Repotenciación del parque eólico de Peña Armada

En este trabajo de fin de grado se detalla la posibilidad y viabilidad de la repotenciación del parque eólico de Peña Armada en Lugo, España. Actualmente en este parque se encuentran 23 aerogeneradores instalados con una potencia nominal unitaria de 900 kW y un radio de 52.2 m. A fin de obtener los datos de viento necesarios para el estudio, se contará con los datos ofrecidos por Mapa Eólico Ibérico desarrollado por el Centro Nacional de Energías Renovables (CENER). Además, se utilizará el modelo de distribución de Weibull. En el estudio se concluye que la mejor opción es la sustitución del parque actual por 7 aerogeneradores del modelo GE Energy 5.3-158 de 5.3 MW de potencia unitaria y 158 metros de diámetro, aumentándose con este cambio la potencia instalada en un 79% y la energía anual producida en un 192%. Debido a este aumento será necesario la instalación de 7 transformadores de BT/MT con una potencia nominal aparente de 6 MVA y uno de MT/AT con una potencia nominal aparente de 42 MVA, asimismo, será necesaria la sustitución del cableado de Mt del parque. El aumento de la potencia no parece suponer un aumento del impacto ambiental causado por el parque, además, la repotenciación supone una oportunidad para reducir el efecto de estos. Palabras clave: Repotenciación, parque eólico, aerogenerador, impacto ambiental. LABURPENA Gradu amaierako lan honetan Peña Armadako parke eolikoaren berrindarketa aztertzen da, parke hau Lugo, Españan lokatuta dago. Gaur egun parkean 23 haize-sorgailu daude instalatuta eta hauek 900 kW-ko banako potentzia eta 52.2 metroko diametroa daukate. Ikerketa honetarako beharrezkoak diren datuak lortzeko, Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) garatutako Mapa Eolikoan aurkitzen diren datuak erabiliko dira, bestalde, Weibullen distribuzioa erabiliko da. Ikerketa honetan ondorioztatzen da aukera honena orain dauden haize-sorgailuak 7 GE Energy 5.3158 modelozko sorgailuekin ordezkatzea dela. Haize-sorgailu hauek 5.3MW-ko banakako potentzia eta 158 metroko diametroa daukate. Aldaketa honen bidez instalatutako potentziaren %79-ko eta sortutako energiaren %192-ko handipena lortzen da. Aldaketa hauen ondorioz, 6 MVA-ko itxurazko potentzia daukaten BT/MT 7 transformadore eta 42 MVA-ko itxurazko potentzia daukan transformadore bat beharrezkoak dira. Dena den ere, beharrezkoa izango da parkearen barneko MT-ren distribuzio lerroen ordezkatzea. Ez dirudi instalatutako potentziaren handipen honek sortatuko ingurumen-inpaktuan aldaketa handirik sorraraziko dituela. Aditzean, aldaketa honek inpaktua gutxiarazten duten alternatibak instalatzeko aukera eskaintzen du. Hitz gakoak: Berrindarketa, parke eoliko, haize-sorgailu, ingurumen-inpaktu ABSTRACT This studies the possibility of repowering the windfarm of Peña Armada which is located in Lugo, Spain. Nowadays, there are 23 wind turbines installed, each of them has a rated power of 900 kw and a 52.2 meters diameter. For the obtaining of the necessary data, it will be used the Eolic Map developed by the Centro Nacional de Energías Renovables (CENER). It Will be also used the distribution of Weibull. In the thesis is concluded that the best choice is substituting the current farm with 7 turbines of the model GE Energy 5.3-158 de 5.3 MW. This change would increase the nominal power of the park by a 79% and the annual energy production by a 192%. These changes would make necessary the installation of 7 LT-MT transformer with an apparent capacity of 6 MVA and a MT-HT transformer with an apparent capacity of 42 MVA. In addition, it would be also necessary the substitution of the current MT distribution line of the windfarm. It doesn’t look like those changes would make a notable increment into the environmental impact produced by the farm. Nevertheless, this project would offer the chance of making some changes in order to minimize the impact. Key words: repowering, windfarm, wind turbine, environmental impact ÍNDICE CAPÍTULO 1INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 10 1.1 OBJETIVOS Y ALCANCE DEL TRABAJO .................................................................................................... 10 1.2 BENEFICIOS QUE APORTA EL TRABAJO ................................................................................................. 10 1.3 ESTADO DEL ARTE .................................................................................................................................. 12 1.3.1 GENERALIDADES ............................................................................................................................. 12 1.3.2 EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EOLICA A NIVEL INTERNACIONAL ..................................................... 13 1.3.3 CONTEXTO NACIONAL .................................................................................................................... 14 1.3.4 EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA EN ESPAÑA ........................................................................... 15 1.4 REPOTENCIACIÓN PARQUES EÓLICOS EN ESPAÑA ............................................................................... 17 CAPÍTULO 2METOLOGÍA SEGUIDA PARA LA REALIZACIÓN DE ESTE TRABAJO ................................... 19 2.1 DESCRIPCIÓN DE TAREAS ...................................................................................................................... 19 2.2 DIAGRAMA DE GANTT ........................................................................................................................... 20 2.3 PRESUPUESTO DEL TFG ......................................................................................................................... 21 CAPÍTULO 3. PARQUE EÓLICO DE PEÑA ARMADA ................................................................................ 22 3.1 EMPLAZAMIENTO .................................................................................................................................. 22 3.2 DATOS DE VIENTO ................................................................................................................................. 22 3.2.1 MODELO DE WEIBULL..................................................................................................................... 22 3.2.2 ROSAS DE LOS VIENTOS .................................................................................................................. 27 CAPÍTULO 4PARQUE ACTUAL .............................................................................................................. 29 4.1 TURBINAS ACTUALES ............................................................................................................................. 29 4.2 DISTRIBUCIÓN DE LOS AEROGENERADORES ......................................................................................... 31 4.3 POTENCIA DISPONIBLE DEL PARQUE Y COEFICIENTE DE POTENCIA ..................................................... 32 CAPÍTULO 5REPOTENCIACIÓN ............................................................................................................. 