Temas 5 6 y 7 2011

Master en Energías Renovables

José Manuel Almendros Ulibarri

Dpto. Ciencias Ambientales y Recursos Naturales. FACULTAD DE FARMACIA. Campus de Montepríncipe

Módulo Energía Eólica 2011.

J.M.A

.U

Apresentador

Notas de apresentação

presentarme

Módulo 1 – Entorno Energético (II)

Máster Energías Renovables 2008

Módulo Energía Eólica

1)

Generadores eléctricos.

2)

Sistemas de regulación de velocidad y de control de potencia

2.1) Necesidad

2.2) Funcionamiento básico

2.3) Clasificación

2.3.1) Control de potencia (ángulo de paso)

2.3.2) Regulación de velocidad (par en el eje de generador eléctrico)

2.3.3) Comparativa

3) Control automático de la generación

TEMA 5J.M

.A.U



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.Sistemas de regulación y control. Objetivos.

1) Describir los tipos de generadores eléctricos

utilizados en aerogeneradores.

2) Conocer el funcionamiento básico de un aerogenerador

en las diferentes situaciones en las que puede operar, sometido a la variabilidad del recurso eólico.

3) Describir los diferentes sistemas de regulación de velocidad y de control de potencia de los aerogeneradores comerciales actuales.

4) Comparar las principales características, ventajas e inconvenientes, de cada una de las configuraciones descritas.

J.M.A

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Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2) Sistemas de regulación y control.

• Funcionamiento seguro y fiable• Monitorización de componentes y variables• Comprobar variables en rango admisible• Detección y predicción de fallos¿Cómo?

A través de las señales de controlAjustando los valores de referenciaCambiando el estado de funcionamientoRegulación pasiva: diseñar el sistema para que la propia dinámica del sistema haga innecesario sistemas de control adicionales.

J.M.A

.U



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2) Sistemas de regulación y control.

Los sistemas de regulación y control de un aerogenerador juegan un papel esencial a la hora de garantizar el correcto funcionamiento de un parque

eólico.

-el control de la velocidad

del rotor para maximizar la producción de energía

y para garantizar la seguridad

de la propia máquina;

-la reducción de cargas mecánicas en el rotor

y

en el sistema de transmisión, que podrían reducir la vida útil de estos elementos;

-la minimización del ruido aerodinámico

provocado por el rotor y

-la eliminación, en lo posible, de las oscilaciones en la potencia eléctrica vertida a la red, así

como en la tensión y en la frecuencia de ésta.

-El sistema de control de un aero

también se encarga de la supervisión del buen estado de los diferentes elementos de la máquina y de la prevención de posibles averías en ellos.

Existe una gran variedad de soluciones para implementar los sistemas de regulación y control en aerogeneradores comerciales.

J.M.A

.U

Apresentador


Los sistemas de regulación y control de un aerogenerador juegan un papel esencial a la hora de garantizar el correcto funcionamiento de un parque eólico. Dichos sistemas cumplen diversas funciones, entre las que cabe destacar: el control de la velocidad del rotor para maximizar la producción de energía y para garantizar la seguridad de la propia máquina; la reducción de cargas mecánicas en el rotor y en el sistema de transmisión, que podrían reducir la vida útil de estos elementos; la minimización del ruido aerodinámico provocado por el rotor y la eliminación, en lo posible, de las oscilaciones en la potencia eléctrica vertida a la red, así como en la tensión y en la frecuencia de ésta. Existe una gran variedad de soluciones para implementar los sistemas de regulación y control en aerogeneradores comerciales. Desde las máquinas más simples, con rotores que giran a velocidad constante y palas con ángulo de incidencia con el viento fijo, a los sofisticados aeros con velocidad de giro variable y cambio de paso independiente para cada pala. Éstas y otras configuraciones serán descritas en este capítulo, en el que también se detalla la influencia de estos sistemas en el rendimiento de las máquinas eólicas. El sistema de control de un aero también se encarga de la supervisión del buen estado de los diferentes elementos de la máquina y de la prevención de posibles averías en ellos. Hay que tener en cuenta que la gran mayoría de los parques eólicos están ubicados en zonas alejadas de núcleos de población, en ocasiones de difícil acceso. Por ello, no existe la posibilidad de realizar una supervisión in situ de los sistemas con la frecuencia y la exhaustividad habitual en otras instalaciones eléctricas. En este sentido, los periodos de mantenimiento de las grandes máquinas se realizan en plazos de unos 6 meses, por lo que éstas han de ser capaces de funcionar sin problemas todo ese tiempo de una manera autónoma. Para ello, el sistema de control debe detectar y registrar cualquier anomalía en el aerogenerador, e incluso ser capaz de prevenir averías futuras en base a la monitorización de las diferentes variables del sistema.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.1) Sistemas de regulación y control. Necesidad.

Los sistemas de regulación y control aseguran que la turbina funciona correctamente en cada una de las condiciones de funcionamiento. En cada una de ellas, existen requisitos diferentes que se deben cumplir, para garantizar el funcionamiento óptimo.

-A bajas velocidades, prima la minimización de esfuerzos en los sistemas mecánicos y la ejecución eficaz y segura de la maniobra de conexión,

-a carga parcial el aprovechamiento máximo del recurso eólico,

-a plena carga, la seguridad frente a vientos fuertes y el aprovechamiento de la máxima potencia del aero.

-en situaciones especiales, la ejecución segura de las maniobras de desconexión es el principal objetivo.

J.M.A

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Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.1) Sistemas de regulación y control. Necesidad.

Los sistemas de regulación y control aseguran que la turbina funciona correctamente en cada una de las situaciones anteriores. En particular, los sistemas de regulación de la velocidad de giro del rotor y los de control de potencia.

Los de regulación de la velocidad de giro del rotor

son los encargados de gestionar la velocidad de giro del rotor, de tal manera que el aprovechamiento energético del recurso eólico sea satisfactorio. Además, tienen una importancia notable en la reducción del ruido aerodinámico, y en la minimización de la transmisión de esfuerzos al tren de potencia.

Los de control de potencia

modifican la respuesta aerodinámica del rotor para conseguir mantener las condiciones de seguridad

en todo momento. Además, también tienen cierta

influencia en la producción energética y en la calidad de los parámetros eléctricos de la energía vertida a la red.

J.M.A

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Apresentador


Los sistemas de regulación y control aseguran que la turbina funciona correctamente en cada una de las situaciones anteriores. En particular, los sistemas de regulación de la velocidad de giro del rotor y los de control de potencia. Los primeros son los encargados de gestionar la velocidad de giro del rotor, de tal manera que el aprovechamiento energético del recurso eólico sea satisfactorio. Además, los sistemas más sofisticados, los de velocidad variable, tienen una importancia notable en la reducción del ruido aerodinámico, un factor de gran relevancia en determinados parques cercanos a núcleos de población, y en la minimización de la transmisión de esfuerzos al tren de potencia. Los segundos sistemas anteriormente citados modifican la respuesta aerodinámica del rotor para conseguir mantener las condiciones de seguridad en todo momento. Además, también tienen cierta influencia en la producción energética y en la calidad de los parámetros eléctricos de la energía vertida a la red. Todos estos aspectos se discutirán en detalle en los siguientes apartados.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.2) Sistemas de regulación y control. Funcionamiento básico

0

500

1000

1500

2000

2500

0 5 10 15 20 25

Velocidad (m/s)

Pote

nci

a (

kW)

Plena Carga

Carga Parcial

Conexión Desconexión

Aerogenerador parado. El viento no sopla con suficiente velocidad. Aero

parado y anclado.

Funcionamiento a carga parcial.

Potencia del aero

aumenta con velocidad. Objetivo

maximizar la captación de la energía mecánica del viento.

Funcionamiento a plena carga.

Aero

alcanzará

la máxima potencia. Objetivo

mantener la seguridad

del equipo sin reducir la potencia suministrada.

Desconexión del aerogenerador.

Para vientos demasiado intensos. No es posible mantener la producción de energía en la máquina. Secuencia de comandos de parada. También la velocidad desciende por debajo del mínimo aprovechable

Conexión del aerogenerador. Controlador detecta

velocidad

suficiente. Aero

perpendicular al viento.

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Apresentador


Un aerogenerador es un sistema electromecánico que ha de funcionar en multitud de situaciones diferentes. Así, existen momentos en los que el aerogenerador está parado por ausencia de viento, otros en los que está funcionando al máximo de su potencia y también situaciones en las que la principal prioridad es mantener la seguridad del sistema, por ejemplo frente a vientos huracanados o a turbulencias. La curva de potencia de la máquina refleja la respuesta de ésta en todas las situaciones anteriormente mencionadas, como se describe a continuación Conexión del aerogenerador Imaginemos que, en un instante determinado, un aerogenerador se encuentra en situación de parada porque el viento no sopla con suficiente velocidad en ese momento. En esta situación, el rotor de la máquina se encuentra anclado y también lo está el freno de la góndola, impidiendo que el sistema oscile sometido a la acción de las brisas y evitando así que se transmitan cargas mecánicas al resto de los elementos. Cuando los sensores (los anemómetros del aero) detectan velocidad suficiente, el autómata (o controlador) ordena a los motores que sitúen el rotor en dirección perpendicular a la del viento. Esto puede ocurrir a velocidades a partir de 2-3 m/s. Por encima de unos 3 m/s, el controlador envía la orden de retirar el freno de disco, para que la turbina pueda comenzar a girar. Sólo en el momento en que la energía del viento permita vencer la resistencia opuesta por los elementos internos del aero, será posible dicho giro. Cuando el rotor alcanza la velocidad de conexión (4-5 m/s, punto 1 en la figura 5.1), el sistema está en situación de acoplar el generador a la red eléctrica y comenzar la producción de electricidad. Sin embargo, esto no ocurre hasta que transcurre un tiempo de espera suficientemente largo, para evitar conexiones y desconexiones innecesarias, que podrían ocurrir si existen oscilaciones en la velocidad del viento alrededor del valor mínimo necesario. De la maniobra de conexión se encargan circuitos específicos de potencia, que permiten que ésta se realice de forma gradual, manteniendo la seguridad de todos los elementos. Esta operación puede durar algunos segundos (3-4 s). Funcionamiento a carga parcial Si la velocidad del viento aumenta, también lo hará la potencia suministrada por el aerogenerador (zona 2 en la curva de potencia de la figura 5.1). Ésto ocurrirá hasta que se alcance la velocidad a la que la máquina suministra la potencia nominal. En esta zona, el cometido de todos los elementos del aerogenerador (en particular, de los sistemas de regulación y control, como se verá en lo sucesivo) es maximizar la captación de la energía mecánica del viento y, por lo tanto, la inyección de electricidad a la red. Funcionamiento a plena carga Si el viento es suficientemente fuerte, el aerogenerador alcanzará la máxima potencia para la que todos sus subsistemas (generador, multiplicadora, rotor, etc.) están diseñados. En el caso del aero de la figura 5.1, esta potencia es de 2 MW. Si la velocidad del viento aumenta en esta situación, la máquina podría correr peligro, dado que dichos subsistemas estarían funcionando fuera de las especificaciones. En esta zona (marcada como 3 en la figura 5.1), el aerogenerador debe estar preparado para disipar el exceso de energía mecánica que el viento transporta, asegurando que la potencia nominal no es sobrepasada. En consecuencia, la prioridad de los diferentes elementos es mantener la seguridad para el equipo sin reducir significativamente la potencia suministrada, dentro de lo posible. Desconexión del aerogenerador Existen diversas situaciones en las que no es posible mantener la producción de energía en la máquina. En particular, así es en el caso de vientos demasiado intensos (temporales, huracanes, etc.). Normalmente, esto ocurre para velocidades por encima de 25 m/s (zona 4 en la figura 5.1). En estos casos, no queda más remedio que desconectar el aerogenerador de la red, lo que se ha de realizar siguiendo una secuencia de maniobras muy controlada. La secuencia comenzaría en el momento en el que el controlador recibe la señal de los anemómetros, que han detectado la presencia de vientos demasiado intensos. El autómata da la orden de desplegar los aerofrenos o de cambiar el ángulo de las palas hasta situarlas en oposición al viento (dependiendo de si el aerogenerador es de paso fijo o variable, como se comentará más adelante), reduciendo paulatinamente la velocidad. Al mismo tiempo, ordena la desconexión del generador y el accionamiento gradual del sistema de frenado mecánico, hasta llegar a la detección total La desconexión del aero también se puede producir en situaciones especiales, como en paradas de emergencia o paradas manuales para realizar operaciones de mantenimiento. En el primer caso, se trata de una respuesta ante un problema grave, no esperado, que los sensores del sistema de control detectan. Hay que recordar que las grandes turbinas eólicas trabajan aisladas durante largos periodos de tiempo, que son capaces de realizar autodiagnósticos y de comunicar en tiempo real a una unidad de control cualquier contratiempo. En estos casos, además de los frenos aerodinámicos, se utiliza el sistema de frenado mecánico con toda su intensidad, desde el primer momento, cuando el peligro es detectado, ya que la prioridad absoluta es evitar un accidente, con posibles riesgos para los sistemas electro-mecánicos y para las personas que puedan deambular por la zona. En el caso de una parada manual, es el personal de mantenimiento el responsable de dirigir la operación. Ésta se realiza normalmente en momentos de escaso viento para aprovechar al máximo el recurso eólico. Por ello, la parada es gradual, semejante a la de viento huracanado, pero con todo el peso recayendo en los sistemas aerodinámicos. El freno mecánico se utilizaría sólo para situar el aero en posición de parking. De manera completamente análoga se realiza la parada debida a vientos muy débiles, cuando el aprovechamiento energético no es posible porque el rozamiento mecánico de la máquina se impone a la potencia del viento. La secuencia se inicia cuando el anemómetro detecta que la velocidad desciende por debajo del mínimo aprovechable.




Producción a carga parcial

Producción a plena carga

Com probación inicial del

aerogenerador

Inicio “Start”

Parada “Stop”

D esconexión em ergencia

Parada de funcionam iento

M odo pausa “Stand Still”

En espera de viento suficiente

Proceso conexión a la red eléctrica

R einiciación

Estado de operación perm anente

Estado de operación transitorio

Funcionam iento tras fallo

Funcionam iento norm al

L eyenda:

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Estado de pausa

• Rotor bloquedo y frenos activados.• Palas en posición bandera / aerofrenos activados.• Generador desconectado.• La góndola puede girar para desenrollar los cables u orientarse.• Si se cumplen las condiciones necesarias para producir, pasa al

siguiente estado.

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En espera de viento suficiente• Las palas comienzan a moverse por acción del viento.• Durante el arranque, el paso de las palas varía para aumentar el par de

giro.• Todos los componentes están listos para producir energía.• Al igual que en el resto de estados, las condiciones de fallo y emergencia

se monitorizan.• La velocidad del rotor está dentro del margen para la conexión, gracias al

control de paso de palas.• Si se alcanza una velocidad mínima, se procede a la conexión a la red

eléctrica.• Si la espera es muy larga, se vuelve a comprobar el AE.• Orientación automática del AE.

J.M.A

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Conexión del generador• Cuando la velocidad de viento es suficiente.• Velocidad de giro del rotor adecuada, controlada por el paso de pala.• Comprobación adicional del convertidor electrónico.• Cuando la velocidad alcanza el óptimo, se produce la conexión y el

generador empieza a producir energía.

