
Datos de potencia y energía de origen eólico
15
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
B) DATOS DE POTENCIA Y ENERGÍA
DE ORIGEN EÓLICO
Datos de potencia y energía de origen eólico
16
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
1. POTENCIA TOTAL Y UNITARIA (POR AEROGENERADOR) A INSTALAR
DEL PARQUE EÓLICO
El parque eólico está formado por 3 aerogeneradores Vestas V90-3MW de
3.000 [KW] de potencia unitaria con una potencia total instalada de 9 [MW].
Ubicación
Tipo
Fila/Posición
Potencia
[KW]
1.1
Vestas V90-3MW
3.000
1.2
Vestas V90-3MW
3.000
2.1
Vestas V90-3MW
3.000
POTENCIA TOTAL
(MW)
9
2. ÁREA DE TERRENO OCUPADO
Teniendo en cuenta la definición de “Área de terreno ocupado”, como la
superficie de terreno contenida en la envolvente poligonal, constituida por los
contornos exteriores de las áreas de sensibilidad eólica de los aerogeneradores
que componen el parque, y como definición de área de sensibilidad eólica
la
establecida en el artículo 3 del Decreto 32/2006, de 27 de marzo:
El área de sensibilidad eólica del parque que nos ocupa es de 844.043,77 m2
(véase plano N º3).
Datos de potencia y energía de origen eólico
17
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
3. ENERGÍA ANUAL ESTIMADA
La energía anual calculada utilizando la “Herramienta para el Calculo del Índice
Básico de Eficiencia Energética (IBEE) de un parque eólico” de la página web
oficial del Instituto Tecnológico de Canarias es de 28.584.464 kWh/año.
4. HORAS EQUIVALENTES Y FACTOR DE CAPACIDAD PREVISTOS
Las Horas Equivalentes de la zona estudiada son 3.176 sin afección según
“Herramienta para el Calculo del Índice Básico de Eficiencia Energética
(IBEE)
de un parque eólico” con un factor de capacidad previsto del 36,25 %
asumiendo como 8.760 el número de horas anuales.
5. ÍNDICE BÁSICO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
El Índice Básico de Eficiencia Energética (IBEE) se ha calculado a través de la
Herramienta facilitada por el Instituto Tecnológico de Canarias para el concurso
público para la asignación de potencia en la modalidad de nuevos parques eólicos
destinados a verter toda la energía en los sistemas eléctricos insulares canarios,
obteniendo los siguientes resultados:
Datos de potencia y energía de origen eólico
18
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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19
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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C) AEROGENERADORES
20
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
1. NUMERO DE AEROGENERADORES A INSTALAR
El
parque
eólico
de
consumo
asociado
prevé
la
instalación
de
3
aerogeneradores Vestas V90-3MW de 3 [MW] de potencia unitaria 3.000 con una
potencia total de 9 [MW].
2. DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL AEROGENERADOR VESTAS MODELO V90
3.0 MW
El aerogenerador V90 – 3.0 MW Vestas es un modelo tripala, a barlovento, de
paso regulable y con sistema de orientación activo, dispone de un rotor de 90 m
de diámetro y un generador de 3.0 MW.
El aerogenerador utiliza los conceptos OptiTip® y OptiSpeedTM. Gracias a
estas prestaciones, el rotor puede funcionar a velocidades variables (rpm), lo que
mantiene en todo momento una producción de potencia nominal, incluso con
vientos fuertes, independientemente de la temperatura y densidad del aire.
Con vientos de baja velocidad, los sistemas OptiTip® y OptiSpeedTM
maximizan la producción de potencia adoptando las rpm y el ángulo de giro
óptimos, lo que también contribuye a minimizar la emisión de ruido del
aerogenerador.
21
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
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2.1 DESCRIPCIÓN DE LA GÓNDOLA
La cubierta de la góndola, de fibra de vidrio, dispone de una apertura en el
suelo para permitir el acceso a su interior desde la torre. La sección del techo
está equipada con trampillas transparentes, que pueden abrirse para acceder al
techo y a los sensores de viento, instalados sobre éste. Si el aerogenerador se
entrega con balizas, éstas también se instalan sobre el techo.
2.2 BANCADA (ESTRUCTURA BASE)
La parte frontal de la estructura base de la góndola, de acero colado,
actúa como bancada para el tren de transmisión, que canaliza la fuerza y el par
del rotor a la torre a través del sistema de orientación. La cubierta de la góndola
está montada sobre la estructura base de la góndola.
22
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
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Situación:
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
La estructura base de la góndola consta de dos partes: una de hierro
colado y una estructura de vigas de hierro. La parte de hierro colado sirve de
bancada para la multiplicadora y el generador.
La superficie inferior está mecanizada y unida a los rodamientos de orientación.
Los travesaños de la grúa están sujetos a la estructura superior mientras
que los travesaños inferiores de la estructura de vigas de hierro están
conectados al extremo trasero. La parte trasera de estructura base sirve de
bancada a los paneles del controlador, al sistema de refrigeración y el
transformador.
Los cuatro motorreductores están unidos mediante pernos a la estructura base
de la góndola.
La góndola aloja un puente grúa de sistema de cadena única y con una
capacidad de carga máxima de 800 kg. Si hubiera que realizar el mantenimiento
de componentes de mayor peso, la capacidad de carga máxima del puente grúa
puede aumentarse a 1.600 / 10.000 kg.
El puente grúa reforzado puede elevar y descender componentes de gran
tamaño, como elementos de la multiplicadora o del generador.
2.3 MULTIPLICADORA
La multiplicadora, una combinación de un engranaje planetario de 2
etapas y un engranaje de tornillo sinfín de 1 etapa, transmite el par del rotor al
generador.
Su alojamiento está unido mediante pernos a la estructura base. El eje de baja
velocidad está conectado directamente al buje sin servirse del clásico eje
principal.
El sistema de lubricación de la multiplicadora es un sistema de alimentación
forzada que no utiliza ningún cárter integrado.
23
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Fecha:
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Situación:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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2.4 SISTEMA DE ORIENTACIÓN
El sistema del rodamiento de orientación es un rodamiento liso con fricción
integrada, que permite el giro de la góndola encima de la torre. El sistema
transmite las fuerzas del rotor / góndola a la torre.
2.5 EL SISTEMA DE FRENOS
El aerogenerador se detiene mediante un giro completo de las palas. Los cilindros
de cada uno de los pasos garantizan un sistema de seguridad triple durante la
frenada.
Además, un sistema hidráulico aplica presión a un freno de disco situado en el
eje de alta velocidad de la multiplicadora. El sistema del freno de disco está
equipado con tres pinzas de freno hidráulicas.
El freno de disco se considera el freno de estacionamiento.
2.6 GENERADOR
El generador es un modelo asíncrono con doble alimentación de 4 polos
con rotor bobinado.
El sistema OptiSpeedTM permite que el generador funcione con velocidad
de viento variable, lo que reduce las fluctuaciones de potencia en el sistema de la
red y minimiza las cargas de los componentes esenciales del aerogenerador.
Además,
el
sistema
OptiSpeedTM
optimiza
la
producción
de
energía,
especialmente con velocidades de viento bajas. La tecnología OptiSpeedTM
permite controlar el factor de potencia reactiva del aerogenerador entre 0,96
24
Promotor: VVO ENERGY S.L.
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inductivo y 0,98 capacitivo, medidos en el lado de baja tensión. El generador se
refrigera con agua.
2.7 TRANSFORMADOR
El transformador elevador se encuentra en un compartimiento separado,
en la parte trasera de la góndola. Se trata de un modelo trifásico seco
encapsulado, especialmente diseñado para aerogeneradores. El bobinado se
conecta en triángulo en el lado de alta tensión, a no ser que se especifique lo
contrario, mientras que en el lado de baja tensión (1000 V y 400 V), se conecta
en estrella. Los sistemas de 1000 V y 400 V de la góndola son sistemas TN, en
los que el punto de estrella se conecta a tierra.
Los disipadores de sobretensión están instalados en el lado de alta tensión
(primaria) del transformador. La tensión de salida se puede obtener en grados de
0,5 kV desde 10 a 33 kV, siendo 36 kV (Um) la tensión máxima del equipo. La
sala del transformador está equipada con sensores de detección de arco.
2.8 SISTEMA DE REFRIGERACIÓN Y DE AIRE ACONDICIONADO
Si la temperatura del aire dentro de la góndola sobrepasa un determinado
nivel, se abren las válvulas de charnela hacia el exterior. Un motor de ventilador
introduce aire del exterior para refrigerar el aire del interior de la góndola.
El aceite lubricante del motor, el agua de refrigeración del generador y el
sistema OptiSpeedTM se refrigeran mediante una toma de aire independiente,
que utiliza sistemas de refrigeración de agua / aire separados. Los refrigerantes
de agua se encuentran térmicamente aislados de otras partes de la góndola. Un
ventilador
independiente
refrigera
el
transformador.
El
sistema
del
25
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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intercambiador de calor está instalado en un compartimiento independiente, en
la sección trasera superior de la góndola.
2.9 ROTOR V90
2.9.1 BUJE / NARIZ DEL BUJE
El buje se monta directamente en la multiplicadora, eliminando así el
clásico eje principal para transmitir la potencia del viento al generador mediante
la multiplicadora.
2.9.2 REGULACIÓN DEL GIRO DE LAS PALAS
El aerogenerador V90 está equipado con un sistema de control del giro de
las palas basado en un microprocesador llamado OptiTip®. En función de las
condiciones dominantes del viento, las palas adoptan constantemente el mejor
ángulo de giro.
El mecanismo de paso está situado en el buje. Los cambios de ángulo de
paso de las palas se realizan mediante cilindros hidráulicos, que pueden hacer
girar las palas 95º. Cada pala dispone de su propio cilindro de paso hidráulico.
2.9.3 SISTEMA HIDRÁULICO
Un sistema hidráulico genera presión hidráulica a los sistemas de paso, en el
buje.
26
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Situación:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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En caso de avería o caída de la red, un sistema de acumuladores de
reserva
proporciona
presión
suficiente
para
girar
palas
y
detener
el
aerogenerador.
Un sistema de colectores evita las fugas de aceite, si las hubiera, para que
no se derramen fuera del buje.
2.9.4 PALAS
Las palas, de epoxy reforzado con fibra de vidrio y de carbono, constan
cada una de ellas de dos valvas unidas a un larguero de soporte. Las palas han
sido diseñadas para generar una producción óptima y los mínimos ruidos y
reflejos de luz. El diseño de las palas del V90 minimiza las cargas mecánicas
transmitidas al aerogenerador.
Cada pala está equipada con un rodamiento de bolas de doble fila con 4
polos unido mediante pernos al buje y con un sistema pararrayos, formado por
receptores pararrayos en la punta de las palas y un hilo conductor de cobre
dentro de la pala.
2.9.5 CONTROL Y REGULACIÓN
2.9.5.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA OPTISPEED TM
OptiSpeed TM garantiza una producción de potencia constante y estable
del aerogenerador.
El sistema OptiSpeed™ está integrado por un generador asíncrono con
rotor bobinado y anillos colectores. Un convertidor de potencia reversible con
tiristores IGBT, contactores y protección permite que el aerogenerador funcione
a velocidad variable.
27
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Situación:
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Los sistemas OptiSpeed y OptiTip garantizan la optimización de la energía,
un funcionamiento con bajo nivel de ruidos y la reducción de las cargas en los
componentes principales.
El sistema controla la corriente en el circuito del rotor del generador, lo
que permite controlar de manera precisa la energía reactiva, proporcionando una
secuencia de conexión uniforme cuando el generador está conectado a la red.
El control de la energía reactiva se ha determinado por defecto a 0 KVAr
exportación / importación a 1000 V.
2.9.5.2 CONTROLADOR DEL MULTIPROCESADOR VESTAS
Todas las funciones del aerogenerador se monitorizan y controlan
mediante unidades de control basadas en microprocesadores, conocidas como
VPM (Vestas Multi Processor).
El controlador VMP consta de varios sistemas individuales de subcontroladores.
Cada sistema realiza tareas independientes y se comunica a través de una red
óptica (ArcNet).
Los armarios del controlador se encuentran en la base de la torre, la
góndola y el buje.
El sistema operativo es VxWorks® cumple las demandas de estabilidad,
flexibilidad y seguridad esperadas de un aerogenerador moderno e inteligente.
La funciones digitales y analógicas de entrada / salida se conectan en interfaz
mediante el uso de unidades situadas en diferentes puntos, que se comunican
con el protocolo CAN-abierto.
28
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Fecha:
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Situación:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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El controlador VMP está equipado con un sistema de baterías de reserva.
El controlador VMP realiza las siguientes funciones:
• Vigilancia y supervisión del funcionamiento general
• Sincronización del generador a la red durante la secuencia de conexión
para limitar la corriente de entrada
• Operación del aerogenerador durante varias situaciones de error
• Orientación automática de la góndola se la dirección del viento
• Control OptiTip del ángulo de giro de las palas
• Control de energía reactiva y velocidad variable OptiSpeed
• Control de la emisión de ruidos
• Monitorización de las condiciones ambientales (viento, temperatura, etc.)
• Monitorización de la red
• Monitorización y registro de los impactos de rayo
• Supervisión del sistema de detección de humo
• Reducción de potencia en caso de temperaturas peligrosamente elevadas
2.9.5.3 REGULACIÓN ACTIVA DE LAS OSCILACIONES DE TORSIÓN DEL TREN DE OPTISPEEDTM
Las oscilaciones que pueden producirse en el tren de transmisión se
pueden monitorizar midiendo el número de revoluciones y pueden amortiguarse
mediante el control activo del generador.
Si las oscilaciones superan un determinado límite, el sistema se activa
para que detener posteriores aumentos de las oscilaciones del tren de
transmisión.
29
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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2.9.5.4 MEJORA DE LA CALIDAD DE LA RED EN AEROGENERADORES CONTROLADOS POR
OPTISPEED TM
OptiSpeed™ contribuye a reducir el componente armónicos 5º y 7º de la red y a
reducir los componentes ínter armónicos producidos por el deslizamiento del
generador de inducción. La compensación reduce la armonía de la red a menos
del 2%.
2.9.5.5 MONITORIZACIÓN
Los datos para controlar la turbina y la producción de energía proceden de varios
sensores:
•
Condiciones climáticas: dirección y velocidad del viento, y temperatura.
•
Condiciones mecánicas: temperaturas, nivel y presión del aceite, nivel del
agua de refrigeración, y vibraciones.
•
Actividad del rotor: velocidad y ángulos de giro de las palas.
•
Construcción: vibraciones y detectores de rayos.
•
Conexión de red: energía activa, energía reactiva, tensión, corriente,
2.9.5.6 SENSORES DE VIENTO ULTRASÓNICOS
La góndola está equipada con dos sensores de viento ultrasónicos
redundantes para aumentar la fiabilidad y exactitud de las mediciones del viento.
Los sensores de viento miden la dirección y velocidad del viento.
El sensor consta de autocomprobación, de este modo si la señal del sensor
es defectuosa, el aerogenerador adopta el modo de funcionamiento seguro.
Para mejorar el rendimiento en caso de hielo, los sensores están equipados con
un elemento calefactor.
30
Promotor: VVO ENERGY S.L.
Proyecto:
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Fecha:
Septiembre
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CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Los sensores se encuentran situados en la parte superior de la góndola y
están protegidos contra los impactos de rayo.
2.9.5.7 DETECTORES DE HUMO
La torre y la góndola se están equipadas con sensores de humo ópticos. Si
se detecta humo, se envía una alarma a través del sistema de control remoto y
se activa el conmutador principal. Los detectores disponen de autocomprobación.
Si falla un detector, se envía una aviso mediante el sistema de control remoto.
2.9.5.8 DETECTORES DE RAYOS
Cada pala lleva detectores de rayos.
2.9.5.9 ACELERÓMETROS
Los acelerómetros registran los movimientos de la parte superior de la
torre. Los registros se controlan de forma inteligente mediante el VMP y se
emplean para desactivar el aerogenerador si los movimientos y las vibraciones
exceden
los
límites
predefinidos.
Los
acelerómetros
permiten
que
los
aerogeneradores con torres altas funcionen con una RPM del rotor más próxima a
la frecuencia natural
2.9.5.10 GPS (RELOJ EN TIEMPO REAL)
El
GPS
se
emplea
principalmente
para
sincronizar
el
reloj
del
aerogenerador. La exactitud del GPS oscila en 1 segundo. Mediante este sistema
se pueden comparar las diferentes observaciones del registro con otros
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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aerogeneradores de la misma zona / emplazamiento. Por ejemplo, fluctuaciones
de potencia, de la red o en la presencia de rayos.
2.9.5.11 PROTECCIÓN CONTRA ARCOS
El transformador y los paneles de conmutación de baja tensión están
protegidos mediante un sistema de protección contra arcos. En caso de
producirse un arco eléctrico, el sistema abrirá instantáneamente el disyuntor
principal y descenderá la corriente a lo largo del aerogenerador.
2.9.5.12 PROTECCIÓN PARARRAYOS
El aerogenerador V90 está equipado con la Protección Pararrayos de
Vestas, que protege todo el aerogenerador desde la punta de las palas hasta la
cimentación. El sistema permite que la corriente del rayo evite todos los
componentes del interior de las palas, la góndola y la torre sin causar daños.
Como precaución extra de seguridad, las unidades de control y los procesadores
de la góndola están protegidos con un eficaz sistema de revestimientos.
La protección pararrayos está diseñada de acuerdo con la norma IEC
61024 – “Protección Pararrayos de Aerogeneradores”. Los detectores de rayos
están montados en las tres palas. Los datos de los detectores se registran y
permiten al operador identificar cuál de las palas ha recibido el impacto, la hora
exacta del éste y la potencia del rayo.
Estos datos resultan de gran utilidad para realizar una estimación a
distancia de los posibles daños del aerogenerador y de la necesidad de una
inspección.
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2.9.5.13 MANTENIMIENTO
El aerogenerador precisa de un mantenimiento programado cada 12
meses.
2.9.5.14 LUBRICACIÓN DE LOS COMPONENTES
•
Rodamientos de las palas: lubricación automática desde una unidad
eléctrica.
•
Rellenado cada 12 meses.
•
Rodamientos
del
generador:
lubricación
automática
mediante
el
sistema de aceite del engranaje.
•
Multiplicadora: el aceite se acumula en un depósito. Desde el depósito
de recogida el aceite se bombea a un intercambiador de calor y de
vuelta a la multiplicadora. Las bombas distribuyen el aceite a las
ruedas dentadas y los
•
Engranaje de orientación: lubricación en baño de aceite sellado, que se
inspecciona cada 12 meses.
•
Sistema de orientación: lubricación con un sistema de engrasado
automático.
•
Sistema hidráulico: el nivel de aceite se inspecciona cada 12 meses.
2.10 DATOS PRINCIPALES
2.10.1 ESTIMACIÓN DE LA CURVA DE POTENCIA
Calculada a 1000V / 400V, en el lado de baja tensión del transformador de media
tensión.
Curva de potencia estimada, V90 - 3.0 MW, 50 Hz, Modo 0 - 109.4 dB (A)
33
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Velocidad del viento en tanto que valor medio durante 10 minutos a la altura del
buje y en perpendicular al plano del rotor.
34
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Curva de potencia estimada del aerogenerador Vestas V90 - 3.0 MW
50 Hz
modo 0 - 109.4 dB(A). Curva de potencia estimada, modo 1 - 107.8 dB(A)
Velocidad del viento en tanto que valor medio durante 10 minutos a la altura del
buje y en perpendicular al plano del rotor.
Curva de potencia estimada del aerogenerador Vestas V90 - 3.0 MW, 50
35
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Hz, modo 1 - 107.8 dB (A). Curva de potencia estimada, Modo 2 - 106.8
dB(A)
Velocidad del viento en tanto que valor medio durante 10 minutos a la altura del
buje y en perpendicular al plano del rotor.
Curva de potencia del aerogenerador Vestas V90 - 3.0 MW, 50 Hz, Modo 2 106.7. Curva de potencia estimada, modo 3 - 104.4 dB(A)
36
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Velocidad del viento en tanto que valor medio durante 10 minutos a la altura del
buje y en perpendicular al plano del rotor.
Curva de potencia estimada del aerogenerador Vestas V90 - 3.0 MW, 50 Hz,
Modo 3 - 104.4 dB(A). Curva de potencia estimada, modo 4 - 102.8 dB(A)
37
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Velocidad del viento en tanto que valor medio durante 10 minutos a la altura del
buje y en perpendicular al plano del rotor.
Curva de potencia del aerogenerador Vestas V90 - 3.0 MW, 50 Hz, Modo 4 102.8 dB(A).
38
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
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Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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2.10.2 PRODUCCIÓN ANUAL ESTIMADA DEL V90 - 3.0MW
A continuación se indican las producciones anuales estimadas según las
diferentes condiciones de viento. Todos los cálculos se basan en:
- Condiciones del viento con turbulencias del 10% y una densidad del aire de
1.225 kg/m3
- Torre de 80m
- Disponibilidad del 100%
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Situación:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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Curvas de ruido estimadas del V90 – 3.0 MW
Curva de ruido estimada del V90 – 3.0 MW, 50 Hz, modo 0 - 109.4
Curva de ruido estimada del V90 - 3.0 MW, 50 Hz, Modo 1 - 107. 8 dB (A)
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Curva de ruido estimada del V90 - 3.0 MW, 50 Hz, Modo 2 - 106.8
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Fecha:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Autor:
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Curva de ruido estimada de V90 - 3.0 MW, 50 Hz, Modo 3 - 104.4 dB (A)
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Curva de ruido estimada del V90 - 3.0 MW, 50 Hz, Modo 4 - 102.8dB (A)
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2.11 CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA
El transformador de la góndola se ha construido para adaptarse a la tensión
nominal de la red de interconexión. La tensión de la red de alta tensión debe ser
entre +5/-5% de la tensión nominal.
Se aceptan variaciones constantes entre +1/-3 Hz (50 Hz). Fluctuaciones
de frecuencia de red intermitentes o frecuentes pueden ocasionar daños graves
al aerogenerador. La media de caídas de red en función de la vida útil del
aerogenerador no debe superar una a la semana, es decir, 52 veces en un año
como máximo.
Debe disponerse de una conexión a tierra de 10 [ohm] como máximo. El
sistema de toma de tierra debe acomodarse a las condiciones del suelo. La
resistencia a tierra neutral debe cumplir los requisitos de las autoridades locales.
2.12 CRITERIOS DE DISEÑO PARA AMBIENTES GENERALES
2. 12.1 CONDICIONES GENERALES
El aerogenerador ha sido diseñado para funcionar en temperaturas
ambiente comprendidas entre -20 ºC a +40 ºC. Todos los componentes,
incluyendo líquidos, aceite, etc., está diseñados para resistir a temperaturas de
hasta -40 ºC. A partir de dichas temperaturas, deberán adoptarse precauciones
especiales. Si la temperatura dentro de la góndola es superior a 50 ºC, el
aerogenerador entrará en pausa.
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La humedad relativa puede ser del 100 % (durante un máximo del 10 %
de la vida útil). La protección anticorrosión cumple con la norma ISO 12944-2 o
el tipo de corrosión C5M (exterior) y C3 a C4 (interna). Todas las protecciones
anticorrosión están diseñadas para tener una vida útil de más de 20 – 25 años.
2.12.2 CONDICIONES DEL VIENTO
Las condiciones del viento pueden describirse mediante una distribución
Weibull donde la velocidad del viento media anual y un parámetro de forma (C)
describen la distribución del viento. Además, el régimen de vientos puede
describir se con las velocidades de viento máximas y las turbulencias. Las
turbulencias son un factor que describe las variaciones / fluctuaciones del viento
a corto plazo. A continuación se indican las condiciones de diseño asumidas para
el entorno de operación del aerogenerador V90-3.0 MW. 50 Hz de Vestas.
•
Estándar IEC IA
•
Velocidad media del viento 10,0 m/s
•
Parámetro C 2
•
Turbulencias I15*) 18%
•
Viento medio máximo **) 50,0 m/s
•
Ráfagas de viento máximas ***) 70,0 m/s
•
Aceleración de ráfagas de viento máximas 10,0 m/s
Donde:
*) La turbulencia de diseño es un valor representativo de la intensidad de
turbulencia dada como un
percentil 90. Las turbulencias dependen del viento y
varían de 34,1 – 16,1% con velocidades de viento entre 4 - 25 m/s. I15 es la
turbulencia a 15 m/s.
**) 10 min, velocidad media del viento en 50 años
46
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***) 3 s, velocidad media de ráfagas de viento en 50 años
La velocidad del viento y las turbulencias hacen referencia a la altura del
buje.