35 5.1 LEGISLACIÓN DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE GALICIA PARA LA REPOTENCIACIÓN DE PARQUES EÓLICOS ....................................................................................................................................................... 35 5.2 AEROGENERADORES PROPUESTOS ....................................................................................................... 37 5.3 AEROGENERADOR SELECCIONADO ....................................................................................................... 47 5.3.1 FABRICANTE SELECCIONADO.......................................................................................................... 47 5.3.2 MODELO SELECCIONADO ............................................................................................................... 47 CAPÍTULO 6PARQUE RENOVADO PROPUESTO ................................................................................... 50 6.1 MICROEMPLAZAMIENTO DEL NUEVO PARQUE .................................................................................... 50 6.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE PROPUESTO .................................................................. 52 6.3 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ...................................................................................................................... 52 6.3.2 CONDUCTORES DE MT.................................................................................................................... 54 6.4 TRANSPORTE E INSTALACIÓN DEL PARQUE .......................................................................................... 55 6.4.1 BLADE LIFTER .................................................................................................................................. 57 CAPÍTULO 7IMPACTO AMBIENTAL ...................................................................................................... 59 7.1 IMPACTO GENERADO DEBIDO A LA REPOTENCIACIÓN DEL PARQUE ................................................... 59 7.2 RECICLAJE DE LOS AEROGENERADORES ACTUALES .............................................................................. 61 CONCLUSIONES ..................................................................................................................................... 63 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................ 64 ANEXO 1 ................................................................................................................................................ 66 ÍNDICE DE ILUSTRACIÓNES Ilustración 1: Iconos de los ODS relacionados directamente con el trabajo ................................................... 11 Ilustración 2: Evolución potencia instalada global (fuente: GWEC) ............................................................... 14 Ilustración 3: Mix energético español 2023 .................................................................................................... 15 Ilustración 4: Evolución del número de parques eólicos instalados (fuente: Statista) ................................... 16 Ilustración 5: Evolución potencia eólica instalada (fuente: Statista) .............................................................. 16 Ilustración 6: Antigüedad del parque eólico español (fuente: AAE) ............................................................... 18 Ilustración 7: Diagrama de Gantt..................................................................................................................... 20 Ilustración 8: Función gamma utilizada ........................................................................................................... 24 Ilustración 9: Distribución de Weibull del emplazamiento ............................................................................. 25 Ilustración 10: Rosa de los vientos de frecuencia ........................................................................................... 28 Ilustración 11: Rosa de los vientos de velocidad ............................................................................................. 28 Ilustración 12: Rosa de los vientos potencia ................................................................................................... 29 Ilustración 13: Curva de potencia del modelo NM52/900 .............................................................................. 30 Ilustración 14: Mapa de la distribución actual del parque .............................................................................. 31 Ilustración 15: Coeficiente de potencia de los diferentes tipos de aerogeneradores .................................... 33 Ilustración 16: Curva de potencia del aerogenerador seleccionado ............................................................... 48 Ilustración 17: Distribución del parque propuesto (vista desde Google Maps) .............................................. 51 Ilustración 18 Ubicación SET Peña Armada (Google Maps) ............................................................................ 53 Ilustración 19: Curva ubicada en 42.991847, -7.878599 ................................................................................. 56 Ilustración 20: Curva ubicada en 43.008697, -7.822005 ................................................................................. 56 Ilustración 21: Comparación curva 42.991847, -7.878599 con el tamaño de la pala ..................................... 57 Ilustración 22: Ejemplo sistema Blade Lifter ................................................................................................... 58 Ilustración 23: Diagrama sistema Blade Lifter de Iberdrola ............................................................................ 59 Ilustración 24 Curva de potencia del modelo Vestas V110/2000 ................................................................... 66 Ilustración 25 Curva de potencia del modelo Goldwind G87/1500 ................................................................ 66 Ilustración 26 Curva de potencia del modelo Goldwind G109/2500 .............................................................. 67 Ilustración 27 Curva de potencia del modelo Goldwind G140/3400 .............................................................. 67 Ilustración 28 Curva de potencia del modelo Nordex N149/4.0-4.5............................................................... 68 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Presupuesto de las horas necesarias ................................................................................................. 21 Tabla 2: Presupuesto material y consumo ...................................................................................................... 21 Tabla 3: Presupuesto total ............................................................................................................................... 21 Tabla 4: Distribución anual de horas de viento según su velocidad................................................................ 26 Tabla 5: Valores n de la rugosidad de terreno ................................................................................................ 27 Tabla 6: Características del modelo NM53/900 .............................................................................................. 30 Tabla 7: Energía generada por cada aerogenerador actual ............................................................................ 