J.M.A

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Apresentador


Arrancar (y parar) una turbina La mayoría de controladores electrónicos de aerogeneradores están programados para que la turbina funcione en vacío a bajas velocidades de viento (si estuviese conectada a la red eléctrica a bajas velocidades de viento, de hecho funcionaría como motor, tal y como puede leer en la página sobre el generador ). Una vez que el viento se hace lo suficientemente potente como para hacer girar el rotor y el generador a su velocidad nominal, es importante que el generador de la turbina sea conectado a la red eléctrica en el momento oportuno. Arranque suave con tiristores Si conectase a red un gran aerogenerador con un interruptor normal, los vecinos verían un oscurecimiento parcial (a causa de la corriente requerida para magnetizar al generador), seguido de un pico de potencia, debido a la corriente del generador sobrecargando la red. Otro efecto lateral desagradable al utilizar interruptores "duros" sería el de aplicar un desgaste extra al multiplicador, pues la conexión del generador actuaría como si de repente se accionase el freno mecánico de la turbina. Para evitar esta situación los modernos aerogeneradores tienen un arranque suave, se conectan y se desconectan de la red de forma gradual mediante tiristores, un tipo de interruptor continuo de semiconductor que puede ser controlado electrónicamente.




Funcionamiento a carga parcial

• El generador vierte energía a la red.• Paso de pala óptimo.• La potencia a generar se calcula en función de la velocidad de giro del

rotor.• La velocidad y la potencia se regula a través del convertidor electrónico

según la curva característica potencia/velocidad.• Orientación automática.

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Funcionamiento a plena carga• Cuando la velocidad de viento es elevada• Velocidad de giro nominal +/- margen de fluctuación.• Potencia generada = nominal +/- margen de fluctuación• Control principal (lento pero muy efectivo para limitar potencia

turbina): paso de palas.• Control secundario: convertidor de frecuencia (rápido gracias a

la electrónica).• Posibles sobrecargas de pequeña duración.• Rachas de viento.• Si se reduce el viento, paso a carga parcial.• Gestión de fallos y emergencias, como en el resto de estados.

J.M.A

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Desconexión a modo pausa

• “Desconexión suave” del generador desde cualquier estado.• Se reduce gradualmente la velocidad de giro• Palas van girando hasta posición bandera• Después de una pausa, el sistema evoluciona al estado espera.

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Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.3) Sistemas de regulación y control. Clasificación.Clasificación sistemas de control de potenciaControl de la potencia suministrada por la máquina

Aerogeneradores de paso fijo: en ellos, el ángulo que forma la pala con respecto a la dirección del viento incidente es constante, independientemente de la velocidad de éste y, por lo tanto, de la zona de funcionamiento dentro de la curva de potencia del aero.

-

Aerogeneradores de paso variable: son máquinas que tienen la capacidad de cambiar la posición de las palas, girándolas a lo largo de su eje longitudinal, modificando así

el ángulo de

incidencia con respecto al viento, en función de la zona de funcionamiento. Por lo tanto, a cada velocidad del viento el ángulo de calado puede ser diferente, maximizando la eficiencia aerodinámica del rotor. Dentro de éstos, existen máquinas que además pueden cambiar el ángulo de calado (o de “pitch”, estos aeros

se denominan en inglés “pitch

controlled”) de manera

independiente para cada pala, lo que proporciona la mayor eficacia en el control aerodinámico.

J.M.A

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Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.3.1) Sistemas de regulación y control. Sistemas

de control de potencia

Tienen como objetivo modificar la respuesta aerodinámica del rotor

para conseguir mantener

las condiciones de seguridad

en todo momento, maximizar el aprovechamiento de la energía del

viento y frenar aerodinámicamente el sistema en caso de avería.

Funciona en la zona de plena carga del aero

ya que antes la potencia es inferior a la nominal y no debe ser limitada sino optimizada.

Velocidad del viento

Curva de potencia Control de paso de

palas (pitch)

Pote

ncia

Vel

ocid

ad d

e vi

ento

nom

inal

Control por entrada en pérdidas (stall)

J.M.A

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La potencia entregada por la turbina se ajusta con sólo variar unos pocos grados el paso de palas

4º

Pote

ncia

Potencia nominal 3º

2º1º

Vel

ocid

ad d

e vi

ento

nom

inal

vcut-in vcut-outvnominal

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Paso Fijo

Se utilizan mayoritariamente en sistemas de potencia media y baja. En estas máquinas, el ángulo de inclinación

de la pala con respecto al viento no puede ser modificado. Por ello, el comportamiento

aerodinámico de las palas el que debe cambiar de manera natural según la velocidad del viento, siendo menos eficiente a plena carga, para que la potencia no aumente por encima del valor nominal. Esto es posible mediante el fenómeno de pérdida aerodinámica o de sustentación.

Ventajas:-simplicidad mecánica-mantenimiento menos exigente -más baratos

Desventajas:-aprovechamiento energético menos eficiente en toda la curva de potencia.-peor comportamiento a la exposición a cargas de viento.-maniobras de arranque y frenado de la máquina más complicadas

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Apresentador


disminución de la adherencia en la cara superior de la pala (extradós) debido a la aparición de turbulencias por encima de una determinada velocidad del viento. Por encima de cierta velocidad del viento, el flujo de aire de la cara superior comienza a estar sometido a fenómenos de turbulencias. Así, en lugar de mantenerse el movimiento ordenado de las diferentes capas de aire alrededor de la pala, en la parte superior empiezan a aparecer “remolinos”, disminuyendo la adherencia al perfil. Este fenómeno tiene como consecuencia el aumento de la presión en el extradós, que provoca una brusca pérdida en la sustentación que provocaba el aumento en la velocidad de giro del rotor. La pérdida de sustentación a altas velocidades del viento se traduce en una disminución de potencia que, lejos de ser perjudicial, protege al aerogenerador. En efecto, de esta manera se impide que se pueda superar la potencia nominal de la máquina, sobrecargando los elementos eléctricos y mecánicos (en particular, el generador y la multiplicadora). Características de los aerogeneradores de paso fijo La principal ventaja de los aerogeneradores de paso fijo es su gran simplicidad mecánica, ya que no tienen partes móviles en las palas, rodamientos o engranajes para hacerlas girar, ni motores o actuadores hidráulicos gobernados por sofisticados sistemas electrónicos de control. Esta característica hace que el mantenimiento del rotor sea menos exigente. Además, son máquinas más baratas, por lo que se utilizan mayoritariamente en sistemas de potencia media y baja. Por el contrario, tienen la desventaja de que el aprovechamiento de la energía del viento es menos eficiente en toda la curva de potencia con respecto a los aeros de paso variable, como se verá en los siguientes apartados. También tienen peor comportamiento en lo que se refiere a la exposición a cargas de viento, dado que la entrada en pérdida ocasiona vibraciones que hace que los elementos mecánicos (como la multiplicadora) hayan de ser reforzados. Con palas de paso fijo, la maniobra de arranque de la máquina puede ser más complicada que con paso variable. Y es que el par de arranque necesario es mayor, por lo que en ocasiones se ha de utilizar el propio generador del aero como motor, para complementar al par generado por el viento en la maniobra. De manera semejante, las maniobras de frenado también son más complicadas en estos aeros, puesto que no tienen la capacidad de orientar las palas con un ángulo desfavorable para la captación del viento, como con paso variable. Por ello, además del freno mecánico, estas turbinas eólicas incorporan aerofrenos, que asisten a aquél cuando es necesario. Tal como vio en la página sobre pérdida de sustentación, la pala de un rotor dejará de proporcionar sustentación si el viento llega con un ángulo de ataque demasiado grande. Así pues, la pala debe estar alabeada, con el fin de que el ángulo de ataque sea el óptimo a lo largo de toda la longitud de la misma. Sin embargo, en el caso particular de aerogeneradores controlados por pérdida aerodinámica ("stall controlled") es importante que la pala esté construida de tal forma que la pérdida de sustentación se produzca de forma gradual desde la raíz de la pala y hacia el exterior a velocidades de viento altas.

Entrada en pérdidas (“stall”)

J.M.A

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Paso Variable Las máquinas de paso variable pueden cambiar la inclinación de las palas en función de la velocidad del viento, rotándolas alrededor de su eje longitudinal, y modificando las propiedades del perfil aerodinámico frente al viento incidente.

Aumentan significativamente la complejidad y el coste de las máquinas por lo que se suelen utilizar en aerogeneradores de gran tamaño. La diferencia entre utilizar sistemas de velocidad variable en lugar de sistemas de velocidad fija puede suponer un incremento de energía anual, que de forma realista no supera el 2 al 5%.

Este reducido incremento de energía no supone por si solo la diferencia en coste de un sistema a otro. Sin embargo, las ventajas de un sistema de velocidad variable frente

a un sistema de velocidad fija radican en la disminución de cargas, mejor calidad de energía, control de potencia reactiva, etc.

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Apresentador


El mecanismo de cambio del ángulo de paso suele operarse mediante sistemas hidraúlicos o motores eléctricos paso a paso. La elección de la regulación por cambio de paso es sobretodo una cuestión económica, de considerar si vale o no la pena pagar por la mayor complejidad de la máquina que supone el añadir el mecanismo de cambio de paso de la pala. Aerogeneradores de paso variable Como se comentó anteriormente, las máquinas de paso variable pueden cambiar la inclinación de las palas en función de la velocidad del viento, rotándolas alrededor de su eje longitudinal, y modificando las propiedades del perfil aerodinámico frente al viento incidente. El cambio del ángulo de paso se realiza mediante un rodamiento en la base de la pala, que permite que ésta gire sobre su propio eje. El accionamiento para producir la fuerza necesaria para el giro se puede realizar mediante un sistema hidráulico o a través de un motor eléctrico (en ocasiones, se trata de un motor paso a paso, que sólo permite unas pocas posiciones, dependiendo de la velocidad del viento). El movimiento se realiza de manera gradual, deliberadamente lenta, con el fin de reducir esfuerzos y evitar tensiones mecánicas en el mecanismo. El sistema requiere de un conjunto de sensores, que determinan la posición real de las palas en cada momento, y de un sistema de control, que decide cuál será la posición en los momentos sucesivos, a partir de los datos medidos y de la velocidad del viento. Además, es necesario habilitar un sistema de emergencia, que permita llevar a la pala a una posición de frenado, para parar el rotor, en el caso de que el sistema de cambio de paso falle. Esto se realiza mediante algún tipo de acumulador hidráulico o, en el caso de motores eléctricos, de una batería. Lógicamente, todos estos sistemas aumentan significativamente la complejidad y el coste de las máquinas con respecto a aquellas de paso fijo. Por ello, sólo se suelen utilizar en aerogeneradores de gran tamaño, en los que las ventajas del paso variable, en particular en cuanto a la mayor producción de energía y a la seguridad adicional que proporciona, compensan la mayor inversión inicial. Efectivamente, al cambiar el ángulo de paso, es posible reducir las cargas sobre las palas, limitando el par mecánico transmitido al eje del rotor y protegiendo el tren de potencia del aero. Esto permite un diseño más ligero de las palas y del resto de elementos mecánicos. Las cargas horizontales sobre el aerogenerador también se reducen, lo que permite utilizar una cimentación menos costosa. En cuanto a la producción de energía, en el funcionamiento a carga parcial, las palas pueden girar hasta alcanzar el ángulo óptimo para maximizar la captación. Esto se traduce en que la curva de potencia en esta zona está “más llena”, la producción es algo mayor a cada velocidad. El rendimiento energético también es mayor en estos aeros porque las palas pueden estar diseñadas para optimizar la captación de energía, sin la restricción de tener que ser capaces de entrar en pérdida de manera controlada a altas velocidades. Con respecto al funcionamiento a plena carga, en esta zona el sistema de control de la máquina comprueba varias veces por segundo la potencia generada. Cuando ésta alcanza un valor demasiado alto, el controlador envía una orden al mecanismo de cambio de paso, para que éste gire las palas del rotor ligeramente fuera del viento. Cuando la intensidad del viento baja, con la consecuente disminución de la potencia del aero, las palas pueden volver a girar en la dirección favorable a la captación. Este mecanismo se traduce en que, en la zona de plena carga de la curva de potencia, por encima de la velocidad nominal, la producción se mantiene constante. Es decir, se evita el característico descenso en la potencia de salida que se produce a plena carga en aeros de paso fijo, debido a la entrada en pérdida de las palas. Además, también se reducen las fluctuaciones en la potencia eléctrica vertida a la red, mejorando la calidad de ésta. La figura 5.5 muestra las curvas de potencia de un aerogenerador de paso fijo y de otro de paso variable. Se pueden observar con claridad los efectos de girar el ángulo de calado de las palas en la producción de energía eléctrica, que es mayor en toda la curva en el caso del aero de paso variable. Figura 5.5: curvas de potencia de un aerogenerador de paso variable (línea continua) y de otro de paso fijo (línea discontinua). Se puede observar la mayor potencia tanto a carga parcial como a plena carga en el caso del aero de paso variable. El cambio de ángulo de calado tiene también un papel muy importante durante el arranque y el frenado del rotor. En la maniobra de arranque, el ángulo de paso de las palas se regula para maximizar el par (la posición de las palas puede cambiarse progresivamente de 90º a 0º). Esto se traduce en que el aero puede arrancar a velocidades inferiores del viento con respecto a máquinas de paso fijo. En el caso de la maniobra de frenado, en el momento requerido, el controlador del sistema ordena que las palas se pongan a 90º, contribuyendo de manera muy eficiente a la disminución de la velocidad. Además, en caso necesario, el sistema de freno mecánico también actuará, aunque de manera suave y gradual (salvo en momentos en que se requiera realizar una parada de emergencia). Otra ventaja relevante del sistema de paso variable es la reducción del ruido aerodinámico del rotor. En particular, a altas velocidades del viento. Esta característica es especialmente interesante en parques situados cerca de zonas habitadas.





Regulación activa por pérdida aerodinámicaLas palas pueden girar alrededor de su eje longitudinal.

El comportamiento a carga parcial es semejante al de regulación por paso variable.

A plena carga las palas giran en la dirección contraria a la que lo haría una máquina de regulación por cambio de paso. De esta manera, se produce una mayor pérdida de sustentación, lo que permite disipar el exceso de energía del viento, evitando el aumento de la potencia por encima del valor nominal.

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Otros métodos de control de potencia

Existen otros métodos de control de potencia, aunque se utilizan menos frecuentemente que los ya descritos. Así, se han fabricado aerogeneradores que incorporan alerones (flaps)

en el

rotor para controlar el giro, de manera semejante a como se realiza en las alas de los aviones.

En aerogeneradores pequeños, el rotor se puede situar en posición desfavorable para la máxima producción de energía, girándolo con respecto a la dirección perpendicular al viento. Este modo de regulación por desalineación

tiene la desventaja de que provoca cargas

variables en los elementos mecánicos, que pueden dañar toda la estructura de la máquina en el largo plazo.

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Apresentador


Otros métodos de control de potencia Algunos aerogeneradores modernos usan alerones (flaps) para controlar la potencia del rotor, al igual que los aviones usan aletas para modificar la geometría de las alas y obtener así una sustentación adicional en el momento del despegue. Otra posibilidad teórica es que el rotor oscile lateralmente fuera del viento (alrededor de un eje vertical) para disminuir la potencia. En la práctica, esta técnica de regulación por desalineación del rotor sólo se usa en aerogeneradores muy pequeños (de menos de 1 kW), pues somete al rotor a fuerzas que varían cíclicamente y que a la larga pueden dañar toda la estructura.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.Sistemas de regulación y control. Sistemas


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Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.3.2) Sistemas de regulación y control. Sistemas de regulación de velocidad.

