Diseño, Estudio de Impacto Ambiental, Estudio Legal ... Tecnico y Economico del Proyecto... ·...

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Parque Eólico Lebu

Diseño, Estudio de Impacto Ambiental, Estudio Legal, Estudio de Bonos del Carbón y Evaluación

Económica

12 de octubre de 2008


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ECOIMPULSO entrega este informe a CORFO bajo los términos de confidencialidad descritos en el contrato de otorgamiento del subsidio del

Proyecto. Se solicita no divulgar su contenido más allá de lo que sea estrictamente necesario para dar cumplimiento a dicho contrato.


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CONTENIDO

Introducción............................................................................................................. 5 1. Diseño ................................................................................................................. 6 1.1. Objetivos y Criterios ......................................................................................... 6 1.2. Datos Iniciales .................................................................................................. 6 1.2.1. Informe de Prospección Eólica...................................................................... 6 1.2.1.1. Validación de los Datos .............................................................................. 7 1.2.1.2. Procesamiento y Síntesis de los Datos .................................................... 11 1.2.1.2.1. Velocidad y Dirección del Viento ........................................................... 11 1.2.1.2.2. Perfil Vertical del Viento y Rugosidad.................................................... 15 1.2.1.2.3. Densidad de Potencia Eólica................................................................. 17 1.2.1.2.4. Distribución de Weibull .......................................................................... 20 1.2.1.2.5. Turbulencia............................................................................................ 22 1.2.2. Características de los Sistemas de Distribución y Transmisión .................. 25 1.2.3. Características de la demanda de energía.................................................. 25 1.2.4 Caminos ....................................................................................................... 25 1.2.5. Normativa Eléctrica ..................................................................................... 25 1.2.6. Normativa Sísmica y Estructural ................................................................. 26 1.3. Diseño Conceptual ......................................................................................... 28 1.3.1. Selección de la turbina y características (potencia, clase, velocidad de rotación, etc).......................................................................................................... 28 1.3.2. Selección del tipo de torre y fundación........................................................ 29 1.3.3. Selección del tipo de edificio de control....................................................... 29 1.3.4. Selección del tipo de generador eléctrico.................................................... 29 1.3.5. Plano de disposición de turbinas, edificio de control, caminos, transformadores y S/E........................................................................................... 30 1.3.6. Plano trazado de caminos ........................................................................... 30 1.3.7. Transporte de las turbinas hasta el sitio. ..................................................... 30 1.3.8. Montaje........................................................................................................ 30 1.3.9. Selección del tipo de conexión al SIC. ........................................................ 30 1.3.10 Selección del tipo de línea de transmisión al SIC....................................... 31 1.3.11. Selección del tipo de sistema de control (hardware y software)................ 31 1.4 Ingeniería Básica............................................................................................. 32 1.4.1. Informe de Características Mecánicas del Suelo. ....................................... 32 1.4.2. Selección de la turbina óptima y selección de la disposición óptima de las turbinas en el sitio del proyecto. ............................................................................ 32 1.4.3. Selección de la altura óptima de las torres.................................................. 33 1.4.4. Especificación básica de las fundaciones ................................................... 33 1.4.5. Especificación básica de las torres. ............................................................ 34 1.4.6. Especificación de los equipos auxiliares. .................................................... 34 1.4.7. Especificación de caminos interiores .......................................................... 34 1.4.8. Especificación de equipos para el montaje. ................................................ 35 1.4.9. Descripción del programa de montaje y puesta en marcha......................... 35 1.4.10 Especificación eléctrica del generador. ...................................................... 35 1.4.11. Especificación Eléctrica de los transformadores e interruptores principales.............................................................................................................................. 39