Las condiciones de viento indicadas anteriormente son parámetros de
diseño, al igual que la velocidad de desconexión. Otros parámetros pueden influir
también en la vida útil del aerogenerador y no deberían superarse los valores
siguientes.
•
Velocidad de desconexión 25 m/s
•
Velocidad de reinicio 20 m/s
•
Densidad de aire máxima para velocidades de viento por encima de 10
m/s 1.34 kg/m3
2.12.3 CERTIFICACIONES
El aerogenerador V90 – 3.0 MW está certificado en consonancia con:
•
IEC WT01
•
DS472
•
NVN 11400-0
•
DIBt Directiva para aerogeneradores
47
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2.13 DESARROLLOS ESPECÍFICOS
2.13.1 ADVANCED GRID
Los aerogeneradores Vestas con la advanced grid option están
especialmente diseñados para tolerar breves caídas de tensión debidas a fallos
de red. Gracias a la grid option, los aerogeneradores generaran una corriente
de cortocircuito capacitiva, mejorarán la estabilidad de la red y se reanudará la
producción de energía casi de forma instantánea tras un fallo de red.
El aerogenerador está equipado con un Sistema de Convertidor de Vestas
mejorado con el fin de controlar mejor el generador en caso de fallos de red. Los
controladores y contactores cuentan con un SAI (Sistema de Alimentación
Ininterrumpido) de respaldo con el fin de mantener el sistema de control de la
turbina en funcionamiento durante los fallos de red. El sistema del ángulo de
paso se optimiza para mantener la turbina en condiciones de velocidad normales
y el generador se acelera para almacenar la energía de rotación y poder
reanudar la producción de energía normal después de un fallo.
2.13.2 SAI PROLONGADO
El sistema SAI (Sistema de Alimentación Ininterrumpido) consiste en un
SAI desde el cual la energía se distribuye a las unidades básicas de la góndola, el
buje y la unidad de tierra. En algunas de estas unidades básicas, hay un relé
temporizador controlado que desconectará la energía a todos los mecanismos de
esta unidad. El control del temporizador se hace desde el sistema de control del
aerogenerador y algunos temporizadores preprogramados.
La razón para desconectar algunas unidades es la siguiente: existen
diferentes peticiones sobre cuánto tiempo de respaldo hace falta para los
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diferentes mecanismos. Mediante la desconexión de algunas unidades, esto
permitirá a las unidades restantes funcionar durante más tiempo sin un drenaje
de la batería demasiado rápido, que provocaría que el SAI se cerrara y que no
hubiera energía disponible.
Cuando el suministro de la red está presente, la energía fluctuará a través
del SAI y utilizará el suministro de la red para cargar las baterías. Cuando el
suministro de la red no esté disponible, el SAI utilizará la energía de las baterías
y la suministrará a todos los componentes conectados al SAI.
El sistema SAI está diseñado como un sistema básico donde se pueden
añadir un número de opciones. El sistema SAI también está diseñado como un
sistema modular, de manera que la producción de éste y el tiempo de respaldo
se pueden modificar sin necesidad de crear otro diseño.
2.13.3 CONMUTADOR DE MEDIA TENSIÓN
El conmutador de media tensión SF6, totalmente aislado, está formado por
dos cubículos independientes. Ambos cubículos son un panel alimentador con
conmutador interruptor de cargas y un interruptor. El conmutador interruptor de
cargas tiene 3 posiciones: cerrado, abierto y a tierra. Cuando el interruptor está
en posición a tierra, el cable de la red está conectado a tierra. El cubículo del
interruptor contiene un conmutador interruptor de cargas y un interruptor con un
relé auto-alimentado. El interruptor de cargas también es un interruptor de 3
posiciones, que puede conectar el cable del transformador a tierra a través del
interruptor del circuito. El relé ofrece la posibilidad de activar el interruptor
externamente (230 V) bien mediante el controlador VMP, el detector de arcos, el
detector de humos, o manualmente, desde la góndola.
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La finalidad de la celda es proteger el aerogenerador de sobre-tensiones,
cortocircuitos y fallos a tierra.
Ambos cubículos pueden estar equipados con indicadores de tensión
capacitiva, motorización y manómetros de depósito.
Los cables de conexión del conmutador son conectores de cono acodado
630 A estándar.
2.13.4 LUCES DE OBSTÁCULO
Vestas puede suministrar como opción, iluminación de obstáculo para el
aerogenerador modelo V90, que se entregaría equipado con 2 luces de obstáculo
en la góndola, colocadas de tal modo que siempre hubiera al menos una de ellas
Cuando se instala esta opción en un parque eólico, el destello de las luces
de obstáculo puede sincronizarse en todo el parque.
2.13.5 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y DIAGRAMAS DEL
AEROGENERADOR
VESTAS MODELO V90 – 3.0 MW
a. Rotor
Diâmetro: 90 m
Área barrida: 6362 m2
Velocidad nominal: 16,1 RPM
Rango de velocidad: 8,6 – 18,4 RPM
Sentido de giro: Horario (visto de frente)
Orientación: Barlovento
Inclinación: 60
Curvatura de las palas: 4°
Número de palas: 3
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Frenos aerodinámicos: Giro completo de las palas
b. Buje
Tipo: Hierro de fundición SG
Material: GJS-400-18U-LT
Peso: 8 000 kg
c. Palas
Concepto: Valvas unidas a una soporte
Material: Resina epoxi reforzada con fibra de vidrio y de carbono
Conexión al buje: Insertos de acero en la raíz
Perfil aerodinámico RISØ P + FFA-W3
Longitud: 44 m
Cuerda en la raíz de la pala: 3,512 m
Cuerda en la punta de la pala: 0,391 m
Torsión (raíz / punta de la pala): 17,5º
d. Rodamientos Tipo: Rodamiento de bola de 4 puntos
e. Sensores
e.1 Detector pararrayos Denominación: Detector de rayos
Señal: Analógica óptica
e.2 Sensor de viento Denominación: Sensor de viento ultrasónico (2 unidades)
Señal: RS485
Exactitud: +/- 0,5 m/s, menos de 15 m/s
+/- 4 %, más de 15 m/s
e.3 Detector de humos Denominación: Detector de humos
Señal: Digital 24 V
e.4 Movimientos y vibraciones Denominación: Acelerómetro, torre
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Señal: RS485
Especificaciones Generales V90 - 3.0 MW
f. Generador Potencia nominal: 3,0 MW
Tipo: Asíncrono con rotor bobinado, anillos colectores y VCS
Tensión: 1 000 VAC
Frecuencia: 50 Hz
Nº de polos: 4
Tipo de protección: IP54
Velocidad nominal: 1680
Factor de potencia nominal, por defecto 1000 V: 1,0
Gama de factor de potencia de 1000 V: 0,98CAP – 0,96IND
g. Transformador Tipo: Resina colada
Potencia nominal: 3 140 kVA
Alta tensión: 10 – 33 kV
Frecuencia: 50 Hz
Grupo de vectores: Dyn
HV – Colada: ±2 x 2,5%
Baja tensión: 1 000 V
Potencia a 1000 V: 2 835 kVA
Baja tensión: 400 V
Potencia a 400 V: 305 kVA
h. Celda de conexión, características eléctricas
h.1 Función del alimentador
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Autor:
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h.2 Función del interruptor
j. Sistema de orientación
Tipo: Sistema de rodamiento liso con fricción integrada.
Material: Corona de orientación de forja con tratamiento térmico. Rodamientos
lisos PETP
Velocidad de orientación: < 0,5°/seg.
k. Motorreductores
Tipo: Engranajes planetarios de 4 fases con freno motor.
Motor: 2,2 kW, 4 polos, asíncrono
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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m. Multiplicadora
Tipo: 2 fases planetarias / 1 fase helicoidal
Tipo nº: EF901AE55-K1
Distancia entre ejes: 461 mm
Ratio: 1:104.5 (50 Hz)
l. Freno de parada prolongada
Tipo: P.Z.I. 4420.2802.10
Tipo de cojinete de freno: MPM 030
Alimentación: Unidad de bombeo hidráulico independiente
ñ. Hidráulica
Presión: 260 bar
Ubicación: Todo el sistema hidráulico está instalado en el buje.
Una tubería conecta el motor hidráulico de la góndola con un conducto del
sistema de giro del buje.
o. Sistema de refrigeración
Refrigeración del aceite de los engranajes: 2 unidades de refrigeración de
agua / aire ubicadas sobre la sala del transformador.
Conectadas al intercambiador térmico de aceite / agua situado en el depósito de
aceite de los engranajes.
Refrigeración del generador: 2 refrigeradores de agua / aire situados sobre la
sala del transformador.
Refrigeración de agua: Acoplada al refrigerador del generador.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Refrigeración del transformador: El aire de refrigeración se bombea a través de
los bobinados desde la parte inferior del transformador.
Refrigeración de la góndola: La refrigeración de la góndola se realiza mediante la
introducción de aire a través del una apertura en el suelo de fibra de vidrio
detrás de la torre.
El aire saliente se canaliza a través de un ventilador hasta la estancia del
transformador y se expulsa al exterior por la parte trasera de la góndola. La
entrada y salida de aire se controla mediante válvulas de charnela que se abren
cuando la temperatura de la góndola alcanza un determinado nivel.
p. Estructura base de la góndola
Parte frontal: Hierro grafito esferoidal GJS-400-18U-LT
Bancada de la multiplicadora, el generador, soporte del sistema de orientación,
puente-grúa, vigas de hierro y bancada trasera.
Peso: 8 500 kg
Parte trasera: Rejilla soldada integrada con vigas portagrúa.
Bancada para los paneles eléctricos, transformador y sala de refrigeración.
q. Góndola
Material: Fibra de vidrio.
r. Torre
Tipo: Cónica tubular
Material: S355 J2G3/NL
Tratamiento de la superficie: Pintada
Tipo de corrosión exterior: C4 (ISO 12944-2)/ marina C5-M
Tipo de corrosión interior: C3 (ISO 12944-2)/ marina C4
Diámetro superior de todas las torres: 2,3 m
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Diámetro inferior de todas las torres: 4,15 m
Altura del buje
Torre modular de 3 tramos (IEC I / DiBT III) 80 m
Torre modular de 5 tramos (105 m DiBt II) 105 m
La altura del buje indicada incluye una de distancia desde el tramo de la base al
nivel del suelo de 0,55 m y una distancia desde la parte superior de la torre al
centro del buje de 1,95 m.
2.13.6 PESO Y MEDIDAS
a. Góndola
Incluyendo el buje y su nariz:
Largo: 13,25 m
Ancho: 3,6 m
Alto: 4,05 m
Peso aprox. 91 000 kg +/- 3 000 kg
Sin buje ni nariz:
Largo: 9,65 m
Ancho: 3,6 m
Alto: 4,05 m
Peso aprox.: 70 000 kg +/- 2 000 kg
b. Multiplicadora
Largo: 2 100 mm
Diámetro: 2 600 mm
Peso máx.: 23 000 kg
56
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c. Generador
Largo máx.: 2 800 mm
Diámetro máx.: 1 100 mm
Peso máx: 8 600 kg
d. Transformador
Largo: 2 340 mm
Ancho: 1 090 mm
Alto: 2 150 mm
Peso máx.: 8 000 kg.
f. Palas del rotor
Largo: 44 m
Peso máx.: 6 600 kg/pzs.+/- 400 kg
g. Celda de conexión, Función del alimentador
Tensión nominal [kV] 24 36
Anchura [mm] 370 420
Altura [mm] 1400 1800
Profundidad [mm] 850 850
Peso [kg] 135 140
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h. Conmutador. Función de cortocircuito
Tensión nominal [Kv] 24 36
Anchura [mm] 480 600
Altura [mm] 1400 1800
Profundidad [mm] 850 850
Peso [kg] 218 238
i. Torres
Torre modular de 3 tramos (80 m IEC I / DIBt III): 160 t
Torre modular de 5 tramos (105 m DiBt II): 235 t
2.13.7 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DEL
AEROGENERADOR
VESTAS MODELO V90 – 3.0 MW.
El V90 – 3,0 MW tiene un diámetro del rotor de 90 m. con un generador
con potencia nominal de 3,0 MW.
La turbina cuenta con los sistemas OptiTip® y OptiSpeed™, que permiten
que el aerogenerador y el rotor giren a velocidades variables (rpm), manteniendo
la producción a una potencia nominal incluso a velocidades de viento altas. A
velocidades de viento bajas, los sistemas OptiTip® y OptiSpeed™ trabajan
conjuntamente
para
maximizar
la
producción
de
energía
gracias
a
las
revoluciones y el ángulo de paso óptimos. Esto también ayuda a minimizar la
emisión de sonidos de la turbina.
58
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
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El sistema OptiSpeed™ garantiza que el aerogenerador produzca energía
de modo continuo y estable.
El sistema OptiSpeed™ está formado por un generador asíncrono de rotor
bobinado y por varios anillos colectores. Su transformador con interruptores,
contactores y protección IGBT permite que el aerogenerador funcione a
velocidades de viento variables.
Los sistemas OptiSpeed™ y OptiTip® garantizan una optimización de la
energía, un bajo nivel de ruido y una reducción de las cargas que suelen soportar
todos los componentes principales.
Con este sistema se controla la corriente en el circuito del rotor del
generador, lo que permite un control preciso de la potencia reactiva y una
secuencia sin irregularidades durante la conexión del generador a la red.
El control de la potencia reactiva está definido por defecto a 0 KVar
importación/exportación a 1.000 V.
Algunas de las ventajas del aerogenerador con ángulo de giro variable,
con un sistema de velocidad variable, son:
• Producción de energía óptima en todas las condiciones del
viento.
• Producción limitada a 3,0 MW.
• La potencia de producción se suaviza para que la calidad de la
energía sea alta
y el nivel de oscilación sea bajo.
• No se produce arranque del motor.
• El aerogenerador puede detenerse sin utilizar el freno
mecánico.
59
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
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Término Municipal de TEGUISE.
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Fecha:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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• Minimización de fluctuaciones en el sistema mecánico de
transmisión.
2.13.8 CONTROLADOR VMP
El Multiprocesador Vestas (VMP) es una unidad de control basada en un
microprocesador que supervisa y controla todas las funciones y operaciones del
aerogenerador.
El controlador VMP está formado por varios sistemas individuales de sub-control.
Cada sistema consta de tareas separadas que se comunican por medio de una
red óptica (ArcNet)
Los cierres del controlador están situados en la parte inferior de la torre, en la
góndola y en el buje.
El controlador VMP está equipado con un sistema de reserva de batería.
El controlador VMP tiene las siguientes funciones:
• Control y supervisión del funcionamiento global.
• Sincronización del generador y la red durante la secuencia de
conexión para limitar la entrada de corriente.
• Funcionamiento del aerogenerador en caso de diferentes averías.
• Giro automático de la góndola según la dirección del viento.
• OptiTip® - control de giro de las palas.
• OptiSpeed™ - control de la potencia reactiva y funcionamiento a
velocidades variables.
• Control de emisión de ruido.
• Control de las condiciones ambientales (viento, temperatura, etc.).
• Control de la red.
• Control y registro de rayos.
• Supervisión del sistema de detección de humo.
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• Reducción en caso de temperaturas altas graves.
2.13.9 CONEXIÓN A LA RED DE ALTA TENSIÓN
El aerogenerador puede estar conectado a una red entre 10kV y 33 kV,
siendo 36 kV (Um) la tensión máxima del equipo. Los cables de la red de alta
tensión conducen por medio de un tubo instalado en la cimentación a la cabina
de alta tensión, situada en la parte inferior de la torre.
La tensión de la red de alta tensión tiene que estar en el rango del +5 / -5
% de la potencia nominal. Se aceptarán variaciones continuas de frecuencia
entre +1/-3 Hz. Las fluctuaciones intermitentes o rápidas de la frecuencia de la
red eléctrica pueden causar serios problemas al aerogenerador. Según el
promedio de vida del aerogenerador no se producirá un corte de red más de una
vez por semana.
2.13.10 OPCIÓN DE CABINA DE ALTA TENSIÓN
La cabina de alta tensión completamente aislada SF6 está formada por dos
compartimentos separados. Los dos compartimentos son: un cuadro eléctrico con
un interruptor de control de potencia y un interruptor diferencial. El interruptor
de control de potencia tiene 3 posiciones: cerrado, abierto y a tierra. Cuando
este interruptor general esté en la posición de a tierra, el cable de red estará
conectado a tierra. El compartimiento del interruptor diferencial está formado por
un interruptor de control de potencia y un interruptor diferencial con un relé
autónomo. El interruptor general tiene también tres posiciones y puede conectar
a tierra el cable del transformador a través del interruptor diferencial. El relé
permite que se dispare el interruptor diferencial externamente (230 V), por
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medio del controlador VMP, del detector de arco, del detector de humo o
manualmente desde la góndola.
El interruptor diferencial de alta tensión está equipado con un interruptor
de conexión a tierra en el lado del aerogenerador (transformador) y con un
interruptor de conexión a tierra en el lado de la red.
La finalidad de la cabina es proteger el aerogenerador contra sobrecarga,
cortocircuito y fallos de conexión a tierra.
Los dos compartimentos pueden ir equipados de pilotos de tensión
capacitiva, control y manómetros de depósito.
La conexión del cable a la cabina se realiza por medio de conectores
estándar cónicos acodados de 630 A. Se dispone de la opción de bucle interno y
externo.
a. Función de Alimentación:
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b. Funciones del diferencial:
2.13.11 TRANSFORMADOR
El transformador se encuentra en la góndola, y se trata de un
transformador seco trifásico autoextinguible. Las bobinas se conectan en
triángulo en el lado de alta tensión (a menos que se especifique lo contrario) y
en estrella en el lado de baja tensión (1000 V y 400 V). Los sistemas de 1.000 V
y 400 V en la góndola son un sistema TN, lo que significa que el punto de estrella
se conecta a tierra. En la sala del transformador, los descargadores de
sobretensiones se montan en el lado de alta tensión del transformador.
Es fundamental especificar la tensión de red nominal a la que está
conectado el transformador
(10-33 kV).
Tipo: Fundición en resina
Potencia nominal: 3.140 kVA
Alta tensión: 10-33kV
Frecuencia: 50 Hz
Grupo de conexión: Dyn
Derivaciones - HV: ±2 x 2,5%
Baja tensión: 1.000 V
Potencia a 1.000 V 2.853 kVA
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Baja tensión: 400 V
Potencia a 400 V 305 kW
2.13.12 SISTEMA DE CONEXIÓN A TIERRA / PROTECCIÓN CONTRA RAYOS
El sistema debería montarse al mismo tiempo que la cimentación.
El sistema de tierra deberá adaptarse a las condiciones del suelo de la zona. La
resistencia del neutro de tierra debe cumplir los requisitos de las autoridades
locales, sin exceder los 10 O.
El sistema de conexión a tierra debe realizarse en forma de anillo
conductor cerrado con varillas de conexión a tierra, lo cual proporciona las
siguientes ventajas:
2.13.13 SEGURIDAD DEL PERSONAL
Si cayeran rayos, el anillo conductor evitaría el paso y el contacto de las
personas que se encuentren cerca de los cimientos de la torre con la tensión.
2.13.14 SEGURIDAD DE FUNCIONAMIENTO
Las varillas de conexión a tierra garantizan una resistencia del neutro de
tierra constante y baja para todo el sistema de conexión a tierra.
El sistema de conexión a tierra se instala siguiendo estos pasos:
1. El anillo conductor de 50 mm2 Cu se coloca a una distancia de 1 m de los
cimientos y a 1 m. bajo tierra aproximadamente.
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2. El anillo conductor está equipado con dos varillas de 6 m. (014) de conexión a
tierra recubiertas de cobre. Las varillas de conexión a tierra se insertan a cada
lado de la torre (180 º entre las varillas).
3. El anillo conductor se conecta a dos puntos opuestos en la torre tubular.
El controlador superior se conecta a uno de estos puntos. Si la resistencia
del neutro de tierra no es lo suficientemente baja, el sistema de conexión a tierra
puede mejorarse.
1. Las dos varillas pueden extenderse hasta alcanzar 10 m.
2. Se pueden añadir dos varillas de conexión a tierra adicionales, con una
longitud de 10 m. cada una (90º entre las 4 varillas).
2.13.15 DATOS NOMINALES DEL GENERADOR
Potencia nominal 3.000 kW
Potencia total 3.125 kVA (Cos α= 0,96)
Tipo
de
generador
Asíncrono
doblemente
alimentado,
con
rotor
bobinado, anillos rozantes y VCS
Tamaño del montaje 560
Grado de protección (Gen) IP54
Tensión, generador 1.000 VAC
Conversor 400 VAC
Frecuencia 50 Hz
Numero de polos 4
Conexión de bobinado, estator doblemente alimentado en Estrella/triángulo
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Eficacia nominal con convertidor 96%
Factor de potencia por defecto (cos ) 1,0
Posible regulación del cos α, capacitiva/inductiva 0,98/0,96
Corriente plena carga a 10,5 kV 165/172 (cos α = 1/0,96)
Corriente plena carga a 20,0 kV 87/91 (cos α = 1/0,96)
Corriente plena carga a 33,0 kV 53/55 (cos α = 1/0,96)
2.13.16 TABLA DE CAPACIDAD REACTIVA DEL V90-3,0 MW
En este diagrama se muestra la capacidad del aerogenerador V90-3,0 MW
para ejercer un control de la potencia reactiva. Recuerde que el anterior
diagrama sólo se aplica a potencia nominal.
No se utilizan capacitadores tradicionales porque el convertidor del rotor
produce potencia reactiva.
El aerogenerador V90-3,0 MW puede funcionar en modo factor de potencia
fijo con un factor de potencia en el intervalo 0,95 capacitivo y 0,96 inductivo,
medido en el lado del generador de 1.000 V y con una potencia activa nominal
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del 100%. Es posible seleccionar otros valores de factor de potencia pero con
potencia activa reducida.
El aerogenerador V90-3,0 MW también funciona en modo de potencia
reactiva fija. En el modo de potencia reactiva fija y cuando el bobinado del
estator del generador esté acoplado en triángulo, el aerogenerador generará o
absorberá potencia reactiva hasta 1.500 kVAr, con potencia reactiva cerca de la
potencia nominal de producción (véase la línea roja discontinua en el diagrama
anterior). Cuando el bobinado del estator esté en conexión de estrella, la
potencia reactiva máxima es de 750 kVAr. Durante esta fase es posible tener
prioridad sobre la potencia activa o reactiva.
El aerogenerador cambiará automáticamente la conexión del estator del
generador de estrella a triángulo y viceversa, según la producción de potencia
activa del momento. Los criterios de cambio son los siguientes:
• De estrella a triángulo: La potencia activa debe ser superior a 900 kW durante
más de 30 segundos.
• De estrella a triángulo: La potencia activa debe ser inferior a 400 kW durante
más de 15 segundos.
Esto significa que si el aerogenerador se regula para generar, por ejemplo
1.000 kVAr, se activará automáticamente. Recuerde que el área marcada con
(
) indica que el generador puede estar en posición estrella o
delta, según las condiciones del momento.
El generador puede estar conectado en estrella y producir una potencia
activa de más de 900 kW si la velocidad del viento aumenta rápidamente durante
los 30 segundos de retardo. La potencia activa en estrella se limita a 1.400 kW.
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Lo mismo puede ocurrir a velocidad de viento baja, puesto que el
generador puede estar en triángulo bajo 400 kW si la velocidad de viento
disminuye rápidamente (más rápido que el retardo de 15 segundos).
A potencia activa y reactiva máxima, el aerogenerador degrada la potencia
activa o reactiva, según el tipo de potencia prioritario (
).
Por ejemplo, si la potencia reactiva tiene prioridad, la potencia activa se
degrada. La potencia reactiva mínima se limita a un factor de potencia del 0,4.
2.13.17 PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITO DEL CONTROLADOR SUPERIOR
2.13.18 CONTROL DE LA RED
El generador se desconectará si la tensión o la frecuencia exceden los
siguientes límites (medidos en el lado de 1.000 V):
Tensión de la fase nominal UP)nom =
Tensión de fase UP
Tensión de red UN
Se desconectarán el generador y el convertidor si:
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La
La
La
La
La
La
La
La
tensión es
tensión es
tensión es
tensión es
tensión es
tensión es
frecuencia
frecuencia
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al superior al 110 % de la tensión nominal durante 60 s.
UP
UN
al superior al 113.5 % de la tensión nominal durante 0,2 s. 635 V 1.100 V
al superior al 120 % de la tensión nominal durante 0,08 s. 655 V 1.135 V
al inferior al 90 % de la tensión nominal durante 60 s.
692 V 1.200 V
al inferior al 85 % de la tensión nominal durante 0,4 s.
519 V
900 V
al inferior al 75 % de la tensión nominal durante 0,08 s.
490 V
850 V
es superior a 51 Hz durante 0,2 s.