Son los responsables de establecer el régimen de giro del rotor en función de la velocidad del viento. Funcionan en la zona de carga parcial ajustando la velocidad de giro del rotor a la óptima para conseguir la máxima potencia posible del aero

que siempre será

menor que la nominal.

Aerogeneradores de velocidad fija:

Las máquinas de velocidad fija se caracterizan por girar en régimen permanente a una velocidad prácticamente constante, independientemente de la velocidad del viento.

Sistemas de velocidad variable:

En aerogeneradores de velocidad variable, el rotor puede girar a diferente velocidad, adaptando el ritmo de manera proporcional a la intensidad del viento.

Aerogeneradores de dos velocidades:

En ellas, existe la posibilidad de fijar el ritmo de giro a dos valores diferentes, una velocidad mayor a plena carga y otra

menor para vientos menos

intensos.

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.U

Apresentador


- Aerogeneradores de velocidad fija: en ellos, el rotor gira a velocidad constante, independientemente de la intensidad con la que sople el viento (lógicamente, por encima de la velocidad mínima para que la máquina puede funcionar). - Aerogeneradores de dos velocidades: en estas máquinas, existen dos zonas diferenciadas de funcionamiento, correspondientes a dos rangos de velocidades del viento. En cada una de ellas, el rotor gira a velocidad constante, como si fuera un aero de la categoría anterior. Existe, por lo tanto, una intensidad del viento de transición, a la que se produce la conmutación entre una velocidad y otra. - Aerogeneradores de velocidad variable: en estas turbinas, el rotor gira a velocidades diferentes, que son proporcionales a la velocidad del viento. Actualmente, existe una gran variedad de turbinas eólicas disponibles comercialmente, que van desde las sencillas máquinas de paso fijo y velocidad fija utilizadas en aplicaciones aisladas, hasta los grandes aeros de última generación en los que la velocidad del rotor es variable y el control del ángulo de paso es independiente para cada pala. Lógicamente, son estas últimas las que ofrecen unas mayores prestaciones, aunque también tienen una mayor complejidad, lo que se traduce en un coste también mayor y en la necesidad de operaciones de mantenimiento más exhaustivas. Lógicamente, en cada instalación es necesario realizar un estudio pormenorizado de las necesidades de producción de energía, del recurso eólico disponible y de los aspectos económicos para valorar la elección del tipo de máquina, llegando al mejor compromiso en todos estos términos. El diseño de un aerogenerador no está sólo determinado por la tecnología, sino por una combinación de tecnología y economía: los fabricantes de aerogeneradores quieren optimizar sus máquinas para producir la electricidad al menor coste posible por kilovatio-hora (kWh) de energía. si vale o no la pena depende realmente del precio de la electricidad.





Curva de potencia en función de la velocidad del rotor

Potencia nominal

22,5 rpm25 rpm

27,5 rpm30 rpm

Pote

ncia

vcut-in vcut-outvnominal

J.M.A

.U

Apresentador


- Aerogeneradores de velocidad fija: en ellos, el rotor gira a velocidad constante, independientemente de la intensidad con la que sople el viento (lógicamente, por encima de la velocidad mínima para que la máquina puede funcionar). - Aerogeneradores de dos velocidades: en estas máquinas, existen dos zonas diferenciadas de funcionamiento, correspondientes a dos rangos de velocidades del viento. En cada una de ellas, el rotor gira a velocidad constante, como si fuera un aero de la categoría anterior. Existe, por lo tanto, una intensidad del viento de transición, a la que se produce la conmutación entre una velocidad y otra. - Aerogeneradores de velocidad variable: en estas turbinas, el rotor gira a velocidades diferentes, que son proporcionales a la velocidad del viento. Actualmente, existe una gran variedad de turbinas eólicas disponibles comercialmente, que van desde las sencillas máquinas de paso fijo y velocidad fija utilizadas en aplicaciones aisladas, hasta los grandes aeros de última generación en los que la velocidad del rotor es variable y el control del ángulo de paso es independiente para cada pala. Lógicamente, son estas últimas las que ofrecen unas mayores prestaciones, aunque también tienen una mayor complejidad, lo que se traduce en un coste también mayor y en la necesidad de operaciones de mantenimiento más exhaustivas. Lógicamente, en cada instalación es necesario realizar un estudio pormenorizado de las necesidades de producción de energía, del recurso eólico disponible y de los aspectos económicos para valorar la elección del tipo de máquina, llegando al mejor compromiso en todos estos términos. El diseño de un aerogenerador no está sólo determinado por la tecnología, sino por una combinación de tecnología y economía: los fabricantes de aerogeneradores quieren optimizar sus máquinas para producir la electricidad al menor coste posible por kilovatio-hora (kWh) de energía. si vale o no la pena depende realmente del precio de la electricidad.




vrw ·

Se define la velocidad específica en una pala de un rotor como el cociente entre la velocidad lineal en el extremo de la pala y la velocidad del viento.

Para cada velocidad del viento v existe una velocidad de giro óptima que maximiza el coeficiente de potencia Cp

y por tanto el rendimiento aerodinámico del aero

Wopt

= (v * λopt

)/r. El sistema de

regulación de la velocidad debe ajustar la velocidad de rotación de la turbina a w en la zona de carga parcial. Una vez alcanzada la zona de funcionamiento a plena carga, como la potencia entregada por el generador eléctrico es constante en todo el rango de velocidades, también lo será

velocidad de giro = Wnominal

λopt

Aerogeneradores.2.3.2) Sistemas de regulación y control. Sistemas de regulación de velocidad.

J.M.A

.U

Apresentador


Optimización de la potencia con velocidades inferiores a la nominal: Para hacer máxima la captura de energía se mantiene el ángulo de paso de pala en su valor óptimo, y se hace trabajar a la turbina en el punta de funcionamiento que corresponde al máximo coeficiente de potencia. Para mantener constante el coeficiente de velocidad específica, cuando el viento varía se actúa sobre la velocidad de giro de la turbina. Un regulador de velocidad asegura que se alcanza la velocidad de gira de referencia actuando sobre el par del generador. La potencia inyectada siempre será menor a la nominal. seguimiento del punto de máxima potencia Limitación de potencia para velocidades del viento superiores a la nominal: Un regulador de potencia consigue una potencia de salida constante e igual a la nominal actuando sobre el control de paso de pala, mientras que el regulador de velocidad mantiene la velocidad de giro constante en su valor nominal.




Las máquinas de velocidad fija se caracterizan por girar en régimen permanente a una velocidad prácticamente constante, independientemente de la velocidad del viento.

El rotor sólo estará

en la zona óptima para una determinada velocidad del viento. El resto del tiempo, Cp

será

menor que el valor máximo, y el aero

estará

produciendo menos energía que la

que podría suministrar variando la velocidad.

Sin embargo, la ganancia en potencia en sistemas de velocidad variable no es demasiado importante (2 al 5%).

Ventaja:

mayor simplicidad de sus sistemas eléctricos ya que no necesitan convertidor

y su coste es menor. Disminución de cargas, mejor calidad de energía, control de potencia reactiva.

Desventaja:

Producción de más ruido aerodinámico proporcional a la quinta potencia de la velocidad de la punta de pala. No es posible reducirlo bajando la velocidad.

Mult iplicadora G REDMult iplicadora G RED

Aerogeneradores de velocidad fija:J.M

.A.U

Apresentador


Además, tienen la ventaja de que es muy poco probable que el rotor gire a una velocidad que excite frecuencias propias del aero, a la que se podrían propagar por toda la estructura oscilaciones importantes que podrían poner en peligro la seguridad y la durabilidad de todos los elementos del sistema. Las principales desventajas de estos aerogeneradores tienen que ver con el menor grado de sofisticación de sus sistemas eléctricos. Así, no es posible en ellos modificar con precisión algunos parámetros fundamentales de la energía vertida a la red eléctrica, como el factor de potencia (mediante compensación de energía reactiva). En caso de requerir este tipo de compensación, ha de hacerse mediante bloques de potencia adicionales. El generador se conecta a la red directamente, sin una etapa de conversión de frecuencia intermedia.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.Sistemas de regulación y control.

J.M.A

.U




La velocidad específica se mantiene constante, igual al valor óptimo. Por ello, el coeficiente de potencia siempre está

cercano al valor máximo. En consecuencia, la producción de energía también lo está.

Ventajas:

-Mayor producción de energía a bajas velocidades.

-Reducción de esfuerzos en el tren de potencia, que es posible porque el cambio de velocidad del rotor ante variaciones bruscas del viento.

-Suaviza el arranque del aerogenerador.

-Mejor calidad de la potencia eléctrica generada.

Desventajas:

-Mayor inversión inicial

-Mayor coste de mantenimiento al ser más complejos. Sin embargo, no se han observado diferencias significativas en disponibilidad.

-El bloque convertidor

de frecuencia introduce sus propias pérdidas, que contrarrestan el mayor rendimiento aerodinámico. En la práctica hay poca diferencia entre la eficiencia global con respecto a la de máquinas de dos velocidades.

Multiplicadora G REDMultiplicadora G RED

Aerogeneradores de velocidad variable:J.M

.A.U

Apresentador


Como se verá en apartados posteriores, al variar la velocidad del rotor también se cambia la frecuencia de la potencia eléctrica suministrada por el generador. Como la frecuencia de la tensión finalmente vertida a la red ha de ser igual al valor estándar (50 Hz en España), con esta opción es necesario incluir un convertidor de frecuencia a la salida del generador (figura 5.7). Este circuito electrónico es el responsable último de la sincronización entre la frecuencia del generador y la de la red. Sin embargo, es en el control de la energía eléctrica inyectada a la red donde estas máquinas presentan indiscutibles ventajas. La inclusión del bloque convertidor de frecuencia y de otros dispositivos electrónicos auxiliares permite controlar la inyección de potencia reactiva, compensando el factor de potencia en caso necesario. Esto se traduce en una mejor calidad de la potencia eléctrica generada.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.3.2) Sistemas de regulación y control. Sistemas de regulación de velocidad.Aerogeneradores de velocidad variable:

Esquema de un AE de paso y velocidad variables. (Figura tomada de “Principios de conversión de la Energía Eólica”. CIEMAT, 1997).

J.M.A

.U

Apresentador


Como se verá en apartados posteriores, al variar la velocidad del rotor también se cambia la frecuencia de la potencia eléctrica suministrada por el generador. Como la frecuencia de la tensión finalmente vertida a la red ha de ser igual al valor estándar (50 Hz en España), con esta opción es necesario incluir un convertidor de frecuencia a la salida del generador (figura 5.7). Este circuito electrónico es el responsable último de la sincronización entre la frecuencia del generador y la de la red. Sin embargo, es en el control de la energía eléctrica inyectada a la red donde estas máquinas presentan indiscutibles ventajas. La inclusión del bloque convertidor de frecuencia y de otros dispositivos electrónicos auxiliares permite controlar la inyección de potencia reactiva, compensando el factor de potencia en caso necesario. Esto se traduce en una mejor calidad de la potencia eléctrica generada.




La velocidad específica está

más próxima al valor óptimo que con velocidad fija, lo que se traduce en un mayor coeficiente de potencia y, consecuentemente,

en una mayor producción

eléctrica. En aerogeneradores de paso fijo, la ganancia en potencia

es muy escasa (2-5%).

Ventaja:

No es necesaria etapa de conversión de frecuencia intermedia.

Desventaja:

Durante la conexión de los generadores, en el cambio de velocidad, existen momentos en los que no hay producción de electricidad, lo que disminuye en parte la posible ganancia energética.

Multiplicadora RED

G1

G2

Multiplicadora RED

G1G1

G2G2

Aerogeneradores de dos velocidades.

J.M.A

.U

Apresentador


En aerogeneradores de paso fijo, la ganancia en potencia es muy escasa con este sistema. Esto es debido a que la velocidad máxima de rotación está limitada al valor de diseño para que la limitación de potencia por pérdida de sustentación pueda funcionar. Por ello, en la práctica, la ganancia energética se reduce a entre un 2 y un 5 % con respecto a velocidad fija. Aún así, el menor ruido aerodinámico hace que siga siendo interesante emplear esta opción. La ganancia energética es mayor en aerogeneradores de dos velocidades y de paso variable, pudiendo incluso llegar al 10 %. Existen diferentes maneras de implementar el cambio de velocidad. Así, es posible utilizar 2 generadores diferentes, cada uno de ellos con su propia frecuencia de operación (y, por lo tanto, con un número diferente de polos), y conmutar de uno a otro en el momento del cambio de velocidad. Otra opción es utilizar 2 generadores iguales conectados a dos ejes rápidos de velocidades diferentes. Con la aparición de generadores de inducción con dos bobinados independientes, es posible cambiar el número de polos en un solo generador, sin más que conectar los bobinados entre sí en el momento necesario. Esta configuración permite reducir en parte uno de los grandes problemas de estos sistemas, que es el mayor coste debido a la utilización de los 2 generadores.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.3.3) Sistemas de regulación y control. Comparativa

Ventajas Inconvenientes

Paso Fijo -Simplicidad-Bajo coste

- Peor rendimiento - Palas pesadas

Paso Variable - Mayor rendimiento- Complejidad- Coste - Mantenimiento

Velocidad Fija

- Sistemas eléctricos más simples- Fiabilidad - Baja probabilidad de excitar frecuencias propias - No necesita convertidor de frecuencia - Bajo coste

- Más ruido - Menor rendimiento

Velocidad Variable

- Reducción de esfuerzos - Menos ruido - Mayor calidad y estabilidad de la potencia - Arranque más suave - Mayor rendimiento

- Complejidad- Coste

J.M.A

.U

Apresentador


La diferencia entre utilizar sistemas de velocidad variable en lugar de sistemas de velocidad fija puede suponer un incremento de energía anual, que de forma realista no supera el 2 al 5%. Este reducido incremento de energía no supone por si solo la diferencia en coste de un sistema a otro. Sin embargo, las ventajas de un sistema de velocidad variable frente a un sistema de velocidad fija radican en la disminución de cargas, mejor calidad de energía, control de potencia reactiva, etc. Otro aspecto relacionado con la variación de la velocidad de giro de la turbina es la posibilidad de optimizar el rendimiento del sistema a bajas velocidades de vientos, haciendo girar la turbina a una velocidad tal que el coeficiente de potencia sea máximo durante la conexión. En estas condiciones la potencia que desarrolla la turbina para vencer las pérdidas se produce a una velocidad del viento menor. Esta posibilidad que ofrecen los sistemas de velocidad variable no es, sin embargo, determinante, ya que las variaciones en la velocidad de! viento de arranque son poco significativas.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.2.3.3) Sistemas de regulación y control. Sistemas de regulación de velocidad.Comparativa

J.M.A

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Módulo Energía EólicaAerogeneradores.1) Generadores eléctricos.

La energía mecánica del movimiento del rotor se transforma en energía eléctrica.

Espira conductora girando en el seno de un campo magnético, B, con velocidad angular w.