34 Tabla 8: Producción anual del parque actual .................................................................................................. 35 Tabla 9: Desempeño Vestas V110/2000 .......................................................................................................... 39 Tabla 10: Desempeño Goldwind GW87/1500 ................................................................................................. 40 Tabla 11: Desempeño GoldWind GW109/2500 .............................................................................................. 42 Tabla 12: Desempeño Goldwind GW140/3400 ............................................................................................... 43 Tabla 13: Desempeño GE Energy 5.3-158 ....................................................................................................... 44 Tabla 14: Desempeño Nordex N149/4.0-4.5 ................................................................................................... 45 Tabla 15: Comparación del parque actual con los parques propuestos ......................................................... 46 Tabla 16: Características GE Energy 5.3-158 ................................................................................................... 48 Tabla 17: Coeficiente de potencia del modelo seleccionado .......................................................................... 49 Tabla 18: Características parque propuesto .................................................................................................... 52 Tabla 19: Transformadores necesarios para el parque propuesto ................................................................. 54 LISTA DE ACRÓNIMOS HAWT: Horizontal-Axis Wind Turbine NEWA: New European Wind Atlas CENER: Centro Nacional de Energías Renovables GE: General Electric DFIG: Doubly-Fed Induction Generator SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition ONAN: Oil Natural Air Natural ONAF: Oil Natural Air Forced BT: Baja Tensión MT: Media Tensión AEE: Alta tensión 0 50 100 150 200 250 300 350 400 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Numero de paques Año Parques eolicos en España Ilustración 4: Evolución del número de parques eólicos instalados (fuente: Statista) 0 5 10 15 20 25 30 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia instalada (GW) AÑO Potencia eolica instalada en España Ilustración 5: Evolución potencia eólica instalada (fuente: Statista) Como podemos observar la energía eólica en España aumenta notablemente hasta el año 2012, año en el cual se estanca y vuelve a aumentar a partir del año 2018. A finales de 2023, España contaba con alrededor de 30 GW de potencia eólica instalada. Se espera que la energía eólica en España aumente significativamente a medida que se desarrolle la tecnología necesaria para los parques eólicos marinos flotantes. Si bien aún se siguen proyectando parques eólicos terrestres en nuevos emplazamientos en España, muchos de los emplazamientos óptimos para construir un parque ya están ocupados por estos, por lo que la repotenciación de los parques que ya han podido quedar desfasados se presenta como una opción a fin de aumentar la generación eólica en España. [5] 1.4 REPOTENCIACIÓN PARQUES EÓLICOS EN ESPAÑA Se entiende por repotenciación la modificación de un parque eólico en explotación que suponga la sustitución total o parcial de los aerogeneradores o de cualquiera de sus elementos principales, con el fin de incrementar la producción en el emplazamiento. La repotenciación aplica pues tanto a máquinas completas como a mejoras parciales, pudiendo mantenerse o incrementarse la potencia instalada. (“Fomento de la Repotenciación de Parques Eólicos”) Como ya se ha comentado anteriormente, la vida útil de los aerogeneradores se sitúa en torno a los 25 años, además, debido a la evolución de las tecnologías referentes a la energía eólica, los aerogeneradores antiguos están quedando obsoletos frente a los nuevos. Debido a que en España el auge de la energía eólica empieza alrededor del año 2000, muchas de las maquinas instaladas han alcanzado ya el final de su vida útil, o lo alcanzarán en un futuro próximo. Como se observa en el siguiente gráfico, según la asociación Empresarial Eólica, actualmente hay 8440MW instalados en España con una vida superior a los 20 años, es decir, alrededor del 30% de la potencia eólica instalada. 3 3 Gráfico mostrado en la siguiente página Ilustración 6: Antigüedad del parque eólico español (fuente: AAE) Sin embargo, la propia AAE reconoce que, debido tanto a la complejidad de la tramitación de proyectos de repotenciación como a la baja financiación necesaria para extender la vida útil de los parques ya existentes, en los casos en los que las maquinas no hayan quedado obsoletas, sería interesante plantear la extensión de la vida útil del parque en vez de la repotenciación. Según el Gobierno de España, de acuerdo con el Plan de Recuperación Transformación y Resiliencia, se han adjudicado 147.8 millones de euros en ayudas a proyectos con el fin de reemplazar 1205 aerogeneradores de modelos antiguos por 167 de última generación, pasando de 600 kW a 5 MW de potencia media unitaria. Se espera que los parques renovados, dupliquen su producción energética pese a haberse aumentado la potencia instalada únicamente en un 8 %, además de haberse reducido el impacto paisajístico debido al descenso del número de aerogeneradores. [6] Asimismo, en el presente proyecto, se estudiará el posible remplazo de los aerogeneradores actualmente instalados en el parque de Peña Armada con el fin de aumentar la potencia instalada y la producción energética, también se disminuirá el número de aerogeneradores instalados. CAPÍTULO 2METOLOGÍA SEGUIDA PARA LA REALIZACIÓN DE ESTE TRABAJO En este capítulo se explicarán las tareas llevadas a cabo para la realización de este trabajo. Se detallarán las tareas realizadas y posteriormente se explicará mediante un diagrama de Gantt el tiempo empleado en estas. Por último, se realizará un presupuesto de la inversión que sería necesaria para la realización de este trabajo. 2.1 DESCRIPCIÓN DE TAREAS La realización del trabajo se puede descomponer en las siguientes fases. 1. Búsqueda general de información. En esta fase se buscó información sobre el estado actual del sistema energético, de la energía eólica y de la repotenciación de parques eólicos. 2. Elección del parque eólico a repotenciar. Se buscó un parque que estuviese llegando al final de su vida útil y contase con una baja potencia nominal instalada. 3. Estudio del recurso eólico disponible y la producción energética del parque actual. 4. Búsqueda de información sobre la legislación autonómica gallega relativa a la repotenciación de parques eólicos. 5. Preselección de los posibles aerogeneradores a instalar y estudio de la hipotética generación energética de estos en la ubicación seleccionada. Se escogieron aerogeneradores de los fabricantes más reputados y de diferente potencia unitaria. 6. Selección del aerogenerador y análisis de sus características. 7. Propuesta del nuevo parque. Se estudio la generación energética, el número de aerogeneradores a instalar, la aparamenta eléctrica necesaria, el transporte y la instalación. 8. Análisis del impacto ambiental. 