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1.4.12. Memoria de cálculo del diseño de la línea de transmisión. ....................... 40 1.4.13. Especificación de la línea de transmisión.................................................. 41 1.4.14. Memoria de cálculo del comportamiento del parque eólico en régimen.... 41 permanente. .......................................................................................................... 41 1.4.14.1. Energía Generable y Pérdidas ............................................................... 41 1.4.14.2. Potencia de Suficiencia .......................................................................... 43 1.4.14.3 Análisis Estático ...................................................................................... 44 1.4.15. Comportamiento del Parque Eólico en Régimen Transitorio..................... 46 1.4.16. Especificación de las Protecciones Eléctricas........................................... 48 1.4.17. Dimensionamiento del banco de condensadores..................................... 49 1.4.18. Especificación del sistema de control........................................................ 49 1.4.19. Diagrama unilineal del Parque Eólico....................................................... 50 2. Estudio de Impacto Ambiental........................................................................... 51 2.1. Marco Legal.................................................................................................... 51 2.2. Línea Base ..................................................................................................... 58 2.2.1. Medio Físico ................................................................................................ 58 2.2.1.1. Clima y Meteorología................................................................................ 58 2.2.1.2. Calidad del Aire ........................................................................................ 60 2.2.1.3. Suelo ........................................................................................................ 61 2.2.1.4. Agua......................................................................................................... 61 2.2.1.5. Geología y Geomorfología ....................................................................... 62 2.2.1.6. Ruido ........................................................................................................ 62 2.2.1.7. Paisaje...................................................................................................... 63 2.3. Medio Biótico.................................................................................................. 63 2.3.1. Flora ............................................................................................................ 64 2.3.2. Fauna .......................................................................................................... 65 2.4. Aspectos Socioeconómicos............................................................................ 67 2.4.1. Economía y Ocupación del Suelo ............................................................... 67 2.4.2. Población y empleo ..................................................................................... 69 2.4.3. Educación.................................................................................................... 72 2.4.4. Infraestructura Vial ...................................................................................... 72 2.4.5. Zonas de Interés Respecto del Patrimonio Cultural y Natural ..................... 72 2.5. Identificación, Categorización y Calificación de Impactos .............................. 73 2.5.1. Calificación del Impacto por Ruido .............................................................. 74 2.5.2. Matriz de Impactos ...................................................................................... 77 2.5.3. Resumen de CaIificación de Impactos ........................................................ 79 2.6. Plan de Manejo y Mitigación de Impactos ...................................................... 79 3. Estudio Legal..................................................................................................... 80 4. Estudio de Bonos del Carbón............................................................................ 81 4 A. Descripción general del proyecto a pequeña escala...................................... 81 4 B. Aplicación de la línea base y la metodología de monitoreo: .......................... 86 4 C. Duración del proyecto / Períodos crediticios:................................................. 99 4 D.: Impactos medioambientales ....................................................................... 100 4 E. Comentarios de Interesados ........................................................................ 100 4 F. Información de la Línea Base....................................................................... 102 5. Proyección del Desempeño Económico.......................................................... 106 5.1. Estimación de Inversiones............................................................................ 106 5.2. Estimación del Costo de Operación y Mantención ....................................... 109


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5.3. Estimación del Costo Financiero .................................................................. 109 5.4. Otros Costos ................................................................................................ 109 5.5. Estimación de Ingresos por Venta de Energía y Potencia............................ 110 5.6. Otros Ingresos.............................................................................................. 111 5.7. Proyección de Flujos de Caja....................................................................... 111 5.8. Análisis de Sensibilidad................................................................................ 115 5.9. Beneficios Sociales ...................................................................................... 119 6. Conclusiones................................................................................................... 120 ANEXO 1.2.1. Certificados de calibración de los instrumentos empleados en la