N

S

NN

SS

de acuerdo con la ley de Faraday

wtSBSBB cos cos

tsSBdt

d B en

flujo magnético en la espira

La expresión anterior muestra que la fem

inducida es senoidal, con pulsación igual a la del movimiento de rotación que la origina y con amplitud proporcional a la propia pulsación, w, y al flujo magnético máximo, B·S.

J.M.A

.U




Generadores síncronos

N

S

AC

Estator Rotor

N

S

N

S

AC

Estator Rotor

El campo magnético variable

es generado por un

electroimán que gira (rotor), y el inducido es un devanado sobre el que se extrae la

corriente alterna (hacia la red eléctrica o el convertidor de frecuencia en el caso de un

aerogenerador).

Los generadores utilizados en las turbinas eólicas son trifásicos, dado que la conexión a la red eléctrica española ha de ser trifásica (salvo para centrales productoras de electricidad de poca potencia).

Un generador síncrono trifásico consta de 3 devanados iguales en el estator, situados de manera simétrica, formando un ángulo de 120º

entre sí. En cada vuelta del rotor, los polos norte y sur pasan por los tres devanados, induciendo una tensión alterna en todos ellos.

La frecuencia de la fem

inducida coincide con la de giro del rotor, por lo que es igual en los tres devanados. Sin embargo, existe un desfase de 120º

entre las fases, como corresponde a la tensión alterna trifásica, debido a la disposición de los devanados alrededor del rotor.

J.M.A

.U



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.1) Generadores eléctricos.Generadores síncronos

¿Y si ponemos el doble de polos?Aumentar el número de

polos tiene el mismo efecto sobre la frecuencia que incrementar la velocidad de giro. Hace posible reducir la velocidad de giro del rotor manteniendo la frecuenta de la fem

generada, sin más que añadir más polos al generador.

La mayoría de las turbinas eólicas incorporan generadores de 2 ó

3 pares de polos. Por lo tanto, la velocidad de giro del eje rápido será

de 1.000 ó

1.500 rpm.

Ésta es la razón de la

necesidad de utilizar la caja multiplicadora, dado que el

rotor gira a menos de 50 rpm.

J.M.A

.U



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.1) Generadores eléctricos.Generadores asíncronos

Son los más utilizados en las turbinas eólicas actuales -los polos se sitúan en el estator. -el campo magnético producido por corriente alterna . -La fem

generada se extrae mediante los terminales.

J.M.A

.U



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.1) Generadores eléctricos.Generadores asíncronos

En un generador asíncrono, la frecuencia del campo magnético variable del estator y la del rotor no son exactamente iguales. Existe lo que se denomina deslizamiento.

s

rs

www

s

Cuando al rotor se le aplica un par mecánico para que gire a velocidades ligeramente por encima de la de sincronismo el generador produce una fem

alterna, inyectando corriente a la

red.

Generador

s(%)

Motor

Pote

ncia

(MW

)

Generador

s(%)

Motor

Pote

ncia

(MW

)

Ventajas:

-Simplicidad y reducido coste

Desventajas:

-Menos eficientes

-Demandan reactiva y no pueden ofrecerla

J.M.A

.U

Apresentador


Los aerogeneradores de velocidad fija suelen utilizar generadores de inducción. La configuración con rotor en jaula de ardilla (figura 5.14) es muy habitual en este caso, dado su bajo coste (éstos son muy similares a los motores de inducción convencionales comercializados para multitud de aplicaciones, por lo que de este modo se aprovechan los efectos de las economías de escala). La velocidad de giro de estos aeros viene fijada por la frecuencia de la red eléctrica. El deslizamiento del rotor con respecto a la velocidad de sincronismo, lejos de ser un problema, es una característica muy deseable, dado que proporciona a la máquina cierta capacidad para absorber las oscilaciones bruscas del viento. De esta manera, se reducen las cargas violentas sobre la multiplicadora y se contribuye a minimizar las fluctuaciones en la potencia eléctrica inyectada a la red. Los generadores asíncronos también se utilizan mucho en sistemas de velocidad variable. En este caso, como ya se comentó en el tema 4, es necesario utilizar un convertidor de frecuencia a la salida del rotor, con el fin de adaptar la frecuencia de la corriente inyectada a la de la red eléctrica.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.1) Generadores. Eléctricos

J.M.A

.U




J.M.A

.U

Apresentador


si se tiene un generador de deslizamiento variable, se puede empezar a aumentar el deslizamiento una vez se esté cerca de la potencia nominal de la turbina. La estrategia de control aplicada en un diseño ampliamente utilizado en turbinas danesas es la de hacer funcionar el generador a la mitad de su deslizamiento máximo cuando la turbina está funcionando cerca de su potencia nominal. Cuando sopla una ráfaga de viento, las señales del mecanismo de control hacen que el deslizamiento aumente para permitir que el rotor gire un poco más rápidamente, hasta que el mecanismo de cambio del ángulo de paso puede hacer frente a la situación, girando las palas más hacia afuera del viento. Una vez que el mecanismo de cambio del paso ha hecho su trabajo, el deslizamiento disminuye de nuevo. En el caso de que el viento caiga de repente, el mecanismo aplicado es el inverso.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.3) Control automático de la generación

El bucle de control de potencia activa establece:

-

potencia activa en función de las consignas

El bucle de control de potencia reactiva establece:

-

potencia reactiva en función de las consignas

-asegura la tensión en barras de la subestación dentro de los limites admisibles

tiene en cuenta el estado de la

red en la

regulación del

aerogenerador.

No tiene en cuenta el estado de la red en la regulación del

aerogenerador.

J.M.A

.U

Apresentador


En la Figura 4.36 se representa un esquema donde se enfrenta de forma gráfica las funciones de control de un generador convencional con las de un aerogenerador. Se observa claramente que mientras un generador convencional participa en el control de frecuencia y de tensión en la red, en el aerogenerador no existe ninguna realimentación de la red. Esto en el caso de una red fuerte, no supone mayor inconveniente porque la propia red se encarga de mantener la frecuencia y la tensión en los valores especificados. Pero en el caso de redes débiles o de una elevada penetración de la energía eólica, esta falta de real¡mentación podría ocasionar grandes variaciones de frecuencia y tensión en el sistema eléctrico. Por ello en la Figura 4.37 se representa un esquema de regulación que sí tiene en cuenta el estado de la red en la regulación del aerogenerador. El bucle de control de potencia activa recibe una referencia de potencia activa del centro de operación y en función de ella establece las consignas de potencia activa para cada una de las máquinas del parque. Si una a varias máquinas no pueden suministrar la potencia establecida por el sistema de control del parque, el resto de las máquinas asumen automáticamente el déficit de potencia; y, si esto no es posible, cada una de las máquinas proporciona la máxima potencia correspondiente al viento incidente. En caso de que no se especifique una potencia de referencia para el parque, automáticamente cada máquina proporcionará la potencia máxima para el viento incidente si la velocidad del viento es inferior a su valor nominal, o la potencia nominal si es superior El bucle de control de potencia reactiva establece las consignas de potencia reactiva de cada una de las máquinas en función del factor de potencia que se desea obtener a la salida del parque eólica. Por otra parte, este controlador asegura que la tensión en barras de la subestación se mantiene dentro de los limites admisibles cuando se establece una determinada consigna de potencia reactiva. De esta forma se consigue una mayor disponibilidad del parque a evitar su desconexión por la protección de máxima/mínima tensión.



Módulo Energía EólicaAerogeneradores.3) Control automático de la generación

bucles de control de potencia activa y reactiva se encuentran desacoplados

J.M.A

.U

Apresentador


A continuación se muestran resultados de una simulación del esquema de control descrito en un parque eólico de 24.42 MW formado por 37 aerogeneradores de velocidad variable de 660 kW. La referencia de potencia activa del parque se establece en 12.5 MW a partir de t=400s. Previamente no existe una referencia de potencia activa especificada por lo que los aerogeneradores operarán siguiendo una estrategia de máxima generación de potencia. En cuanta a la potencia reactiva, inicialmente hay establecida una referencia de factor de potencia unidad y en t=200s, se establece una referencia de. 5 MVAr. En la Figura 4.39 se muestran las potencias activa y reactiva totales del parque y el perfil de velocidades del viento incidente. En esta figura se observa que el parque responde rápidamente a las consignas especificadas y que los bucles de control de potencia activa y reactiva se encuentran desacoplados, es decir, un cambio de potencia activa no afecta a la respuesta de potencia reactiva y viceversa. La Figura 4.40 muestra la respuesta de uno de los aerogeneradores del parque. El aerogenerador aporta la parte de potencia activa y reactiva necesaria para que a la salida del parque estas potencias sean las especificadas. Puede observarse que en cambio de potencia activa en t=400s disminuye la potencia reactiva demandada del aerogenerador, ya que la disminución de la potencia activa generada tiene como consecuencia menores pérdidas de reactiva en los transformadores y en las líneas La Figura, 4.41 muestra la velocidad de giró y !a posición del paso de pala del aerogenerador. Previa al cambio de consigna de potencia activa se dan dos modos de funcionamiento. Por un lado se realiza el seguimiento del punto de rnáxime potencia mediante un ajuste de velocidad y una posición óptima de las palas cuando el aerogenerador funciona a carga parcial. Por otro lado, cuando la velocidad del viento supera el valor nominal (el aerogenerador funciona a plena carga) se realiza una limitación de velocidad mediante el control de par y una limitación de potencia mediante el control de paso de pala. Al establecer la consigna de potencia se observa la actuación simultánea de los bucles de regulación de velocidad y de paso de pala pie llevan rápidamente al aerogenerador a la consigna de potencia establecida por el bucle externo de regulación de potencia.




1)

Esquema de un parque eólico.

2)

Desarrollo de un parque eólico

2.1) Selección del emplazamiento.

2.2) Evaluación del recurso eólico (micrositing

y estimación de producción)

2.3) Diseño del parque y redacción del proyecto

2.4) Estudio de impacto medioambiental y Plan de actuación.

2.5) Tramitación de los permisos administrativos.

2.6) Financiación

2.7) Construcción

2.8) Explotación

3)

Viabilidad técnico económica de un proyecto

3.1) Variables determinantes

3.2) Caso práctico.

4) Legislación específica de la energía eólica.

TEMA 6J.M

.A.U



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica.

OBJETIVOS DEL TEMA

Agrupaciones de varias máquinas que comparten recursos. Para su implantación, se requieren importantes inversiones, que pueden ascender a varias decenas de

millones de euros.

-Describir los principales conceptos relacionados con el diseño de parques eólicos.

-Aspectos económicos y de negocio de las instalaciones eólicas, necesarios para evaluar de manera precisa la rentabilidad de las inversiones.

J.M.A

.U

Apresentador


parques eólicos agrupaciones de varias máquinas que comparten recursos, como instalaciones eléctricas, líneas de evacuación, infraestructuras de acceso (caminos, pistas forestales, etc.) y, en general, la gestión centralizada de las infraestructuras. Los parques modernos, que tienen una potencia total de hasta 50 MW, son complejas plantas de producción de electricidad compuestas de varias decenas de aeros. Por ello, para su implantación, se requieren importantes inversiones, que pueden ascender a varias decenas de millones de euros. Dejamos para despues la legislación específica que afecta a la producción de electricidad en instalaciones en régimen especial y, en particular, de los parques eólicos.



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 1) Esquema de un parque eólico.

Red eléctrica

Alta tensión

Media tensión

Baja tensión

Red de media tensión

Evacuación en alta

Subestación

Aeros

TrafoAlta

Trafo baja

J.M.A

.U

Apresentador


esquema simplificado de un parque eólico. En él, se puede ver la red de media tensión (subterránea en la gran mayoría de los parques) y la subestación de transformación de media a alta. Tanto los aerogeneradores como los transformadores están conectados al resto de elementos mediante interruptores, que permiten su desconexión individual.



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2) Desarrollo de un parque eólico.

Sucesión de operaciones que transcurren desde que un posible emplazamiento es identificado hasta el momento en que comienza la venta de la electricidad generada a la compañía eléctrica.

Periodos relativamente cortos para su implantación en comparación con las fuentes convencionales de suministro eléctrico (5 años). Procedimiento simplificado:

Selección del emplazamiento.

Evaluación del recurso eólico.

Diseño del parque y redacción del proyecto (micrositing

y estimación de producción)

Estudio de impacto medioambiental y Plan de actuación.

Tramitación de los permisos administrativos.

Financiación

Construcción

Explotación

J.M.A

.U

Apresentador


Las fases fundamentales para el desarrollo de un proyecto eólico se describen a continuación. Tienen una gran importancia de cara a los costes de desarrollo, tanto por las necesidades materiales o de inversión en cada fase como por el tiempo necesario para completar cada una de ellas. Finalmente, se da una tabla resumen que recoge las fases de desarrollo de un proyecto eólico y su duración aproximada en España. Lógicamente, tras la puesta en marcha, el parque comienza su vida útil, en la que inyecta energía a la red eléctrica. Tras este periodo, que puede prolongarse durante varias décadas (la vida útil de un aerogenerador actual está estimada en unos 20 años) el parque es desmantelado. Finalmente, se han de realizar tareas de restauración, para devolver al emplazamiento su aspecto original. Herramientas informáticas (software) para el diseño de parques eólicos Para llevar a cabo las distintas fases en el diseño de parque, son muy útiles las herramientas software de modelado y simulación. Por ejemplo, una de las más utilizadas es la denominada WAsP (siglas en inglés de Wind Atlas Analysis and Application Program). WAsP es una aplicación informática para PCs que permite evaluar el recurso eólico en un determinado emplazamiento a partir de medidas de viento de estaciones meteorológicas cercanas. Con los resultados de la simulación, el programa puede generar mapas de viento de la zona en estudio. Además, incluye un sofisticado modelo teórico para simular el efecto del rozamiento con el suelo a través del coeficiente de rugosidad y también la influencia de los obstáculos en el viento disponible en las máquinas. Otra funcionalidad de WAsP (y de otras herramientas semejantes disponibles comercialmente) es la estimación de la producción energética de un aerogenerador o de un determinado proyecto de parque, así como la eficiencia de generación de éstos. La utilización de herramientas de simulación es particularmente útil en la llamada fase de diseño de detalle del parque (o de “micrositing”), en la que se determina con precisión la ubicación de las máquinas y del resto de elementos de la instalación.



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. Desarrollo de un parque eólico.

J.M.A

.U



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. Desarrollo de un parque eólico.

J.M.A

.U



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.1) Desarrollo de un parque eólico. Selección del emplazamiento. Identificación

El emplazamiento debe cumplir:

-Está

libre (no está

en fase de desarrollo por parte de otro promotor)

-Presencia de un régimen de vientos favorable a priori.

-Ausencia de protección o incompatibilidad ambiental.

-Ausencia de protección o incompatibilidad urbanística.

-Ausencia de restricciones importantes en cuanto obra civil, tales como dificultad en la habilitación de acceso o de ejecución de las propias obras.

-Ausencia de restricciones importantes en cuanto a infraestructura eléctrica.

J.M.A

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Fase de Medición.

Esta información es la base del desarrollo de todo el proyecto posterior en cuanto a:

-Dimensiones del emplazamiento.

-Número de máquinas susceptibles de ser instaladas.

-Tipo

de máquinas.

-Alturas de torre.