9. Redacción del trabajo. Se redactaron los apartados que no se describen esta lista, tales como introducción, conclusiones, etc. Además de cohesionar el trabajo redactado. Si bien la redacción del documento requirió ser tratada como una tarea aparte, durante el resto de las tareas del trabajo también se redactó parte del trabajo como queda representado en el diagrama de Gantt con un tono más claro. 10. Revisión y correcciones. 2.2 DIAGRAMA DE GANTT Ilustración 7: Diagrama de Gantt 2.3 PRESUPUESTO DEL TFG En primer lugar, se tendrán en cuenta las horas requeridas para la realización del trabajo. A las horas relativas al trabajo realizado en la mayor parte de las tareas se le otorgará un valor económico relativo al sueldo de un ingeniero junior, mientras que a las horas relativas a las revisiones y correcciones se les asignará un valor económico relativo al sueldo de un ingeniero senior como se muestra en la tabla 1. Tarea Tiempo (h) Precio por hora (€/h) Coste total (€) Búsqueda de información 20 15 300 Elección del parque 10 15 150 Estudio del recurso eólico y producción anual 35 15 525 Estudio legislación gallega 20 15 300 Preselección aerogeneradores y estudio de la generación 35 15 525 Selección del aerogenerador 10 15 150 Propuesta parque nuevo 60 15 900 Análisis impacto ambiental 10 15 150 Redacción 25 15 375 Revisión y correcciones 20 23 460 TOTAL 3835 Tabla 1: Presupuesto de las horas necesarias Por otro lado, se tendrán en cuenta los materiales, equipos, licencias de software y los recursos utilizados. En el caso de la amortización del ordenador se tendrá en cuenta una amortización a 5 años y una a 1 año para el caso de la licencia de Microsoft, para los dos casos se tendrán en cuenta únicamente las horas de uso. Concepto Coste (€) Material de oficina (folios, bolígrafos …) 4 Amortización del ordenador 3,9 Amortización licencia Microsoft 365 1,8 Consumo electricidad 2,3 TOTAL 12,1 Tabla 2: Presupuesto material y consumo Por último, se calculará el prepuesto total. Concepto Coste (€) Horas invertidas 3835 Materiales y consumos 12,1 TOTAL 3847,1 Tabla 3: Presupuesto total CAPÍTULO 3. PARQUE EÓLICO DE PEÑA ARMADA 3.1 EMPLAZAMIENTO El parque eólico Peña Armada se encuentra en Friol, perteneciente a la provincia de Lugo. El parque está ubicado a 20 km al oeste de la ciudad de Lugo. Está ubicado en una zona montañosa y boscosa, con una altitud media de alrededor de 900 metros sobre el nivel del mar. El parque está situado en una zona de montañas y colinas, con una topografía variada que incluye valles, crestas y laderas. La ubicación del parque eólico en una zona montañosa y ventosa lo hace especialmente adecuado para la generación de energía eólica. Además, la altitud elevada del parque contribuye a aumentar la velocidad del viento, aumentándose asi la producción de energética. 3.2 DATOS DE VIENTO Al no contar con los datos de las mediciones realizadas in situ en el propio parque eólico, se recurrirá a los datos ofrecidos por diferentes mapas eólicos y a métodos estadísticos. Para este estudio se utilizarán los datos facilitos por Mapa Eólico Ibérico. Esta herramienta ha sido desarrollada por CENER como parte del proyecto europeo ERA-Net Plus NEWA (New European Wind Atlas). Esta herramienta cuenta con datos disponibles desde 1989 hasta 2020. [7] Este mapa nos permite conocer los datos de viento en 2 posibles escalas, microescala o mesoescala. Debido a la distribución del parque, para este estudio se utilizarán los datos referidos a mesoescala, que se trata de un área de 3km x 3km. Además, también se utilizará el Atlas Eólico Mundial que ha sido desarrollado como proyecto conjunto de Technical University of Denmark y World Bank Group. En esta herramienta también se trabajará con datos referidos a la mesoescala. [8] 3.2.1 MODELO DE WEIBULL La herramienta previamente mencionada, Mapa Eólico Ibérico, nos permite conocer la distribución de densidad de probabilidad de Weibull. Por lo que utilizando la siguiente formula podemos conocer la frecuencia de las diferentes velocidades. 𝛒(𝐯)=𝑲 𝛌 (𝒗 𝛌)𝒌−𝟏𝒆−(𝒗 𝛌)𝛌 Ecuación 1: Distribución de Weibull Donde: - K = factor de forma - λ = factor de escala - v = velocidad (variable independiente) Asimismo, con la distribución de Weibull, se puede conocer la velocidad media utilizando la siguiente expresión. <𝑣 > = 𝛌 ∗ 𝚪(𝟏 + 𝟏 𝑲) Ecuación 2: Velocidad media de Weibull Donde: - <v> = velocidad media de Weibull (variable independiente) - Γ(x) = función gamma Para el cálculo de la cual se utilizará el valor de la función gamma obtenido de la siguiente tabla. 4 4 Tabla mostrada en la siguiente página Ilustración 8: Función gamma utilizada 3.2.1.1 DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL DEL PARQUE Del Mapa Eólico Ibérico se obtienen los parámetros y la distribución de Weibull mostrados en la ilustración 8. Se estudiará en primera instancia la distribución de velocidades a 100 metros de altura, debido a que se tomará este valor como valor medio orientativo, para luego ajustarla a la altura de cada aerogenerador. Ilustración 9: Distribución de Weibull del emplazamiento Una vez conocida la frecuencia de las velocidades, elaboramos una tabla en la se muestren las horas al año en las que el viento sopla a velocidades comprendidas entre 0 m/s y 29 m/s. 5 v (ms) Frecuencia de Weibull Horas al año 0 0,0000 0,00 1 0,0214 187,18 2 0,0431 377,51 3 0,0626 548,03 4 0,0782 685,25 5 0,0891 780,52 6 0,0948 830,19 7 0,0954 835,48 8 0,0915 801,74 9 0,0842 737,25 10 0,0744 651,84 5 La tabla continua en la siguiente página 0,0000 0,0200 0,0400 0,0600 0,0800 0,1000 0,1200 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 FRECUENCIA VELOCIDAD DEL VIENTO (M/S) DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL K= 2,06 λ=9,14 4.3 POTENCIA DISPONIBLE DEL PARQUE Y COEFICIENTE DE POTENCIA La potencia disponible es la potencia máxima que se podría obtener en caso de ser capaz de extraer toda la energía cinética del caudal del aire que atraviesa la sección del aerogenerador. Se obtiene en base a la siguiente fórmula: 𝑷𝑫=𝟎.𝟓∗𝝆∗𝑨∗𝒗𝟑 Ecuación 4: Potencia disponible Donde: - PD= Potencia disponible (variable independiente) - 𝑣 = velocidad del viento - A= área de barrido - ρ= densidad del aire (valor de referencia a 15ºC, ρ= 1,225 kg/m3) En la práctica, debido a que debe cumplirse la ecuación de continuidad en el fujo del aire, ya que, el viento debe llevar cierta velocidad aguas abajo el rotor, es imposible extraer toda la energía del viento. Por lo que, para obtener la potencia aprovechable por el rotor del generador, es necesario añadir el coeficiente de potencia CP. Este relaciona la potencia aprovechable y la disponible de la siguiente manera. 𝑷𝑨=𝑪𝑷∗𝑷𝑫 Ecuación 5: Relación potencia disponible y potencia aprovechable El coeficiente de potencia depende básicamente del diseño mecánico y aerodinámico del aerogenerador. Existe un límite superior para el valor de este, denominado límite de Betz. Dependiendo del tipo de aerogenerador. Los posibles valores de este coeficiente se muestran en el siguiente gráfico. 