433 V
750 V
es inferior a 47 Hz durante 0,2 s
Variación de amplitud
Variación de frecuencia a 1Hz/Segundo como máximo
Si un fallo de red desconecta la fuente de alimentación del controlador
VMP, el circuito de parada de emergencia se conectará inmediatamente y el
generador se desconectará simultáneamente.
2.13.19 PROTECCIÓN ELÉCTRICA
El aerogenerador está protegido mediante hardware y software. La
protección de hardware debe estar capacitada para desconectar cortocircuitos
eléctricos y fallos de conexión a tierra.
La protección de software se utiliza principalmente para proteger contra
sobrecarga térmica, tensiones asimétricas y/o corrientes. El software también
debe proteger contra desviaciones de corriente y tensión fuera de los limitadores,
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contra desviaciones de frecuencia, etc. Los diagramas de protección se crean
según el estándar IEEE C37.3-1996.
2.13.20 DIAGRAMAS
928544 Configuración Eléctrica del V90 – 3,0 MW VCSA/CRS
928537 Diagrama de Protección para el V90 – 3,0 MW VCSA/CRS
928538 Diagrama de Protección para el V90 – 3,0 MW VCSA/CRS
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2.14. OBRAS COMPLEMENTARIAS.
2.14.1 ACCIONES SOBRE LA CIMENTACIÓN
Las cargas actuantes sobre la cimentación han sido facilitadas por
VESTAS.
Los valores característicos de las cargas máximas actuantes sobre la
cimentación debidas a la estructura del aerogenerador son las siguientes:
Además de estas cargas existen también unas cargas de fatiga, tal y como
aparece en la información facilitada por VESTAS.
Otras cargas que deben ser consideradas a la hora de realizar los cálculos de la
cimentación son las debidas al peso del propio cimiento y de las tierras:
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2.14.2 ACCIONES SÍSMICAS
Se aplica la norma de construcción sismorresistente NCSR-02. De acuerdo
con el uso a que se destinan los parques eólicos, se clasifica la construcción de
Especial Importancia, en previsión de que el sistema de energía renovable llegue
a ser un servicio imprescindible.
La aplicación de la Norma no es perceptiva en una construcción de
importancia especial cuando la aceleración sísmica básica, ab, sea inferior a 0,04
g, siendo g la gravedad.
De acuerdo con el emplazamiento definitivo pudiera ser que hubiese que
calcular los esfuerzos sísmicos transmitidos a la cimentación. En España estos
valores probablemente serán inferiores a las cargas extremas de viento.
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2.14.3 PLANO DE CIMENTACIÓN
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2.15 ÁREAS DE MANIOBRA.
2.15.1 DEFINICIÓN DE ÁREA DE MANIOBRA
Las áreas de maniobra son zonas constructivas, auxiliares, cuya finalidad
es la de permitir los procesos de descarga y ensamblaje, así como del
posicionamiento de grúas para posteriores izados, de los diferentes elementos
que componen un Aerogenerador.
2.15.2 CONSTRUCCIÓN DE ÁREA DE MANIOBRA
El proceso constructivo de las áreas suele ser de sencilla ejecución,
limitándose en la mayoría de los casos a someros procesos de despeje y
desbroce y posteriores “planchados”, de las superficies resultantes, mediante
rodillos compactadores de 12-14 Tn.
Hoy en día están resultando habituales, debido a la topografía de ubicación
de los actuales Parques, las áreas de maniobra que llevan implícitos mov. de
tierras de cierta envergadura por hallarse estas en collados o en zonas a media
ladera. Estas posiciones conllevan el estudio pormenorizado de todas las áreas
de maniobra de cada parque para determinar con exactitud el movimiento de
tierras a ejecutar en cada una de ellas y la cuantificación económica de las
mismas.
Los viales, a su paso por las áreas, deben ser solidarios, a estas, en
cuanto a cotas, para evitar la creación de escalones o pendientes bruscas de
acceso. Debe tenerse en cuenta, en el diseño de las rasantes de dichos viales,
las necesidades de espacio antes y después del Área de Maniobra, en cuestión,
para la implantación de las tangentes, tanto de entrada como de salida que
componen los acuerdos verticales habituales en la gestión de las rasantes a su
paso por las Áreas de Maniobra.
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Las zonas determinadas como Àreas de Maniobra, independientemente de
su posición, deberán construirse a una única cota de elevación, a determinar en
Proyecto, en toda su superficie. Es decir, una superficie a un nivel único,
planeada.
Los valores de pendientes de evacuación de aguas, no serán superiores a
un valor de +- 0,5% en cualquier sentido, tanto longitudinal como transversal, y
a determinar en función de las necesidades puntuales de cada una de las Àreas
necesarias en el Parque.
Las áreas construidas sobre terraplenes, deberán obtener un Proctor
Modificado de al menos un 98 %. Estas áreas serán tratadas (sus taludes)
mediante sistemas de Hidrosiembra.
Opcionalmente, y según necesidades puntuales, pueden tratarse las
superficies de las Áreas, para mayor consistencia de apoyos, con zahorras
naturales al 98 % de P.M. en capas no inferiores a los 20 cmts.
La clasificación de área de maniobra con carácter provisional (el habitual)
o permanente se hará según las necesidades de cada caso en concreto.
Las dimensiones genéricas de las Áreas, salvo acuerdos expresos y
puntuales, son: 30x45 en el caso de Área en final de línea de camino y/o 35x35
en el supuesto de estar el Área situada paralela al vial (tal y como se detalla en
los croquis adjuntos).
Otros dimensionados más reducidos, caso de necesitarse por fuerza
mayor, serán aprobados previo consenso y confirmación por escrito, de las
nuevas dimensiones, por técnicos cualificados de Vestas.
Las dimensiones, estandarizadas en esta Especificación, son válidas para los
Aerogeneradores siguientes: V90 /
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DIMENSIONES
DE
LAS
ÁREAS
DE
MANIOBRA
EN
FUNCIÓN
DE
AEROGENERADOR
V 90 (1.8/2.0/3.0 MW)
En Área al final de Eje: 30x45 (Croquis 1)
Con Área paralela a Eje: 35x35, más el ancho del camino paralelo, (Croquis 2)
2.16 DISEÑO DE ZANJAS.
2.16.1 ALCANCE DE DOCUMENTO.
A continuación se detallan las normas de diseño para zanjas.
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1. Es necesario contar previamente tanto con el trazado, correctamente definido
y aprobado por Vestas, de los Ejes de conexión de Aerogeneradores, así como la
ubicación definitiva de la S.E.T. antes de comenzar el diseño de las zanjas.
2. Siempre que sea posible, las zanjas se trazarán paralelas a los viales
diseñados y a una distancia máxima entre el borde de talud de vial y el centro de
zanja de 1.20 mts. para zanjas de anchura de entre 60 y 80 cmts. y de 1.50
mts. para zanjas de anchuras comprendidas entre 1 y 1.20 mts.
3. A la hora del diseño del trazado deberá tenerse muy en cuenta la parcela o
parcelas afectadas por la zanja, en particular cuando el desarrollo de la zanja
transite por fincas no previstas. En este caso, la empresa contratista de los
trabajos deberá informar, con tiempo suficiente a Vestas, de la afección en las
mencionadas parcelas.
4. Las zanjas que discurran adjuntas a un vial diseñado en terraplén deberán
trazarse al pie del mencionado terraplén.
5. En los tramos en que el vial este generado con sección en desmonte, mayor
de 1.70 mt. de altura, deberá preveerse un espacio suplementario, en uno de los
lados, de entre 1.50 a 2.00 mts. de anchura para la futura ejecución de la zanja.
6. Las zanjas que crucen por terrenos de labor, estén en descanso o en
producción, deberán tener, independientemente de su anchura, una profundidad
no inferior a 1.70 mts.
7. Salvo en casos muy concretos, y solo bajo previa aprobación de Vestas, las
zanjas
NO
se
excavarán
bajo
los
viales
del
Parque.
De
considerarse
estrictamente necesario en alguna zona o zonas, el trazado del tramo de zanja
que discurra bajo el vial deberá reforzarse con una losa de 20 cmts. de hormigón
en masa no inferior, en resistencia, a HM-20 y de la anchura y longitud
necesarias.
8. No se diseñaran zanjas para conducciones bajo las cunetas.
9. Las zanjas se dimensionarán, en su anchura, por el número de ternas a
tender, siendo:
1 ó 2 ternas = ancho de zanja 0.60 cmts.
3 ternas = ancho de zanja 0.80 cmts.
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Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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4 ó 5 ternas = ancho de zanja 1.00 mts.
6 ó 7 ternas = ancho de zanja 1.20 mts.
10. El presupuesto a confeccionar se contabilizará por metro lineal (m.l.) de
zanja medida, por cada tipo según su ancho, e incluirá todos los elementos
necesarios, tales como placa ppc, arena en lecho y sobre ternas y baliza
señalizadora, así como todos los mov. de tierras necesarios.
11. Las zanjas en su cruce con otras vías existentes, tales como caminos
agrícolas, serán reforzadas con una losa de hormigón HM-20 de un espesor no
inferior a 30 cmts.
12. Las zanjas que atraviesen Áreas de Maniobra serán reforzadas en la misma
cuantía que en el caso anteriormente detallado.
13. Todos los cruces hormigonados existentes en el trazado de las zanjas de un
Parque, serán medidos por metro lineal (m.l.), e incluirán, en su cuantía, todos
los elementos necesarios para su correcta ejecución (hormigón en losa, malla de
señalización, tubo de PE-A.D. de Ø 160 mm., mov. de tierras, etc...)
14. El diseño de cruce, para paso de ternas, bajo carreteras (de cualquier índole
o clasificación) a de ser previamente consultado con Vestas.
2.16.2 CROQUIS DE SECCIONES DE ZANJAS A APLICAR.
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Fecha:
Septiembre
2007
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Proyecto:
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Autor:
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2.16 DISEÑO DE VIALES.
2.16.1 SECCIÓN TIPO VIAL
Semiancho = 2.50 mts. (en el caso de utilizar Grúas de Cadenas, celosía,
consultar con Vestas)
Explanación = Mejorada, calidad de compactación > 97% P.M.
Tipo de Firmes para Subbase = Según material definido en Pliego de Condiciones
Técnicas / Geotécnico.
Tipo de Firmes para Base = Según material definido en Pliego de Condiciones
Técnicas / Geotécnico.
Espesor de firmes = mín. 0.35 mts, (en función de geotécnico) (0.25 mts. para
Subbase y 0.10 mts. para Base)
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Cunetas en tierras: mínimo de L = 0.70 x A= 0.35 (L= longitud superior, A=
altura desde vértice inferior a L)
Cunetas Revestidas: En función de Estudio Geotécnico.
Taludes recomendados = en Desmonte, mínimo 1/2: en Terraplén, mínimo 3/2:
talud de Firmes 3/2
2.16.2 GEOMETRÍA EN PLANTA
Longitud mínima de Recta = 40 mts.
Radios de curvatura = > 35 mts. (a excepción de casos muy particulares a
contrastar con Vestas)
Incrementos en semianchos por curvas de radios inferiores a 60 mts. (de TE a TS
curva) = Ver cuadros adjuntos
Longitud de transición mínima de recta a inicio de incrementos (Recta-TE) y
viceversa (TS-Recta) = 45 mts.
Curvas de transición (clotoides) = No utilizar
Peraltes transversales a aplicar a la sección tipo = 3 % max., ver cuadro adjunto
CUADRO Nº 1 RELACIÓN RADIOS-ANCHOS DE PLATAFORMA (CON OBSTACULOS
LATERALES)
Debido a la gran influencia, a la hora de minimizar ocupación de vía, del
ángulo de giro del eje trasero de la plataforma de transporte (Boggie), se ha
considerado necesario, en el cálculo de las tablas siguientes, tener en cuenta
dicho factor.
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Las tablas se han dimensionado para un Ángulo de Giro de Eje Trasero (de la
Plataforma) = 40º
CUADRO Nº 2 RELACIÓN RADIOS-ANCHOS DE PLATAFORMA (SIN OBSTACULOS
LATERALES)
Debido a la gran influencia, a la hora de minimizar ocupación de vía, del ángulo
de giro del eje trasero de la plataforma de transporte (Boggie), se ha
considerado necesario, en el calculo de las tablas siguientes, tener en cuenta
dicho factor.
Las tablas se han dimensionado para un Ángulo de Giro de Eje Trasero (de la
Plataforma) = 40º
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En los sobreanchos aplicados NO se realizará el extendido de la capas de
súbbase ni de la base, el firme de los sobreanchos será realizado con material
óptimo resultante de las propias excavaciones de la obra o de préstamos
autorizados, caso de necesitar (por las características propias del terreno) el
aporte de una capa final más consistente, este será realizado mediante el
extendido y compactación de una capa de “sellado”, a determinar en obra, de 15
cmts. de espesor.
Las zonas ampliadas en curvas como sobreanchos, siempre y cuando los
valores máximos de cotas rojas en Desmontes y Terraplenes NO superen los
1.50 mts, serán recuperadas a su estado original al término de los trabajos,
incluyendo la retirada de las posibles capas de subbase extendidas.
En las zonas donde el Desmonte de la sección tipo implique una
excavación mayor de 1,70 mts, habrá que añadir a los valores de ancho de la
sección un sobreancho adicional de entre 1,00 a 2.00 mts. (en función del tipo
de zanja) en prevención de las futuras necesidades de espacio para la excavación
de la zanja de conducciones eléctricas. Si la sección se encuentra diseñada a
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media ladera, no se aplicará el sobreancho para zanjas, dado que se interpreta
que en estos casos la zanja será excavada al pie del terraplén de la sección.
En los casos que a continuación se detallan NO se aplicará el incremento
de sobreanchos para zanja.
1- Cuando la afección de una parcela debida a la ocupación, pactada, del borde
de talud no pueda ser ampliada.
2- Cuando la zona a incrementar se encuentre en curva afectada por
sobreanchos debido a la limitación de radios mínimos (sobreanchos relacionados
en cuadros superiores). Esto es, en curvas con radios comprendidos entre 35 y
60 metros NO se aplicará sobreanchos específicos para inclusión de zanja. Se
excavará
la
zanja
aprovechando
el
espacio
libre
que
proporcionan
los
sobreanchos añadidos en curvas de radio mínimo.
2.16.3 GEOMETRÍA EN ALZADO ACUERDOS VERTICALES (PARABÓLICOS)
1. Longitud mínima recomendable entre vértices de acuerdos consecutivos =
110/125 mts.
2. Longitud mínima recomendable de las tangentes (de entrada y salida) =
40/50 mts.
3. Valor recomendado mínimo para la Tangente completa (de T.E. a T.S.) =
80/90 mts.
4. Pendientes medias no superiores al 8%, pudiendo llegar en tramos puntuales
al 12% (≤ 300 mts.)
5. Pendientes máximas entre el 12% y el 15% con pavimentos adecuados (HM15, Suelo-Cementos, etc)
6. Pendientes máximas para viales (11 mts. de ancho) Gruás de Cadenas 10%
7. Altura mínima recomendable desde el chasis del transporte al suelo 0.60/1.00
mts.
Citaré a modo de recordatorio, que el Kv de un Acuerdo Vertical es un parámetro
que relaciona la longitud del acuerdo partido por la diferencia de las pendientes
(cada una con su signo) o “Ơ” (tita).
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Por lo tanto el Kv adecuado en cada acuerdo nos será definido, en nuestro
caso, por la longitud de las tangentes, siendo estas de tal longitud que en cada
una de ellas podamos detener el vehículo de transporte en cuestión sin llegar el
frontal de la cabina de éste al vértice del acuerdo (punto de valor de la Bisectriz).
Siempre es aconsejable que las rampas sean de un valor menor que las
pendientes.
2.16.2 ZAPATAS/ÁREAS DE MANIOBRA
ZAPATAS/ÁREAS DE MANIOBRA
Dimensiones Zapata: a determinar en cada proyecto.
Dimensiones Área de Maniobra: 30x45 recomendada (ver Especificación sobre
Áreas de Maniobra)
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3. CURVAS DE POTENCIA DE LAS MÁQUINAS EÓLICAS CERTIFICADAS
POR EL FABRICANTE.
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4. CERTIFICACIÓN QUE EL PARQUE EÓLICO CUMPLEN CON LOS TARADOS
DE PROTECCIONES DE NIVEL I
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5. VIDA ÚTIL (EN AÑOS) DE LAS MÁQUINAS A INSTALAR
La vida útil se basa en las expectativas de vida de los principales
componentes del aerogenerador antes de que sea necesario llevar a cabo una
sustitución de los mismos, como pueden ser los elementos giratorios, los
motores utilizados para la regulación del paso de pala o para la orientación de la
góndola o los elementos flexibles, tales como las palas.
VESTAS fundada en 1898, de origen danés, y con experiencia específica
en el campo de la generación de electricidad a partir de la energía eólica desde el
año 1979 es hoy el líder del mercado con un 35% acumulado (informe BTM de
Marzo de 2004), y ha instalado en la actualidad, sólo en España, 1.328
aerogeneradores, lo que supone una potencia de 1.096 MW. Cuenta con 9.000
empleados en todo el mundo, de ellos casi 200 en España, donde desarrolla
actuaciones industriales, con plantas propias o a través de terceros, en Aragón,
ambas Castillas y Galicia.
VESTAS actúa, con tecnología propia, en todo el ciclo de vida del
producto aerogenerador, como se indica en el cuadro siguiente:
La gama de producto VESTAS es la más amplia del mercado, con lo que
se
garantiza
la
disposición
de
productos
adecuados
para
cualesquiera
necesidades que un cliente pueda plantear, con rangos de potencias comerciales
entre 850 KW y 4.500 KW, y con rotores entre 52 m y 120 m de diámetro.
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Además de la amplitud en las opciones de las que el cliente puede
disponer,
los aerogeneradores Vestas incorporan las últimas tecnologías,
pudiéndose poner como ejemplo las nuevas palas de diseño específico para la
producción de energía eólica, para lo que se ha realizado un desarrollo de i+D
que ha permitido superar los perfiles NACA y constituidas por madera y fibra de
carbono, consiguiéndose un balance armónico de ligereza, robustez mecánica y
precio aceptable; también son destacables los equipos electrónicos que, cuando
su incorporación se requiere, permiten satisfacer los requisitos técnicos más
estrictos de conexión a la red, lo que es especialmente importante de cara a su
instalación en los sistemas eléctricos insulares.
Según los aspectos de la tecnología de VESTAS enumerados que
contribuyen tanto a la vida de los elementos como al logro de una producción
excepcional a lo largo de toda la vida útil de diseño de 20 años.
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D) GRADO
DE
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AFECCIÓN
AL
SISTEMA ELÉCTRICO
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1. DATOS DE LA RED ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN O TRANSPORTE EN
LA ZONA DEL PARQUE EÓLICO, CON INDICACIÓN DEL POSIBLE PUNTO
DE CONEXIÓN A LA RED
Los datos de la red eléctrica en la zona que nos ocupa son:
•
Potencia de cortocircuito
500 MVA
•
Tensión de red
20 kV
•
Nivel de aislamiento
24 kV
•
Tiempo de desconexión red 20kV
0,12 s
Para la determinación de la potencia instalable en cada emplazamiento se
ha considerado como criterio no sobrepasar el 5% de la potencia de cortocircuito
en el punto de conexión según indica la Orden Ministerial de 5 de Septiembre de
1985 “Normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las
redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 500 KVA y centrales de
autogeneración eléctrica”. Además se ha considerado la capacidad de evacuación
de las líneas existentes y sus grados de congestión y saturación, sin sobrepasar
los límites marcados en relación con la potencia máxima instalable por
instalación.
La propuesta de evacuación del parque eólico destinado a verter toda la
energía en los sistemas eléctricos insulares canarios con potencia asignada de 9
MW es la conexión, mediante línea subterránea de 20 kV, con la subestación
transformadora 66/20 kV del Parque Eólico existente, “Montaña de la Mina”. En
este sentido se prevé la posible ejecución de infraestructuras elécticas comunes
(líneas de evacuación, refuerzo y nuevas, subestación transformadora, etc.)
entre los promotores de parques eólicos adjudicatarios según la planificación del
sistema eléctrico en la zona que estimen el operador de la red de transporte, Red
Eléctrica de España, y el operador de la red de distribución, Unelco-Endesa.
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2. PROPUESTAS DE ACCIONES O INVERSIONES QUE MEJOREN LA
ESTABILIDAD/CURVA DE CARGA DEL SISTEMA
Power Plant Control y la estabilidad/curva de carga del sistema.
El Power Plant Control (PRM – control de la central de energía) se encarga
de controlar la producción de una central de energía tal y como se define en los
ajustes, que pueden ser de naturaleza estática o dinámica. La Figura 1 muestra
la posición del PRM en la central.
Instalación por defecto de la planta
El objetivo principal del PRM es mantener la producción solicitada de la
central lo más próxima a este ajuste como sea posible. La producción se controla
o bien a base de enviar puntos de ajuste al aerogenerador, o bien con otros
equipos que pueden contribuir al mantenimiento de la producción.
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El método básico para mantener la producción opera a través de un
controlador de realimentación. El controlador de realimentación compara la
producción real con la producción solicitada y da instrucciones a las unidades
controlables mediante nuevos puntos de ajuste independientes por cada unidad.
Con el PRM, es posible controlar la potencia activa, la potencia reactiva y
el factor de potencia. El PRM puede tener varios bucles funcionando al mismo
tiempo. Aunque nada impide la definición de múltiples bucles controlando a las
mismas unidades de salida, no se aconseja este método ya que presenta
resultados imprevistos.
En el caso de la potencia activa, la información se envía a los
aerogeneradores con una petición de giro de pala, o bien diciéndoles que entren
en el estado de pausa o de marcha. Es controlable tanto si los aerogeneradores
deberían pararse o girar, o ambas cosas, lo cual implica que recibirán una señal
de pausa si la referencia solicitada no puede alcanzarse y los aerogeneradores
han llegado a su punto de ajuste mínimo. Se solicitará a los aerogeneradores que
se vuelvan a poner en marcha cuando el bucle considere que el aerogenerador
puede hacerlo y que aún puede cumplir con la referencia.
En el caso del control reactivo, el PRM puede enviar solicitudes a los
aerogeneradores, si tienen la posibilidad de cumplir con las solicitudes, o a otros
equipos de compensación Var.
Aunque
casi
todos
los
aerogeneradores
disponen
de
equipo
de
compensación Var, no siempre tienen la posibilidad de reaccionar dentro del
plazo de tiempo solicitado. Esto sucede especialmente con los aerogeneradores
con baterías de condensadores.
El PRM se comunica con el equipo externo usando servidores OPC situados
en el PPS. Siempre que haya un servidor OPC instalado, el PRM podrá
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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comunicarse con el dispositivo. Losservidores OPC aprobados son: Modbus, AP,
DCE3, DNP3, E/S. Algunos de los servidores OPC se han desarrollado dentro de
la propia empresa y otros provienen de proveedores externos.
La figura muestra el diagrama de bloques del PRM
Diagrama de bloques del PRM
2.1 DEFINICIÓN DE ALGUNOS DE LOS BLOQUES DEL PRM, BLOQUES DE FUNCIONALIDAD Y
OTROS ELEMENTOS DE INTERÉS DEL PRM
2.1.1 ACTIVACIÓN
- Aunque no se representa en la figura, la lógica de activación se puede
configurar de modo que sea posible definir cuándo debe estar activo el bucle. Un
ejemplo: cuando la potencia activa esté por debajo de una determinada
producción, se deberá desactivar el bucle del Factor de Energía (PF – power
factor) y deberá activarse el bucle kVar. Otro ejemplo: el bucle PF debe funcionar
entre las 00.00 y las 05.59 h, mientras que el bucle kVar deberá funcionar entre
las 06.00 y las 23.59 h. Esto son sólo unos ejemplos sencillos de esquemas de
activación. Se pueden configurar esquemas más complicados usando el PRM u
otras utilidades del PPS.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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2.1.2 REFERENCIA
- Una referencia es un punto de ajuste que refleja la producción requerida de la
planta. Este punto de ajuste puede ser un punto de ajuste de potencia activa o
un punto de ajuste de potencia reactiva en kVar o PF. Los puntos de ajuste PF
suelen ser puntos de ajuste entre ±0,92. Las referencias pueden ser ajustadas
por varias fuentes, como la distribuidora, el propietario, el fabricante, etc.
Siguiendo un esquema de prioridades, la referencia “actual” o “real” la elige el
PRM. En el sistema se registra qué referencia está activa en un momento dado.
La fuente tal y como está escrita puede ser una persona que escribe un nuevo
punto de ajuste del parque a través de una pantalla o una nueva norma definida
por una fuente e implementada a través de una norma de configuración.