prospección eólica ANEXO 1.2.2. Especificaciones de los instrumentos usados en la prospección eólica ANEXO 1.3.1 Disposición general ANEXO 1.3.2 Informe de caminos ANEXO 1.3.3. Esquema de montaje turbinas ANEXO 1.3.4 Especificación grúa principal montaje turbina ANEXO 1.4.2 Comparación entre turbinas ANEXO 1.4.3 Curva de potencia turbina eólica ANEXO 1.4.4 Fotos turbinas HeWind HW50 de 780 kW ANEXO 1.4.5 a1 Fundaciones turbinas eólicas HeWind HW50 ANEXO 1.4.5 a2 Fundaciones turbinas eólicas HeWind HW50 ANEXO 1.4.5 b1 Fundaciones turbinas eólicas Bonus MKIV ANEXO 1.4.5 b2 Fundaciones turbinas eólicas Bonus MKIV ANEXO 1.4.6 Materiales fundaciones turbinas ANEXO 1.4.7 a Planos torre Bonus 58m ANEXO 1.4.7 b Plano torre HeWInd 60m ANEXO 1.4.8 Programa de construcción y montaje ANEXO 1.4.9 Re-conectador de las turbinas ANEXO 1.4.10 Foto aérea del parque eólico ANEXO 1.4.11 Coordenadas geográficas de las turbinas eólicas ANEXO 1.4.12 Diagrama unilineal eléctrico del parque eólico ANEXO 1.4.13 Plano de conexión eléctrica de las turbinas HeWind HW50 ANEXO 1.4.14 a Especificaciones técnicas de la turbina eólica HeWind HW50 ANEXO 1.4.14 b Especificaciones técnicas de la turbina eólica Bonus MKIV 600 kW ANEXO 1.4.16 a Estimación de la energía bruta producida turbinas HeWind HW50 ANEXO 1.4.16 b Estimación de la energía bruta producida turbinas Bonus MKIV ANEXO 1.4.17 Especificación conductor eléctrico ANEXO 1.4.18 Sistema de control HeWind HW50 ANEXO 4.1 Factor de emisión del margen de construcción


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Introducción El presente documento contiene el diseño conceptual, diseño básico, estudio de impacto ambiental, estudio legal, estudio de los bonos del carbón y evaluación económica del Proyecto Parque Eólico Lebu. El proyecto se ubica en la costa de la comuna de Lebu, provincia de Arauco, VIII Región de Chile y, de acuerdo a los resultados de este estudio, cuenta con una potencia inicial de 5100 kW, un factor de planta neto de aproximadamente 27% e inyectará su energía al sistema Interconectado Central a través de la subestación Lebu, propiedad de la empresa de sub-transmisión CGE.


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1. Diseño 1.1. Objetivos y Criterios El objetivo de este trabajo es diseñar un parque eólico que maximice los beneficios sociales y los beneficios privados de los inversionistas, incluyendo los aspectos económicos y ambientales. El proyecto deberá:

• Aprovechar en forma optima los incentivos legales dispuestos en favor de las energías renovables.

• Cumplir todos los requisitos legales existentes en el país.

• Ser amigable con la comunidad local y el medio ambiente.

1.2. Datos Iniciales 1.2.1. Informe de Prospección Eólica La prospección eólica se basa en los datos obtenidos entre el 28 de mayo de 2007 y el 15 de mayo de 2008, en la estación de monitoreo ubicada en el punto cuyas coordenadas geográficas UTM (WGS 84) son aproximadamente Sur 37°41'22.40"S Oeste 73°38'51.30" y se encuentra a una altitud de aproximadamente 80 m.s.n.m.m. La estación de monitoreo tiene una torre reticulada de 50m de altura, contra-ventada con cables de acero, anemómetros a 50 y 20 metros de altura sobre el terreno, veleta a 49m de altura, barómetro a 6 metros de altura, termómetro a 7 metros de altura y registrador de datos a 6m de altura. La Tabla 1.2.1.1 muestra el tipo, marca, modelo y altura de instalación de los instrumentos. Tabla 1.2.1.1. Instrumentos de la estación de monitoreo.

Instrumento Marca Modelo Altura (m)

Anemómetro Thies First Class 4.3350.10.000 20 Anemómetro Thies First Class 4.3350.10.000 50 Veleta NRG 200P 49 Barómetro NRG BP-20 6 Termómetro NRG 110-S 7 Registrador de datos Secondwind Nomad 2 6


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Los anemómetros fueron calibrados en conformidad con la Measuring Network of Wind Energy Institutes (MEASNET) “Cup Anemometer Calibration Procedure 09/1997”. Los certificados correspondientes se encuentran en el Anexo 1.2.1. La torre y los soportes y el registrador de datos cumplen o exceden las disposiciones de la norma de la International Electrotechnichal Commission (IEC) 61400-12-1 “Power Performance Measurements of Electricity Producing Wind Turbines Edition 1.0 2005-12”. En concordancia con esta norma, los soportes de veletas y anemómetros fueron dispuestos en dirección Este-Oeste, perpendicularmente a los vientos predominantes. Especificaciones tanto de los instrumentos como del registrador de datos se encuentran en el Anexo 1.2.2. Los registros fueron hechos de la siguiente forma:

• Velocidad del viento: cada canal registró velocidad máxima, promedio y desviación estándar en metros por segundo para intervalos de 10 minutos con muestreo de 1 Hz.