7 7 Gráfico mostrado en la siguiente página Ilustración 15: Coeficiente de potencia de los diferentes tipos de aerogeneradores Como se puede observar, el límite de Betz, siendo este el coeficiente con el que trabajaría un aerogenerador ideal se sitúa en un valor aproximado de 0.6. En el caso que atañe al estudio, aerogeneradores tripalas, el coeficiente de potencia toma valores situados entre 0.3 y 0.5, como se observará más adelante, dependiendo de las condiciones en las que trabaje el generador y del diseño de este, puede que trabaje con coeficientes notablemente menores. [10] 4.3 GENERACIÓN ENERGÉTICA ACTUAL Conocida la distribución de Weibull, ajustando la velocidad del viento a la altura de la góndola del modelo actual y conocida la curva de potencia del modelo MN52/900, se obtiene la energía anual generada (Egen). Por otro lado, mediante las ecuaciones 3 y 4 se obtiene la potencia disponible para la altura de la góndola y el coeficiente de potencia (Cp) con el que trabajan los aerogeneradores para cada velocidad del viento. 8 Horas/año Vel (m/s) Pot aprovechable (kW) Egen (kWh) Pot disponible (kW) Cp 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 187,18 0,89 0,00 0,00 0,94 - 8 La tabla continua en la siguiente página 377,51 1,79 0,00 0,00 7,49 - 548,03 2,68 0,00 0,00 25,26 - 685,25 3,57 33,00 33556,01 59,88 0,55 780,52 4,47 63,00 62337,38 116,96 0,54 830,19 5,36 110,00 101133,60 202,10 0,54 835,48 6,26 181,71 151811,70 320,93 0,57 801,74 7,15 250,82 201091,89 479,06 0,52 737,25 8,04 322,33 237641,13 682,09 0,47 651,84 8,94 411,70 268365,82 935,66 0,44 555,43 9,83 513,53 285232,63 1245,36 0,41 456,90 10,72 611,96 279603,92 1616,82 0,38 363,29 11,62 701,96 255018,28 2055,64 0,34 279,50 12,51 749,24 209408,26 2567,44 0,29 208,20 13,41 795,50 165626,37 3157,84 0,25 150,27 14,30 859,77 129194,49 3832,45 0,22 105,12 15,19 885,96 93133,49 4596,88 0,19 71,31 16,09 887,40 63279,10 5456,75 0,16 46,92 16,98 860,59 40377,75 6417,67 0,13 29,95 17,87 838,15 25103,52 7485,26 0,11 18,55 18,77 821,18 15235,95 8665,12 0,09 11,16 19,66 807,08 9002,97 9962,88 0,08 6,51 20,56 794,23 5170,55 11384,14 0,07 3,69 21,45 783,51 2889,95 12934,53 0,06 2,03 22,34 774,57 1571,56 14619,65 0,05 1,08 23,24 766,11 830,21 16445,11 0,05 0,56 24,13 764,12 429,45 18416,54 0,04 0,28 25,02 0,00 0,00 20539,55 - 0,14 25,92 0,00 0,00 22819,75 - Tabla 7: Energía generada por cada aerogenerador actual Se puede observar que el coeficiente es muy alto cuando el aerogenerador trabaja a bajas velocidades de viento, pero este baja de manera notable a medida que la velocidad del viento se acerca a la velocidad nominal de funcionamiento del aerogenerador, siendo esta la velocidad del viento a la cual la máquina trabaja a su la potencia nominal. Obteniéndose asi, que al trabajar este modelo de aerogenerador a potencia nominal el coeficiente de potencia obtenido es de Cp=0.19. Si bien este resultado es muy bajo, cabe destacar que de media al año los aerogeneradores trabajan con un coeficiente Cp=0.4, siendo este resultado mucho más cercano a los valores teóricos con los que deberían trabajar los generadores. Una vez calculada la generación anual de cada aerogenerador se procede a calcular la energía anual y potencia media generada en el parque actual con los 23 aerogeneradores instalados. Neg Micon NM52/900 Unidades 23 Egen anual total (MWh) 60652,06 Pot aprovechable media (kW) 7946,30 Tabla 8: Producción anual del parque actual Estos datos de producción son referidos al caso en los aerogeneradores estén disponibles todas las horas del año en las que haya viento suficiente para el funcionamiento de estos, por lo tanto, los datos son referidos al potencial energético del parque. CAPÍTULO 5REPOTENCIACIÓN 5.1 LEGISLACIÓN DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE GALICIA PARA LA REPOTENCIACIÓN DE PARQUES EÓLICOS En el vigente decreto 138/2010, de 5 de agosto, se establece el procedimiento y las condiciones técnico-administrativas para la obtención de las autorizaciones de proyectos de repotenciación de parques eólicos existentes en la Comunidad Autónoma de Galicia. En este decreto se estable que la repotenciación de un parque eólico necesitará la aprobación de las siguientes resoluciones administrativas: a) Autorización administrativa de modificación de un parque eólico preexistente, que se refiere al anteproyecto de la modificación de la instalación como documento técnico que se tramitará, en su caso, juntamente con la documentación ambiental legalmente exigible, en atención a lo dispuesto en el artículo 10 del presente Decreto. En el mencionado artículo 10, se establece que los anteproyectos para la modificación de un parque eólico existente se someterán a una valoración ambiental previa. Además el solicitante tendrá que presentar una memoria ambiental que contenga la definición, características y localización del parque, una descripción detallada de las modificaciones que se pretender llevar a cabo, las principales alternativas estudiadas, un análisis de los potenciales impactos al medio ambiente, las medidas para la adecuada protección del parque y la forma de realizar el seguimiento que garantice el cumplimiento de las indicaciones y medidas protectoras y correctoras contenidas en el documento ambiental. b) Aprobación del proyecto de ejecución, que se refiere al proyecto concreto de la instalación y faculta a su titular al desmantelamiento de las instalaciones precisas y a la construcción o establecimiento de la modificación autorizada. c) Autorización de explotación, que faculta a su titular, una vez ejecutado el proyecto de modificación, a poner en tensión las instalaciones y proceder a su explotación comercial. Además, a raíz de la guerra en Ucrania y la crisis energética sufrida por Europa debido a esta, el pasado 22 de diciembre de 2022, la Unión Europea publicó el Reglamento (UE) 2022/2577 del Consejo, por el que se establece un marco para acelerar el despliegue de energías renovables. En este se explica que la repotenciación de instalaciones de producción de electricidad procedente de energías renovables es una opción para aumentar rápidamente la producción de energía renovable con el menor impacto en la infraestructura de red y el medio ambiente, también en el caso de las tecnologías de producción de energía renovable cuyos procesos de concesión de autorizaciones suelen ser más largos, como la energía eólica. Por ello, con el fin de acortar los periodos de solicitud, se estable que el proceso de concesión de autorizaciones para la repotenciación de proyectos no excederá de seis meses. Por otro, en lo que a la regulación respectiva a la Red Eléctrica Española se refiere, cuando la potencia instalada no se incremente en más de un 40 por ciento y que la instalación disponga de los equipos necesarios para garantizar que la potencia evacuable no vaya a superar en ningún momento la potencia eléctrica autorizada para su evacuación antes de la repotenciación, no será exigible una nueva solicitud de acceso al operador del sistema o gestor de la red de distribución que corresponda. En caso contrario, el titular de la instalación deberá realizar una nueva solicitud de acceso, en los términos previstos en el título IV del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Para el presente caso de estudio, se presupondrá que la red es capaz de soportar el máximo aumento posible tanto de potencia instalada como de energía generada. En caso de que no fuese posible, habría que rehacer el estudio respetando los límites permitidos según este criterio. 