2.1.3 ENTRADA
- El PRM puede tomar la entrada necesaria de equipos tales como medidores de
red, estaciones meteorológicas, E/S y por supuesto de los aerogeneradores.
Alimentación de avance:
- La alimentación de avance (feed forward) es una característica que puede
configurarse para cada bucle. Cuando se configura en un bucle, la alimentación
hacia delante se activará cada vez que se produzca un cambio de referencia.
Aunque no se limita al control de la potencia reactiva, esta característica suele
usarse en el control kVar.
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2.1.4 TIPO DE CONTROLADOR
- Como se ha indicado, la funcionalidad interna del PRM se basa en un
controlador Proporcional Integral y Derivativo (PID). La parte integral y la
derivativa pueden habilitarse o deshabilitarse en cada bucle.
2.1.5 UNIDADES DE SALIDA
- El PRM se comunica con la unidad de salida a través de servidores OPC. Debido
a esto, las unidades de salida pueden ser de varios tipos. No hay ninguna
limitación en el PRM en cuanto a combinar unidades de salida diferentes en un
mismo bucle.
2.1.6 SP MIN (AEROGENERADOR)
- Punto de ajuste mínimo (min SP – minimun set point). El punto de ajuste
mínimo define el límite inferior del punto de ajuste. El uso de un punto de ajuste
por debajo de este límite podría dañar el equipo o dejarlo inutilizable. En el caso
del control de potencia activa, este PA Min indica el límite inferior que puede
escribirse en el aerogenerador sin causar daños.
2.1.7 ECUALIZACIÓN DE SALIDA
- El ajuste de ecualización es una característica del PRM que permite que todas
las unidades de salida se limiten al mismo valor de deration (disminución de
capacidad nominal), equilibrando así la carga y evitando el desgaste no lineal
entre las unidades.
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Límite de salida - Se puede limitar la diferencia entre el punto de ajuste en la
ejecución de un bucle y el siguiente limitando la salida.
2.1.8 RUNBACK
- Se puede recibir una señal runback (respuesta rápida) en el PRM enviando una
referencia cero “0” a un bucle de potencia activa configurado. Esto hace que
todos los aerogeneradores se pongan en pausa/parada. El PRM aún reconocerá
los ajustes del bucle relativos a retardos, etc. Si debieran usarse otros ajustes,
se tendría que configurar un segundo bucle, especializado en la señal runback.
2.1.9 CONTROL EXTERNO
- Se pueden pausar los aerogeneradores desde otra interfaz, p. ej. El cliente
Vestas Online Business. El modulo PRM lo hace sin problemas y no interferirá si
está configurado correctamente. La siguiente sección describe con mayor
profundidad la función del bucle de control relativo a la deration de la potencia
activa. La deration de potencia se usa para gestionar los requisitos de limitación
de salida o la desconexión total si se produce una señal de emergencia
(runback). El derating se puede llevar a cabo girando las palas, lo cual reduce la
producción
en
cada
aerogenerador,
o
bien
pausando
(parando)
los
aerogeneradores. El bucle especializado del PRM combina estas características en
un bucle, impidiendo que estas funciones interfieran entre sí (lo cual provocaría
una fluctuación en la salida) e impidiendo que los aerogeneradores se pongan en
pausa o paro continuamente.
La Figura 3 muestra la estructura básica de este bucle.
La parte de alimentación de avance se ha omitido pero también está disponible
para el control de kW.
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Bucle combinado
Indica la parte de Liberación de Pausa del bucle.
Indica la parte que envía órdenes de giro de las palas a los
aerogeneradores.
Un bucle de control de este tipo puede configurarse con cualquier
combinación de las funciones mostradas. En otras palabras, un bucle puede
consistir en una parte de Liberación de Pausa funcionando sola, o una parte de
giro funcionando sola, o ambas combinadas como se muestra en la figura 3.
También es posible una combinación de Marcha/Pausa y alimentación de
avance.
La función básica es que el error se envía al bloque
que evalúa si
los aerogeneradores deben liberarse o ponerse en pausa. Tras este análisis, el
error se corrige con el cambio esperado y se envía al bloque
que entonces
analiza el error resultante y envía órdenes de giro a los aerogeneradores
restantes.
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2.1.10 EJEMPLOS DE VENTANAS DEL PRM
Ejemplo de ventana de regulación de la Potencia Activa
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Ejemplo de ventana de regulación de la Potencia Reactiva
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Ejemplo de ventana de regulación avanzada
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3. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE GESTIÓN TELEMÁTICA
DETALLANDO EL SISTEMA DE DESCONEXIÓN Y POTENCIA IMPLICADA
EN LOS ESCALONES, SI LOS HUBIERA.
3.1 ADVANCED GRID 2
Los aerogeneradores con sistema Advanced Grid Option (AGO2 opción de
red avanzada) han sido especialmente diseñados para tolerar breves caídas de
tensión debidas a fallos de la red. Gracias a la Grid Option, los aerogeneradores
pueden generar una corriente de cortocircuito capacitiva, mejorar la estabilidad
de la red y reanudar la producción de energía poco después de un fallo de la red.
Advanced Grid Option 2 (AGO2) es uno de los productos de Vestas
GridSupport™ e incluye la solución Ride-through de baja tensión (LVRT) para
aerogeneradores VCS y VCRS.
Este documento describe las funciones por defecto y el funcionamiento de
la secuencia transitoria general del LVRT. Las especificaciones se han hecho a
nivel del aerogenerador. Para evaluar el rendimiento en el punto de conexión
común de un sistema de energía eòlica específico equipado con aerogeneradores
con AGO2, es obligatorio hacer simulaciones en la configuración del parque
específico e interconexión con la red.
Las funciones y el rendimiento de la AGO2 pueden configurarse para que
se ajusten a los mercados específicos y a las demandas de conexión de red
especificas.
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3.2 CARACTERÍSTICAS DE LA GRISD
El aerogenerador esta equipado con un Sistema de Conversión de Vestas
reforzado con el fin de obtener un mejor control del generador durante los fallos
de red. Los controladores y los contactores llevan un SAI de seguridad a fin de
mantener en funcionamiento el sistema de control del aerogenerador durante los
fallos de red.
El
sistema
de
giro
de
las
palas
se
optimiza
para
mantener
al
aerogenerador en condiciones de velocidad normales y el generador se acelera
para almacenar energía rotacional y poder reanudar la producción de energía
normal mas rápidamente tras un fallo y mantener al mínimo el esfuerzo
mecánico en el aerogenerador.
3.3 ACTUALIZACIONES DEL HARDWARE
El aerogenerador se somete a una serie de actualizaciones para mejorar la
tolerancia a los huecos y variaciones de tensión.
3.3.1 SAI
Un SAI (Sistema de Alimentación Ininterrumpida) garantiza la transmisión
de energía a las unidades esenciales de la góndola, del buje y de la unidad de
tierra, lo cual permite que el aerogenerador mantenga los contactores y
procesadores en funcionamiento durante el fallo.
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3.3.2 SISTEMA DEL CONVERTIDOR
El convertidor VCS se ha reforzado para poder soportar grandes corrientes
eléctricas creadas durante las caídas de tensión en la red eléctrica, evitando la
desconexión del aerogenerador (ride-through). El convertidor de 3MW no esta
reforzado.
3.3.3 SISTEMA DE DISIPACIÓN DE POTENCIA LIMITADA
En el convertidor vcs, los limitadores de cc se conectan al enlace de cc
para evitar una tensión de cc excesiva debido a picos (du/dt) en la red y en
huecos de tensión no simétricos. El exceso de energía en el enlace de cc se
disipara en resistencias de potencia inductiva baja, lo que permite que tanto la
red como el convertidor del rotor permanezcan activos durante los huecos de
tensión, de modo que se mantendrá el control del generador.
3.4 SENSOR DE POSICIÓN
En el eje del generador hay instalado un sensor de posición que permite
inyectar corriente reactiva con el convertidor del rotor en condiciones de baja
tensión. Normalmente el sensor mejora la estabilidad durante las transiciones.
3.5 PROTECCIÓN DEL AGO2 Y DESCRIPCIÓN DEL CONTROL
3.5.1 AJUSTES DE PROTECCIÓN DE BAJA TENSIÓN
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Los ajustes por defecto de la protección de baja tensión de un
aerogenerador conectado se definen en la Figura 4-1, p. 4. El aerogenerador se
desconectara de la red cuando se encuentre fuera de la curva.
Ajustes por defecto de la protección de baja tensión para los fallos
simétricos y asimétricos.
Cada ride-through de un fallo grave de red somete a un esfuerzo al
aerogenerador y deberá suceder como media una sola vez a la semana a lo largo
de la vida del aerogenerador. Si se produce un ride-through de fallo más de una
vez por semana como media, cabe esperar que habrá un mayor desgaste.
3.5.2 CURVA DE TOLERANCIA DE TENSIÓN
En la siguiente figura se muestra la curva de tolerancia de baja tensión
para fallos simétricos y asimétricos se muestra la línea de tolerancia de tensión
diseñada, que muestra la tensión en los polos del generador.
Los principales factores que influyen en la tensión en los polos del generador son
la inyección de corriente capacitiva desde el aerogenerador y las condiciones de
la red. En caso de fallo, la inyección de corriente capacitiva en el transformador
de la turbina aumenta la tensión en los polos del generador. La impedancia
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adicional de la turbina al fallo y otras unidades de soporte al fallo de corriente
también tienden a incrementar la tensión en los polos del generador
Curva de tolerancia de baja tensión para fallos simétricos y asimétricos.
3.6 CONTRIBUCIÓN DE LA CORRIENTE ACTIVA/REACTIVA
La contribución de la corriente reactiva depende de si el fallo aplicado al
aerogenerador es simétrico o asimétrico.
3.6.1 CONTRIBUCIÓN DE LA CORRIENTE REACTIVA SIMÉTRICA
Durante los huecos de tensión, el aerogenerador pasa del control de
potencia activa y reactiva normal al control de corriente del rotor. Esto permite
que el aerogenerador efectué el control de tensión suministrando corriente
reactiva a la red. La corriente reactiva de los polos del generador se ajusta
conforme al nivel de tensión de los polos del generador.
El valor por defecto da una corriente reactiva correspondiente a 1 pu de la
corriente nominal del aerogenerador a los polos del generador indica la
contribución de la corriente reactiva como una función de la tensión en los polos
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del generador para el funcionamiento de estrella y triangulo. La contribución de
la corriente reactiva es independiente de las condiciones atmosféricas del viento
reales y del nivel de potencia antes del fallo.
Contribución de corriente reactiva con conexiones en estrella y
triángulo para una contribución de la corriente reactiva del 100 %.
En estrella, la contribución de la corriente reactiva se reduce en un factor
de 1/√3 comparada con la conexión en triangulo. Los aerogeneradores pueden
manejarse en el funcionamiento en triangulo forzado. Esto garantiza la inyección
de corriente completa con el viento bajo.
Durante los fallos de red puede producirse un escalón de alta tensión
(du/dt) en la tensión de red. Esto haría que el control de corriente del rotor se
pare y no reanude su funcionamiento hasta pasados 50 mins. Durante estos 50
ms el generador puede producir una corriente de baja magnetización desde la
red.
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3.6.2 CONTRIBUCIÓN DE LA CORRIENTE REACTIVA ASIMÉTRICA
Los valores de referencia de corriente se reducen durante los fallos
asimétricos para garantizar el ride-through. Los valores de referencia de la
corriente se reducen a partir del caso asimétrico con el siguiente factor de
reducción en las referencias de corriente:
1-( U alta - U baja)
Siendo “ U alta” la tensión medida de RMS por unidad fase-fase o fasetierra mas alta, y “ U baja” la tensión medida de RMS por unidad fase-fase o
fase-tierra mas baja.
3.7 RECUPERACIÓN DE POTENCIA
El
retardo
de
la
recuperación
de
potencia
activa
después
de
la
recuperación de tensión variara en función de distintos factores: la velocidad del
viento, el tamaño del hueco, la duración del hueco, una turbulencia, el tipo de
aerogenerador y la altura de la torre.
La secuencia de vuelta de potencia esta optimizada para mantener a un
mínimo las cargas en el tren de transmisión y en la construcción del
aerogenerador. Debajo hay unas estimaciones promediadas del tiempo de
recuperación de potencia en simulaciones y mediciones. La tabla muestra la
probabilidad estimada de un tiempo de recuperación inferior a un cierto valor.
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Diagrama de cuantiles para la recuperación de potencia
Indicación de tipos de hueco de tensión
3.8 HUECOS DE TENSIÓN MÚLTIPLES EN PERÍODOS BREVES
El aerogenerador esta diseñado para manejar sucesos de cierre repetido y
huecos de tensión múltiples en un periodo breve, debido al hecho de que los
huecos de tensión no están distribuidos uniformemente a lo largo del ano. Por
ejemplo, 6 huecos de tensión de 200ms de duración que bajan la tensión a un
20%
en
30
minutos
normalmente
no supondrán
un
problema
para
el
aerogenerador.
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3.9 FUNCIONAMIENTO DURANTE EL ISLANDING
En el caso de islanding (funcionamiento en isla) de un aerogenerador o de
una parte de un sistema de aerogeneradores, es probable que la frecuencia de
línea y la tensión cambien y se desvíen demasiado de los valores nominales, y
los aerogeneradores se desconecten. Lo más probable es que la tensión y la
frecuencia aumenten en el islanding debido a un exceso de potencia disponible y
los aerogeneradores se apaguen por estos ajustes de protección y no por los
ajustes de protección de baja tensión. La protección de frecuencia normal aun
esta activa durante los huecos de tensión para evitar que los aerogeneradores
funcionen en condiciones de frecuencia anormal y para detectar el islanding.
3.10 TASA DE ÉXITOS
La solución esta diseñada para una tasa de éxitos por aerogenerador del
98% aprox. Los tipos de hueco (Figura 4-4: Indicación de tipos de hueco de
tensión la velocidad del viento y las turbulencias tienen un impacto en la tasa de
éxitos. No es posible que una gran proporción de aerogeneradores de un parque
eolico se detengan ante el mismo suceso.
La experiencia de campo solo ha localizado una parada de aerogenerador
de un total de 760 casos reales de caída de la red.
3.11 DESCRIPCIÓN DEL PRINCIPIO DE RESPUESTA A UN HUECO DE TENSIÓN
El
método
resulta
beneficioso
gracias
a
un
generador
de
doble
alimentación con una maquina eléctrica convencional y convertidores de potencia
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nominal baja. El generador asíncrono de doble alimentación funciona a velocidad
variable, y la potencia activa y reactiva del generador es controlable por medio
del apoyo del Sistema del Convertidor de Vestas. El rendimiento aproximado se
muestra en la siguiente figura llamada contribución de corriente reactiva con
conexiones en estrella y triangulo para una contribución de la corriente reactiva
del 100 %.Funcionamiento de principio de un aerogenerador con Advanced grid
option 2:
1. En la fase inicial del hueco de tensión, el generador transmite una gran
corriente de cortocircuito (1 - 5 p.u.). Esto ayuda a los reles de protección de la
red a localizar los fallos de red. Debido al hueco de tensión, el convertidor del
rotor entra en el control de corriente y comienza a respaldar la red con corriente
reactiva.
2. La corriente de salida capacitiva se ajusta a un nivel que corresponde a la
Figura 4-3: contribución de corriente reactiva con conexiones en estrella y
triangulo para una contribución de la corriente reactiva del 100 %. a los ajustes
específicos de los parámetros.
3. Durante el fallo, el generador se encuentra magnetizado continuamente por el
sistema de conversión, y la contribución de potencia activa y reactiva a la red se
controla por medio de las restricciones del hardware.
4. Inevitablemente, la velocidad del aerogenerador aumentara durante el fallo.
Este tipo de aerogenerador puede tolerar fácilmente el incremento de velocidad,
ya que el sistema de Angulo de paso evita que se den condiciones de velocidad
excesiva, controlando que solo se de la “velocidad a plena carga” nominal. Una
vez que el fallo se solucione, la potencia cinética almacenada es útil para dar una
contribución rápida de potencia activa a la red.
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5. Al volver las tensiones al estado normal, el generador reducirá la inyección de
corriente reactiva.
6. Tras la recuperación de la tensión, se vuelve a habilitar el control de potencia
normal y la potencia se recupera de un modo controlado para mantener a un
mínimo las cargas en el tren de transmisión y en el aerogenerador.
Forma de onda aproximada durante un hueco de tensión breve a la velocidad sincrónica
de arriba. (t1 ≈ 0 - 50 ms, t3 – t2 ≈ 4.4 Recuperación de potencia)
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4. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE ACREDITA QUE EL MODELO DE
AEROGENERADOR DEL PARQUE EÓLICO NO CONSUMA ENERGÍA
ACTIVA NI REACTIVA
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CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
132
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
5. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE ACREDITE QUE EL PARQUE
EÓLICO PUEDE APORTAR ENERGÍA REACTIVA
133
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Grado de afección al sistema eléctrico
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
134
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
E)
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA
Localización Geográfica
135
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
1. PLANO DE LA LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y CODIFICACIÓN DEL
PARQUE EÓLICO.
1.1 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y CODIFICACIÓN DE AEROGENERADORES
El proyecto se desarrolla en la finca rústica, parcela con identificación
catastral del Término Municipal de TEGUISE, en la zona denominada del citado
Término Municipal. Se adjunta ficha catastral de la parcela a ubicar el Parque
Eólico.
Z
POTENCIA
UNITARIA (KW)
DIRECCIÓN
VIENTO
DOMINANTE
3210218
190
3.000
NNE
637990
3209802
197
3.000
NNE
637817
3209386
195
3.000
NNE
IDENTIFICACIÓN
DEL
AEROGENERADOR
COORDENADAS UTM
X
Y
1.1
638163
1.2
2.1
1.2 VALORACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL VIENTO EN LA ZONA
De la Herramienta para el cálculo del Índice Básico de Eficiencia Energética
(IBEE) de un parque eólico proporcionada por el Instituto Tecnológico de
Canarias para el concurso público para la asignación de potencia en la modalidad
de nuevos parques eólicos destinados a verter toda la energía en los sistemas
eléctricos insulares canarios, se ha determinado que la dirección del viento
dominante en la zona de
es de componente NNE, con un número de horas
equivalentes anuales de 3.176.
Localización Geográfica
136
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
F)
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
TERRENOS
Localización Geográfica
137
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
1. CALIFICACIÓN DE TERRENOS
Los terrenos en los que se desarrollará el parque eólico descrito en el
presente
documento
tienen
calificación
de
“rústico”
según
las
normas
subsidiarias, actualmente en vigor, del ayuntamiento de TEGUISE y la calificación
de “Resto de Suelo Rústico de Protección Natural (el jable)” según el PIOL. All
existir un convenio suscrito con el Ayuntamiento para contribución a fines
energéticos, medioambientales y sociales de la comunidad, se procederá a
proponer que en dichos terrenos, la implantación de instalaciones para el
aprovechamiento de la energía eólica, sea un uso principal. Por todo ello,
entendemos que puede ser de aplicación la calificación de “protección para este
tipo de infraestructuras” evaluada con 5 puntos.
1.1. SUPERFICIE DE TERRENO DISPONIBLE POR EL SOLICITANTE PARA EJECUTAR EL PARQUE
EÓLICO
Para la ubicación del Parque Eólico se han dispuesto varias fincas
agrícolas con cuyos propietarios se ha firmado un acuerdo de cesión de las
parcelas 35024A008008200000LW y 35024A008008210000LA con una superficie
total de 1.539.215 m2 para la instalación de un parque eólico. (Véase plano N º 2
de la sección K” Planos”).
1.2. SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR EL PARQUE EÓLICO
La superficie de terreno afectada por el conjunto de aerogeneradores del
parque eólico es de 844.043,77 m2.
Entendiendo como superficie de terreno afectada por los
aerogeneradores, como aquella contenida en la envolvente poligonal constituida
por los contornos exteriores de las áreas de sensibilidad eólica de los
138
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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2007
Situación:
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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Dpto. Ingeniería Marítima
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aerogeneradores que componen el parque, proyectada y medida en un plano
horizontal. (Véase plano Nº 3 de la sección K” Planos”).
1.3. SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR LAS INSTALACIONES EÓLICAS EXISTENTES
COLINDANTES.
Actualmente no existen instalaciones eólicas colindantes en un radio de
1.000 m que interfieran entre sí con las superficies afectadas de los mismos,
considerando como superficie de terreno afectada la definida en el apartado b)
de este punto.
1.4. PROPUESTA DE DISTRIBUCIÓN EN PLANTA DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN
Véase plano N º4 de la sección K” Planos”.
1.5. INDICACIÓN DE LAS ÁREAS PERTENECIENTES A LA RED CANARIA DE ESPACIOS
NATURALES PROTEGIDOS O A PARQUES NACIONALES CERCANOS AL PARQUE EOLICO
El parque eólico no se encuentran dentro de las áreas pertenecientes a la
Red Canaria de Espacios Naturales Protegidos o a Parques Nacionales en un radio
de un kilómetro, puesto que el más cercano es la Z.E.P.A Islotes del Norte de
Lanzarote y Famara a una distancia de 3,0 Km.
(véase plano N º5 de la sección K ” Planos”).
139
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
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Situación:
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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Dpto. Ingeniería Marítima
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Se adjunta tabla con las distancias mínimas a Espacios Naturales
Protegidos
Distancia
Áreas próximas pertenecientes a la Red
Mínima
Canaria de Espacios Naturales Protegidos
[Km.]
Paisaje Protegido Archipiélago de Chinijo
8,6
Parque Natural Tenegüime
10,1
Paisaje Protegido La Geria
3,2
1.6. INDICACIÓN DE LAS ÁREAS PERTENECIENTES A LA RED NATURA 2000 (ZEPA Y LIC)
El parque eólico no se encuentra dentro de las áreas pertenecientes a la
Red Natura 2000 (ZEPA y LIC), en un radio de un kilómetro (véase plano N º 5
de la sección K ” Planos”).
Se adjunta tabla con las distancias mínimas a Espacios Naturales
Protegidos
Distancia
Áreas próximas pertenecientes a la Red Natura 2000
Mínima
(ZEPA y LIC),
[Km.]
Z.E.P.A. Llanos de la Corona y Tegala Grande
3,8
Z.E.P.A. Islotes del Norte de Lanzarote y Famara
3,0
Z.E.P.A. La Geria
3,2
140
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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2. DOCUMENTACIÓN JUSTIFICATIVA RELATIVA A LA DISPONIBILIDAD
DE LOS TERRENOS
2.1. DISPONIBILIDAD DE LOS TERRENOS
Para la ubicación del Parque Eólico se han dispuesto varias fincas agrícolas con
cuyos propietarios se ha firmado un acuerdo de cesión de la parcela con
referencia catastral 35024A008008200000LW y 35024A008008210000LA con
una superficie total de 1.539.215 m2 para la instalación de un parque eólico.
Dicho documento se presenta en documentación anexa.
2.2. DOCUMENTACIÓN JUSTIFICATIVA
a. Contrato (se aporta en documentación anexa).
b. Certificado disponibilidad de Terrenos (se aporta en documentación anexa).
c.
Fichas Catastrales
141
Proyecto:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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Dpto. Ingeniería Marítima
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Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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Equipo Estable I+D INGEMAR
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Universidad de La Laguna
143
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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G) ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
144
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Septiembre
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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1. ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
Entre los aspectos medioambientales hay que mencionar que con la
utilización de la Energía Eólica se evitan las emisiones de toneladas de
contaminantes a la atmósfera (CO2, NOx, SOx, etc.). El impacto medioambiental
que puede producir una instalación eólica va a depender fundamentalmente del
emplazamiento elegido, del tamaño de la propia instalación y de la distancia de
ésta a las zonas de concentración de población, así como de las infraestructuras
asociadas: accesos y tendidos eléctricos. Las principales alteraciones del medio
pueden ser: impacto sobre las aves, posible impacto visual, impacto acústico.
Al respecto se adjunta una serie de datos cartográficos pertenecientes al
Plan General de Ordenación de Arico donde se han cartografiado los diferentes
puntos a tratar en este apartado de Valoración Medioambiental.
1.1. DESCRIPCIÓN GEOGRÁFICA Y SINGULARIDAD
Antigua capital de la isla desde la primera mitad del S. XV hasta 1852 en
la que perdió todas las parcelas de poder en detrimento de la nueva capital,
Arrecife.
Teguise se halla situada en el centro de la isla a 10 Km de la costa y a
unos 220 m. de altura sobre el nivel del mar. Su origen no fue cristiano ni
morisco, sino indígena ancestral. En 1418 Maciot de Bethencourt fundó la actual
Teguise desbordando los límites edificados de la "Gran Aldea", convirtiéndose en
el primer núcleo urbano de Canarias.
Se extiende por el 32.2% de la superficie insular, siendo el municipio de
mayor tamaño.