• Presión barométrica: muestra de 10 minutos en kPa.

• Temperatura: muestra de 10 minutos en ºC.

• Dirección del viento: se registró promedio y desviación estándar en

grados con respecto al Norte para intervalos de 10 minutos, con muestreo de 1 Hz.

1.2.1.1. Validación de los Datos Los datos obtenidos fueron sometidos a varias pruebas con el propósito de verificar su completitud y consistencia, y detectar posibles fuentes de sesgo o error en la caracterización del clima eólico en el sitio. A continuación se describe las pruebas efectuadas y sus resultados. Prueba de Cantidad de Registros. El período muestreado corresponde a 353.18 días (desde 28 de mayo de 2007 a las 12:50 al 15 de mayo de 2008 a las 17:10). Dado que 353.18 días son 508,580 minutos y cada registro representa 10 minutos, entonces debiera haber

registrosregistro

858,50min/10

min600,525=

número que se verifica correctamente.


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Prueba de Continuidad de los Registros. Usando Microsoft Excel se listó en una columna la fecha y la hora de los registros originales en orden cronológico, tal cual se obtuvieron del registrador de datos. Luego se creó una columna adicional con la misma fecha y hora de inicio de los registros originales. A partir de esta fecha y hora se incrementó 10 minutos (período que representa un registro) cada fila de la columna adicional hasta la fila 50,858 (número de fila del último registro original). De este modo, la columna adicional tiene una lista de fechas y horas continua con incrementos de 10 minutos. Si la columna adicional es igual a la columna original, entonces los registros originales son continuos. Una tercera columna se usó para comparar las filas original y adicional, verificándose su identidad en todos los casos. Se concluye que los registros originales efectivamente son continuos. Pruebas de Rango de Valores para los Anemómetros de 20m y 50m. Se verificó que:

a) Las velocidades del viento máximas y promedios estuvieran entre 0 y 40m/s para las mediciones de cada anemómetro. La aplicación de esta prueba permitió encontrar que el 25 de julio a las 04:20 horas se registró velocidades máximas a 20 y 50m de más de 1560 m/s y que la desviación estándar para ambos niveles de medición superó los 60 m/s. El mismo problema se presenta en el registro del 18 de noviembre de 2007 a las 23:40 para la velocidad del viento máxima a 20m desviación estándar de la velocidad a 20m, promedio, máxima y desviación estándar a 50m. Se procedió a eliminar los datos de velocidades máximas y desviación estándar en los registros indicados. b) La desviación estándar de la velocidad del viento para 10 minutos fuera distinta de cero y menor a 6m/s para las mediciones de cada anemómetro. La aplicación de esta prueba permitió encontrar que el 22 de junio a las 00:10 y entre el 20 de julio de 2007 desde las 23:10 hasta las 23:30 horas se registraron valores iguales a cero en todos los campos. Desde este último episodio en adelante, el anemómetro de 50m dejó de funcionar, condición que se corrigió mediante el reemplazo del instrumento y su conductor el 13 de octubre de 2007 a las 15:00 horas. El desperfecto asociado a este síntoma produjo la rápida pérdida de energía desde las baterías de la estación de monitoreo, lo que redundó en pérdidas de registros de temperatura y presión barométrica en el mes de agosto de 2007, tal como se indica más abajo en esta sección.


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Se procedió a eliminar los datos recolectados:

• el 22 de junio a las 00:10 • entre el 20 de julio de 2007 desde las 23:10 hasta las 23:30 • los valores para 50m de velocidad promedio, máxima y desviación

estándar entre el 20 de julio de 2007 y el 13 de octubre a las 14:50. De acuerdo al fabricante del registrador de datos, los síntomas descritos anteriormente son compatibles con descargas electromagnéticas debidas a rayos y con fallas internas de los instrumentos de medición. c) La velocidad promedio del viento calculada a partir de los datos del anemómetro ubicado a 20m, no fuera superior en un 5% a la velocidad promedio calculada a partir de los datos del anemómetro instalado a 50m, por un lapso continuo de 40 minutos o más. La prueba se restringió a las velocidades promedio a 20m superiores a 4 m/s. La aplicación de esta prueba permitió encontrar las siguientes anomalías del perfil vertical de velocidad del viento en los registros que muestra la Tabla 1.2.1.1.1.