5.2 AEROGENERADORES PROPUESTOS A fin de determinar la mejor opción en cuanto a que modelo de aerogenerador proponer, se estudiarán diferentes modelos de diferentes fabricantes y potencia. Cabe destacar que a medida que aumenta la potencia nominal de los aerogeneradores más se parecen las características y las prestaciones de los aerogeneradores de los diferentes fabricantes por lo que pese a estudiar el desempeño de un modelo en concreto, la opción final puede ser cambiada siguiendo criterios diferentes a los meramente técnicos como el precio, la asistencia técnica o la reputación del fabricante. Para este estudio, se preseleccionarán seis aerogeneradores diferentes de los principales fabricantes del mercado. Para la selección de estos se seguirán los siguientes criterios: - El fabricante debe de ser uno de los principales del mercado. Únicamente se tendrán en cuanta los modelos de compañías con un amplio recorrido en el sector. - El fabricante ha de proporcionar datos detallados de sus modelos. No se tendrán en cuenta para el estudio los modelos de los no se dispongan datos detallados de las principales características de estos. Siendo el dato más importante la curva de potencia. Por lo tanto, debido a que no facilitan la curva de potencia de sus últimos modelos, no se tendrán en cuenta los modelos de Siemens-Gamesa, pese a ser uno de los principales fabricantes. - Como se van a seleccionar modelos de diferente potencia, para seleccionar el modelo de un fabricante frente al de otro con la misma potencia se tendrán en cuenta las características que ayuden a maximizar la producción energética. Estas características son: la velocidad nominal del viento, la velocidad mínima del viento y la velocidad de parada. Siendo los modelos preseleccionados los siguientes: Vestas V110/2000, Goldwind GW87/1500, Goldwind GW109/2500, Goldwind GW140/3400, GE Energy 5.3-158 y Nordex N149-4,5MW. Utilizando la misma metodología que para el estudio del parque actual, estudiaremos el comportamiento de estos aerogeneradores en el emplazamiento del estudio. Se ha tenido en cuenta la altura de cada torre para asi extrapolar la velocidad del viento en cada uno de los casos del estudio. Para el cálculo de la potencia aprovechable para cada velocidad del viento, se utilizarán las curvas de potencia mostradas en el ANEXO 1 adjuntado al final del trabajo. Obteniéndose asi, el comportamiento mostrado en las siguientes tablas. Vestas V110/20009 Horas/año Vel (m/s) Pot aprovechable (kW) Egen (kWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 187,18 1,03 0,00 0,00 377,51 2,06 0,00 0,00 548,03 3,09 0,00 0,00 685,25 4,12 61,66 42255,70 780,52 5,15 225,42 175941,14 830,19 6,18 450,38 373899,51 835,48 7,20 775,97 648310,85 801,74 8,23 1305,15 1046385,89 737,25 9,26 1795,38 1323652,50 651,84 10,29 1982,83 1292494,09 9 La tabla continua en la siguiente página 555,43 11,32 2000,00 1110860,76 456,90 12,35 2000,00 913792,54 363,29 13,38 2000,00 726589,58 279,50 14,41 2000,00 558990,81 208,20 15,44 2000,00 416408,64 150,27 16,47 2000,00 300531,62 105,12 17,50 2000,00 210241,97 71,31 18,53 2000,00 142616,81 46,92 19,56 2000,00 93837,46 29,95 20,58 2000,00 59902,32 18,55 21,61 0,00 0,00 11,16 22,64 0,00 0,00 6,51 23,67 0,00 0,00 3,69 24,70 0,00 0,00 2,03 25,73 0,00 0,00 1,08 26,76 0,00 0,00 0,56 27,79 0,00 0,00 0,28 28,82 0,00 0,00 0,14 29,85 0,00 0,00 Tabla 9: Desempeño Vestas V110/2000 Goldwind GW87/150010 Horas/año Vel (m/s) Pot aprovechable (kW) Egen (kWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 187,18 0,97 0,00 0,00 377,51 1,94 0,00 0,00 548,03 2,91 0,00 0,00 685,25 3,88 0,00 0,00 10 La tabla continua en la siguiente página 780,52 4,85 141,14 110160,66 830,19 5,82 245,53 203832,90 835,48 6,79 448,26 374514,09 801,74 7,76 1224,65 981848,79 737,25 8,73 1336,52 985354,47 651,84 9,70 1700,01 1108142,98 555,43 10,67 1524,05 846504,48 456,90 11,64 1500,00 685344,40 363,29 12,61 1500,00 544942,18 279,50 13,58 1500,00 419243,11 208,20 14,55 1500,00 312306,48 150,27 15,52 1500,00 225398,72 105,12 16,49 1500,00 157681,48 71,31 17,46 1500,00 106962,61 46,92 18,43 1500,00 70378,10 29,95 19,40 1500,00 44926,74 18,55 20,37 1500,00 27830,58 11,16 21,34 1500,00 16732,54 6,51 22,31 1500,00 9765,25 3,69 23,28 0,00 0,00 2,03 24,25 0,00 0,00 1,08 25,22 0,00 0,00 0,56 26,19 0,00 0,00 0,28 27,16 0,00 0,00 0,14 28,12 0,00 0,00 Tabla 10: Desempeño Goldwind GW87/1500 GoldWind GW109/250011 Horas/año Vel (m/s) Pot aprovechable (kW) Egen (kWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 187,18 0,98 0,00 0,00 377,51 1,95 0,00 0,00 548,03 2,93 0,00 0,00 685,25 3,91 43,80 30014,32 780,52 4,89 144,74 112972,47 830,19 5,86 300,34 249338,00 835,48 6,84 524,66 438345,03 801,74 7,82 851,84 682950,94 737,25 8,79 1356,33 999958,82 651,84 9,77 1980,53 1290993,89 555,43 10,75 2366,30 1314312,44 456,90 11,73 2500,00 1142240,67 363,29 12,70 2500,00 908236,97 279,50 13,68 2500,00 698738,51 208,20 14,66 2500,00 520510,80 150,27 15,63 2500,00 375664,53 105,12 16,61 2500,00 262802,46 71,31 17,59 2500,00 178271,01 46,92 18,56 2500,00 117296,83 29,95 19,54 2500,00 74877,90 18,55 20,52 2500,00 46384,29 11,16 21,50 2500,00 27887,56 6,51 22,47 2500,00 16275,41 3,69 23,45 2500,00 9221,13 11 La tabla continua en la siguiente página GE Energy 5.3-158 Potencia (kW) 5300 Diámetro (m) 158 Número palas (Uds.) 3 Velocidad mínima (m/s) 3 Velocidad máxima (m/s) 22 Velocidad nominal (m/s) 12 Altura mínima torre (m) 150 Altura máxima torre (m) 161 Tabla 16: Características GE Energy 5.3-158 Ilustración 16: Curva de potencia del aerogenerador seleccionado [11] 5.3.2.1 COEFICIENTE DE POTENCIA DEL MODELO GE ENERGY 5.3-158 En la siguiente tabla se muestra el valor del coeficiente de potencia con el que trabaja el modelo propuesto a las diferentes velocidades del viento. Para el cálculo de este, se emplean las ecuaciones 4 y 5. 16 16 La tabla continua en la siguiente página 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 POTENCIA (KW) VELOCIDAD VIENTO (M/S) Curva de potencia GE Energy 5,3-158 Horas/año Vel (m/s) Pot aprovechable (kW) Pot disponible (kW) Cp 0,00 0,00 0,00 0,00 - 187,18 1,11 0,00 16,24 - 377,51 2,21 0,00 129,93 - 548,03 3,32 127,70 438,52 0,291 685,25 4,42 371,41 1039,45 0,357 780,52 5,53 785,63 2030,18 0,387 830,19 6,64 1414,47 3508,15 0,403 835,48 7,74 2302,13 5570,80 0,413 801,74 8,85 3331,01 8315,60 0,401 737,25 9,95 4348,33 11839,99 0,367 651,84 11,06 5012,97 16241,41 0,309 555,43 12,16 5260,74 21617,32 0,243 456,90 13,27 5300,00 28065,16 0,189 363,29 14,38 5300,00 35682,39 0,149 279,50 15,48 5300,00 44566,44 0,119 208,20 16,59 5300,00 54814,77 0,097 150,27 17,69 5300,00 66524,83 0,080 105,12 18,80 5300,00 79794,06 0,066 71,31 19,91 5300,00 94719,92 0,056 46,92 21,01 5300,00 111399,86 0,048 29,95 22,12 5300,00 129931,31 0,041 18,55 23,22 5300,00 150411,73 0,035 11,16 24,33 0,00 172938,57 - 6,51 25,44 0,00 197609,28 - 3,69 26,54 0,00 224521,30 - Tabla 17: Coeficiente de potencia del modelo seleccionado En este caso se obtiene que el coeficiente medio de potencia al que trabaja este modelo es de Cp=0.29, siendo este resultado menor al que trabaja el modelo del parque actual. Sin embargo, hay que tener en cuenta que en este caso el coeficiente no desciende de manera tan notable como lo hace el modelo actual al acercarse a la velocidad nominal, siendo el coeficiente Cp=0.24 a velocidad nominal. 