145
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Situación:
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LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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Al municipio de Teguise está adcrito administrativamente el Archipiélago
de Chinijo. En la única isla poblada, La Graciosa, habitan medio millar de
personas que se concentran en la capital, Caleto del Sebo. Sus habitantes se
dedican mayoritariamente a la pèsca en las ricas aguas circundantes, en donde,
en 1995 fue declarada la Reserva Marina de Pesca de mayor extensión de toda
Europa y cuyo objetivo es la explotación sostenible de los recursos pesqueros. El
Archipiélago Chinijo está catalogado como el último reducto de la avifauna
marina canaria, tal es el valor del patrimonio natural que alberga, incluyendo
varias especies endémicas de flora.
Las temperaturas propician un clima excepcional que se debe tanto a la
situación geográfica como a la influencia del mar. A pesar de la proximidad del
desierto del Sáhara, el clima no es desértico debido a que la corriente marina fría
proveniente del Golfo de México actúa como regulador atmosférico, sobre todo
en las zonas costeras.
2. IDENTIFICACIÓN E INFLUENCIA SOBRE PARQUES NACIONALES,
ESPACIOS NATURALES PROTEGIDOS, ZEPA, LIC Y SITIOS
ARQUEOLÓGICOS O DE INTERÉS HISTÓRICO CERCANOS.
2.1 IDENTIFICACIÓN E INFLUENCIA SOBRE PARQUES NACIONALES
2.1.1 IDENTIFICACIÓN E INFLUENCIA DE LA FAUNA Y FLORA
A
continuación,
se
describen
las
principales
características
de
la
vegetación, fauna, espacios naturales protegidos y sitios arqueológicos o de
interés histórico en el ámbito de estudio.
146
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
La Comunidad Autónoma de Canarias se compone de un archipiélago de
islas de diversa extensión cuya superficie total es de 7.492 Km2, representando
el 1,5 % de la superficie nacional. Ésta se divide en dos provincias, formando la
isla de Lanzarote, junto a las islas de Fuerteventura y Gran Canaria, la provincia
de Las Palmas.
Lanzarote alberga siete municipios: Arrecife (la capital y sede del cabildo),
Haría, San Bartolomé, Teguise, Tías, Tinajo y Yaiza.
2.1.2 VEGETACIÓN
Desde el punto de vista de la vegetación, el ámbito de estudio se
encuentra caracterizado por una comunidad de plantas de bajo porte que se
distribuyen por el territorio de forma tan dispersa que en muchas zonas los
suelos se encuentran desnudos y desprovistos de vegetación.
Así, en el ámbito de estudio, cuando existe vegetación, está constituida
por matorrales de pequeño porte y arbustos de sustitución de las comunidades
potenciales climatófilas además de por especies halófilas y halonitrófilas. La
vegetación y usos del suelo existentes en el entorno, si bien no afectada por el
proyecto analizado, se compone de:
Cultivos
Se caracteriza la zona por un predominio de las zonas no cultivadas en el
litoral, con abundancia de matorral e improductivos, mientras que en el interior
(en general por encima de 200 m) alternan dichas superficies con las zonas
cultivadas, y algunos pastizales en las montañas y valles más húmedos.
147
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Dentro de los cultivos predominan los herbáceos de secano, bien sobre
suelos naturales tipo "jable" o con enarenados de picón artificiales. La cebolla en
éstos y la batata, alternando con barbecho, en aquéllos, son los dos cultivos más
representativos. Es importante también la viña en los suelos arenosos volcánicos.
Los pastos aprovechables se reducen a algunas zonas altas, o a antiguas
parcelas de cultivo abandonadas que se han cubierto de vegetación. El pastoreo
es escaso, generalmente con rebaños de cabras.
Los frutales son poco importantes, reduciéndose a algunas higueras (Ficus
carica L.) y guayaberas (Psidium guajava) dispersas. En regadío sólo existen
algunos huertos familiares, invernaderos y enarenados dispersos. En cuanto al
arbolado, es casi inexistente (aparte de los frutales) reduciéndose a núcleos
aislados repoblados de palmeras canarias.
Matorral
Se reparte por casi toda el área no cultivada alternando con las parcelas
de labor y con suelos sin vegetación. Ocupa suelos poco fértiles, laderas
erosionadas, cráteres, arenales volcánicos, ríos de lava, etc.; donde no es
factible de desarrollarse ningún otro tipo de vegetación que estos rústicos
matorrales xerófilos. La cabida cubierta del matorral es muy variable según
características
de
clima,
topografía
y
suelo.
En
general
estos
suelos
semidesérticos no tienen ninguna utilidad, aunque algunos matorrales son
aprovechados eventualmente por ganado, sobre todo caprino.
Las especies más frecuentes encontradas pertenecen todas al hábitat del
"crassicauletum", pudiendo citar las siguientes: aulaga majorera (Launea
spinosa), salado (Schizogyne sericea), tabaiba salvaje (Euphorbia aphyila),
148
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
tabaíba
dulce
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
(Euphorbia
balsamifera),
Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
chumberas
(Opuntia
sp.),
hierba
vinagrera (Rumex lunaria).
Improductivos
La mayor superficie de improductivos corresponde a los terrenos sin
vegetación o con una proporción muy baja de matorral. Están ampliamente
distribuidos por toda la zona y son en general montes muy erosionados, cráteres,
ríos de lava sin descomponer y arenales o dunas sin cultivar, que por su escasa
fertilidad y la aridez del clima no han permitido el
desarrollo de vegetación
espontánea.
2.1.2.3 FLORA
Lanzarote no posee una destacada riqueza florística, debido a la
proximidad al continente africano, su bajo régimen pluviométrico, la ausencia de
elevados macizos montañosos que implica menor variedad de hábitats y la
acción del hombre a lo largo del tiempo, si bien en este territorio, aunque
ofrezca una apariencia desértica donde los rebaños de cabras, ovejas, burros y
dromedarios han pastado sin ningún control a lo largo de toda la geografía
insular, se han citado 586 especies y 37 subespecies de plantas vasculares y
cerca de 200 especies de líquenes.
Lanzarote alberga una extraordinaria riqueza de plantas endémicas,
como el salado blanco (Polycarpae robusta) o el pinillo llantén (Plantago
famarae), ambas exclusivas de Lanzarote.
2.1.3 FAUNA
La condición insular del archipiélago Canario es la causa que justifica la
ausencia de grandes mamíferos en las islas, pues el océano supone una barrera
infranqueable para ellos. La presencia de fauna en la zona de estudio es mínima,
debido a la escasez y discontinuidad de la vegetación.
149
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Respecto a la fauna invertebrada, ésta incluye una gran diversidad de
endemismos, algunos de los cuales poseen adaptaciones peculiares como por
ejemplo el grillo (Hymenoptila lancerotensi), que vive en coladas de lava, o el
cangrejito ciego de los jameos (Munidopsis polymorpha), que es la especie más
popular de una enigmática fauna acuática de importancia internacional. La
avifauna
encuentra
en
Lanzarote
algunos
de
los
mejores
refugios
del
archipiélago, como por ejemplo el Parque Natural del Archipiélago Chinijo, donde
viven una decena de aves amenazadas (águila pescadora (Pandion haliaetus),
halcones (Falco sp.), paíños (Hydrobatidae), pardelas (Procellariidae), etc) o las
zonas
semidesérticas
donde
habitan
la
hubara
(Clamydotis
undulata
fuerteventurae), el corredor (Cursorius cursor bannermani) o el alcaraván
(Burhinus oedicnemus). Entre los reptiles encontramos el lagarto atlántico
(Gallotia atlantica atlantica) incluido en el Convenio de Berna, la Directiva
Hábitats y el Catálogo Nacional de Especies amenazadas (Especie de Interés
Especial) y el perenquén majorero (Tarentola angustimentalis), protegido por el
Convenio de Berna y Directiva Hábitats, ambos endémicos, y en el grupo de los
mamíferos destaca la endémica musaraña canaria (Crocidura canariensis).
Otras especies cuya presencia es conocida, todas ellas introducidas por
el hombre, son la rata de campo (Rattus rattus), el ratón doméstico (Mus
musculus), el conejo (Oryctolagus cunniculus) y el erizo moruno (Erinaceus
algirus).
El inventario de la fauna vertebrada residente se establece a
continuación a través de una tabla en la que se contemplan los parámetros de
especie (nombre común y nombre científico).
Aves
- Caminero
Ánthus berthelotii
- Garza real
Árdea cinerea
Codorni
Coturnix coturnix
- Corredor
Cursorius cursor
bannermani
150
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Fecha:
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- Perrito/Perel
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Bulberia bulwerii
de buiwer
- Halcón de
Falco aleonare
eleonor
aleonare
- Alcaraván
Burhinus oedicnemus
- Cernícalo
Falco tinunculo
- Ratonero
Bufeo buteo insularum
- Alcaudón real
Lanias excubitor
Bucanetes githageneus
-Alimoche común
común
- AIburrión
amantum
Neophron
percnoter
us
- Pardela
cenicienta
- Chorlitejo
Catonectris diomedea
- Herrerillo común
Parus caeruleus
-
Phylloscopus turtur
borealis
Charadrius alexandrinus
Mosquitero
común
- Hubara
- Cuervo
Chlamydotis undalata
Streptopelia turtur
fuertaventurae
- Tórtola común
Corvus corax tinginatus
- Abubilla
Upupa epops
Mamíferos
-Erizo moruno
Atelerix algirus
-Ratón
Mus musculus
-
Crocidura
Musaraña
canaria
canariensis
151
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2.1.3.3 ESPECIES AMENAZADAS O PROTEGIDAS
Muchas especies cuentan con un interés especial, o por su carácter
exclusivo de la zona, o por el estado en el que se encuentran sus poblaciones
tanto a nivel insular como regional.
Dentro de los vertebrados es importante destacar al lagarto atlántico
(Gallotia atlantica atlantica), entre los reptiles y a la musaraña canaria
(Crocidura canariensis), endemismo de las islas orientales entre los mamíferos.
Ambas especies cuentan con poblaciones muy distribuidas pero no demasiado
abundantes.
2.1.4 PROTECCIÓN DE LA FLORA Y LA FAUNA
Se conservarán integralmente los hábitats naturales de los espacios
declarados protegidos, tanto los declarados en la Ley Autonómica 12/1994, de
19 de diciembre, de Espacios Naturales de Canarias, como los espacios
delimitados en los planos del PGOA. Por otro lado, las especies de flora y fauna
silvestres no foráneas o introducidas integrantes de los espacios protegidos
estarán sometidas a las condiciones fijadas en la Ley 4/1989, de 27 de marzo, de
Conservación de Espacios Naturales y de la Flora y de la Fauna Silvestres,
incluyendo las contempladas en esta normativa básica, en el Real Decreto
439/1990, de 30 de marzo, por el que se regula el Catálogo Nacional de Especies
Amenazadas y en la Orden Territorial de 20 de febrero de 1991, sobre protección
de las especies de la flora vascular silvestres de la Comunidad Autónoma de
Canarias.
Por tanto de todo lo anteriormente expuesto se deduce que la zona
objeto de estudio es una zona ampliamente antropizada, que no se encuentra
dentro de las zonas de interés especiales para su conservación dentro del
Municipio pero que si tiene una riqueza geomorfológica, faunística y de
152
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Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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Universidad de La Laguna
vegetación que debe ser conservada y para lo cual se adoptarán cuantas
medidas correctoras sean oportunas en el desarrollo de las instalaciones a
proyectar.
2.2 ESPACIOS NATURALES PROTEGIDOS
De acuerdo con el Texto Refundido de las Leyes de Ordenación del
Territorio de Canarias y de Espacios Naturales de Canarias, aprobado por
Decreto Legislativo 1/2000, de 8 de mayo, la parcela donde su plantea el parque
eólico no se encuentra dentro de ningún espacio natural protegido.
2.2.1 DESCRIPCIÓN DE ESPACIOS NATURALES
A continuación se describe cada uno de los espacios mencionados anteriormente.
2.2.1.1. PARQUE NATURAL DE LOS VOLCANES
El Parque Natural de Los Volcanes está situado en la isla de Lanzarote
(provincia de Las Palmas). Comprende 10.158,4 hectáreas en los términos
municipales de Tinajo, Yaiza y Tías.
Este espacio limita con otros Espacios Naturales Protegidos: por el oeste
con el Parque Nacional de Timanfaya, al que envuelve, al sur con el Sitio de
Interés Científico del Janubio y al este con el Paisaje Protegido de La Geria.
Este espacio reúne una de las mejores muestras de la isla del hábitat de
coladas históricas y campos de lapilli. El conjunto de lavas recientes y sus
elementos asociados tiene gran interés geomorfológico imprimiendo rango propio
e interés paisajístico a este parque. La presencia de comunidades de aves
marinas en el Janubio confiere una valoración científica adicional al área, al estar
153
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
presente muchas de las especies protegidas por la normativa nacional e
internacional.
El Parque Natural de Los Volcanes forma parte del que fue declarado por la
Ley 12/1987, de 19 de junio, de Declaración de Espacios Naturales de Canarias
como Parque Natural de La Geria y reclasificado por la Ley 12/1994, de 19 de
diciembre, de Espacios Naturales de Canarias como parque natural.
Ha sido declarado zona de especial protección para las aves (ZEPA), según
lo que establece la directiva 79/409/CEE relativa a la conservación de las aves
silvestres. Este espacio es por definición área de sensibilidad ecológica, a efectos
de lo indicado en la Ley 11/1990, de 13 de julio, de Prevención de Impacto
Ecológico. Rodea en su límite oeste al parque nacional de Timanfaya; por el este
linda con el paisaje protegido de La Geria.
Las series de vegetación presentes en el Parque Natural de Los Volcanes
son las correspondientes al piso bioclimático Infracanario árido, existiendo series
tanto de tipo climáticas como edáficas (edafoxerófilas) y las correspondientes a
los procesos dinámicos de sucesión (progresivos o regresivos).
Por tanto, se encuentran comunidades vegetales representativas de las
etapas maduras así como comunidades iniciales o subseriales que reemplazan a
las potenciales generalmente debido a causas antrópicas.
La clasificación fitosociológica de la vegetación potencial de la isla de
Lanzarote aún está por definir del todo. Existen lagunas en cuanto a la
descripción y análisis fitosociológico de la vegetación de la isla conejera. El
Parque Natural de Los Volcanes no es una excepción.
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PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
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La vegetación fanerógama climácica dentro del Parque viene definida
fundamentalmente por dos tipos de vegetación natural: la vegetación halófila
costera y los tabaibales dulces en los "islotes".
La vegetación liquénica define por otro lado la colonización de las lavas
históricas, tanto de malpaíses como de lavas cordadas en zonas de interior del
Parque. Es en las proximidades de la costa donde las lavas son muy pobres
florísticamente tanto cuantitativa como cualitativamente, de forma que el
recubrimiento liquénico es mínimo.
El paisaje vegetal del Parque Natural viene determinado por una escasa
cobertura vegetal y es muy uniforme. En éste predominan las coladas lávicas de
las erupciones recientes, tapizadas por los líquenes epilíticos. Aparecen distintas
especies diferenciales si se trata de áreas próximas a la costa o bien son de
interior. La proximidad de las lavas al mar condiciona la ausencia o reducción del
número de especies en los tres grupos vegetales (plantas vasculares, briófitos y
líquenes). En aquellas zonas donde la colada lávica no sepultó el terreno (los
denominados "islotes"), aparece una vegetación desarrollada, que en la mayoría
de los casos corresponden a tabaibales dulces o bien a facies de degradación con
tabaiba mora o salvaje y ahulagares-pastizales. En algunas zonas del Parque se
observan áreas de cultivo, correspondiente en la mayoría de los casos a vides e
higueras, dispuestas de una forma característica y que han llegado a determinar
y diferenciar un paisaje culto y exclusivo de Lanzarote.
Las costas aparecen generalmente desprovistas de vegetación. Tan sólo
donde tiene lugar un pequeño acúmulo de suelo se presenta de forma incipiente
una vegetación halófila.
El desarrollo de la fauna en el Parque Natural de Los Volcanes está
limitada como en otras zonas de la isla, debido a una serie de factores tales
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como: los procesos eruptivos históricos, la falta de suelo bien desarrollado, y la
falta de cobertura vegetal apropiada. Sin embargo, todos estos condicionantes
han supuesto, para la escasa fauna presente, un "aliciente" para evolucionar y
dar lugar a endemismos muy particulares, sobre todo en la fauna invertebrada,
adaptada a unas condiciones de sustrato "peculiares".
Por otro lado, la avifauna (como grupo faunístico dominante) es rica, si se
tiene en cuenta el elevado número de especies migradoras que surcan este
espacio y lo utilizan como zona de paso. En el límite suroccidental del Parque se
encuentran las Salinas del Janubio (Sitio de Interés Científico), con charcas de
aguas someras idóneas para el descanso y aprovisionamiento de las aves en sus
rutas migratorias. Entre las especies nidificantes tienen especial relevancia las
aves marinas, resaltando que dentro del Parque Natural de Los Volcanes y
Parque Nacional de Timanfaya se encuentra la mejor colonia de pardelas
cenicientas de Lanzarote.
2.2.1.2. MONUMENTO NATURAL LOS AJACHES.
El Monumento Natural de Los Ajaches se localiza en el sureste de la isla de
Lanzarote, abarcando una superficie de 3.009'5 hectáreas dentro del término
municipal de Yaiza.
Los Ajaches constituyen un macizo volcánico de gran relevancia estética y
paisajística, y provisto de evidente monumentalidad. Posee, asimismo, un gran
interés científico y conforma una unidad geomorfológica representativa de los
edificios volcánicos antiguos construídos y modelados en condiciones climáticas
distintas a las actuales. Cuenta con sectores de interés científico al albergar
yacimientos paleontológicos con presencia de formas fósiles del Plioceno inferior.
La vegetación potencial de la Isla desde tiempos inmemoriales ha sido en
gran parte transformada y alterada por la presión antrópica y el sobrepastoreo lo
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que ha permitido el desarrollo de comunidades de sustitución que en muchas
zonas caracterizan el paisaje actual. Destacan en este sentido las comunidades
incluidas en la clase Pegano-Salsoletea vermiculatae favorecidas en parte por los
procesos de desertización-salinización y erosión de los suelos.
Del catálogo florístico se desprende que en función del total de taxa de la
flora de la Isla de Lanzarote (unos 697 taxa), en el M.N. de los Ajaches, con 215
taxa, se encuentra representado aproximadamente el 30,8 % de la flora de la
isla.
Los Ajaches es uno de los espacios naturales de mayor interés ornitológico
de la isla de Lanzarote, conociéndose la presencia en el mismo de una veintena
de especies nidificantes y algunas otras migratorias, ya sean especies de paso,
invernantes o accidentales.
Las aves nidifican en Los Ajaches, en distintas partes del Espacio Natural.
Así, mientras los limícolas prefieren las proximidades a la costa, en el interior
abundan las paseriformes y aves esteparias. Entre estas últimas destacan
especies como la curruca tomillera (Sylvia conspicillata), el alcaudón real (Lanius
meridionalis), la abubilla (Upupa epops), el camachuelo trompetero (Bucanetes
githagineus), el bisbita caminero (Anthus berthelotii) y la perdiz moruna
(Alectoris barbara).
Las zonas de nidificación preferidas por las aves marinas y las rapaces son
los acantilados, siendo las especies más comunes la pardela cenicienta
(Calonectris diomedea), la pardela chica (Puffinus assimilis), el petrel de Bulwer
(Bulweria bulwerii), el alcaraván (Burhinus oedicnemus insularum.
Algunas de
estas especies no suelen permanecer más que 3 ó 4 meses en la isla y por lo
general en períodos alternos otras permanecen todo el año como la gaviota
patiamarilla (Larus
cachinnans).
Entre las rapaces, se han citado como
nidificantes en Los Ajaches el cernícalo vulgar (Falco tinnunculus dacotiae), la
lechuza común (Tyto alba gracilirostris), el águila pescadora (Pandion haliaetus),
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el halcón tagarote (Falco pelegrinoides) y el guirre (Neophron percnopterus).
Además de otras especies como cuervos (Corvus corvax canariensis), gorriones
morunos (Passer hispanoliensis hispanliensis), pardillos comunes (Carduelis
cannabina harteri), terreras marismeñas (Calandrella rufescens polatzeki),
vencejos (Apus spp.), tórtolas (Streptotelia spp.) y palomas (Columba spp.).
Los reptiles esan representados en Los Ajaches por el lagarto Gallotia
atlantica y el perenquén (Tarentola angustimentalis) endemismo canario de las
isla e islotes orientales.
Los mamíferos constituyen un grupo muy poco significativo, más si
tenemos en cuenta que gran parte de los mismos han sido introducidos
recientemente por los humanos.
Sin embargo, cabe destacar la presencia de perros (Canis familiaris), erizo
moruno (Atelerix algirus caniculus), gatos (Felis catus), cabras (Capra hircus),
conejos
(Oryctolagus
cuniculus),
ratones
(Mus
musculus)
y
musarañas
(Crocidura canariensis).
Dentro del marco insular, la fauna vertebrada de los Ajaches la podemos
calificar como notoria en el contexto de Lanzarote.
Los invertebrados constituyen el grupo animal más importante en cuanto a
número de especies y cantidad de ejemplares. Su conocimiento es, sin embargo,
incompleto aunque se sabe que cuenta con multitud de endemismos canarios
que comparte con la vecina isla de Fuerteventura y el islote de Lobos.
Aproximadamente el 98% de la fauna global está presente en alguna de las
restantes islas del archipiélago, el resto son endemismos exclusivos de los que
apenas se conocen datos acerca de su biología.
Estas especies ocupan prácticamente todos los hábitats del Espacio
Natural, desde el halófilo al más árido y aeroliano casi desprovistos de
vegetación.
Destacan
especies
típicamente
halófilas
como
el
isópodo
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Halophiloscia couchi, o tisanopteros como Melanotrips areolatus, y escarabajos
sabulícolas propios de ambientes arenosos así como el colóptero pimelia lutaria
también ligado a los arenales y llanos terroso-pedregroso y de las hoyas
arcillosas como los tenebriónidos arthrodeis constifrons y melasmana lineatum.
Este espacio fue declarado por la Ley 12/1987, de 19 de junio, de
Declaración de Espacios Naturales de Canarias como Paraje Natural de Interés
Nacional de Los Ajaches y reclasificado por la Ley 12/1994, de 19 de diciembre,
de Espacios Naturales de Canarias como monumento natural.
Este espacio ha sido declarado zona de especial protección para las aves
(ZEPA), según lo que establece la directiva 79/409/CEE relativa a la conservación
de las aves silvestres. Este espacio es por definición área de sensibilidad
ecológica, a efectos de lo indicado en la Ley 11/1990, de 13 de julio, de
Prevención de Impacto Ecológico.
2.2.1.3. PAISAJE PROTEGIDO DE LA GERIA.
La Geria es un paisaje singular, cargado de tipismo y de notoria belleza
donde hombre y naturaleza coexisten de forma armónica. Tienen sistema
particular
de
cultivos
de
viñas
y
frutales,
donde
no
faltan
elementos
singularizados de interés geomorfológico y geológico como conos, lagos de lava,
cuevas, etc. La cueva de los naturalistas, que discurre bajo sus lavas, es una
estructura geomorfológica representativa de la geología insular de gran valor
estético y bien conservada.
El Paisaje Protegido de La Geria es un amplio espacio de planta irregular
que se extiende en dirección NE-SO, con una longitud de algo más de 15 km.
Presenta unos límites meridionales y septentrionales muy bien definidos por la
alineación volcánica central de Lanzarote al sur, con edificios de la Serie III en
buen estado de conservación y conos volcánicos más recientes, de la Serie IV, en
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el borde noroccidental. La zona que ocupa presenta una gran simpleza
topográfica, en la que cabe diferenciar dos ámbitos fisiográficos:
Se han inventariado un total de 295 taxones adscritos a 65 familias, lo que
supone el 45,6% de la flora de Lanzarote y 56 taxones más que los descritos
para el Parque Nacional de Timanfaya. Se distribuyen en 6 familias de helechos,
con 7 especies, 2 familias de gimnospermas con 3 especies y, dentro de las
angiospermas, 7 de monocotiledóneas, con 46 especies y 50 de dicotiledóneas
con 239 especies.
Buena parte de ellas se localizan en grupos de ejemplares aislados o
formando pequeñas poblaciones, que las hacen sumamente frágiles ante posibles
impactos. De hecho, 4 de las especies de más interés, como Ophioglossum
polyphyllum, Ephedra fragilis, Rutheopsis herbanica y Rhamnus crenulata, no
han vuelto a ser localizadas en el año 2000, mientras que Androcymbium
gramineum la citamos por aparecer en la bibliografía reciente citada para Mozaga
y de Carralluma burchardii tenemos referencias fidedignas de la existencia de
una pequeña colonia entre las cercanías del Alto y el Volcán de Las Quemadas.