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Tabla 1.2.1.1.1. Anomalías de perfil vertical.

Fecha y hora

Vel. del viento

promedio a 50m (m/s)

Vel. del viento

máxima a 50m (m/s)

Desv. estándar

de la velocidad del viento

a 50m (m/s)

Presión atmosférica

(kPa)

Temp exterior

(°C)

Dirección promedio

del viento a 48m (°)

Desv. estándar

de la dirección del viento a 48m (°)

Vel. del viento

promedio a 20m (m/s)

Vel. del viento

máxima a 20m (m/s)

Desv. estándar

de la velocidad del viento

a 20m (m/s)

28/01/2008 10:40:00 6.04 9.50 1.05 100.17 17.48 156.22 8.85 6.58 8.85 0.71

28/01/2008 10:50:00 5.48 7.97 0.89 100.06 17.89 160.58 11.09 6.11 7.75 0.72

28/01/2008 11:00:00 5.69 8.35 0.89 100.17 18.16 161.57 9.79 6.42 8.42 0.80

28/01/2008 11:10:00 6.01 8.35 0.93 100.14 18.43 158.36 11.13 6.61 9.81 0.88

28/01/2008 11:20:00 6.28 9.88 1.11 100.17 18.57 154.49 9.81 6.86 9.78 0.95

26/02/2008 06:00:00 4.11 6.44 0.71 100.06 10.42 145.27 12.18 4.34 6.25 0.69

26/02/2008 06:10:00 4.23 6.44 0.79 100.06 10.28 150.91 9.83 5.06 7.32 0.79

26/02/2008 06:20:00 4.65 6.83 0.78 100.06 10.21 153.03 7.44 5.46 7.77 0.65

26/02/2008 06:30:00 5.72 7.97 0.75 100.06 9.94 155.71 7.34 6.33 7.97 0.69

22/03/2008 16:10:00 5.57 8.35 0.96 100.01 18.63 158.29 10.18 7.14 9.71 0.98

22/03/2008 16:20:00 5.92 8.73 0.94 99.95 18.98 158.40 11.74 6.31 8.78 0.89

22/03/2008 16:30:00 6.07 9.11 0.92 99.95 18.71 158.61 10.82 6.58 8.73 0.92

22/03/2008 16:40:00 6.51 10.26 1.17 99.95 18.40 158.27 11.66 7.41 10.50 1.19

04/03/2008 12:10 5.69 7.59 0.74 100.60 12.56 157.91 8.11 6.16 9.18 0.98

04/03/2008 12:20 5.49 8.35 0.98 100.60 12.79 155.91 10.60 5.78 8.56 0.99

04/03/2008 12:30 5.73 7.97 0.87 100.60 12.45 157.67 8.44 6.46 9.93 0.89

04/03/2008 12:40 5.86 7.59 0.83 100.60 12.73 160.47 7.76 6.37 8.54 0.83

04/03/2008 12:50 6.02 8.35 0.98 100.60 12.73 159.22 7.33 6.62 8.73 0.86

04/03/2008 13:00 4.93 7.21 0.73 100.60 13.41 154.70 11.30 5.49 7.54 0.94

04/03/2008 13:10 5.29 7.59 0.80 100.60 13.68 157.59 10.23 5.64 7.85 0.75

04/03/2008 13:20 5.07 7.59 0.74 100.63 14.15 163.63 9.32 5.32 7.58 0.81

05/10/2008 16:40 6.09 9.50 1.22 100.71 11.51 154.94 9.70 6.42 9.88 1.18

05/10/2008 16:50 4.64 6.83 0.81 100.66 11.64 151.50 11.43 4.94 8.13 1.03

05/10/2008 17:00 5.25 7.21 0.79 100.60 11.64 156.90 9.01 6.09 8.42 0.93

05/10/2008 17:10 5.28 7.59 0.89 100.71 11.51 150.92 10.33 5.95 8.25 0.87

05/10/2008 17:20 5.65 7.97 0.88 100.71 11.23 158.44 7.51 6.29 8.83 0.79

Dado que la mayor velocidad del anemómetro de 20m sobre el de 50m es poca (Máx: 1.57 m/s, correspondiente a una velocidad a 20m 28% más alta que a 50m) y el tiempo en que se presenta la anomalía es corto (tiempo total igual a 4.33 horas), se procedió a aceptar los registros como válidos.