5.3.2.2 COMPONENTES DEL MODELO GE 5.3-158 Se trata de un aerogenerador de eje horizontal que trabaja a barlovento que cuenta con los siguientes componentes: • Torre: Se trata de una torre híbrida compuesta por acero y hormigón. La altura puede estar comprendida entre 150 y 161 metros. • Góndola: Se trata de una góndola de gran tamaño para facilitar las labores de mantenimiento y las reparaciones. • Generador y caja de cambios: Se hallan instalados en el interior de la góndola. El generador se trata de un Generador Eléctrico Doblemente Alimentado (DFIG) con una tensión de salida de 690V. Está disponible en 50 Hz y 60 Hz. • Sistema de control: Se emplea un sistema SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) que permite realizar operaciones a control remoto. • Palas: Estas son fabricadas por LM Wind Power y están disponibles construidas en una única pieza o en dos piezas modulares que se ensamblan posteriormente in situ. Tienen un diámetro de 158 m. • Buje: Montado sobre el eje principal es accesible desde la góndola mediante una escotilla. CAPÍTULO 6PARQUE RENOVADO PROPUESTO 6.1 MICROEMPLAZAMIENTO DEL NUEVO PARQUE Para la planificación del nuevo parque, se respetarán los límites del parque actual de forma que este se construya sobre el área que ocupa el actual. Con el fin de minimizar el efecto negativo que tienen las turbulencias generadas en la corriente por las palas de los aerogeneradores, estos se distanciarán entre 3 y 4 veces el diámetro de las palas en la dirección del viento dominante. Como se ha explicado antes, la dirección del viento dominante es la dirección sudoeste y esta es coincidente tanto en el caso de la rosa de frecuencias como en el de la rosa de potencia por lo que se alinearán en dirección perpendicular a esta. De esta forma, se propone el siguiente parque. Ilustración 17: Distribución del parque propuesto (vista desde Google Maps) Cabe destacar que la posición propuesta para los aerogeneradores es orientativa y se ha utilizado como criterio el distanciamiento de los aerogeneradores en una distancia de entre tres y cuatro veces el diámetro de las palas, con el fin de minimizar las turbulencias generadas por los aerogeneradores y maximizar su rendimiento es recomendable utilizar softwares informáticos entre los que destaca WindFarmer. En dicho programa al introducir datos como los datos de la propia turbina, el viento y las limitaciones del terreno, se obtiene la localización óptima de las turbinas, el perfil de ruido, el perfil de la energía capturada, la generación del parque y los cálculos económicos relacionados. Es interesante optimizar el microemplazamiento de las turbinas, utilizando métodos los más precisos posibles, ya que, se estima que alrededor del 5% del potencial energético de los parques eólicos se pierde debido a las turbulencias generadas por las palas. 6.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE PROPUESTO Las principales características del parque propuesto y su variación con respecto al actual se detallan en la siguiente tabla. Parque actual Parque propuesto Diferencia absoluta Diferencia relativa Potencia nominal (kW) 20700 37100 16400 79% Potencia media aprovechable (kW) 7946 21689 13743 173% Numero aerogeneradores 23 7 -16 -70% Energía anual (MWh) 60652 176893 116241 192% Tabla 18: Características parque propuesto Se observa que, pese a la disminución del número de máquinas a menos de un tercio, la energía generada prácticamente se triplica. Por lo tanto, el impacto visual generado por el parque disminuye mientras se consigue mejorar muy significativamente el rendimiento de este. 6.3 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA En el parque actual, hay instalados 23 centros de transformación de 1.000 kVA de potencia unitaria y relación de transformación 0,69/20 kV, estos están ubicados en el interior de las torres de los aerogeneradores con su correspondiente aparamenta de seccionamiento, maniobra y protección. Estos centros están conectados mediante líneas subterráneas de media tensión a una subestación transformadora de 20/66 kV. Dicha subestación transformadora 20/66 kV, para evacuación de energía producida en el parque eólico de Peña Armada, tiene un transformador principal 20/66 kV de 30 MVA ONAN/ONAF de potencia nominal. En la siguiente imagen se muestra la posición de la subestación eléctrica de transformación del parque, ubicándose en las coordenadas 42.9869943, - 7.9053194. [12] 17 17 Imagen mostrada en la siguiente página Ilustración 18 Ubicación SET Peña Armada (Google Maps) Como se puede observar, los centros de transformación instalados no cuentan con potencia suficiente, por lo que será necesaria la instalación de nuevas máquinas con la potencia necesaria. Además, la subestación eléctrica actual trabaja con una media tensión de 20 KV, esta tensión es la recomendada cuando la potencia unitaria de los aerogeneradores es menor de 1MW, pero cuando se sobrepasa esta potencia es recomendable que las líneas de MT sean de 30 KV para asi disminuir las perdidas. Por lo tanto, será necesaria la sustitución de todos los transformadores. De acuerdo con la norma UNE 20178 se puede tomar como valor de referencia un factor de potencia de 0.89. Asimismo, se ha demostrado con medidas y cálculos que una optimización técnicoeconómica del tamaño del transformador conduce que su potencia nominal sea un 20% menor que la del generador de la turbina eólica, ya que no se pierde tiempo de vida debido a que los pequeños tiempos de sobrecarga quedan compensados por los largos periodos de cargas bajas. Aun asi, en la práctica se seleccionan transformadores con potencia aparente igual o ligeramente superior a la del generador, siendo este el caso del parque actual. Por lo tanto, para los transformadores de baja tensión a alta tensión, será necesaria la instalación de siete transformadores con relación de transformación 0.69/30 KV y con potencia unitaria de 6 KVA, estos se instalarán en la base de cada torre. Por otro lado, en el caso del transformador de media a alta tensión será necesario evacuar una potencia nominal de 37.1 MW y se supondrá una potencia aparente de 41.7 MVA. Será necesaria, la instalación de un transformador con potencia nominal de 42 MVA y una relación de transformación 30/66 KV. Al haberse proyectado la nueva planta sobre la actual, la subestación de transformación de MT a BT se situará en el mismo lugar que en el que se encuentra actualmente. Recogiéndose en la siguiente tabla las especificaciones y cantidad de transformadores necesarios para el nuevo parque. Relación de transformación Potencia aparente nominal (MVA) Número necesario 690V/30KV (BT/MT) 6 7 30KV/60KV (MT/BT) 42 1 Tabla 19: Transformadores necesarios para el parque propuesto 6.3.2 CONDUCTORES DE MT El parque actual cuenta con un cableado subterráneo de MT que conecta la salida de cada transformador de BT a MT con el transformador de MT a AT, debido a los siguientes dos motivos el cableado actual no podrá soportar a nueva carga: - Al pasar de los 20 KV actuales a los 30 KV necesarios para minorizar perdidas por el aumento de la potencia, el aislamiento no aguantará el incremento de la tensión. - El propio cable no aguantará el aumento debido a que el