En cuanto a la fauna destaca la existencia de 87 especies en los terrenos
antiguos o islotes (41 climácicas, 34 accidentales y 12 visitantes esporádicos),
frente a las 25 de las lavas históricas superficiales y 9 hipógeas o cavernícolas
(con tan sólo 1 especie estrictamente troglobia), dominando en todos los casos el
grupo de los dípteros.
Por su capacidad de volar, en las aves habrá que tenerse en cuenta el
concepto de nicho ecológico, pues algunas suelen utilizar más de un hábitat para
sus diferentes funciones vitales, en especial la alimentación y la reproducción.
Este sería el caso de la comunidad de rapaces y de especies
como la paloma
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bravía (Columba livia), tórtola europea (Streptopelia turtur), cuervo (Corvus
corax).
Del total de especies reproductoras no introducidas de fauna vertebrada
descritas posteriormente, domina el grupo de las aves, con unas 20 especies
frente a las 2 especies de reptiles y 2 de mamíferos. Si exceptuamos las aves no
relacionadas con el medio marino y comparamos los datos con el resto de la isla,
en el Paisaje Protegido faltan 3 genuinos representantes estepáricos (ganga,
hubara y corredor), las 2 especies de Apus propias de ambientes urbanos
costeros, rapaces como el halcón de Eleonora (Falco eleonorae), el guirre
(Neophron percnopterus) y el halcón tagarote (Falco peregrinus/pelegrinoides),
así como 4 especies restringidas a los ambientes con una fisionomía vegetal más
estructurada del norte de la isla: Canario (Serinus canarius), jilguero (Carduelis
carduelis), curruca cabecinegra (Sylvia melanocephala) y herrerillo (Parus
caeruleus). Hay que hacer constar que el guirre, el jilguero, la curruca
cabecinegra, Apus unicolor y el halcón tagarote nidificaron hasta hace bien poco
en el Espacio Natural Protegido, desertando bien por causas antropógenas o no.
Puesto que estas dos últimas siguen utilizando el espacio para alimentarse y
tienen una alta potencialidad de volver a nidificar, se han incluido en el catálogo
de especies protegidas. En el caso del halcón tagarote, la especie se ha
expandido en los últimos años por esta zona de la isla, confirmándose la
reproducción de dos parejas en su borde occidental (Parque Natural de Los
Volcanes) y la presencia continua de adultos en la alineación de conos que va
desde Guardilama hasta Montaña Blanca y Guatisea, predios donde crío hace
algunos años.
Se trata por tanto de un hábitat característico y representativo, cuya
importancia ha sido reconocida por la Unión Europea, al incluirlo en la red de
zonas de especial protección para las aves (ZEPA).
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Este espacio fue declarado por la Ley 12/1987, de 19 de junio, de
Declaración de Espacios Naturales de Canarias como Paraje Natural de Interés
Nacional de Janubio y reclasificado por la Ley 12/1994, de 19 de diciembre, de
Espacios Naturales de Canarias como sitio de interés científico.
2.2.1.4. SITIO DE INTERÉS CIENTÍFICO JANUBIO.
El Sitio de Interés Científico del Janubio se localiza en el sector
suroccidental de la isla de Lanzarote, abarcando una superficie de 168,6
hectáreas que se encuentra en su totalidad en el término municipal de Yaiza.
Esta superficie supone aproximadamente el 0,20% de la superficie insular y el
0,48% de la superficie insular protegida por la Ley 12/1994.
En cuanto a la flora liquénica que se desarrolla en el entorno de las Salinas
y dentro del S.I.C., ésta puede considerarse como típica de las zonas bajas
isleñas con influencia marina.
Sus mejores representaciones en Janubio se encuentran sobre las rocas
procedentes de los desprendimientos y derrubios de laderas y barranqueras. De
particular interés, por su mayor riqueza, son las comunidades liquénicas del
malpais reciente.
En general las especies presentes son líquenes de tipo crustáceo saxícola
(formados por una costra totalmente adherida a la roca). Presentan intensos
matices de color (amarillos, naranjas, verdes...etc.), que en ocasiones, recubren
completamente las rocas con un tapiz multicolor. La mayor parte de estas
especies, se considera endémica de la región macaronésica.
Al borde de la laguna, en el sector en que ésta linda con la Brosa (barra
que la separa del mar), se localiza una mancha de un intenso color amarillo
anaranjado que destaca sobre las oscuras rocas volcánicas.
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Este fenómeno se debe a la existencia de una bella colonia de líquenes
(Xanthoria parietina var. aureola y Xanthoria resendei), bien desarrollada sobre
los callaos de la antigua playa, y cuya pervivencia depende en gran medida del
control del trasiego (pisoteo, movimiento de piedras,...etc.).
En lo que se refiere a la flora se incluye un total de 93 especies, de las que
80
especies
son
fanerógamas
dicotiledóneas
y
13
especies
son
monocotiledóneas. Se han localizado 9 endemismos, aunque este numero varía
según el criterio de diferentes autores. Se incluirían 1 endemismo de la isla de
Lanzarote (Echium lancerottense), 3 endemismos de las islas de Lanzarote,
Fuerteventura y Gran Canaria (Volutaria bollei, Helianthemum thymiphyllum y
Reseda lancerotae), 4 endemismos del archipiélago canario (Kleinia neriifolia,
Salsola marujae, Euphorbia canariensis y Forsskaolea angustifolia) y por último 1
endemismo de la región macaronésica (Lotus lancerottensis).
Dentro de los grupos de invertebrados que se pueden encontrar en las
salinas, unos de los más interesantes son esos minúsculos animales que forman
parte del llamado “zooplancton”, que son dependientes del agua al tener una
capacidad de desplazamiento muy limitada y estando por tanto sujetos a las
variaciones en composición y movimientos del medio. Son por regla general
animales transparentes, muchos unicelulares y otros formados por organismos
pluricelulares pero siempre muy pequeños. En los mayores como las conocidas
“pulgas de agua” (Daphnia), que viven en las aguas dulces o no muy saladas, y
que pueden resistir largos periodos de desecación para los que ha desarrollado
unos sorprendentes mecanismos reproductores, que incluye la reproducción
partenogenética.
La fauna vertebrada del Sitio de Interés Científico de las Salinas de
Janubio aparece condicionada por diversos factores, como son: los distintos tipos
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de biotopos existentes en el espacio, tales como: plataforma costera, lago
interior de infiltración, riberas enfangadas, las salinas, cantil, llanos esteparios,
barranquillos y algunas edificaciones que constituyen biotopos artificiales. Otro
de los factores es el tipo de vegetación que se desarrolla, que en este caso es
achaparrada y dispersa. Por último, el grado de conservación es otro factor
importante que influye tanto en las especies que aparecen como en el número de
efectivos con que lo hace, en este sentido, se detectan ciertas alteraciones en
este espacio, las cuales se analizarán en el apartado dedicado al diagnóstico.
La principal característica de la fauna vertebrada en el territorio del Sitio
es
en
líneas
generales
su
importancia
en
aves
migratorias,
estando
representados cuatro grupos de vertebrados: los reptiles, las aves, los
mamíferos y los peces. Los reptiles con 2 especies, las aves con 21 especies de
aves nidificantes, 13 especies
confirmadas
y 8 especies nidificantes muy
probables; además se han observado 69 especies de aves migradoras acuáticas
y 17 especies de aves migradoras no acuáticas, por último aparece un grupo de
aves observadas en el espacio pero que no se pueden incluir con certeza en los
grupos anteriores, este último grupo comprende 9 especies. Sin duda es el grupo
de las aves el mejor representado en este espacio natural protegido, el cual
juega un papel fundamental en el desarrollo de los ciclos biológicos de las
distintas especies.
Las especies de reptiles que se localizan en el espacio natural son el
lagarto atlántico (Gallotia atlantica) y el perenquén rugoso de las islas orientales
(Tarentola angustimentalis), ambas especies son comunes en Lanzarote, aunque
su abundancia es heterogénea en el espacio. El lagarto atlántico es relativamente
abundante en las obras de piedra de las infraestructuras salineras, mientras que
el perenquén rugoso es más bien escaso. Ambas especies son endémicas de
Canarias.
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Las especies de mamíferos que viven en el espacio protegido son 5,
concretamente se trata de: el conejo (Oryctolagus cuniculus), el erizo moruno
(Atelerix algirus), la rata (Rattus sp.), el ratón común (Mus musculus) y el gato
(Felis catus). Se trata de especies introducidas y asociadas a las actividades
antrópicas.
2.3 ZEPAs y LICs: RED NATURA 2000
Según el artículo 3 de la Directiva de Hábitats la Red Natura 2000 es una
red
ecológica
europea
coherente,
formada
por
las
zonas
especiales
de
conservación (ZEC) y por las zonas de especial protección para las aves (ZEPAs).
Dicha directiva fue traspuesta al ordenamiento jurídico interno con el Real
Decreto 1997/1995, de 7 de diciembre, por el que se establecen medidas para
contribuir a garantizar la biodiversidad mediante la conservación de los hábitats
naturales y de la fauna y flora silvestres, (actualización de anexos en el Real
Decreto 1193/1998, de 12 de junio).
La
red
deberá
garantizar
el
mantenimiento
o,
en
su
caso,
el
restablecimiento, en un estado de conservación favorable, de los tipos de
hábitats naturales y de hábitats de las especies de que se trate en su área de
distribución natural. Este fin concuerda con la creciente conciencia ciudadana que
propugna un cambio de comportamiento con el medio, exigiendo prestar mayor
importancia a la biodiversidad biológica y al mantenimiento de los sistemas
necesarios para la conservación de la biosfera, como principal vía para alcanzar
mejoras en la calidad de vida. Lo que pretende la Directiva es fomentar la
ordenación del territorio, la gestión de los elementos del paisaje que revisten
importancia para la flora y la fauna silvestres, así como garantizar la aplicación
de un sistema de vigilancia del estado de conservación de los hábitats naturales
y de las especies. Se considera que estas medidas contribuyen al uso sostenible
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del medio y sus recursos, permitiendo que las generaciones venideras puedan
disfrutar de su beneficio.
Las ZECs son lugares de importancia comunitaria (es decir, que de
manera apreciable contribuyen a mantener un tipo de hábitat natural, de los
citados en el anexo I de la Directiva de Hábitats o de una especie de las
enumeradas en el anexo II). Su selección se llevará a cabo a propuesta de los
estados miembros de la Unión Europea. La propuesta comprenderá la selección
de los lugares de importancia comunitaria (LIC), que contengan hábitats
naturales o de especies, que serán declarados como tal por la Comisión Europea.
Hecha esta declaración, los estados miembros tendrán un plazo, no superior a
seis años, para establecer las medidas necesarias para la conservación de los
hábitats que incluye. Por su parte, las ZEPAs son las zonas de especial protección
para las aves, determinadas a partir de la Directiva de Aves cuya declaración se
encuentra entre las medidas necesarias para preservar, mantener o restablecer
una diversidad y superficie suficientes para las especies de aves contempladas en
el artículo 1 de la citada directiva.
Actualmente, la propuesta de LICs que el Gobierno de Canarias ha
confeccionado y se ha expuesto a información pública consta de 176 espacios, de
los cuales 151 son terrestres, 22 marinos y 3 aglutinan tanto zonas de mar como
terrestres. Se proponen las áreas pero aún no se proponen medidas para la
gestión de las mismas. El área ocupada por los espacios terrestres alcanza las
283.627 ha (38,1% de la superficie de Canarias), mientras que en el caso de los
marinos es de 176.537 ha. En general los lugares coinciden con muchos de los
espacios naturales protegidos por el Decreto Legislativo 1/2000, quedando fuera
de éstos solo una superficie que representa el 4% de la de Canarias. Parte de
esta superficie se encuentra en terrenos de titularidad pública, ocupando unas
9.126 ha. El resto, unas 20.748 ha (un 2,7% del territorio canario), se localiza
en espacios no protegidos.
166
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
2.3.1 INFLUENCIA A ESPACIOS NATURALES
La influencia a los Espacios Naturales Protegidos según lo expuesto en el
punto F.1.e. es nula, debido a que las distancias existentes entre los mismos y la
instalación proyectada son bastante amplias. El más cercano la Z.E.P.A de Islotes
del Norte de Lanzarote y Famara a una distancia de 3,0 Km.
2.4 INFLUENCIA SOBRE EL PATRIMONIO ARQUEOLÓGICO.
2.4.1 IDENTIFICACIÓN SITIOS
ARQUEOLÓGICOS
DE
INTERÉS HISTÓRICO
CERCANOS:
El 29 de junio de 1985 se publica la Ley 16 /1985 del Patrimonio
Español que tiene por objeto la protección, acrecentamiento y transmisión del
Patrimonio Histórico Español. Integran el Patrimonio Histórico Español los
inmuebles y objetos muebles de interés artístico, histórico, paleontológico,
arqueológico, etnográfico, científico o técnico, así como los sitios naturales,
jardines y parques, que tengan valor artístico, histórico o antropológico.
Los bienes inmuebles más relevantes del Patrimonio Histórico Español
serán declarados Bienes de Interés Cultural, los cuales se clasificarán en
Monumentos. Jardines Históricos. Conjuntos Históricos. Sitios Históricos y Zonas
Arqueológicas.
El Estatuto de Autonomía atribuye a la Comunidad Autónoma de
Canarias, competencias legislativas plenas, en régimen de concurrencia con el
Estado en materia de patrimonio histórico y cultural, salvo en las materias
expresamente reservadas al Estado
El 15 de marzo de 1999 se aprueba la Ley 4/1999 de Patrimonio
Histórico de Cananas, entrando en vigor el 4 de mayo de 1999 Objeto de la
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PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
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Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Fecha:
Septiembre
2007
misma es regular el régimen jurídico de los bienes, actividades y demás
manifestaciones culturales que integran el Patrimonio Histórico de Canarias.
En esta ley se da especial tratamiento al Patrimonio Arqueológico y
Etnográfico, desarrollando la declaración establecida en la citada Ley 16/1985.
en la que se declara el Dominio Público de todos los objetos arqueológicos,
detallando las líneas maestras de las intervenciones en esta materia.
A efectos sustantivos, la Ley establece dos niveles de protección,
siendo el de mayor rango el que se implementa a través de la declaración de
Bien de Interés Cultural.
2.4.2 DIAGNÓSTICO GENERAL
En el caso que nos ocupa, y observado el inventario de patrimonio que
se recoge en la cartografía del Plan Insular de Ordenación de Lanzarote, el
parque eólico no afectará a ningún yacimiento arqueológico catalogado.
2.4.3 AFECCIONES Y FACTORES DE AMENAZA
En general, los yacimientos arqueológicos del municipio de Arico han sido
históricamente afectados por diferentes factores, que aún hoy los siguen
modificando y, en algunos casos, destruyendo. Entre los principales factores de
amenaza y afecciones se pueden citar los siguientes:
•
Erosivos: la acción continuada del viento, la incidencia de la lluvia y
de
la
escorrentía
superficial,
la
humedad
ambiental,
etc,
suelen
desencadenar procesos erosivos con afección a las estructuras de
superficie y a las oquedades, provocando desprendimientos (variación del
subsuelo
por
la
formación
de
nuevos
paquetes
sedimentarios),
destrucción de muros, etc.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Fecha:
Septiembre
2007
•
Animales (cabras, roedores, conejos, aves, insectos, etc): originan
sobre
todo
procesos
de
remoción
superficial
de
los
rellenos
sedimentarios, contaminación de niveles inferiores por apertura de
toperas, etc.
•
Vegetales: por la penetración de raíces, la colonización de líquenes
que afectan especialmente a los grabados rupestres, impedimentos para
el
acceso
al
sitio,
ocultamiento
de
los
materiales
arqueológicos,
desmoronamiento de estructuras murarias, etc.
•
Humanos: son sin duda los más destructivos. Entre ellos se
encuentran el expolio, la reutilización de yacimientos para otros fines
como el de estabulación de ganado, vivienda o cuarto de aperos y
similares; las obras públicas y privadas, actividades de ocio en la
naturaleza, etc.
En el área de expansión urbana la acción antrópica ha sido muy intensa y
sus
efectos
sobre
el
patrimonio
arqueológico
han
tenido
consecuencias
devastadoras, provocando la desaparición de numerosos yacimientos y la
alteración de los restantes; hasta el punto de que son muy escasos los enclaves
que han llegado intactos a nuestros días. La roturación de las laderas de
sotavento y la compartimentación del espacio rural desde el siglo XVIII mediante
un abancalamiento intensivo han transformado el paisaje natural de la zona y
destruido
las
evidencias
y
estructuras
arqueológicas
existentes:
abrigos,
refugios, estaciones de grabados.
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3. PROPUESTAS PARA LA MEJORA DEL ENTORNO EN EL QUE SE
ENCUENTRA SITUADO EL PARQUE
3.1 VALORACIÓN DE SOMBRAS
Este apartado permitirá realizar una valoración de las posibles molestias
que el movimiento de los aerogeneradores podría producir sobre las personas
que ocupan viviendas próximas al Parque o transitan esta zona.
Hasta el momento no hay legislación específica ni a nivel nacional ni a
nivel comunitario a propósito de la cantidad admisible de impacto producido por
las sombras generadas por los aerogeneradores de un parque eólico. En
Alemania existen casos en los que las autoridades han limitado a 30 horas/año la
máxima cantidad admisible por sombras en zona de viviendas, cifra que
utilizaremos como referencia.
El cálculo puede ser efectuado para un punto, que en el modelo se
representa como una hipotética ventana, de dimensiones y ángulo de inclinación
a elegir (en este caso 1x1 m2 y 90º) y orientación también a elegir, o bien para
un área definida.
Estos cálculos se basan en el peor de los escenarios posibles, es decir,
representan el máximo nivel de sombras al que puede estar expuesto un
determinado punto en el caso más desfavorable, para el que se hacen las
siguientes suposiciones:
•
No hay nubosidad.
•
Las palas de los aerogeneradores giran continuamente (no se
consideran periodos de calma con velocidades de viento por debajo
de la velocidad de arranque del aerogenerador).
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Proyecto:
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•
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La dirección del viento nunca fuerza al plano del rotor del
aerogenerador a permanecer paralelo a la línea que une el Sol con
el punto susceptible de sufrir un impacto por sombras.
•
No se consideran obstáculos no transparentes entre el sol y el punto
susceptible de sufrir el impacto por sombras.
Por tanto, si alguno de los supuestos anteriores no se cumpliera
(existiera
nubosidad,
periodos
de
calma,
obstáculos entre
el
sol
y
los
aerogeneradores, etc) el impacto por sombras no se produciría o sería menor
que el estimado.
3.1.1 RESULTADOS
El parque eólico proyectado se emplaza en las partes altas de
alineaciones de barrancos, en una zona poco transitada y que queda bastante
alejada de los núcleos urbanos susceptibles de generar sombras, por lo que no
es probable que se produzca el impacto por sombras. Igualmente éstos núcleos
están situados en un vertiente más al sur que los aerogeneradores por tanto el
impacto por sombras es inexistente.
3.2 VALORACIÓN DEL RUIDO.
El sonido es el resultado de vibraciones en el aire, que producen
variaciones instantáneas en la presión atmosférica, dando como resultado lo que
se conoce como una presión sonora. Se denomina ruido a aquel sonido
inarticulado y confuso y, por tanto, indeseable para quien lo percibe.
La molestia causada por el ruido varía mucho de unas personas a otras. Y
ello no sólo por las diferencias de intensidad o frecuencia de unas fuentes
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sonoras a otras, sino también por las variaciones en la propia actitud psicológica
de los individuos o por las funciones que éstos se encuentren realizando al
encontrarse sometidos a un determinado tipo de ruido.
Por ello, al ser una posible fuente de molestias para la población, se ha
realizado el siguiente estudio sobre los niveles de ruido que podrían producirse
por el parque eólico, estudiando de esta forma el impacto que podría generarse
sobre el medio.
El ruido de la instalación es producido por el movimiento mecánico (el
multiplicador y el generador) y el roce del viento con las palas. El sonido del
multiplicador está influenciado por la calidad de los materiales, su acabado y el
tratamiento superficial de los materiales. El generador hace el mismo ruido que
cualquier otra instalación eléctrica. Estos elementos son silenciados con
materiales en las carcasas. Si bien el ruido generado por los aerogeneradores no
es superior al de otro equipamiento industrial de la misma potencia, éstos
cuentan con un elemento transmisor del sonido que es el propio viento.
La otra causa de producción de ruido es la rotación de las aspas. Se
produce principalmente en las puntas y en la parte posterior de las palas. A
mayor velocidad de giro, mayor es el sonido producido.
Los grandes aerogeneradores modernos se han hecho muy silenciosos. A
distancias superiores a 200 metros, el sonido silbante de las palas se ve
completamente enmascarado por en ruido que produce el viento en las hojas de
los árboles o de los arbustos.
Las condiciones meteorológicas son determinantes en la propagación del
sonido y pueden llegar a afectar moderadamente a poblaciones cercanas.
Siempre habrá que tener en cuenta la transmisión del ruido por el viento, lo que
hará que éste sea de mayor o menor intensidad en función de la posición de las
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palas de los aerogeneradores. Este ruido puede ser disminuido reduciendo la
velocidad del rotor.
Para el análisis de los niveles sonoros se debe tener en cuenta además
que éstos disminuyen conforme aumenta la distancia a la fuente emisora. Esto
queda esquematizado en la siguiente gráfica:
Teniendo esto en cuenta puede estimarse la disminución de los niveles de
ruido a medida que aumenta la distancia respecto a un aerogenerador. A una
distancia de 150 metros del mismo (fuente emisor) no se percibirá más de 45
dB(A); a 300 metros el nivel sonoro se verá reducido a unos 39,4 dB(A), y a 400
metros el mismo no superará los 37 dB(A).
Dicha variación de los niveles sonoros percibidos con respecto a la fuente
emisora queda esquematizada en el siguiente gráfico:
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3.2.1 RESULTADOS
La potencia acústica aparente del aerogenerador, estimada para una
velocidad del viento de 8 m/s a la altura de buje de 65m, es de 100 dB(A).
Se han seleccionado una serie de puntos como zonas sensibles, situados
en diferentes localizaciones del emplazamiento.
Para las poblaciones y otros puntos sensibles cercanos se obtienen unos
buenos resultados para los niveles de ruido según los criterios internacionales,
siendo todos por debajo de 45 dB(A), por lo que no se generarían molestias a los
habitantes de la zona por la instalación de dicho parque eólico.
Diversas experiencias recogidas en otros parques ya en funcionamiento,
demuestran
que
el
ruido
producido
por
el
propio
viento,
merma
considerablemente el producido por los aerogeneradores, especialmente para
velocidades altas de viento, por lo que se puede deducir que la instalación en sí
no produce un impacto sonoro relevante, en este caso concreto se puede
argumentar que además casi todos los núcleos de población colindantes se
encuentran a barlovento de los aerogeneradores, lo que reduce notablemente la
propagación de ruidos hacia esos núcleos.
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Tras este análisis de los resultados obtenidos, se puede concluir que la
afección por ruido que se produciría como consecuencia de la puesta en marcha
del Parque Eólico sería muy bajo.
No así durante la fase de construcción del parque eólico, donde si se
producirían una serie de incrementos en estos niveles sonoros debido al uso de
maquinaria pesada, el movimiento de tierras, la construcción de caminos, etc.
La emisión sonora durante esta fase se encuentra entre los 85 y 90
dB(A), aunque a unos 300 m es imperceptible. Este ruido es de carácter puntual
y desaparece al finalizar la obra.
En la siguiente tabla se pueden ver los distintos niveles sonoros
generados en las operaciones que se realizan durante la construcción.
3.2.2 CERTIFICADO DE EMISIÓN DE RUIDO
Gracias a los estudios realizados por Vestas sobre la limitación del ruido
de los motores eólicos gigantes se han logrado instalaciones que funcionan de
noche con emisiones sonoras extremadamente reducidas. Las tecnologías punta
en las que se ha especializado esta empresa alemana, hoy número dos mundial
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de su sector, se han desarrollado principalmente en el marco de la participación
en ocho proyectos europeos. En este sentido en las especificaciones técnicas del
aerogenerador V90 se expone una predicción de 102 dB(A) a la altura de buje,
debido a su relativa minimización de componentes mecánicos y a la ausencia de
multiplicador.
El certificado de emisión de ruido será presentado en documentación
posterior.