Además, será

la base del estudio de viabilidad posterior de una inversión de varios millones de euros, donde una variación pequeña en la velocidad del viento en el emplazamiento tiene un efecto

enorme en los resultados de producción y por lo tanto sobre las ventas de energía y rentabilidad del emplazamiento. ---

Se necesita un estudio riguroso.

La campaña ha de durar al menos 1 año. Además, es importante realizar también una campaña de medidas a largo plazo, durante por lo menos 15 años.

Proyectos de energía eólica. 2.1) Desarrollo de un parque eólico. Selección del emplazamiento.

J.M.A

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Acuerdos con corporaciones locales y propietarios.

Necesidad de contar con la disponibilidad de los Bienes y Derechos Afectados por el parque eólico.

Actuaciones llevadas a cabo:

Establecer las ubicaciones afectadas por:

Aerogeneradores.

Plataformas de montaje.

Vuelo.

Presentación en ayuntamientos afectados. Comprobación de sensibilidad y situación urbanística.

Identificación de propietarios. Casuística diferenciada.

Privados.

Públicos: Ayuntamientos, CCAA.


J.M.A

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Propietarios privados:

J.M.A

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Corporaciones locales:a) Titularidad Municipal:

b) Titularidad de CCAA

J.M.A

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WAsP

es una aplicación informática para PCs

que permite evaluar el recurso eólico en un determinado emplazamiento a partir de medidas de viento de estaciones meteorológicas cercanas. Con los resultados de la simulación, el programa puede generar mapas de viento de la zona en estudio. Además, incluye un sofisticado modelo teórico para simular el efecto del rozamiento con el suelo a través del coeficiente de rugosidad y también la influencia de los obstáculos en el viento disponible en las máquinas.

A partir de la evaluación del recurso, se está

en condiciones de definir

la instalación en términos de número

y posiciones

de las turbinas, tipo de turbinas

y alturas de buje

más adecuadas. Además, se

podrá

tener una estimación de producción de cada una de ellas.

Proyectos de energía eólica. 2.2) Desarrollo de un parque eólico. Evaluación del recurso eólico.

J.M.A

.U





A partir de la evaluación del recurso, se está

en

condiciones de definir

la instalación en términos de número

y posiciones

de las turbinas, tipo de turbinas

y alturas de buje

más adecuadas. Además, se podrá

tener una estimación de producción de cada una de ellas.

J.M.A

.U




Tipo de

turbinas.

Desde un punto de vista de aprovechamiento energético la mejor opción es aumentar el diámetro, pero en cuanto a coste y diseño estructural puede no ser la mejor decisión. La elección del diámetro óptimo de una turbina, conocida la potencia asignada y las características del emplazamiento, debe ser tal que la turbina produzca la máxima energía por unidad de área barrida y con el mayor factor de capacidad.

Diámetro

)/( kWkWhAeroPotencia

AnualEnergíaFC

100·760.8

)/(((%) kWkWhFCFC


J.M.A

.U




Tipo de

turbinas.

La diferencia entre utilizar sistemas de velocidad variable en lugar de sistemas de velocidad fija puede suponer un incremento de energía anual, que de forma realista reo supera el 2 al 5%. Este reducido incremento de energía no supone por si solo la diferencia en coste de un sistema a otro. Sin embargo, las ventajas de un sistema de velocidad variable frente a un sistema de velocidad fija radican en la disminución de cargas, mejor calidad de energía, control de potencia reactiva, etc.

Operación a velocidad variable


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Otro aspecto relacionado con la variación de la velocidad de giro de la turbina es la posibilidad de optimizar el rendimiento del sistema a bajas velocidades de vientos, haciendo girar la turbina a una velocidad tal que el coeficiente de potencia sea máximo durante la conexión. En estas condiciones la potencia que desarrolla la turbina para vencer las pérdidas se produce a una velocidad del viento menor. Esta posibilidad que ofrecen los sistemas de velocidad variable no es, sin embargo, determinante, ya que las variaciones en la velocidad de! viento de arranque son poco significativas.




Tipo de

turbinas.

Altura del buje

La velocidad del viento crece con la altura. Por esta razón es interesante poder disponer de diferentes alturas de torre para un modelo de aerogenerador dado. Evidentemente, la posibilidad de utilizar alturas de torre mayores conlleva un aumento en el coste unitario del aerogenerador, por lo que es necesario estudiar en cada caso, si el posible incremento en la producción anual de energía compensa el sobrecoste

asociado a la mayor altura de torre.


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Disposición turbinas

Está

relacionado con el tipo de terreno. En llano los costes de instalación son menores y, si el régimen de vientos lo permite, se podrán instalar grandes turbinas optimizando el aprovechamiento del terreno. Estas se deben colocar en hileras perpendiculares a la dirección de vientos dominantes.


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Es indispensable mantener una distancia mínima, para que la estela de cada aerogenerador no tenga una influencia apreciable en aquellos que estén situados detrás, preservando así

tanto las

condiciones de seguridad como de máxima producción de energía.

El efecto de las estelas es bastante más importante en la dirección del viento dominante.


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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.2) Desarrollo de un parque eólico. Evaluación del recurso eólico.

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AQUÍ

DEBERÍAMOS HACER EL ANÁLISIS DE VIABILIDAD TÉCNICO- ECONÓMICA DEL PROYECTO.

SE EXPLICA POSTERIORMENTE.

Proyectos de energía eólica.

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.3) Desarrollo de un parque eólico. Diseño del parque y redacción del proyecto

Esto hace posible definir las características de toda la infraestructura asociada, fundamentalmente obra civil

(accesos y cimentaciones) e infraestructura eléctrica

(centros de transformación e

infraestructura de media tensión del parque, subestación y línea de evacuación de energía).

La ingeniería puede definirse en un primer documento de ingeniería básica (Anteproyecto o Proyecto Básico), que puede ser la base de la solicitud de autorización administrativa de la instalación, aunque ésta puede solicitarse directamente definiendo con detalle un proyecto de ejecución.

solicitud de autorización administrativaIngeniería básica

Ingeniería de detalle

PASAMOS A VER LOS CONTENIDOS PRINCIPALES DE UN PROYECTO

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Conexión a la red.

Proyectos de energía eólica. 2.3) Desarrollo de un parque eólico. Diseño del parque y redacción del proyecto.

Deben obtenerse.

En base a estos parámetros, la CCAA decide sobre la POSIBILIDAD DE EVACUACIÓN

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La concesión de un punto de conexión lleva asociada unas ciertas condiciones. Es la empresa distribuidora quien hace la valoración de cuál es el lugar idóneo para la integración en la red de la nueva instalación, las condiciones en que se debe producir la inyección de la energía y las modificaciones necesarias en el punto de conexión de manera que se garantice el perfecto funcionamiento de la red, la calidad y la seguridad del suministro a los consumidores. Esta decisión de la compañía distribuidora tiene una repercusión directa sobre los costes de infraestructura eléctrica asociados a la construcción del parque eólico. Las compañías eléctricas están obligadas a conceder un punto de conexión, pero puede ocurrir que la potencia de cortocircuito libre en el punto más cercano sea insuficiente o que no raya posibilidad de conexión. La distancia y condiciones de evacuación hasta el punto de conexión a la red hacen que este concepto sea muy variable.




Conexión a la red.

Proyectos de energía eólica. 2.3) Desarrollo de un parque eólico. Diseño del parque y redacción del proyecto.

Ha de calcularse en función de la potencia instalada y de la producción estimada. Hay numerosas posibilidades que dependen de:

•La

distancia promedio puede considerarse 10 km.

•

La tensión en la que se efectúa la evacuación. En España, las posibilidades varían entre los 20 kV y los 220 kV. Esto hace que el tipo de cable, apoyos y ocupación de la línea de evacuación sean

diferentes. Pero además, el nivel de tensión condiciona el tipo de transformación necesaria en el parque eólico, que puede requerir desde simples centros de transformación en los propios aerogeneradores hasta suponer el acondicionamiento de una subestación en el parque.

•La

configuración de la propia línea de evacuación: aérea o soterrada.

•Requisitos

adicionales que puedan ser impuestos por criterios ambientales,

urbanísticos u otros, que pueden afectar al trazado o configuración de la línea.

•Con

respecto al trazado, las líneas se disponen paralelas a los caminos de acceso a los aerogeneradores, siguiendo trayectorias tan rectilíneas como sea posible. De esta manera, se minimizan las pérdidas eléctricas, que pueden ser apreciables en tendidos muy largos.

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Apresentador


La concesión de un punto de conexión lleva asociada unas ciertas condiciones. Es la empresa distribuidora quien hace la valoración de cuál es el lugar idóneo para la integración en la red de la nueva instalación, las condiciones en que se debe producir la inyección de la energía y las modificaciones necesarias en el punto de conexión de manera que se garantice el perfecto funcionamiento de la red, la calidad y la seguridad del suministro a los consumidores. Esta decisión de la compañía distribuidora tiene una repercusión directa sobre los costes de infraestructura eléctrica asociados a la construcción del parque eólico. Las compañías eléctricas están obligadas a conceder un punto de conexión, pero puede ocurrir que la potencia de cortocircuito libre en el punto más cercano sea insuficiente o que no raya posibilidad de conexión. La distancia y condiciones de evacuación hasta el punto de conexión a la red hacen que este concepto sea muy variable.



Módulo Energía EólicaDESCRIPCIÓN TÉCNICA DE LAS INSTALACIONES

OROGRAFÍA (TERRENO SUAVE, OROGRAFÍA COMPLEJA O OFF- SHORE) y ALTITUD MIN./MÁX. (m)

Terreno suave, 1,071 m - 1.110 m

AEROGENERADOR (MARCA, MODELO, POTENCIA NOMINAL [kW]) 660 kW (paso variable, velocidad variable, rotor bobinado)

NÚMERO DE AEROGENERADORES 12

ALTURA DE TORRE (m) 45

DISTANCIA MEDIA ENTRE AEROGENERADORES (m) 130 m (2,8 diámetros de rotor)

Línea de evacuación (voltaje [kV], longitud [km] y descripción) 132 kV, 35 m, aérea, doble circuito entrada-salida, con conductor tipo LA-455 Condor

Líneas internas (voltajes [kV] y longitud en cada voltaje [km]) 2 líneas de 22 kV, 2.800 m (línea 1: 1.200 m y línea 2: 1.600 m)

Transformadores BT/MT (número, capacidades [kVA] y rt) 12, 750 kVA, 690/22.000 V

Transformadores MT/AT (número y capacidades [kVA] y rt) 1, 9 MVA, 22.000/132.000 V

PUNTO DE CONEXIÓN Y COMPAÑÍA ELÉCTRICA Conexión a la Línea aérea 132 kV Salime-Corredoria (HC)

ACCESOS (descripción, longitud) El camino de acceso parte a 1,8 km de la Mesa, por la carretera que une dicha localidad con Buspol y Villar de Buspol. Comienza en la cota 1.020 y alcanza la 1.075. Longitud total: 1.600 m

VIALES INTERIORES (anchura y longitud, [m]) Anchura: 3,5 m y Longitud: 1.500 m

CIMENTACIONES (descripción y dimensiones) Zapata de hormigón armado tipo HA-30/B/20/H, de 10,5 m x 10,5 m x 1 m. Pedestral de hormigón armado tipo HA-30/B/20/H, de planta circular de 3,6 m de diámetro y 1,3 m de altura

PLATAFORMAS (dimensiones, [m]) 20 x 14

CANALIZACIONES (descripción y longitud, [m]) 2.000 m, paralelas a la línea de aerogeneradores y contiguas al vial interior

Otros Parque de maquinaria (durante la fase de obras)

POTENCIA ELÉCTRICA INSTALADA (MW) 7,92

ENERGÍA BRUTA GENERADA (MWh/año) 24.655

HORAS EQUIVALENTES (h/año) 2.444

VELOCIDAD MEDIA (m/s) 7,50

DIRECCIÓN PREDOMINANTE DEL VIENTO SW-ENE

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.3) Desarrollo de un parque eólico. Diseño del parque y redacción del proyecto.

EL PROYECTO DE INGENIERÍA PROPIAMENTE DICHO ESTARÍA TERMINADO EN ESPERA DE

POSIBLES MODIFICACIONES

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.4) Desarrollo de un parque eólico. Estudio de impacto ambiental.

Una vez definido el proyecto de ejecución, se está

en condiciones de analizar las posibles repercusiones ambientales del proyecto mediante un Estudio de Impacto Ambiental. Es necesario que el proyecto esté

suficientemente maduro para poder acometer este análisis, es decir, que se sepa

con precisión:

-Número, tipo, altura y diámetro de rotor de las turbinas

-Posiciones.

-Tipo de cimentación

-Definición de los accesos externos e internos y medidas de acondicionamiento de los mismos.

-Configuración de la infraestructura eléctrica de media tensión.

-Posición y dimensiones de subestación de transformación del parque.

-Trazado y tipo de línea de evacuación.

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Descripción del Proyecto: en esta primera fase se ha descrito las estructuras que componen el proyecto, analizando las acciones que tienen una mayor incidencia en el medioambiente: localización, análisis de las posibles alternativas y justificación de la elegida, relación de las materias primas y residuos generados durante la construcción y funcionamiento del parque eólico. Inventario Ambiental: basado en la recopilación bibliográfica y en consultas realizadas a personas, Organismos e Instituciones relacionadas con el proyecto. También en los trabajos de campos y descripción de los elementos ambientales afectados por las obras de construcción del proyecto. Se han estudiado las características climatológicas de la zona donde se va a localizar el parque eólico, para una mejor selección de las especies que se utilizarán en las labores de revegetación y restauración de los terrenos afectados. También se han recogido las características litológicas, geomorfológicas, edafológicas, hidrológicas, faunísticas y de vegetación de la zona de estudio. Este inventario se ha ampliado con un estudio detallado de paisaje y de la incidencia de los aerogeneradores sobre el mismo. En esta fase también se has estudiado las características socioeconómicas de los alrededores donde se enclava el proyecto. Puesto que unos de los problemas que producen los aerogeneradores es el ruido, para evaluar el posible impacto, se han tomado medidas de ruido de fondo, y gracias a datos bibliográficos, se ha realizado una simulación por ordenador del ruido que producirán los aerogeneradores que se instalarán en la zona. Identificación y Valoración de Impactos: En esta fase se identifican y valoran los posibles impactos asociados a las tres fases del proyecto (construcción, explotación y abandono). Se han utilizado matrices simplificadas de identificación y valoración de impactos directos o primarios. Medidas Preventivas y Correctoras: Se proponen unas soluciones para prevenir, corregir o minimizar los impactos significativos. Programa de Vigilancia Ambiental: Se propone un plan de vigilancia para asegurar el cumplimiento de las medidas correctoras propuestas en la etapa anterior. Se realiza un seguimiento de los efectos ambientales que se producen en todas las fases del proyecto (construcción, explotación y abandono).




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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.4) Desarrollo de un parque eólico. Plan de actuación.

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.4) Desarrollo de un parque eólico. Plan de actuación.

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.5) Desarrollo de un parque eólico. Autorizaciones y licencias.

-Declaración de Impacto Ambiental positiva por Medio Ambiente.

-Concesión de punto de conexión por parte de la compañía distribuidora. El punto de conexión se acondiciona generalmente por parte de la propia compañía eléctrica, siendo el promotor requerido para hacer frente al coste de las modificaciones.