aumento de la potencia y el aumento de la tensión en una proporción menor a la de la potencia, hará que se aumente la intensidad, lo que conllevará a la fusión del propio cable. Por lo tanto, será necesaria la completa sustitución del cableado subterráneo de media tensión. El trazado de este, al estar proyectado el nuevo parque sobre el anterior, será prácticamente idéntico al actual. Estos cables han de ser cables unipolares y contar con el aislamiento de un material sintético, siendo el material utilizado para el aislamiento normalmente definido por la compañía eléctrica involucrada en el proyecto. Los cables suelen instalarse directamente enterrados, en el caso de estudio utilizando el trazado actual. Mientras que, en el acceso al interior de los aerogeneradores, donde se conectan con el transformador de BT/MT, los cables se instalan en el interior de un tubo de plástico embebido en el hormigón de la cimentación. Este tubo ha de tener un diámetro superior a 14 cm, utilizándose normalmente tubos de polipropileno de 16cm. [13] 6.4 TRANSPORTE E INSTALACIÓN DEL PARQUE El fabricante G.E. Renewable Energy para el modelo seleccionado ofrece dos opciones, palas fabricadas em una sola pieza y palas modulares. Si bien las palas modulares ofrecen una gran ventaja en cuanto a su transporte, especialmente cuando se trata de modelos de aerogeneradores de gran potencia unitaria con grandes palas, debido a la complejidad del montaje in situ de estas sobre todo cuando se tratarse de zonas montañosas donde la instalación de la maquinaria necesaria para el ensamblaje de estas es de gran complejidad y teniendo en cuanta las roturas que han sufrido este tipo de palas en los parques eólicos alemanes y suecos en 2022, se optara por el modelo construido en una única pieza. De este modo será necesario transportar una carga de 79 metros de longitud. Como se ha indicado previamente, el parque se encuentra en un área rural y si bien se puede acceder a este mediante dos carreteras asfaltadas distintas, son carreteras notablemente estrechas y existen diferentes curvas cerradas que será necesario salvar. Desde Lugo hasta Friol, se llega mediante la carretera nacional LU-232, esta se trata de una carretera de dos carriles bien pavimentada que no presenta curvas cerradas y en los casos en que las curvas son más cerradas, no se trata de casos en los que pudiesen surgir grandes inconvenientes, la carretera se ensancha por lo que el estudio referente al transporte de las palas de los aerogeneradores se centrará en el camino de Friol al emplazamiento. Usando la herramienta que ofrece Google Maps, se puede observar si el radio de curvatura de las curvas más cerradas será suficiente para transportar las palas. Desde Google Maps se puede observar que las dos curvas más cerradas están ubicadas en las coordenadas 42.991847, -7.878599 y 43.008697, -7.822005. 18 18 Ilustraciones mostradas en la siguiente página Ilustración 19: Curva ubicada en 42.991847, -7.878599 Ilustración 20: Curva ubicada en 43.008697, -7.822005 Para determinar si es posible el transporte mediante camiones tradicionales, usando le herramienta de medición de Google Maps se escalará el tamaño de la carga. Al tener la carga y el trazado de la curva en la misma escala, será suficiente con determinar un tramo a lo largo de la curva, en la que la carga no entre por mucho que se rote y se prueben diferentes posiciones para determinar que no será posible transportar la carga. Ilustración 21: Comparación curva 42.991847, -7.878599 con el tamaño de la pala En el caso de la curva ubicada en 42.991847, -7.878599, se puede observar que al escalar el tamaño de la pala y rotar la línea que representa a esta, no hay ninguna posición en la que camión pueda pasar por dicha curva sin modificar la carretera, además no se ha tenido en cuenta el tamaño del camión, ninguna distancia de seguridad ni margen por lo que se puede afirmar que no es posible pasar por dicha curva. Por lo que se propone el uso de un sistema Blade Lifter. 6.4.1 BLADE LIFTER En el caso de estudio se optará por utilizar un sistema Blade Lifter, mediante el cual se puede levantar y rotar la pala con el fin de salvar curvas y obstáculos que no se pueden superar mediante el transporte tradicional. Este sistema consta de un tráiler donde se instala una plataforma articulada, que debe ser manejada por un operario especializado externo al vehículo, a la cual se acopla la pala, la grúa es capaz de inclinar la pala hasta los 65º y pivotar 360º. Normalmente dicha plataforma se trata de un elevador hidráulico y el tráiler suele tener por lo menos una decena de ejes. Esta se trata de una tecnología relativamente nueva, fue usada por primera vez en Europa en 2019 para el transporte de las palas de parque eólico de Carondio, Asturias. BIBLIOGRAFÍA [1] Organización de las Naciones Unidas, «Objetivos de desarrollo sostenible,» [En línea]. Available: https://www.un.org/sustainabledevelopment/es/objetivos-de-desarrollo-sostenible/. [2] R. Bernd, «EU climate plans in peril,» Recharge, 4 2022. [3] Gobierno de España, Conoce el programa de Repotenciación Circular, Plan de Recuperación Transformación y Resiliencia, 2023. [4] Amarazero, «El impacto de las energías renovables y limpias en el mix energético español en 2023,» 24. [5] Redeia, 22 12 2022. [6] Asociación Empresarial Eólica, «AEE,» 2019. [En línea]. Available: https://aeeolica.org/wpcontent/uploads/2019/01/2019-AEE-Impulso-Repotenciacin-de-parques-elicos.pdf. [7] CENER, «mapa eólico ibérico,» [En línea]. Available: https://www.mapaeolicoiberico.com/map. [Último acceso: Febrero 2024]. [8] «Global wind atlas,» [En línea]. Available: https://globalwindatlas.info/es. [Último acceso: Febrero 2024]. [9] «The Wind Power,» [En línea]. Available: https://www.thewindpower.net/turbine_es_185_negmicon_nm52-900.php. [10] M. Villarubia, «Energía eólica,» Ediciones Ceac, 2004. [11] «The Wind Power,» [En línea]. Available: https://www.thewindpower.net/turbine_es_1645_geenergy_5.3-158.php. [12] B. O. d. Estado, Anuncio de la Consejería de Industria y Comercio, Delegación Provincial de Industria y Comercio de Lugo sobre información pública. BOE núm. 152. Otros anuncios oficiales, 2000. [13] J. B. D. y. S. A. G. J.L Rodrígez Amenedo, «Sistemas Eólicos de producción de energía eléctrica,» Editotial Rueda, 2003. [14] Iberdrola, «Do you know Blade Lifter? The new transport system for wind turbine blades». [15] M. V. López, «Ingeniería de la energía eólica,» Marcombo, ediciones técnicas, 2012. [16] Asociación empresarial eólica, «AEE,» 3 2022. [En línea]. Available: https://aeeolica.org/wpcontent/uploads/2022/05/220314-AEE-Informe-sobre-el-requerimiento-de-Palas-Negras-DIA.pdf. [17] M. Jacoby, «How can companies recycle wind turbine blades?,» Chemical & Engineering News, 2022. [18] «Endesa y PreZero darán vida a la primera planta de reciclaje de palas eólicas en España,» El periodico de la energía, 16 Junio 2023. ANEXO 1 CURVAS DE POTENCIA DE LOS MODELOS PRESELECCIONADOS Ilustración 24 Curva de potencia del modelo Vestas V110/2000 Ilustración 25 Curva de potencia del modelo Goldwind G87/1500 Ilustración 26 Curva de potencia del modelo Goldwind G109/2500 Ilustración 27 Curva de potencia del modelo Goldwind G140/3400 Ilustración 28 Curva de potencia del modelo Nordex N149/4.0-4.5