Otras Pruebas: Se realizó las siguientes pruebas para comprobar los registros de presión atmosférica, temperatura y dirección del viento.

d) La presión atmosférica estuviera en el rango 98 a 102.5 kPa. e) La tasa de cambio de la presión atmosférica no fuera superior a 0.1 kPa entre registros de 10 minutos. f) La temperatura del aire estuviera en el rango 0 a 30 °C.


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g) Que la tasa de cambio de la temperatura externa fuera inferior a 5°C por hora. h) La desviación estándar de la dirección del viento sea distinta de cero cuando la velocidad promedio a 50m es mayor a 2m/s. Todos los registros cumplieron con las pruebas d), e), f), g) y h).

Se concluye que la tasa de recuperación de datos en el período muestreado es superior al 99.9% para la velocidad a 20m, igual a 76% para la velocidad a 50m y superior a 99.9% para la dirección del viento. La Tabla 1.2.1.1.2, resume la disponibilidad de registros por instrumento. Tabla 1.2.1.1.2. Disponibilidad de registros por instrumento.

Notas: • Desde el 28 de mayo de 2007 en adelante hay mediciones continuas de velocidad a 20m. • Desde 28 de mayo de 2007 hasta el 20 de julio del mismo año hay mediciones continuas

de velocidad a 50m. • El 8 de agosto de 2007 se dejó de registrar presión el barométrica. • El 23 de agosto de 2007 se dejó de registrar temperatura. • Desde el 26 de agosto de 2007 en adelante se volvió a registrar temperatura y presión

barométrica. • El 13 de octubre de 2007 se cambió el anemómetro Thies ubicado a 50m por un NRG Max

40 y se volvió a registrar velocidades a ese nivel. 1.2.1.2. Procesamiento y Síntesis de los Datos En esta sección se utilizan los datos validados para caracterizar el clima eólico del sitio. 1.2.1.2.1. Velocidad y Dirección del Viento La velocidad promedio del viento a 50m de altura resultó ser 6.49m/s. El valor máximo medido a esa misma altura corresponde a 27.61m/s y se registró el 10 de junio de 2007 a las 01:20 horas.

_2007_ _2008_May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May

Instrumento sem 1

sem 2

sem 3

sem 4

sem 1

sem 2

sem 3

sem 4

sem 1

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Anemómetro 20mAnemometro 50mBarómetroTermómetroVeleta 48m


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Las velocidades promedio mensuales se resumen en la Tabla 1.2.1.2.1.1.

Tabla 1.2.1.2.1.1. Velocidades promedio mensuales. Velocidad a 20m Velocidad a 50m

Mes y año Recuperación de datos (%)

Promedio a 20m (m/s)

Recuperación de datos (%)

Promedio a 50m (m/s)

Mayo 2007 (*) 100 5.1 100 6.4 Junio 2007 99.75 5.0 99.75 6.3 Julio 2007 99.93 5.2 64.4 6.3 Agosto 2007 100 5.6 0 Septiembre 2007 100 5.1 0 Octubre 2007 100 4.5 59.27 5.7 Noviembre 2007 100 6.0 99.98 7.4 Diciembre 2007 100 6.3 100 7.5 Enero 2008 100 5.8 100 7.0 Febrero 2008 100 5.3 100 6.4 Marzo 2008 100 4.9 100 6.1 Abril 2008 100 4.8 100 6.0 Mayo 2008 (**) 100 4.1 100 5.2 (*) Desde el 28 de mayo de 07 a las 12:50 (**) Hasta el 15 de mayo de 08 a las 17:10

La Figura 1.2.1.2.1.1, muestra las velocidades a 20 y 50m para el día promedio de la muestra.