-Autorización administrativa.

-Aprobación de proyecto de ejecución.

-Licencia municipal de actividad.

-Licencia de obras. Se abona además un porcentaje (variable en cada ayuntamiento, pero de aproximadamente el 2%) sobre el presupuesto de las obras que se van a llevar a cabo

dentro de cada término municipal.

-Autorización para construcción en suelo rústico no urbanizable.

CONSEGUIR

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.6) Desarrollo de un parque eólico. Financiación.

Una vez obtenidas todas las autorizaciones y licencias, se está

en condiciones de construir. Para ello, se debe afrontar la financiación de la instalación.

En caso de recurrir una financiación a proyecto, hay que presentar el proyecto y toda la información que demuestre su viabilidad

a una entidad financiera, que llevará

a cabo el pertinente estudio. En

caso de resultado positivo, se deberá

además definir el nivel óptimo de recursos ajenos en la financiación, plazo de devolución, etc.

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.7) Desarrollo de un parque eólico. Construcción.

Para la construcción del parque eólico se puede optar por la contratación de todos los servicios y suministros en conjunto a un precio cerrado (llave en mano) o bien por la contratación de los trabajos y suministros por partidas. La primera opción es mucho más sencilla para el promotor y permite el cálculo de un precio cerrado.

En el segundo caso es fundamental que se definan con gran detalle los alcances y calidades de los suministros a través de especificaciones técnicas para cada una de las partidas. 1 as ofertas para cada una de ellas deberán responder íntegramente a lo especificado y permitirán comparar precios entre diferentes alternativas. Según el precio y fiabilidad de los potenciales suministradores, se procederá

a la selección de los mismos.

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Una vez construida la instalación, se debe obtener además:

-El Acta de puesta en marcha (ahora autorización de explotación).

-Licencia municipal de apertura

-Contrato de compraventa de energía con la compañía eléctrica.

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Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 2.8) Desarrollo de un parque eólico. Explotación.

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OBJETIVOS: Maximizar ingresos

y minimizar costes de explotación

manteniendo alta disponibilidad y garantizando la vida útil de las instalaciones.

ACTUACIONES:

-Establecer procedimientos para reducir desvíos en la programación de energía eólica

-Implantar planes de mantenimiento predictivo

-Adaptar los parques para mejorar la calidad de la energía:

�Compensación

de reactiva

�Control

de potencia

-Mejorar los sistemas de predicción de condiciones climatológicas

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Las actividades de Mantenimiento y Operación. Si no se llevan a cabo directamente por el promotor deberán quedar fijadas en contrato de manera que se aseguren unos niveles mínimos de disponibilidad técnica y energética de las instalaciones, con penalizaciones por incumplimiento.

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La rentabilidad de un parque depende de numerosos factores, siendo los más importantes:

Costes

-la inversión inicial para realizar todas las fases en el desarrollo de la planta y su puesta en marcha,

-los costes de explotación durante toda su vida útil,

-los costes financieros,

Ingresos

-el número equivalente de horas de viento que haya en el emplazamiento

y

-el precio de venta del kilovatio-hora de la electricidad inyectada a la red.

Estimando todos los costes e ingresos, es posible predecir la posible rentabilidad del proyecto y, a partir de este cálculo, tomar una decisión acerca de su puesta en marcha.

Proyectos de energía eólica. 3.1) Estudio de viabilidad técnico –

económico de parques eólicos. Variables.

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Incluye todos los desembolsos que hay que realizar para desarrollar completamente la instalación, incluyendo:

-la compra de los equipos,

-la construcción del propio parque

-todos los conceptos relacionados con la parte burocrática y legal.

Costes. Inversión inicial



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Costes. Inversión inicial

A lo largo de las últimas décadas, el coste de inversión de la energía eólica se ha reducido drásticamente.

Entre las causas para este abaratamiento, cabe destacar el aumento del tamaño de los aerogeneradores, la impresionante evolución tecnológica de éstos, y los efectos de las economías de escala y la estandarización de los componentes.

En los últimos años, esa firme tendencia a la reducción de costes se ha truncado.



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existe una fuerte demanda de la principal materia prima de los aeros, el acero imparable ascenso de los mercados de la energía eólica hace que los fabricantes no den abasto para satisfacer las necesidades de máquinas (los plazos de entrega actuales superan los 2 años), con el consecuente aumento de costes. último, los modernos sistemas de electrónicos de control que incorporan las turbinas actuales, que permiten mejorar significativamente su integración en la red, requieren de un desembolso que incide en el precio final de los equipos.



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 3.1) Estudio de viabilidad técnico –


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Costes. Costes de explotación y mantenimientoEstos gastos incluyen:

-los salarios del personal del parque, -el propio consumo eléctrico, de agua o de combustible en las instalaciones -coste de gestión.

cánones por la utilización del terreno, el mantenimiento de los equipos, el pago de pólizas de seguros y de impuestos,los gastos de administración, auditorías



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Costes. Costes de FinanciaciónLos gastos de inversión son realmente importantes, como ya se detalló

en apartados anteriores:

para hacer frente a un proyecto de este tipo, es necesario poner

sobre la mesa más de un millón de euros por cada megavatio instalado. Así, un pequeño parque eólico de 5 megavatios requiere una inversión de casi 6 millones de euros.

Los promotores de proyectos de energía eólica pueden acudir a los mercados financieros para hacer frente a los costes de inversión, siendo posible conseguir recursos ajenos

por valor de un 75

%

de dichos costes. El plazo de evolución habitual es de hasta 12 años, un periodo considerable para proyectos con una vida útil de unos 20 años.

El tipo de referencia empleado suele ser el Euribor

(el habitual para préstamos hipotecarios) y el diferencial

suele rondar el 1,5 %.

El tipo de interés final a aplicar a mediados de 2007 sería, por

lo tanto, de algo más del 6 %.

Como en cualquier otro producto financiero de estas características, la entidad financiadora suele cobrar ciertas cantidades en concepto de comisiones de apertura o cancelación y exige

que el

solicitante cumpla unos requisitos mínimos de solvencia, avales, etc.



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Ingresos. Horas de funcionamiento.

La rentabilidad final de una explotación de energía eólica depende fuertemente del valor total de la energía eléctrica inyectada y vendida a la compañía compradora. Y es que los ingresos finales percibidos por el dueño de la instalación son directamente proporcionales a los kilovatios·hora

producidos por ésta.

La electricidad inyectada en la red depende de las características del parque (en particular, de la potencia total instalada) y del número de horas equivalentes de viento del emplazamiento en cuestión a lo largo de toda su vida útil. A través de la curva de potencia de las turbinas eólicas y de la distribución de las horas de viento en el emplazamiento en función de la velocidad de éste, es posible calcular la producción anual total de un aero.



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El efecto de la disminución en la productividad de los parques sobre la rentabilidad de las inversiones es muy considerable. Esto es debido a que los aerogeneradores utilizados en los nuevos emplazamientos, con menos recursos eólicos, han de ser más grandes y más sofisticados, para maximizar en lo posible la captación del viento. Por ello, su precio también es mayor, así como los costes de inversión. En consecuencia, la rentabilidad de los parques eólicos tiende a disminuir en el corto plazo. En el medio plazo, será la evolución de la tecnología, de las materias primas, de la demanda de máquinas y, por último, de las subvenciones a la producción, la que marcará la rentabilidad obtenida en las inversiones.




Ingresos. Venta energía.

La legislación vigente en la actualidad en nuestro país permite a los productores de energías renovables vender la electricidad acogiéndose dos posibles modalidades: la opción a mercado y la opción a tarifa regulada.

En ambos casos, el vendedor percibe un precio muy ventajoso con respecto a otras fuentes de energía no renovables, dado que el estado se encarga de incentivar la producción de las fuentes limpias mediante el sistema de tarifas subvencionadas.



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Todos los parques instalados en la actualidad, y todos aquellos con puesta en marcha anterior a enero de 2008, están sometidos al esquema retributivo que fija el RD 436/04.

Potencia Años Tarifa (% TEM)

Prima (% TEM)

15 desde p.e.m. 90%

< 5 MW Resto 80%

40%

5 desde p.e.m. 90%

10 siguientes 85% 5 a 50 MW

Resto 80%

40%

Incentivo por participación en el mercado: 10% de la TEM

La gran mayoría

de los parques eólicos españoles han optado en los últimos tiempos por vender la electricidad al mercado, frente a la opción de venta a distribuidora. Así, sólo el 4 % de las instalaciones optan por esta segunda opción, debido a que el precio final percibido es significativamente menor.

Año 2006




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central ofertanteenergia ofertada

precio ofertado

Hidraulica cantábrica 10 MWh 0 €/MWh

Hidráulica del Ebro 100 MWh 0 €/MWh

Eólica Mestral 100 MWh 0 €/MWh

Fotovoltaica Miramontes 10 MWh 0 €/MWh

Nuclear Ascó 200 MWh 0 €/MWh

Central de gas Juanito 100 MWh 40 €/MWh

Central de gas Pepito 100 MWh 45 €/MWh

Central de carbón Pedrito 100 MWh 50 €/MWh

Central de gas Jorgito 200 MWh 55 €/MWh

Central de carbón Penibética 100 MWh 60 €/MWh

Central de fuel Arábiga 20 MWh 65 €/GWh

Tecnología/costes capital operativos combustible

Hidraulica amortizadas muy bajos cero

Eólica elevados muy bajos cero

Fotovoltaica elevados muy bajos cero

Nuclear muy elevados medios medio y variable

CC gas bajas medios Elevado y variable

Térmica carbón bajas medios Elevado y variable

Térmica fuel bajas medios Elevado y variable

Se contrata esta en función de la energía demandada prevista = 1000 MWh (1 GWh)

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La tarifa media de referencia desaparece

a partir de enero de 2007,

debido a que la legislación europea lo exige para armonizar las diferentes normas del continente. Se calculará

el

precio de referencia a partir del dato del año 2006, actualizado en función del IPC, corregido a la baja en 100 puntos básicos.

[7,3 c€/kWh

* (IPC(%)-1)]



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La opción de venta al mercado es la que contiene novedades más importantes. Así, las instalaciones que la elijan, recibirán un precio final que tendrá que estar delimitado por una banda. Dicha banda tendrá un valor de precio máximo, por encima del cual las instalaciones no cobrarán prima, y otro de precio mínimo, a partir del que no podrán descender los ingresos. Este mecanismo se denomina de cap and floor, en inglés, y está pensado para proteger al productor ante un hundimiento del mercado y para evitar al sistema eléctrico costes desproporcionados. La tabla 6.7 muestra el esquema retributivo para la energía eólica en ambas opciones, la de tarifa regulada y la de mercado. En esta última, se percibe el precio de éste más la prima de referencia, que es de 2,93 céntimos de euro por kWh. Los límites superior e inferior de la banda son de 8,5 y 7,1 céntimos de euro. Tras los primeros 20 años, la prima desaparece, y las instalaciones perciben el precio de mercado. El 661 también prevé que las tarifas se revisen cada 4 años, teniendo en cuenta el cumplimiento de los objetivos fijados y los nuevos costes de cada tecnología. Sin embargo, las revisiones futuras no afectan a las instalaciones ya puestas en marcha, para garantizar la estabilidad en el sector.







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Ingresos. Venta energía. Garantía de potencia



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Las unidades de producción obligadas a presentar ofertas económicas de venta tendrán derecho a obtener la retribución por garantía de potencia, siempre que hayan acreditado un funcionamiento de 480 horas equivalentes a plena carga durante el último año. La cuantía mensual por garantía de potencia es igual a 0,4808 c€/kWh por la demanda anual en barras de central de los clientes finales nacionales. Los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos efectuarán un pago por garantía de potencia producto de la energía adquirida en cada hora por el precio correspondiente a la misma.




Ingresos. Subvenciones a la producción.En el caso de la energía eólica, hay que decir que sólo las pequeñas instalaciones reciben en la actualidad subvenciones a la instalación, en forma de ayudas a fondo perdido o de créditos con condiciones muy favorables.

la mayoría de las Agencias de la Energía de las comunidades autónomas (como SODEAN, la Sociedad para el Desarrollo Energético de Andalucía, o las agencias de Aragón, Galicia, Cataluña, etc.) disponen de su propio programa de ayudas. Las características de dichos programas cambian de año en año, por lo que es muy recomendable acudir a estos organismos justo antes de emprender la realización de un proyecto.

Ej: Agencia Valenciana de la Energía (AVEN). “Programa de Energías Renovables”. La cuantía de la ayuda puede llegar al 40 % del coste del proyecto.

Junta de Castilla y León. “Plan de Energías Renovables”. Ayudas a las instalaciones eólicas con potencia < 100kW. La cuantía total de la subvención no puede sobrepasar los 60.000 euros.



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Ingresos. Subvenciones a la I+D.

Financiación a nivel europeo y nacional, a través de los programas marco de la Comisión Europea y del Plan Nacional de Investigación y Desarrollo.

-Séptimo Programa Marco de la Comunidad Europea (2007-2013). En este programa, existe una prioridad temática denominada “Energía”, que se financiará

dentro del programa “Cooperación”, con

un importe de 2.350 millones de euros para el conjunto de los siete años. Dentro de ésta existe una actividad temática denominada “Generación de electricidad renovable”.



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económico de parques eólicos. Caso práctico

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Incluye todos los desembolsos que hay que realizar para desarrollar completamente la instalación, incluyendo:

-la compra de los equipos,

-la construcción del propio parque

-todos los conceptos relacionados con la parte burocrática y legal.



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En las

últimas

décadas

se ha venido

observando

una

clara

tendencia

estratégica

de los Gobiernos

de trasladar

grandes

proyectos

de inversión

y desarrollo

de nuevas

infraestructuras

al sector privado

con el fin de reducir

sus

niveles

de Déficit Presupuestario.




Exige

únicamente

como

garantía

el propio

proyecto, siempre

y cuando

tenga

la capacidad

de generar

unos

flujos

de

caja

futuros

suficientes, predecibles

y estables

capaces

de hacer

frente

a la amortización

del principal de la deuda

y sus

intereses

Project Finance.

Esta

estructura

financiera

sólo

es

viable para

negocios

con un muy

elevado

grado

de seguridad

técnica

y económica,

dentro

de un entorno

legal y social estable.

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Rentabilidad estimada de los parques eólicos

Fuente Remuneración TIR

AEE

Anterior RD 436 8,64%

RD 436, regulada 8,50%

RD 436, mercado 10,94%

IDAE RD 436, regulada 7%

Gobierno

RD 661, regulada 7%

RD 661, mercado 5-9%

Rentabilidad de los parque eólicos (medida en base a su Tasa Interna de Retorno) en función del marco tarifario que les corresponda según el año de puesta en marcha y de la opción de venta elegida (tarifa regulada o venta a distribuidora).