3.3 MEDIDAS CORRECTORAS PARA LA MEJORA DEL ENTORNO
3.3.1 MEDIDAS SOBRE EL MEDIO FÍSICO
3.3.1.1 ALTERACIÓN DE LA CALIDAD DEL AIRE
Para evitar el incremento de partículas en suspensión, polvo, etc. durante
las obras, y que de esta forma se produzca una mínima alteración del medio
ambiente atmosférico, se proponen las siguientes medidas:
•
Realizar, dentro de lo posible, las tareas de limpieza de terrenos y
apertura de caminos en días en que la fuerza del viento no signifique un
alto riesgo de emisión de polvo.
•
Evitar que el material removido quede directamente a merced del viento,
acopiando el mismo a reparo, o mantenerlo constantemente húmedo
ante la previsión de vientos, evitando así la voladura de los materiales
más finos del suelo.
•
Regar periódicamente los accesos y todas aquellas vías que sean
necesarias para el acceso a la obra y que estén desprovistos de capa
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asfáltica de rodadura, para reducir al mínimo el levantamiento de polvo
durante la fase de obras.
•
Optimizar el uso de los vehículos, permitiendo el máximo ahorro de
combustibles que resulte operativamente posible con el objetivo de
reducir los costes ambientales en cada actividad que los involucre.
•
Planificar adecuadamente el desarrollo de cada acción, teniendo por
objeto la máxima reducción posible de emisiones contaminantes.
•
Revisar los motores de combustión interna para que cumplan los límites
de emisión de contaminantes previstos en la legislación.
3.3.1.2 ALTERACIÓN DE LA GEOMORFOLOGÍA
•
Los principales impactos que el Proyecto produce en la geomorfología se
producen en la fase de construcción y son debidos a la mejora de accesos
existentes y a la habilitación de accesos de nuevos trazados a las zonas
de obra.
•
También se deben a las cimentaciones y la habilitación de plataformas
para el montaje. Por su efecto espacial destacan las excavaciones de la
línea eléctrica enterrada, pero se trata de un efecto temporal.
•
Se proponen medidas preventivas en la fase de obras y correctoras
inmediatamente después de la finalización de las mismas.
•
Replanteo minucioso de los caminos de acceso y viales interiores, de
manera que se asegure la afección mínima, en cumplimiento de lo que
establece el Plan Insular de Ordenación de Tenerife. Hay que destacar
que se utilizan principalmente la red de pistas y caminos existentes, en
los que se realiza una mejora para su adecuación al tráfico del proyecto
habilitando accesos de nueva factura sólo en caso necesario.
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•
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
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Restitución de las formas originales en la medida de lo posible una vez
finalizadas las obras, mediante la inhabilitación y recuperación ambiental
de aquellos accesos que no sean imprescindibles para el mantenimiento
de las instalaciones.
•
Redacción de un Plan de Restauración de Obras para restituir en la
medida de lo posible, las formas originales del relieve, e integrar los
nuevos elementos en el entorno paisajístico.
3.3.1.3 ALTERACIÓN Y PÉRDIDA DE SUELOS
Los principales impactos que el Proyecto produce sobre los suelos se
producen en la fase de construcción y son debidos a la ocupación del terreno y
movimiento de tierras para la instalación de los aerogeneradores que produce
una pérdida directa de los mismos; y por las labores de desbroce necesarias.
Se proponen medidas preventivas en la fase de obras y correctoras
inmediatamente después de la finalización de las mismas.
Descompactación de terrenos.
•
Realizar un laboreo o escarificado superficial del terreno, en las zonas
donde el tránsito de maquinaria pesada ha podido compactar el suelo
dificultando así la regeneración de la vegetación. Con ello se consigue la
aireación del suelo y se mejora la estructura.
•
Realizar si fuese necesario un aporte de tierra vegetal de unos 20 cm de
espesor.
Restauración edáfica.
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Separar y almacenar la capa de tierra vegetal existente en montículos o
cordones que no sobrepasen los 2 metros de altura, con el fin de que
conserven sus propiedades orgánicas y bióticas. Esta tierra se empleará
luego para rellenar con ella las zanjas excavadas, siguiendo siempre un
orden inverso al de su extracción, de manera que no se altere el perfil
edáfico. Esta operación se realizará siempre que se dé un espesor de
suelo superior a 30 cm y la pedregosidad sea inferior al 40% de su
volumen.
•
Una vez terminadas las obras se realizarán aportes de tierra vegetal en
las áreas donde la capa superficial haya sido eliminada, con el fin de que
el suelo recupere sus propiedades físicas y bióticas de manera que
resulte adecuado para albergar de nuevo una cubierta vegetal. Si fueran
necesarios aportes externos a la zona, deberán proceder de una zona que
garantice estar libre de semillas que puedan propiciar la proliferación de
especies nitrófilas ajenas, que pongan en peligro el éxito de la
restauración vegetal a llevar a cabo.
Restauración de zonas deterioradas
•
Restauración
edáfica
y
vegetal
en
los
desmontes
y
terraplenes
resultantes tras la apertura y mejora de los accesos.
Control de la erosión
•
Evitar las excavaciones y los movimientos de tierras en las cabeceras o
proximidades de los cauces.
•
Escoger en el replanteo de las obras el trazado definitivo por zonas de
menor pendiente y materiales más competentes frente la erosión.
•
Dotar la zona de una mínima infraestructura de drenaje que asegure su
transitabilidad y canalice las escorrentías resultantes.
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•
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Estabilizar de forma inmediata mediante mallas de contención los taludes
derivados de la construcción de los caminos.
•
Revegetar los taludes, utilizando especies autóctonas y de crecimiento
rápido. Hasta que la nueva cubierta vegetal tenga el porte y sistema
radical suficiente para fijar estos taludes y evitar así el riego de
deslizamiento y la erosión, se colocarán mallas de contención.
Gestión del material
•
Depositar el material sobrante procedente de movimientos de tierras y
desbroces de vegetación y todo aquel residuo considerado no peligroso
en vertederos. No serán nunca abandonados en obra.
•
Emplear los restos procedentes de las excavaciones, en la medida de lo
posible, para las cimentaciones de los aerogeneradores, para el firme de
los caminos y las plataformas de los aerogeneradores. La tierra sobrante,
que no podrá ser nunca tierra vegetal, deberá trasladarse al vertedero
específicamente
autorizado,
y
no
abandonarse
nunca
en
las
inmediaciones del parque.
•
Acopiar la tierra vegetal retirada de manera adecuada para su utilización
en las labores de restauración. Dicha operación se realizará siempre que
el espesor del suelo sea superior a 30 cm y la pedregosidad inferior al
40% de su volumen.
3.4 ALTERACIÓN DE LA CALIDAD DE LAS AGUAS Y RED HIDROGRÁFICA
Modificación de la escorrentía superficial
•
Situar las instalaciones de obra alejadas de cualquier curso de agua. Las
casetas de obras y las edificaciones finales que cuenten con servicios
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sanitarios se dotarán de fosa séptica, que se limpiará periódicamente,
gestionando los lodos conforme a lo estipulado reglamentariamente.
•
Evitar la acumulación de tierras, escombros, restos de obra ni cualquier
otro tipo de materiales en las zonas de servidumbres de los cursos
fluviales, para evitar su incorporación a las aguas en el caso de
deslizamiento superficial, lluvias o crecidas del caudal.
•
Dotar los caminos y viales de cunetas para mantener la circulación de la
escorrentía superficial.
Deterioro de la calidad de las aguas subterráneas
•
Extremar las medidas de seguridad en la manipulación de aceites y
carburantes utilizados por la maquinaria en las obras.
•
Almacenar
los
residuos
generados
en
lugares
apropiados
a
sus
características.
•
Revisar periódicamente la maquinaria empleada en la ejecución de las
obras, con el fin de evitar pérdidas de combustible, aceite, etc.
•
Realizar estas revisiones, así como los cambios de aceite, lavados,
repostaje, etc., en talleres adecuados. Si no fuera posible, se habilitará
áreas específicas, donde se impermeabilizará el sustrato para impedir
infiltraciones y se dispondrá de un sistema de recogida de efluentes, a fin
de que se realice su gestión apropiada.
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3.5 MEDIDAS SOBRE EL MEDIO BIÓTICO
3.5.1 DESTRUCCIÓN DE LA VEGETACIÓN
De las acciones derivadas del Proyecto, las de mayor impacto son la
ocupación del suelo y los movimientos de tierras en los trazados de las
alineaciones de los aerogeneradores de los parques y la deforestación.
•
De manera general, se procurará que la superficie afectada por el
Proyecto sea la mínima posible, para lo cual se diseñarán, teniendo en
cuenta esta premisa, los accesos y zonas de acopio de materiales, parque
de maquinaria y otras instalaciones auxiliares al servicio de las obras.
•
Señalizar en el terreno las microrreservas o especies de flora endémicas
o amenazadas en el ámbito de construcción del parque y sus obras
auxiliares, en el caso de existir, teniéndose en cuenta su presencia, de
manera que no será posible ejercer sobre ellas afección de ningún tipo.
•
Evitar también la ubicación de la infraestructura en zonas donde existan
especies endémicas o protegidas.
•
Como medida correctora, una vez producido los impactos por las obras,
se propone la realización de trabajos de restauración ambiental, que
estarán recogidos en el Proyecto de Restauración de las Obras. Un
Técnico Ambiental de la Obra se encargará de la Dirección de las obras
contempladas en este Proyecto de Restauración.
•
Por tanto se deberán revegetar las superficies afectadas por el Proyecto,
como son los taludes, zanjas y plataformas de aerogeneradores. Se
contempla la hidrosiembra con una mezcla compuesta por especies
herbáceas y arbustivas propias de la zona, y una hidrosiembra con una
mezcla de semillas apropiadas.
182
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
3.5.2 AFECCIONES A LA FAUNA
Los principales impactos generados por el Proyecto se centran en los
impactos generados directamente por los aerogeneradores, choque contra las
palas y modificación de pautas de comportamiento. También los provocados por
la línea de alta tensión incluida en el proyecto, que es el riesgo de electrocución
fundamentalmente.
Con el fin de minimizar los impactos sobre la fauna, se deberían
implantar las siguientes medidas correctoras, distinguiéndose entre la fase de
obras y la fase operativa del proyecto.
Durante la fase de obras:
•
Evitar los trabajos nocturnos, para que el tránsito de maquinaria y
persona durante la fase de construcción no provoque la huída de la fauna
de la zona de obras.
•
Evitar la circulación de personas y vehículos más allá de los sectores
estrictamente necesarios dentro del predio destinado a la obra.
•
Asegurarse que bajo ningún punto de vista se moleste, ausente, o
persiga a los animales que se mantuvieran en proximidades del predio
durante la ejecución de las obras.
•
Se procurará que las excavaciones y voladuras mayores no se realicen en
la época de cría de las aves.
Durante la fase de funcionamiento:
Durante esta fase cabe distinguir entre las medidas a implantar en el
Parque de Aerogeneradores y en los tendidos eléctricos, aunque dada el carácter
de subterráneo de los mismos, se obvian.
183
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Los datos que se poseen de otros parques indican que apenas se
producen choques de las aves contra los aerogeneradores. A pesar de esto, se
proponen las siguientes medidas:
•
Eliminar periódicamente restos de animales si existieran, con objeto de
no atraer la presencia de especies carroñeras.
•
Plantear para aquellos aerogeneradores que pudieran resultar más
conflictivos según los resultados del Plan de Vigilancia Ambiental medidas
tales como pintar las palas o retrasar su velocidad de arranque.
3.6 AFECCIONES AL MEDIO PERCEPTUAL
Los principales impactos que afectan al paisaje serán derivados de la
incorporación a una zona natural de artefactos de origen antrópico que
artificializan un territorio con una muy reducida presencia humana.
El
impacto
paisajístico
producido
por
los
parques
eólicos
y
su
infraestructura asociada es sin duda el efecto negativo más difícil de evitar o
corregir. Las medidas ya planteadas encaminadas a la restauración del relieve
original y recuperación de la vegetación son sin duda las más efectivas. No
obstante, y teniendo en cuenta la clara componente subjetiva del factor paisaje,
se propone como medida lo siguiente:
•
Realizar una adecuada campaña divulgativa, en la que se informe a la
población y al visitante sobre la actividad del parque y sus ventajas sobre
otras formas de generación de energía. Dado que la percepción del
paisaje por el observador tiene siempre un alto grado de subjetividad, la
reacción de éste es totalmente diferente si entiende y aprueba el objetivo
del proyecto.
184
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
3.7 RIESGOS Y MOLESTIAS
3.7.1 MEDIDAS PARA MINIMIZAR EL RIESGO DE ACCIDENTES
•
Señalizar perfectamente la zona de obras, aplicando todas las medidas de
seguridad y salud necesarias para evitar accidentes, puesto que las obras
pueden ocupar parte de caminos vecinales, repercutiendo en el tráfico
rodado de la zona.
•
Instalar unas luces de situación en los extremos de las palas de cada
aerogenerador para señalizar la situación del parque y evitar la colisión
de aviones o avionetas durante la noche o si las condiciones atmosféricas
son adversas.
3.7.2 MINIMIZACIÓN DEL INCREMENTO DEL NIVEL SONORO
Existe una serie de efectos derivados del proyecto de diversa índole y que
suponen la alteración del medio ambiente atmosférico. Uno de ellos es la
generación de ruido en las diferentes fases y componentes del proyecto, siendo
los focos generadores de ruido en la fase de obra, el tránsito de maquinaria y la
actividad propia de la construcción; mientras que en la fase de explotación el
ruido lo generan los aerogeneradores.
No se proponen medidas correctoras en cuanto al ruido de los
aerogeneradores puesto que el impacto que generan es escaso.
Para evitar los ruidos de la maquinaria y el transporte se proponen las
siguientes medidas:
•
Para evitar el ruido durante la fase de construcción, se recomienda una
velocidad de circulación de camiones y vehículos inferior a 40km/h en las
pistas y accesos que no sean carreteras.
185
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
3.8 MEDIDAS SOBRE EL MEDIO SOCIOECONÓMICO
Los impactos identificados en este ámbito son fundamentalmente de
signo positivo, lo que no impide la adopción de una serie de medidas que
potencien estos efectos.
Los impactos negativos se concretan en la afección de elementos
naturales o culturales de interés, como vías pecuarias y restos arqueológicos o
de interés etnológico.
Las medidas propuestas en cuanto a los efectos positivos son:
•
Potenciar al máximo la subcontratación a empresas de la zona afectada,
tanto de construcción como industriales, como medida de desarrollo de la
economía de la comarca.
•
En cuanto a la fabricación de los elementos de los parques que requieran
cierta especialización, que escapan por razones obvias al ámbito local y
comarcal, se debería contratar el suministro con empresas de la
Comunidad Autónoma Canaria.
En cuanto a los efectos negativos, se proponen las siguientes medidas:
•
Previamente al comienzo de las obras se balizarán aquellas zonas en las
que se haya detectado la presencia de restos arqueológicos. Dicha
balización se retirará una vez se tenga la seguridad, mediante el estudio
arqueológico oportuno, de que dichos restos no se van a ver afectados
por las obras.
•
Si existiera algún indicio de restos arqueológicos, paleontológicos o de
interés
histórico,
se
comunicará
al
organismo
competente,
y
se
paralizarán las obras hasta obtener el permiso oportuno.
186
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
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3.9 PROPUESTAS DE MEJORA DEL ENTORNO
•
Incluídas en las actividades de vigilancia y mantenimiento del Parque
Eólico podría ser la erradicación y regulación de los vertidos de
escombros y basuras en los barrancos y zonas baldías, puesto que éstos
constituyen un foco de generación de vertido de escombros en los
barrancos vecinos a las explotaciones agrícolas. Estos actos constituyen
una de las afecciones más graves que sufren los recursos naturales y
yacimientos arqueológicos del municipio, provocando el ocultamiento de
la boca de las cuevas y el deterioro de las evidencias materiales, a la vez
que degradan seriamente el entorno natural en el que se ubican. Al
tratarse de actividades prohibidas legalmente, resulta imprescindible una
mayor vigilancia y control de las mismas.
4. PLAN DE DESMANTELAMIENTO DEL PARQUE
El presente Plan de Desmantelamiento incluye:
•
Identificación del área de actuación.
•
Cuantificación de los residuos generados en los trabajos de
desmantelamiento.
•
Restauración vegetal de los terrenos afectados.
•
Definición y valoración económica de los trabajos efectuados.
4.1 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ACTUACIÓN
Considerando las instalaciones e infraestructuras que componen el
Parques Eólico, se diferencian las siguientes áreas de actuación:
187
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
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Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
•
Desmantelamiento de 3 aerogeneradores de 3.000 KW.
•
Recuperación del suelo ocupado.
•
Restauración vegetal de superficies afectadas.
4.1.1 DESMANTELAMIENTO DE AEROGENERADORES
El Parque Eólico consta de 3 aerogeneradores de 3.000 KW de potencia
unitaria.
Las
coordenadas
de
localización
de
los
aerogeneradores
son
las
de
los
siguientes:
Coordenadas Aerogeneradores (UTM)
X
Y
Z
El
638163
3210218
190
637990
3209802
197
637817
3209386
195
fabricante
garantiza
que
todos
los
componentes
aerogeneradores están fabricados con materiales reciclables y con métodos
respetuosos con el medio ambiente.
Los componentes principales de un aerogenerador y sus particularidades
a efectos de desmantelamientos son los siguientes
ROTOR
El rotor estará compuesto de tres palas, el buje y todos los mecanismos
para la regulación y seguridad del aerogenerador (protección contra descargas
188
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
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atmosféricas, posicionamiento de las palas, sistema de ajuste, sistema de
frenado o parada, etc...)
GÓNDOLA
En la góndola se localizan los diferentes elementos del aerogenerador:
eje del rotor, multiplicador, generador, equipo hidráulico, sistema de freno
mecánico y aerodinámico, sensores, sistema de rotación de la góndola y
accesorios, instrumentos meteorológicos.
TORRE
Estructura tubular tronco-cónica, que soporta góndola y rotor. En el
interior de la torre se sitúa el centro de transformación 20/0,69 kV. A la altura de
la puerta se localiza la celda de media tensión y el cuadro de protección mientras
que a una altura superior se instala el transformador.
CIMENTACIONES
La cimentación de cada aerogenerador estará compuesta por una losa de
hormigón de base octogonal y una peana igualmente octogonal, ambas
suficientemente armadas.
4.1.2 TRABAJOS DE DESMANTELAMIENTO
Los trabajos necesarios para el desmantelamiento serán los siguientes:
· Preparación para el desmantelamiento
· Desmantelamiento del cableado de baja tensión
· Desmantelamiento del cableado de alta tensión
· Desmantelamiento de las palas, una a una
189
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Situación:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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· Desmontar el eje
· Desmantelar la góndola
· Desmantelar la torre
Los trabajos se realizarán en serie aprovechando la presencia de la grúa
para la retirada de la totalidad de los elementos de los aerogeneradores de cada
parque. Se procederá al desmontaje de los aerogeneradores de manera inversa
al proceso de instalación: primeramente se bajarán las palas y seguidamente la
góndola, para finalmente proceder al desmontaje de la torre por tramos. Todo
ello se realizará con la ayuda de grúas especiales y de personal cualificado.
Con el objeto de limitar cualquier intervención sobre el terreno
circundante se ha optado por evacuar palas y góndolas a taller para realizar las
tareas de desguace y recogida de aceites.
El desmantelamiento de las torres se realizará en campo, desguazando
las piezas
en dimensiones
acorde
con las solicitudes
de
las empresas
revalorizadoras del material usado.
En el plan de desmantelamiento no se considera la demolición de las
cimentaciones. Su eliminación generaría unos volúmenes de residuos superiores
y una mayor afección a los terrenos circundantes. Se plantea como medida
correctora su ocultación cubriendo las mismas con un grueso de tierra de 0,80
cm.
4.1.3 PREPARACIÓN PARA EL DESMANTELAMIENTO
Antes de iniciar el desmantelamiento de la turbina, ésta debe ser girada
hasta una posición adecuada para que la grúa pueda sujetarla. Durante el
desmantelamiento, el lado izquierdo de la góndola debe quedar apuntando hacia
la grúa.
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Fecha:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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En caso de que sea necesario girar la turbina después de la desconexión de la
red de alta tensión, se puede hacer mediante un generador externo y una caja
de engranajes.
El dueño de la turbina debe asegurarse de que el cableado de alta tensión del
interruptor está físicamente desconectado y retirado antes de iniciar los trabajos
de desmantelamiento. El interruptor estará desconectado, puesto a tierra y
asegurado contra rearme. Sólo el personal con la formación requerida podrá
participar en los trabajo de la red de alta tensión.
Los cables de fibra de vidrio del sistema de control remoto también
estarán desconectados de la turbina.
4.1.4 DESMANTELAMIENTO DEL CABLEADO DE BAJA TENSIÓN
Antes de proceder al desmantelamiento de los cables de baja tensión, hay
que desconectar su toma y asegurarla contra rearmes. Además, es necesario
comprobar que ningún elemento está cargado; para ello se emplearán los
equipos de medida adecuados.
El orden para desmontar el cableado de baja tensión es el siguiente:
1. Desmontar los cables de la parte inferior de la torre:
· Retirar los cables de la conexión a tierra de la góndola. El cableado entre el
controlador de tierra, las unidades UPS y el interruptor de alta tensión también
debe ser retirado.
· Desmontar los cables para equipos externos. Hay que tener en cuenta que los
terminales del UPS podrían estar cargados incluso aunque se haya desconectado.
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Proyecto:
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Fecha:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
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· Soltar los cables de sus bandejas por debajo de la plataforma inferior y levantar
los cables. Desmontar los conductores de protección a tierra de los soportes de la
pared de la torre.
2. Desmontar los cables de la góndola:
· Desmontar los cables que bajan por la torre desde la sección de distribución.
· Desmontar los cables que bajan por la torre desde la sección de control.
· Retirar los cables de sus bandejas por debajo del suelo de la góndola.
Desmontar los conductores de conexión a tierra debajo de la sección de
distribución.
· En la parte superior de la plataforma, sujetar el gancho de la grúa de servicio
interno al haz de cables anteriormente indicados mediante una eslinga con
capacidad de carga superior a 1.000 kg.
· La grúa interna será alimentada por un generador externo.
· Precargar la grúa para aguantar el peso de los cables. Corta los cables en las
bandejas de las torres empezando por la parte inferior. Guiar la cadena de la
grúa hacia abajo en la torre durante la bajada de los cables.
Todos los trabajadores que estén dentro de la torre deben estar en
contacto por radio con el operador de la grúa interna durante la bajada de los
cables.
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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4.1.5 DESMANTELAMIENTO DEL CABLEADO DE BAJA TENSIÓN
Del mismo modo que en el caso anterior, antes de iniciar los trabajos de
desmontaje, hay que asegurarse de que el interruptor esté abierto y asegurado
contra rearmes.
Las actividades que hay que realizar son las siguientes:
1. Desmontar los cables de alta tensión en el interruptor:
· Colocar las eslingas en el suelo de la plataforma en la pieza de transición. La
eslinga se usa para levantar los cables de alta tensión cuando la torre se retira
de la pieza de transición. Las eslingas tendrán una longitud mínima de 3 m y una
capacidad de carga de 1.500 kg.
· Desmontar los tapones de final y los cojinetes de aislamiento de los conectores
del interruptor.
Desmontar las tuercas de los conectores con una llave inglesa.
· Sujetar una cadena de elevación a los cables de alta tensión del interruptor.
Bajar el cable al suelo de la pieza de transición.
2. Desmontar los cables de alta tensión de la góndola:
· Desmontar los conductores de las tres fases de los conectores de alta tensión
del transformador.
. Desmontar el conductor de conexión a tierra en la sección de distribución del
controlador.
193
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REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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· Desmontar los soportes con forma de U a la entrada de la habitación del
transformador.
· En la parte superior de la plataforma, justo debajo de la celda, envolver el cable
de alta tensión en una red mallada y sujetar para que se mantenga
envolviéndolo.
· Posicionar la grúa para que la cadena pueda pasar en su desplazamiento hacia
abajo. Hay que sujetar el conjunto de cables a la cadena y precargar la grúa
hasta que el aislamiento de los cables cargue el peso de éstos.
3. Preparaciones en la torre
· Montar dos rodillos con trinquetes en el borde de la torre y en su centro para
guiar el cable.
· Desmontar los anillos de guía en la parte superior de la torre. No soltar ninguna
de las abrazaderas del cable de la torre hasta que la grúa interna se conecte al
cable de alta tensión en la parte superior de la torre.
· Desarmar las abrazaderas de los cables de la parte inferior de la torre.
· Desmontar los soportes del brazo rotatorio del cable de la torre.
4. Bajada del cable
· Desmontar los enganches del soporte superior del cable, posicionarlo cerca del
generador. Bajar el cable con cuidado. Es importante que el cable sea guiado
durante esta operación para que no se enganche en soportes y otros elementos.