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Apresentador


En el caso de AEE, la patronal del sector en España, esta organización ha realizado diversas estimaciones de la Tasa Interna de Retorno (TIR) de un parque tipo, en función del momento en que la instalación fuera puesta en marcha. Así, para parques con implantación anterior a 2004, y para el periodo de funcionamiento entre 2003 y 2006, APPA estimó que la TIR media podría ascender al 8,64 %. Este valor fue publicado en abril de 2003 por la patronal, a partir de un análisis exhaustivo de todos los factores que intervienen en la rentabilidad de las instalaciones eólicas, ya descritos anteriormente. El estudio utilizó como dato de partida los datos históricos proporcionados por las empresas asociadas a APPA. Para instalaciones puestas en marcha con posterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto 436 de 2004, APPA ha estimado una rentabilidad del 8,5 % para la opción de remuneración a tarifa regulada, mientras que en el caso de opción a mercado, la rentabilidad ascendería al 10,94 %. El IDAE, en su Manual sobre Energía Eólica, estima que la TIR después de impuestos para proyectos de energía eólica sin financiación externa asciende, en promedio, a un 7 %. Este dato es válido para tarifa regulada, suponiendo unas 2.350 horas anuales equivalentes, y una evolución en los gastos de explotación con el IPC (que estima en un 2,5 % anual). El aumento de la tarifa eléctrica media (TEM) se estima en un 1.4 % anual. Por último, para parques con puesta en marcha posterior a la entrada en vigor del Real Decreto 661 de 2007, que se describe a continuación, el Gobierno ha estimado que la rentabilidad estará en un promedio del 7 % en caso de optar por la remuneración a la distribuidora, y una TIR entre el 5 % y el 9% si se opta por la opción a mercado.



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica.Legislación específica del Régimen Especial.

-Revisar la legislación específica que afecta a la producción de electricidad en instalaciones en régimen especial y, en particular, de los parques eólicos.

-LEY 54/1997 DEL SECTOR ELÉCTRICO.

-PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-2010

-

PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2010-2020 (Transposición directiva de renovables Paquete 20/20/20)

-RD 436/2004

-RD 661/2007

-RD 6/2009

-RD 1614/2010.

J.M.A

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La ley se hace para liberalizar el sector. El impulso a las energías renovables en la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, descansa en una sola premisa fundamental: la voluntad política de cubrir en el año 2010 un 12% de la demanda energética mediante el consumo de energías renovables.

Para cumplir con este objetivo la ley encomienda la elaboración de un Plan (PFER), articula un régimen económico, en este caso de apoyo a los precios, donde las primas han de tener en cuenta la necesidad de cumplir los objetivos previstos, y un régimen de derechos y obligaciones donde el reconocimiento a los productores de los derechos a conectarse a las redes eléctricas de distribución y de transporte y de ceder la energía producida a las distribuidoras, han sido los principios clave.

Proyectos de energía eólica.Legislación específica del Régimen Especial.


LEY 54/1997 DEL SECTOR ELÉCTRICO

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Periodo de aplicación Especificidad de la Planificación Características de la Planificación Objetivo Energético

2005-2010Plan de Fomento de las Energías Renovables

Indicativa

Ahorro Energía Primaria

Modificación en el mix de Generación Eléctrica

Ahorro Consumo Energía Final

2008-2016

Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas

IndicativaAhorro Energía Primaria

Modificación en el mix de Generación Eléctrica

Desarrollo de las Redes de Transporte VinculanteGarantía de construcción de Infraestructuras Eléctricas y Gasistas y su necesaria coordinación

2004-2012Estrategia Española de Ahorro y Eficiencia Energética

IndicativaAhorro Energía Primaria

Ahorro Consumo Energía Final

Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 4) Legislación específica de parques eólicos

PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-2010J.M

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Apresentador


La ley se hace para liberalizar el sector. El impulso a las energías renovables en la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, descansa en una sola premisa fundamental: la voluntad política de cubrir en el año 2010 un 12% de la demanda energética mediante el consumo de energías renovables. Para cumplir con este objetivo la ley encomienda la elaboración de un Plan (PFER), articula un régimen económico, en este caso de apoyo a los precios, donde las primas han de tener en cuenta la necesidad de cumplir los objetivos previstos, y un régimen de derechos y bligaciones donde el reconocimiento a los productores de los derechos a conectarse a las redes eléctricas de distribución y de transporte y de ceder la energía producida a las distribuidoras, han sido los principios clave. Luego los ejes sobre los que se asienta el sector serán, la planificación, la regulación económica y los derechos de conexión y acceso, sin olvido de los procedimientos de autorización. La planificación se ha manifestado en el PFER 2000-2010 y en su revisión a través del PER 2005-2010. En lo que se refiere a los objetivos previstos, este último ha revisado los anteriores adecuándolos a los parámetros ya mas realistas de consumo de electricidad en España y también acomodándolos a la realidad del desarrollo y potencialidades de las diferentes tecnologías, donde la eólica ha visto elevada su cuota de contribución de 8.900 a 20.155 MW en el mismo horizonte temporal. En la regulación económica, la ley eléctrica, acuñó el principio de la “rentabilidad razonable” cuando estableció inicialmente que el precio de venta de la electricidad producida en estas instalaciones habría de quedar comprendido dentro de una banda porcentual de entre el 80 y el 90% del precio medio de la electricidad. En un principio, el derecho de conexión se reconoció en la Ley sin ninguna limitación, (aunque los reglamentos lo subordinaron a las condiciones de capacidad de las líneas y seguridad en el funcionamiento) y el derecho a ceder la totalidad de la producción se reconoció con algunas excepciones. La integración de las políticas medioambiental y energética en el ámbito de la UE tendrá sus efectos en la legislación sectorial de los Estados miembros, sin duda con independencia de la que se derive de las normas en tramitación que afecten al mercado interior de la energía. De ahí que en nuestro caso, las leyes del sector eléctrico y de los hidrocarburos tendrán que adecuarse en lo necesario para responder a esos principios. Adhesión de España en abril de 1998 al protocolo de Kioto, y por ello en fecha posterior a la Ley. En el caso de las energías renovables, la Ley 17/2007 de modificación del Sector Eléctrico, ya anticipa en su Disposición Adicional 25ª que el Gobierno modificará el Plan de Fomento de las Energías Renovables para adecuarlo a los objetivos que ha establecido a este respecto la UE del 20% para 2020, manteniendo el compromiso que este Plan establecía del 12% para 2010 y queestos objetivos serán tenidos en cuenta para la determinación de las primas a este tipo de instalaciones. Las estimaciones realizadas en el caso español apuntan a un porcentaje de cobertura de la demanda eléctrica en 2020 del 45% con energías renovables para alcanzar el objetivo, lo que para la producción de origen eólico permite aspirar a 40.000 MW. Sin embargo, el desarrollo sostenido de la generación eólica para consolidar su posición y representatividad en la combinación energética, como lo ha venido haciendo hasta la fecha, requiere también de una paulatina transformación de la gestión tradicional del sistema eléctrico, en escenarios puntuales superiores a un 40% de cobertura de la demanda. No obstante, viene señalándose la necesidad de robustecer el sistema eléctrico dotándolo de nuevas infraestructuras de transporte y distribución, diseñando mecanismos de gestión que favorezcan el aprovechamiento integral del potencial eólico, todo ello dentro de una planificación orientada al cumplimiento de los compromisos de sostenibilidad medioambiental asumidos.1) Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas, 2) Desarrollo de las Redes de Transporte. Nuevo Plan de fomento. Pq no se estaban cumpliendo los objetivos sobre todo respecto a: Tes fuentes renovables han evolucionado bien hasta la fecha: eolica biocaqrburantes y biogs. La minihidraulica avanza despacio mientras biomasa y solares sensiblemente a menor ritmo del necesario para cumplir los objetivos iniciales. El consumo de energia primaria crecia mucho por lo que hubo que ubir el limite al 12% de energias renovables en el mix. Además había que transponer dos directivas que imponian unos objetivos a los EEMM: 2001/77/CE 29,4% del consumo electrico en 2010 por fuentes renovables. 2003/30/CE que impone que el 2% de los combustibles de transporte en 2005 sean de origen renovable así como el 5,75% en 2010. Este hecho junto con la previsión estimada por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en la planificación de los sectores de la electricidad y gas 2008-2016, según la cual, la potencia instalable en España en el año 2016 sería de 29.000 MW, hace necesaria la colaboración entre el sector eólico, las empresas distribuidoras de electricidad y el Operador del Sistema eléctrico español (REE) para aumentar la penetración de la eólica en la red en las mejores condiciones de seguridad. PE4 El incremento de la eficiencia energética es un objetivo fundamental en el diseño del modelo energético sostenible. Entendiendo por tal, aquel que: Propicia el crecimiento económico, de manera que el suministro de energía no sea en ningún caso un cuello de botella considerando que el crecimiento de la demanda de energía en España es superior a la media europea como lo es el crecimiento del PIB Mejorando la Competitividad y Convergencia Real: crecimiento de la demanda energética por encima del crecimiento del PIB (elevada intensidad energética). Garantiza la seguridad de suministro en condiciones adecuadas de calidad y precio más si cabe si se considera la elevada dependenciaenergética exterior (75% frente al 50% medio de la UE). La factura energética se reduce, lo que supone una mejora de la balanza de pagos. Compatibiliza el uso de la energía con una protección efectiva del medio ambiente. Definición de una política energética que contribuya al desarrollo sostenible en el marco de las Directivas comunitarias de protección medioambiental. El Plan fija como objetivo energético cuantificado un ahorro de energía primaria de 24.776 ktep en 2012 frente al escenario que sirvió de base para el Plan inicial 2004-2012, lo que supone un 13,7%. Frente al escenario considerado como base por la Directiva 2006/32/EC, sobre eficiencia en el uso final de la energía y los servicios energéticos, el ahorro conseguido sería en 2012 del 11%, superando así el objetivo fijado por dicha Directiva de alcanzar el 9% en 2016. Por otra parte, como consecuencia directa del Plan y en coherencia con la EECCEL (Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia), se estima alcanzar un volumen de reducción de emisiones de 270.592 ktCO2 en el periodo 2004-2012, de los cuales 238.130 ktCO2 se lograrán en el periodo del plan 2008-2012.



Módulo Energía EólicaProyectos de energía eólica. 4) Legislación específica de parques eólicosPLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-2010

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Módulo Energía EólicaPLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-2010

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• Se han sobrepasado los límites para 2010:

– Eólica: 20.155 MW, y cerca de 3.000 MW más hasta 2012.– Solar fotovoltaica: 400 MW => 4.000MW.– Termosolar: 500 MW =>1.000MW, y 1.300 más hasta 2013.

UN EXCESO DE 8.300 MW !!!• El resto de tecnologías no han alcanzado aún los objetivos del Plan.

PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-2010Módulo Energía Eólica

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J.M.A

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Unifica toda la normativa en lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial.


RD 436/2004J.M

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Establece el procedimiento para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial.


RD 436/2004J.M

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Apresentador


En cuanto al procedimiento en sí para que una instalación se acoja al régimen especial, el primer paso es solicitar ante el organismo competente de la comunidad autónoma su inclusión en una de las categorías o subgrupos que el 436 establece. Esta clasificación es importante porque el régimen económico de las instalaciones que el 436 establece depende del grupo en el que una central determinada se inscriba.




RD 436/2004Para solicitar la inscripción, los propietarios de la instalación deberán realizar una evaluación cuantitativa de la energía eléctrica que va a ser inyectada en la red. Después, se procederá

a la

presentación de la solicitud acompañada de toda la documentación acreditativa de los requisitos necesarios para la inclusión en el grupo correspondiente.

J.M.A

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RD 436/2004J.M

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RD 436/2004Para la inscripción definitiva, el titular de la instalación habrá

de suscribir un contrato tipo con la

empresa distribuidora de la electricidad, según el modelo establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, con una duración mínima de cinco años. Dicho contrato determinará

las relaciones técnicas y económicas entre ambas partes.

J.M.A

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RD 436/2004Para la inscripción definitiva, el titular de la instalación habrá

de suscribir un contrato tipo con la

empresa distribuidora de la electricidad, según el modelo establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, con una duración mínima de cinco años. Dicho contrato determinará

las relaciones técnicas y económicas entre ambas partes.

J.M.A

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RD 436/2004

Sin embargo, si hay un aspecto en el que el RD436/04 ha tenido una importancia capital en el desarrollo de la energía eólica, ese ha sido el del régimen económico

de estas instalaciones. Y es

que los expertos coinciden en que la principal aportación de este decreto fue instaurar de forma clara y estable las condiciones necesarias para vender a un precio subvencionado energía de origen renovable y cogeneración.

En efecto, el 436 dictamina que las instalaciones eólicas (y el resto de las renovables) tienen garantizada de por vida la compra de toda su producción y que tienen acceso prioritario a las redes de suministro eléctrico. Además, como ya se comentó

anteriormente, el 436

establece un

sistema de primas para incentivar la producción de energía eléctrica

a partir de estas fuentes, haciéndolas atractivas para la inversión. El sistema de primas se actualiza cada 4 años para nuevas instalaciones, con el objeto de tomar en consideración los posibles abaratamientos de las

diferentes tecnologías, pero respetando las primas de instalaciones ya en marcha.

J.M.A

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RD 661/2007Modifica el régimen económico y jurídico

que regula el régimen especial al derogar el Real

Decreto 436/2004.

El fin del RD661/07 es mejorar la retribución de aquellas tecnologías menos maduras, como la biomasa y la solar térmica para así

poder alcanzar los objetivos del Plan de Energías Renovables

2005-2010.

Mantiene los dos mecanismos básicos, la opción a tarifa regulada y la opción de mercado. Se producen modificaciones en la forma de calcular el valor final a

percibir.

J.M.A

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RD 661/2007En la opción a tarifa regulada, el precio a percibir queda desligado de la tarifa eléctrica media o de referencia. La actualización anual de la retribución queda ligada al índice de precios al consumo (IPC), a partir del valor que el RD 661 establece. Por lo demás, se mantiene la estructura básica de su regulación.

Euro/MWh

El 661 también prevé

que las tarifas se revisen cada 4 años, teniendo en cuenta el cumplimiento de los objetivos fijados y los nuevos costes de cada tecnología.

J.M.A

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RD 661/2007

El 661 también prevé

que las tarifas se revisen cada 4 años, teniendo en cuenta el cumplimiento de los objetivos fijados y los nuevos costes de cada tecnología.

+

J.M.A

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De hecho, el 661 no tiene carácter retroactivo, ya que las instalaciones que se pongan en marcha antes del 1 de enero de 2008 podrán mantenerse acogidas a la regulación anterior (el RD 436/04) en la opción de tarifa fija durante toda su vida útil. En la opción de mercado, podrán mantener la prima anterior hasta el 31 de diciembre de 2012. Voluntariamente, estas instalaciones podrán optar por acogerse al RD 661/07 desde su publicación.

RD 661/2007J.M

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RD 661/2007

El RD 661/07:

-reafirma la prioridad

de acceso a la red de las energías renovables frente a las convencionales y determina una serie de requisitos administrativos y técnicos

que han de cumplir las tecnologías

limpias para acceder a las redes de suministro.

-obligatoriedad

de todas las instalaciones de régimen especial de aportar un aval

al solicitar la conexión a la red de distribución o transporte. De esta manera, se equipara la legislación actual para todas las instalaciones. La cuantía del aval se fija en 500 euros por kW

instalado para las

plantas fotovoltaicas y de 20 euros por kW

para el resto de instalaciones. Esta cantidad es devuelta una vez entre en funcionamiento la planta.

J.M.A

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RD 661/2007

El RD 661/07 también aborda temas técnicos y de gestión del sistema eléctrico.

J.M.A

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RD 661/2007

Para aumentar la penetración de la eólica en la red en las mejores condiciones de seguridad.

Para conseguirlo, es necesaria, la creación de centros de control y la adscripción

de los parques a los mismos a los mismos, la adecuación a huecos de tensión

de parques recientes y la búsqueda

de soluciones para adecuar los más antiguos para verificar el cumplimiento del PO 12.3 y el control de reactiva.

J.M.A

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RD 661/2007J.M

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RD 661/2007J.M

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RD 661/2007J.M

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RD 661/2007J.M

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RD 661/2007

Comportamiento de los parques eólicos ante caídas de tensión en la red: huecos de tensión

Las causas más frecuentes de los huecos de tensión son las faltas de red, que se producen cuando ésta es incapaz

de suministrar

toda la potencia que el consumo en un momento

determinado requiere, o cuando sobreviene algún tipo de accidente

en las líneas de alta tensión.

J.M.A

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RD 661/2007J.M

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Apresentador


Los huecos de tensión pueden tener una influencia muy negativa sobre los sistemas eléctricos de los aerogeneradores, especialmente en máquinas antiguas. Así, pueden producir anomalías en los sistemas de regulación de velocidad en las turbinas de velocidad variable y calentamientos en las etapas de electrónica de potencia de éstas. Debido a estos efectos perniciosos, la legislación antigua (en particular, la Orden Ministerial 2225 de 1985, en la cual se fijaban las protecciones de los parques eólicos) obligaba a los parques eólicos a desconectarse de la red cuando se producía un hueco de tensión. Sin embargo, de esta manera, la desconexión de los aerogeneradores contribuía a agravar la falta en la red, al interrumpir su suministro eléctrico. Con la entrada en vigor del RD 661/07, las nuevas instalaciones eólicas han de ser capaces de mantenerse conectadas a la red ante caídas de tensión, contribuyendo a la resolución del problema y a la estabilidad y seguridad del sistema. Para ello, los parques han de cumplir las disposiciones del procedimiento de operación P.O. 12.3 «Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas», aprobado en la resolución del 4 de octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía. Lógicamente, la capacidad de una turbina de soportar un hueco de tensión tiene que ver con el nivel tecnológico de sus sistemas eléctricos y de control. Sólo máquinas diseñadas y fabricadas para poder cumplir este requisito podrán hacerlo y ello implicará una mayor complejidad y, consecuentemente, un mayor coste. El 661 contempla que los parques que sean capaces de adaptarse a esta nueva exigencia tendrán derecho a percibir un complemento durante 5 años. Este complemento será de 0,38 céntimos de euro por Kwh y está destinado a facilitar la adaptación los sistemas eléctricos de los parques antiguos.




RD 661/2007J.M

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RD 661/2007J.M

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RD 661/2007J.M

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Módulo Energía EólicaRD 6/2009Para contención del déficit de tarifa y asegurar sostenibilidad del sistema

-Crea un fondo de titulización de la deuda con garantías del Estado con el objetivo de llegar al equilibrio en el año 2013.

-Crea el bono social

-Crea registro de preasignación

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Módulo Energía EólicaRD 6/2009

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0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Septiembre 2007 Septiembre 2008

Potencia Instalada Energía Fotovoltaica

(MW)

Objetiv o PER

85% del objetivo

0

700

1.400

2.100

2.800

3.500

2000 2002 2004 2006 2008

Potencia Acumulada

(MW)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Potencia Anual Instalada

(MW)

El fin de la jugosa prima fotovoltaica

A

partir

de

2009

se

establece

un

sistema

de

cupos

para

la

potencia

instalable

por

trimestre.

En

todo

el

año

se

pueden

instalar

500

MW,

frente

a

los

3.000

instalados el año 2008

La

prima

se

reduce

considerablemente

(más

de

un

30%)

Hay

una

tímida

bonificación

de

instalaciones

sobre

cubierta

En los listados provisionales de la Q4 hay solicitudes

que cubren con creces los cupos asignados

RD 6/2009

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RD 6/2009 Módulo Energía Eólica

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El registro de preasignación se generaliza:

Mediante el Real Decreto‐Ley 6/2009, de 30 de

abril, se crea el

Registro de preasignación de retribución para las nuevas

instalaciones de producción de energía eléctrica que deseen

acogerse al régimen económico establecido en el Real Decreto

661/2007

Las instalaciones se inscriben a nivel estatal por orden de fecha

de autorización, hasta que se cumpla el objetivo


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Módulo Energía EólicaRD 6/2009J.M

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PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2010-2020 Módulo Energía Eólica

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PANER 2010-2020J.M

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Módulo Energía EólicaPANER 2010-2020

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En enero,

el

ministerio de Industria

fijó

en 16.694 millones de euros el déficit de tarifa pendiente de cobro

al

cierre de 2010

y

que se puede titulizar

y colocar en el mercado.

Esta deuda, reconocida y financiada por las empresas eléctricas, se suma a las cantidades acumuladas de ejercicios anteriores.

RD 14/2010Módulo Energía Eólica

2009 2010 2011 2012 2013

RD 6/2009RD 14/2010

REAL0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

RD 6/2009RD 14/2010REAL

EVOLUCIÓN DEFICIT TARIFARIO

RD 6/2009 RD 14/2010 REAL DESV PRIMAS

2009 3.500 3.500 4.615 1.115 6.214

2010 3.000 5.500 4.864 -636 7.066

2011 2.000 3.000

2012 1.000 1.500

2013 0 0

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http://www.eleconomista.es/energia/noticias/2772736/01/11/Industria-cifra-en-16694-millones-el-deficit-de-tarifa-que-se-debe-a-las-electricas.html

http://www.eleconomista.es/energia/noticias/2772736/01/11/Industria-cifra-en-16694-millones-el-deficit-de-tarifa-que-se-debe-a-las-electricas.html




Primera colocación deuda eléctrica: 2.000 millones

tras alcanzar una demanda por parte de los inversores cercana a 2.300 millones. Rentabilidad final en torno al 4,8%.

Rentabilidad final en torno al 4,8%.

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� Las empresas financiarán el bono social hasta 2013 y asumirán el coste de las políticas de ahorro y eficiencia energética (E4) en el periodo 2011-2013.

� Todas las empresas generadoras de electricidad, tanto del régimen ordinario como las de energías renovables y cogeneración, pagarán un peaje de 0,5 €/MWh.

� Se limita durante tres años las horas con derecho a prima de las plantas fotovoltaicas al igual que ha ocurrido con otros sectores como el eólico y el termosolar.

� Se modifican los límites máximos del déficit de tarifa en 2010, 2011 y 2012 para adecuarlo a las desviaciones y se mantiene en el año 2013 el punto en el que se alcanza la suficiencia tarifaria.

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TEMA 7J.M

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica

OBJETIVOS:

-Capacidad de la energía eólica para reducir la dependencia energética

de España y las emisiones de gases de efecto invernadero

en el país, y de otras ventajas socioeconómicas.

-Describir los efectos medioambientales

de la generación eólica, como la producción de ruido

en los aerogeneradores, la influencia sobre las aves o el impacto paisajístico

de los parques eólicos.

J.M.A

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Desde la geopolítica, hasta el confort doméstico de los ciudadanos, pasando por los cruciales aspectos medioambientales, las consideraciones económicas, industriales o tecnológicas, la competitividad del país o el empleo, todo, absolutamente todo, cuenta a la hora de hablar de energía.


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Aspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica1) Efecto invernadero y cambio climático


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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica1) Efecto invernadero y cambio climático

Desviación con Respecto a la Media del Periodo 1961-1990

-0.6

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1880 1895 1910 1925 1940 1955 1970 1985 2000

Tem

per

atura

Med

ia G

lobal

, ºC

multi-model mean of annual temperature and precipitation projections

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica 1) Efecto invernadero y cambio climático

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ESPA

ÑA

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Apresentador


Y, es aquí donde se ha constatado que la política energética, en lo que supone de orientación de estos patrones, no debe afrontarse únicamente desde planteamientos de coste-eficiencia y de seguridad, sino además y como principio inspirador superior, bajo una inequívoca vocación de protección del medio ambiente. Ello justifica el enfoque integrado proclamado en el Consejo Europeo de Primavera de 2007, cuando afirmó el propósito de la Unión Europea de asumir el liderazgo mundial en la lucha contra el cambio climático. Esta voluntad ha cristalizado en un paquete de las que destacamos las propuestas de la Directiva para la promoción del uso de fuentes de energía renovables, y de la Directiva que a su vez modifica la Directiva 2003/87 para perfeccionar y ampliar el Régimen Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión de gases de efecto invernadero, cuya tramitación previsiblemente culminará en 2009. Después de la cumbre de dos días de los líderes europeos en Bruselas, el siguiente paso es que el Parlamento Europeo apruebe las medidas para que el denominado plan 20/20/20 se convierta en ley. Subasta de emisiones Las medidas para lograr la reducción de emisiones establecen que las industrias empezarán a pagar por los derechos de emisión que hasta ahora recibían gratis. Los ingresos de las subastas de permisos irán a parar a las arcas nacionales y se establece un mecanismo de solidaridad para destinar parte de ese dinero a los países más pobres de la Unión, lo que beneficiará a los países del Este. Los sectores más contaminantes, cubiertos por el sistema europeo de comercio de emisiones (ETS, por sus siglas en inglés), tendrán que recortar sus emisiones en un 21% con respecto a 2005. El resto de sectores, como el transporte y la vivienda, en un 10%. Para evitar que los sectores muy contaminantes, más perjudicados por la subasta de derecho de emisión, se lleven sus fábricas fuera de la UE, se prevé conceder un 100% de los derechos de emisión gratis a aquellos que sobrepasen unos umbrales concretos. Respecto a los países fuera del sistema ETS, se asigna a cada país un objetivo de reducción en función del PIB. De este modo, los más ricos tendrán que reducir sus gases de efecto invernadero hasta un 20%. Y los más pobres, podrán aumentarlos hasta el 20%. El debate se centraba en las directivas que entrarán en vigor a partir de 2013, y que afectan a los sectores más contaminantes (electricidad, acero, cemento, papel vidrio, química de base y refinerías) que representan un tercio de las emisiones contaminantes. A partir de 2013, estas industrias deberían pagar una parte de sus emisiones. Con los fondos obtenidos los Estados deberían apoyar el fomento de tecnologías verdes y ayudar a los países de la ampliación muy dependientes del carbón o petróleo y a los países en desarrollo. Tras las discusiones, los objetivos de la Comisión se han diluido y dilatado en el tiempo sustancialmente. El pago de los derechos de emisión (actualmente unos 15 euros por tonelada) sólo afectarán al 30% de las emisiones en 2013; al 70% en 2020 y al 100% en 2027, lo que supone retrasar siete años la propuesta de la Comisión. Para las instalaciones de los sectores con un riesgo significativo de deslocalización las emisiones serán gratuitas en un 100%, "hasta el valor de referencia de la mejor tecnología aplicable". Es decir, se concederán emisiones libres siempre que se apliquen tecnologías avanzadas.



Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica2) Dependencia de los combustibles fósiles

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Reservas energéticas (años)

Petróleo 40

Gas Natural 65

Carbón 150

Uranio 70

Aspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica2) Dependencia de los combustibles fósiles

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica2) Dependencia de los combustibles fósiles

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Aspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólicaComparativa aspectos 1) y 2)

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. Peso en industria nacional

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. Peso en industria nacional

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Aspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. Empleo


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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. I+D+i

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. I+D+i

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. Coste de la energía en mercado diario.

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. Precio de la electricidad.

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. Internacionalización.

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica3)Aspectos socieconómicos. Internacionalización.

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica4) Conclusiones

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ENERGÍA RENOVABLE

Efectos medioambientales de la generación eólica

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Módulo Energía EólicaEfectos medioambientales de la generación eólica

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1) Ruido aerogeneradores


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2) Impacto en avifauna


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Módulo Energía EólicaMódulo Energía EólicaEfectos medioambientales de la generación eólica

3) Impacto sobre el paisajeJ.M

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Objetivos del EsIA

-Definir y valorar el estado pre-operacional del entorno

del Proyecto.

-Identificar y evaluar

de forma cualitativa y cuantitativa la naturaleza y magnitud de

los efectos positivos y negativos

originados por el Proyecto.

-Establecer y definir las medidas correctoras

que , siendo técnica y económicamente viables, reduzcan, eliminen o compensen los efectos ambientales significativos negativos.

-Proponer un Plan de Vigilancia Ambiental

que se deberá

seguir durante las fases de ejecución y explotación.

-Redacción de un Documento de Síntesis, en el que

se expondrá

un resumen del estudio y de las conclusiones, en términos asequibles a la comprensión general.

Aspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica4) EIA

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Descripción del Proyecto: en esta primera fase se ha descrito las estructuras que componen el proyecto, analizando las acciones que tienen una mayor incidencia en el medioambiente: localización, análisis de las posibles alternativas y justificación de la elegida, relación de las materias primas y residuos generados durante la construcción y funcionamiento del parque eólico. Inventario Ambiental: basado en la recopilación bibliográfica y en consultas realizadas a personas, Organismos e Instituciones relacionadas con el proyecto. También en los trabajos de campos y descripción de los elementos ambientales afectados por las obras de construcción del proyecto. Se han estudiado las características climatológicas de la zona donde se va a localizar el parque eólico, para una mejor selección de las especies que se utilizarán en las labores de revegetación y restauración de los terrenos afectados. También se han recogido las características litológicas, geomorfológicas, edafológicas, hidrológicas, faunísticas y de vegetación de la zona de estudio. Este inventario se ha ampliado con un estudio detallado de paisaje y de la incidencia de los aerogeneradores sobre el mismo. En esta fase también se has estudiado las características socioeconómicas de los alrededores donde se enclava el proyecto. Puesto que unos de los problemas que producen los aerogeneradores es el ruido, para evaluar el posible impacto, se han tomado medidas de ruido de fondo, y gracias a datos bibliográficos, se ha realizado una simulación por ordenador del ruido que producirán los aerogeneradores que se instalarán en la zona. Identificación y Valoración de Impactos: En esta fase se identifican y valoran los posibles impactos asociados a las tres fases del proyecto (construcción, explotación y abandono). Se han utilizado matrices simplificadas de identificación y valoración de impactos directos o primarios. Medidas Preventivas y Correctoras: Se proponen unas soluciones para prevenir, corregir o minimizar los impactos significativos. Programa de Vigilancia Ambiental: Se propone un plan de vigilancia para asegurar el cumplimiento de las medidas correctoras propuestas en la etapa anterior. Se realiza un seguimiento de los efectos ambientales que se producen en todas las fases del proyecto (construcción, explotación y abandono).




Ámbito de estudio

-Flora, fauna, geomorfología y edafología

-Geología e hidrología (superficial y subterránea): esta zona es más amplia que la anterior.

-Ruido:

este elemento se estudia en una zona más restringida.

-Paisaje: se trabaja sobre varias escalas para el estudio de este elemento

(zona estricta del proyecto, entorno próximo, fondo escénico).

-Factores socioeconómicos: el alcance de estos elementos se restringe a los términos municipales que se vean afectados por el parque eólico.

Aspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica4) EIA

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Módulo Energía EólicaAspectos ambientales y socioeconómicos de la energía eólica4) EIA

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Módulo Energía EólicaRetos de la energía eólica

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Retos de la energía eólica Módulo Energía Eólica

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Documents

Temas 5 6 y 7 2011