Todas las personas que trabajan dentro de la torre deben tener cuidado porque
podrían caer sobre ella elementos. Además, todas ellas deben estar en contacto
radiofónico con el operador de la grúa interna.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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· En la plataforma media (a la altura del rodillo) una persona debe guiar el cable
en su descenso.
· Tan pronto como el extremo superior den cable salga de la góndola, debe ser
sujeto a la cadena por medio de cuerdas.
5. Retirada del cable de alta tensión
· Cuando se retire la torre, sujetar el cable de alta tensión con la eslinga que
previamente se había situado en la pieza de transición.
4.1.6 DESMANTELAMIENTO DE LAS PALAS
Antes de comenzar a desmontar la pala hay que bloquearla para impedir
que gire durante el desmontaje. Hay que usar el cierre automático cuando se
encuentre a 90 º o el manual entre 30 y 60º.
Además, se ahorra tiempo si previamente se cierran los cerrojos de las palas. Los
cerrojos que no puedan ser alcanzados con una herramienta de tensión
hidráulica cuando la pala está girada 90 º, deben ser aflojados con una llave fija
para que después se pueda retirar manualmente.
Una vez que se han tomado estas medidas, hay que empezar desmontando los
conectores del sensor de carga y del sistema pararrayos de cada pala. Hay que
desmontar la cubierta de la placa de la pala para acceder a su interior.
Una vez realizadas estas tareas se procede a desmontar la pala, como se indica a
continuación:
Este trabajo no debe realizarse en caso de que se tengan velocidades de viento
superiores a 10 m/s.
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· Antes de comenzar con el desmantelamiento, hay que parar la turbina
desactivando el control remoto.
· Asegurar el plano del rotor con un seguro y colocar las palas en un ángulo de
90º con una pala apuntando arriba para desmontar la parte del buje que las
rodea. Marcar los cerrojos de las palas que no son fácilmente accesibles
mediante herramientas de tensión.
· Gira la pala hasta una posición horizontal a la izquierda, tomando como
referencia la turbina, y asegurar el rotor de nuevo. Girar la turbina para que la
pala no esté en la dirección del viento. Colocar los soportes de la grúa con los
que se retirará la pala rodeándola y asegurarlos bien.
· Girar la pala sobre sí misma hasta que los cerrojos se liberen y puedan
retirarse.
· Conseguir que la grúa cargue todo el peso de las palas y empezar a retirar los
cerrojos de la parte inferior de la pala.
· Cuando se hayan retirado todos los cerrojos, la pala se debe retirar del buje.
· Dejar la pala suavemente en el suelo.
4.1.7 DESMANTELAMIENTO DEL EJE
El sistema hidráulico podría estar presurizado debido a los acumuladores
del eje; de hecho, la presión del sistema podría estar por encima de 250 bar. Por
esta razón, es muy importante que el sistema sea drenado como se indica a
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continuación antes de desmontar las mangueras hidráulicas. Para ello, hay que
abrir la válvula de aguja situada en cada bloque de válvulas.
El proceso se indica, por orden, en los siguientes puntos:
· Montar la manguera de prueba en el conector del indicador de presión detrás
del filtro de la unidad hidráulica para aliviar la presión del circuito de retorno.
· Desmontar las tres mangueras de la celda. Tanto los bordes del hueco de
entrada como las mangueras deben tener bordes ciegos para evitar la entrada de
suciedad al sistema hidráulico.
· Desmontar los conectores multi- polo situados detrás del acumulador hidráulico
del eje.
· Aflojar las contra- tuercas y los tornillos de jarcia. A continuación quitar los
pasadores y levantar los tornillos de jarcia.
· Sujetar los equipos de elevación al buje. Usar dos cerrojos y una cuerda;
presionar en la parte superior del buje hasta que se suelte el rotor interno. A
continuación, usar la grúa para elevar ambas partes.
· Una vez en el suelo, soltar los cerrojos del rotor para separarlo del buje.
· Desmontar los cerrojos de las juntas entre las tres partes del rotor junto con los
cerrojos que sujetan el buje a su parte más externa. Retirar los soportes del
rotor y levantar sus partes manualmente.
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4.1.7 DESMANTELAMIENTO DE LAS PALAS
El equipo de elevación necesario para retirar una góndola sin buje debe
estar diseñado para trabajar en condiciones seguras con cargas de 85 Tm.
El procedimiento es el siguiente:
· Elevar el marco de carga de la góndola hasta la góndola y sujetarla con tornillos
a la base principal.
· Montar 2 cerrojos en la parte superior y 3 en cada sección de la parte inferior.
Asegurarlos con una llave inglesa eléctrica de 1 pulgada.
· Abrir las cuatro escotillas para introducir los garfios de la grúa. Las escotillas
están en la parte posterior de la góndola.
· Los enganches inferiores dentro de la góndola son guiados hasta los garfios de
la grúa y asegurados.
· Cuando estos están en su lugar, elevar el marco de la grúa hasta que sus
garfios toquen la parte superior de la góndola.
· Montar sujeciones a cada lado desde el interior de la carcasa del transformador
para sujetar el marco.
· Precargar la grúa con el peso de la góndola.
·
Retirar
los
cerrojos
del
plato
y
elevar
la
góndola
para
depositarla,
posteriormente, en el suelo, sobre la parte inferior de su depósito de transporte.
198
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4.1.7 DESMANTELAMIENTO DE LA TORRE
Para facilitar el desmantelamiento de la torre, es necesario abrir sus
cerrojos mediante una llave inglesa eléctrica de 1 pulgada y 100 Nm. Esta
operación no puede hacerse con mucha antelación con respecto a la fecha de
desmantelamiento ni cuando las condiciones ambientales sean desfavorables
porque pordría producirse un accidente.
El proceso es el siguiente:
· Desmantelar los cables 80 B y 84 B en las tomas de corriente fuera de la
plataforma. Para ello habrá que haberse asegurado de que los circuitos están sin
tensión.
· Montar el equipo de elevación. Para ello hay que cerrar los soportes distribuidos
a lo largo de toda la circunferencia de la torre. Se elegirán herramientas de 15 T
y 20 T de acuerdo con el peso de la sección individual de la torre. Elevar los
bloques en la grúa.
· Precargar la grúa hasta aproximadamente el peso de la sección superior.
Desmantelar los cerrojos de los bordes e izar la sección. Colocar la torre en
cubos que puedan soportar el peso de esta sección.
No puede haber ningún trabajador en la sección inferior de la torre mientras se
están desmontando secciones superiores.
· Para girar la torre hasta una posición horizontal, hay que montar dos soportes
elevadores en el borde inferior de la sección de la torre con una distancia de 10
cerrojos entre ellos. Elevar en la grúa usando 2 Grommet Slings SWL 22T cada
uno.
199
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
· La torre se girará hasta una posición horizontal mediante dos grúas. Se colocan
bloques de madera en el suelo para colocar sobre ellos la sección de torre. Hay
que evitar que las torres rueden una vez en el suelo mediante la inserción de
cuñas o asegurando la torre mediante tiras de sujeción.
· Para desmontar el resto de secciones se seguirá el procedimiento que se acaba
de describir para la sección superior.
4.1.8 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN DE 20 KV
Transcurridos 20 años desde su construcción y puesta en funcionamiento,
habrá que valorar la repercusión dentro del sistema eléctrico en la zona,
pudiendo ocurrir que su permanencia sea precisa a raíz de la constante y
progresiva demanda de energía eléctrica.
En caso contrario se procederá a la desinstalación de la misma,
paralelamente al desmantelamiento del parque, aprovechando la maquinaria y
mano de obra necesaria para la realización de dichas tareas.
El Centro de Transformación se entiende como una unidad, que incluye la
desinstalación de todos los equipos así como de la aparamenta. Asimismo incluye
el desmontaje de toda la infraestructura y del cierre de la misma, así como la
carga y transporte de dichos materiales a taller y/o en su caso almacén.
4.2 RECUPERACIÓN DEL SUELO OCUPADO
4.2.1 DESCRIPCIÓN
El acceso a los aerogeneradores, se realiza mediante una red de caminos
existentes y otros de nueva construcción. En total se ha previsto la formación de
1.500 m de viales y 3 plataformas con una superficie unitaria de 300 m2.
200
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
4.2.2 TRABAJOS PREVISTOS
Para recuperar el suelo afectado se proponen las siguientes actuaciones:
Eliminación en todo su espesor, con la maquinaria adecuada, del firme de
los nuevos viales, plataformas y áreas de las subestaciones.
Traslado a vertedero de los residuos de construcción generados.
Escarificado de la subbase a lo largo de la longitud de los nuevos viales,
plataformas y áreas de las subestaciones.
Relleno con tierra apropiada de las zonas afectadas por las labores
anteriormente descritas, con un espesor medio de 20 cm.
4.2.3 RESTAURACIÓN VEGETAL DE SUPERFICIES
4.2.3.1 DESCRIPCIÓN
Son las medidas de carácter medioambiental a efectuar sobre los valores
naturales de ámbito territorial de la zona afectada por el parque eólico.
4.2.3.2 TRABAJOS PREVISTOS
Se propone la revegetación de las superficies afectadas, que serán:
•
Plataformas de montaje y cimentaciones de los aerogeneradores.
•
Taludes de los caminos de acceso a cada aerogenerador.
En todos los casos la técnica a emplear será la hidrosiembra, técnica
consistente en distribuir de forma uniforme sobre el terreno las semillas a
implantar, en disolución acuosa y mezcladas con otros materiales que ayudan a
la fijación y germinación de la semilla. El uso de semillas garantiza una mayor
diversidad genética, resulta más barato que la compra de plantones y supone
201
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
una mayor capacidad de enraizamiento. Pero tiene el inconveniente de la elevada
mortalidad en los primeros estadíos de vida.
Un factor limitante a la hora de establecer el listado de especies para un
plan de revegetación es su disponibilidad en el mercado (ya sean plantones o
semillas). Las especies a priori seleccionadas se buscarán en los catálogos
comerciales de diversas empresas, ya sea impresos o en sus correspondientes
páginas web.
A la hora de comprar el material vegetal para la propagación de las
especies es fundamental atender a su región de procedencia, para asegurar una
adecuada adaptación a las condiciones particulares del área de actuación. En
este sentido se recuerda que este material ha de estar convenientemente
etiquetado, indicando la región de procedencia y el grado de selección del
material de origen (este último indicado por el color de la etiqueta).
Se pueden combinar unidades de plantación puras (una sola especie) con
otras mixtas (varias especies). En estas últimas hay que combinar especies con
requerimientos ecológicos similares, que aparezcan juntas en las comunidades
naturales. Se pueden explotar las sinergias entre especies que hayamos
observado en la naturaleza.
Para la revegetación de plataformas de montaje, cimentaciones y
subestaciones se empleará una mezcla de especies herbáceas. Se propone la
siguiente composición: 80% de gramíneas y 20% de leguminosas.
Para la revegetación de taludes se empleará una mezcla compuesta por
especies herbáceas y arbustivas, con los siguientes porcentajes de mezcla: 95%
de herbáceas y 5% de arbustos autóctonos.
Los materiales a añadir en la disolución acuosa son los siguientes:
202
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Situación:
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Fecha:
Septiembre
2007
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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Dpto. Ingeniería Marítima
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Los trabajos de hidrosiembra se han de realizar en la época del año más
oportuna. Al tratarse de un clima insular y acusada sequía estival, se propone la
ejecución de la hidrosiembra a principios de otoño.
Una revegetación ecológica ha de imitar el paisaje, ajustándose a sus
irregularidades
(red
de
drenaje,
topografía,
afloramientos
rocosos,
etc),
reflejadas en el mapa resultante de la fase de diseño. Si el terreno es regular se
pueden
generar
irregularidades
topográficas
de
forma
artificial
(hoyos,
montículos...) que imiten un ambiente más natural.
Los proyectos de restauración ecológica, propiamente dichos, persiguen
la recuperación de los procesos autogenéticos del sistema, de manera que en el
futuro el sistema podría mantenerse sin intervención externa, o con una
intervención mínima para asegurar la persistencia de la actuación durante los
primeros años.
Durante los dos primeros años se realizará un seguimiento del estado de
la revegetación, en el cual se comprobará la evolución de la cubierta vegetal y la
variación en la composición de especies, prestando especial atención a la
instalación de las especies autóctonas.
203
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
CONCLUSIÓN
Con el presente Plan se considera adecuadamente descritas y justificadas
las actuaciones previstas para el posible desmantelamiento y abandono del
Parque Eólico.
204
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
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H) ASPECTOS SOCIO-ECONÓMICOS
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Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
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Fecha:
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2007
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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Dpto. Ingeniería Marítima
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1. PRESUPUESTO.
Debido a la naturaleza de este documento, de carácter previo a un Proyecto, los
datos económicos aportados son estimativos en función de las referencias
aportadas
por
el
fabricante.
Cabe
resaltar
que
en
proyectos
de
estas
características los precios marcados por los diferentes tecnólogos suelen ser
“llave en mano”. No obstante los porcentajes aplicados para cada concepto se
han obtenido de informes reales de otros proyectos de similares características
ya ejecutados.
PRESUPUESTO P.E. HOYA DE HERRERA
PRESUPUESTO
DESCRIPCION
€
1.- OBRA CIVIL
1.1.- Movimiento de tierras, construcción de viales y canalizaciones
eléctricas.
138.746,21€
1.2.- Cimentaciones
229.146,79 €
51.291,06 €
1.3.- Obra civil subestación transformadora
TOTAL OBRA CIVIL
419.184,06 €
2.1.- Conductores baja y media tensión
2.2.-Línea transmisión señales y datos para control, maniobra y
automatismos.
39.657,3 €
2.- SISTEMA ELECTRICO
17.063,2 €
302,5 €
2.3.-Puesta a tierra
TOTAL SISTEMA ELECTRICO
57.023,10 €
3.- SUBESTACION
366.541 €
3.1.- Estimación del presupuesto
TOTAL SUBESTACION
366.541 €
4.- AEROGENERADORES
4.1.- Aerogeneradores
8.368.908 €
206
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
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Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
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Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
35.000 €
4.2.- Torres de medicion
TOTAL AEROGENERADORES
8.403.908 €
5.- SEGURIDAD E HIGIENE
11.341,2 €
5.1.- Seguridad e Higiene
TOTAL SEGURIDAD E HIGIENE
11.341,2 €
6.- MEDIDAS MEDIOAMBIENTALES
6.1.-Medidas correctoras (Revegetaciones planes de vigilanciaen
obras...)
6.2.- Medidas compensatorias (Muladar, mejoras ambientales red
zona)
9.000,00 €
21.000,00 €
TOTAL MEDIDAS MEDIOAMBIENTALES
30.000,00 €
7.- INGENIERIA, TRAMITES Y LEGALIZACIONES
7.1.-Ingeniería, trámites y legalizaciones.
TOTAL INGENIERIA, TRAMITES Y LEGALIZACIONES
461.406,94 €
461.406,94 €
8.- DESMANTELAMIENTO
8.1.- Desmantelamiento
TOTAL DESMANTELAMIENTO
TOTAL PRESUPUESTO EJECUCION MATERIAL
276.844,165 €
276.844,165 €
10.026.248,375 €
2.- ACUERDOS FORMALES EXISTENTES CON LAS ENTIDADES LOCALES
CANARIAS
De conformidad con lo previsto en el Anexo II H).2 “Aspectos Socio Económicos”
de la Orden de la Consejería de Industria, Comercio y Nuevas Tecnologías, de
fecha 27 de abril de 2007, por el que se convoca concurso público para la
asignación de potencia en la modalidad de nuevos parque eólicos destinados a
verter toda la energía en los sistemas eléctricos insulares canarios (BOE nº 89,
de fecha 4 de mayo de 2007), se ha establecido un acuerdo firme con el Iltre.
Ayuntamiento de TEGUISE (incluido como documentación Anexa al presente plan
eólico), previsto en el artículo 3 de la ley 7/1985, de 2 de abril, reguladora de las
207
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Bases de Régimen Local, en el que consta el compromiso firme y exigible de la
promotora del parque eólico de destinar una parte de los ingresos anuales
generados por la venta de energía producida por la instalación eólica a sufragar
iniciativas de dichas entidades locales, de naturaleza energética, social o
medioambiental.
208
Proyecto:
PARQUE EÓLICO DE 9 MW “HOYA DE HERRERA” EN
TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
I)
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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CRITERIOS DE VALORACION
209
Proyecto:
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TEGUISE.
REF: EDINGMAR/LZ07-4
Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
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1. CRITERIOS DE VALORACIÓN
Los criterios de valoración aplicados se han basado principalmente en criterios de
eficiencia energética, de protección medioambiental, de seguridad del suministro,
de afección al sistema eléctrico y socioeconómico conforme a los siguientes
puntos:
A) Criterios de eficiencia energética y sostenibilidad.
B) Otros criterios medioambientales.
C) Criterios de seguridad del suministro y afección al sistema eléctrico.
D) Criterios socioeconómicos.
210
Proyecto:
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TEGUISE.
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Fecha:
Septiembre
2007
J)
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
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Universidad de La Laguna
PLANOS
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Proyecto:
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TEGUISE.
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Fecha:
Septiembre
2007
Situación:
Término Municipal de TEGUISE.
LANZAROTE
Promotor: VVO ENERGY S.L.
CIF: B35964451
Autor:
Equipo Estable I+D INGEMAR
Dpto. Ingeniería Marítima
Universidad de La Laguna
Plano Nº 1 Localización de aerogeneradores.
Plano Nº 2 Superficie de terreno disponible.
Plano Nº 3 Superficie de terreno afectada.
Plano Nº 4 Elementos del parque eólico.
Plano Nº 5 Distancia a EE.NN.
Plano Nº 6 Distancia a parques eólicos existentes.
214
PE HOYA DE HERRERA 9 MW : RELACIÓN DE POLIGONOS Y PARCELAS AFECTADAS
Identificacion del
aerogenerador
Ayuntamiento
POLIGONO
PARCELA
Afección
Acreditación
1.1
Teguise
8
820
A‐V
DERECHO DE SUPERFICIE
2.1
Teguise
8
821
A‐V
DERECHO DE SUPERFICIE
3.1
Teguise
8
821
A‐V
DERECHO DE SUPERFICIE
Leyenda: A‐ Aerogenerador V‐ Vuelo
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
1. OBJETO .................................................................................................................................1
2. DOCUMENTACIÓN A SUBSANAR.......................................................................................1
B) ANEXO II: DOCUMENTACIÓN TÉCNICA .......................................................................1
B.d)
Seguridad en el Suministro y Afección al Sistema Eléctrico................................1
B.e)
Localización geográfica............................................................................................5
B.f)
Terrenos .....................................................................................................................6
B.h)
Aspectos Económicos..............................................................................................8
0
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
1. OBJETO
El objeto de este documento es la subsanación de errores recogidos en el Anexo II de la
resolución de 24 de octubre de 2008, de la Dirección General de la Energía, por la que se
requiere a los interesados de que procedan a la subsanación de las solicitudes o acompañen
los documentos preceptivos establecidos en la Orden de 27 de abril de 2007, que convoca
concurso público para la asignación de potencia en la modalidad de nuevos parques eólicos
destinados a verter toda la energía en los sistemas eléctricos canarios.
2. DOCUMENTACIÓN A SUBSANAR
B) ANEXO II: DOCUMENTACIÓN TÉCNICA
B.d) Seguridad en el Suministro y Afección al Sistema Eléctrico
B.d.1. Datos de la red eléctrica de distribución o transporte y punto de conexión a red
El P.E. Hoya de Herrera se encuentra situado en el Ayuntamiento de Teguise, en la Isla de
Lanzarote.
El parque eólico está formado por 3 aerogeneradores Vestas V90-3MW de 3.000 KW de
potencia unitaria, con una potencia total instalada de 9 MW, cuyas coordenadas se muestran a
continuación:
Coordenadas de los aerogeneradores (Huso 28)
HH 01
HH 02
HH 03
COORDENADA X (UTM)
COORDENADA Y (UTM)
638.163
3.210.218
637.990
3.209.802
637.817
3.209.386
Tabla B.d.1. Coordenadas Aerogeneradores P.E. Hoya de Herrera
Se plantea evacuar la energía eléctrica generada por el parque eólico “Hoya de Herrera”
mediante línea aérea de media tensión 66 kV hasta subestación de San Bartolomé. La
energía generada por los aerogeneradores será evacuada a la subestación del parque en
30 kV, donde se elevará la tensión a 66 kV para poder finalmente evacuarla a la red de
distribución mediante la subestación de San Bartolomé.
1
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
Las características del conductor utilizado en la línea aérea se muestran en la tabla
siguiente:
Designación
LA-56
Sección de aluminio (mm2)
46,8
Sección total (mm2)
54,6
Equivalencia en cobre (mm2)
30
Composición
6+1
Diámetro aparente (mm)
9,45
Densidad de corriente (A/ mm2)
3,608
Resistencia eléctrica a 20ºC (Ω/km)
0,6136
I máx (A)
197
Tabla B.d.2: Características del conductor LA-56
La línea de evacuación queda definida con las siguientes características:
Tensión nominal
66 kV
Tensión de servicio
66 kV
Potencia de transporte
9 MW
Origen
Subestación P.E. Hoya de Herrera
Final
Subestación San Bartolomé
Longitud Aprox.
5,1 Km
Zona de aplicación
A
Conductor Tipo (Sección)
LA-56 (54,6 mm2))
Tabla B.d.3: Características de la línea de evacuación
En la siguiente figura se muestra la línea de evacuación anteriormente descrita. Se pueden
apreciar de color verde los lics existentes en la zona, los cuales no son afectados por la línea
de evacuación del parque:
2
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
Figura B.d.1: Línea de evacuación del P.E. Hoya de Herrera
3
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
B.d.3. Descripción del sistema de gestión telemática
Se puede controlar la potencia de cada máquina desde el 100 % de su potencia nominal
hasta un 50 % de dicho valor nominal. Si se exige una reducción de la potencia del parque por
debajo del 50 % del valor nominal del mismo, el sistema desconecta alguno de los
aerogeneradores y, simultáneamente, aumenta la potencia de otro de los aerogeneradores
hasta llegar al valor requerido.
Para el parque eólico de Hoya de Herrera cuya potencia nominal es de 9 MW con 3
aerogeneradores de 3 MW:
•
Se podría regular continuamente la potencia activa del parque desde 9 MW en caso de
una velocidad de viento que permita funcionamiento a potencia nominal- hasta que
todos los aerogeneradores se hayan regulado a una potencia de 1,5 MW. Esto supone
una capacidad de regulación en primera instancia del 50%, lo que supone una potencia
total de 4,5 MW.
•
En caso de que se requiera una regulación por debajo del 50 %, por ejemplo hasta
3 MW, el sistema actuará de la siguiente forma: desconectará uno de los
aerogeneradores (1,5 MW) y, simultáneamente, aumentará en 0,5 MW la potencia de
los demás aerogeneradores, llegando a los 3 MW requeridos.
•
De esta forma, se puede conseguir una regulación continua de potencia activa.
4
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
B.e) Localización geográfica
B.e.1. Tabla de coordenadas UTM: cumplimentar ANEXO III
COORDENADAS UTM
(CON 4 DECIMALES)
IDENTIFICADOR DEL
FILA INTRAFILA
AEROGENERADOR
X
Y
Z
MODELO
POTENCIA
POTENCIA
LIMITADA(en su
NOMINAL (kW)
caso)(kW)
DIRRECCIÓN
VIENTO
DOMINANTE
ALTURA
DE
BUJE(m)
1.1
1
1
638163.0000
32102218.0000
190.0000
Vestas V90
3000
NNE
‐
105
2.1
2
1
637990.0000
3209802.0000
197.0000
Vestas V90
3000
NNE
‐
105
3.1
3
1
637817.0000
3209386.0000
195.0000
Vestas V90
3000
NNE
‐
105
5
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
B.f) Terrenos
B.f.2. Documento de la disponibilidad de los terrenos
WTG´s
UTM X
UTM Y
Ayuntamiento*
POLIGONO
PARCELA
Tipo de Suelo
Parcelas afectadas VUELO
1.1
638163
3210218
Teguise
8
820
Tierras arables
820
2.1
637990
3209802
Teguise
8
821
3.1
637817
3209386
Teguise
8
821
Pasto arbustivo
Tierras arables
Pasto arbustivo
Tierras arables
821
821
6
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
B.f.2.
Documento de la disponibilidad de los terrenos
7
Subsanación de errores concurso eólico canario
Parque eólico Hoya de Herrera Nº Exp. V-07/486
B.h) Aspectos Económicos
B.h.2.
Acuerdos formales existentes con las Entidades Locales
canarias en los que conste el compromiso firme y exigible de la promotora
del parque eólico de destinar una parte de los ingresos anuales generados
por la venta de la energía producida
8