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Figura 1.2.1.2.1.1. Velocidad horaria promedio anual.

La Figura 1.2.1.2.1.2, muestra las velocidades horarias del día promedio por mes. Figura 1.2.1.2.1.2. Velocidad horaria promedio por mes.

La rosa de frecuencia anual de vientos se muestra en la Figura 1.2.1.2.1.3.


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Figura 1.2.1.2.1.3. Rosa de frecuencia anual de vientos.

La Figura 1.2.1.2.1.4, muestra las rosas de frecuencia mensuales.


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Figura 1.2.1.2.1.4. Rosas de frecuencia mensuales.

1.2.1.2.2. Perfil Vertical del Viento y Rugosidad Con el promedio anual de velocidad del viento a 20m de altura ( 20=ZU =5.26m/s) y

el promedio anual de velocidad del viento a 50m de altura ( 50=ZU =6.49m/s), se

despejó el exponente de rugosidad promedio (α ) de la Ley Exponencial de perfil vertical, usando la Ecuación 1.2.1.2.2.1,

]20

50[

][20

50

Ln

U

ULn

Z

z

=

=

=α Ecuación 1.2.1.2.2.1

resultando el valor 227.0=α . La Tabla 1.2.1.2.2.1, muestra las velocidades promedio proyectadas usando la Ley Exponencial con 227.0=α y la velocidad promedio medida a 50m de altura.


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Tabla 1.2.1.2.2.1. Proyección de la velocidad promedio a varias alturas.

Altura (m) Velocidad (m/s)

60 6.8 70 7.0 80 7.2 90 7.4 100 7.6

Los exponentes de rugosidad promedio según dirección del viento se presentan en la Figura 1.2.1.2.2.1. Figura 1.2.1.2.2.1. Exponentes de rugosidad promedio por sector para la Ley Exponencial.


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La Figura 1.2.1.2.2.2, muestra el exponente de rugosidad horario para el día promedio . Figura 1.2.1.2.2.2. Exponente de rugosidad horario promedio.

1.2.1.2.3. Densidad de Potencia Eólica La densidad de potencia eólica promedio a 50m de altura fue calculada según la Ecuación 1.2.1.2.3.1 para cada intervalo de 10 minutos.

3**2

1UD ρ= Ecuación 1.2.1.2.3.1

donde, D es la densidad de potencia eólica en w/m2.

U es la velocidad media a 50m de altura de cada intervalo de 10 minutos, en m/s1. ρ es la densidad del aire para cada intervalo de 10 minutos en kg/m3 calculada según la Ecuación 1.2.1.2.3.2.

T

P*4837.3=ρ Ecuación 1.2.1.2.3.2

1 Para efectuar este cálculo, los datos faltantes de velocidad del viento a 50m desde el 20 de julio al 13 de octubre de 2007 fueron completados usando las mediciones de velocidad a 20m y la Ley Exponencial con

227.0=α .


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donde, P es la presión atmosférica de cada intervalo de 10 minutos en KPa T es la temperatura del aire de cada intervalo de 10 minutos en °K Para los registros en que hubo datos de temperatura faltantes, esta se completó usando la Ecuación 1.2.1.2.3.3.

zBTT *0 −= Ecuación 1.2.1.2.3.3 donde, T es la temperatura estimada en °K

0T es la temperatura estándar a nivel del mar en °K, igual a 288.16 °K B es la tasa estándar de disminución de la temperatura igual a 0.0065 °K/m z es la altitud del sitio sobre el nivel del mar, igual a 70m. Para los registros en que hubo datos de presión atmosférica faltantes, estos se completaron mediante la Ecuación 1.2.1.2.3.4.

2^*)7^10*793.4(*011837.029.101 zzp −+−= Ecuación 1.2.1.2.3.4 donde, p es la presión estimada en kPa; z es la altitud del sitio sobre el nivel del mar en metros, igual a 70m. La densidad de potencia eólica promedio a 50m (D ) resultó ser igual a 303 w/m2. La Figura 1.2.1.2.3.1, muestra la rosa de densidad de potencia eólica promedio anual.


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Figura 1.2.1.2.3.1. Rosa de densidad de potencia eólica promedio anual a 50m de altura.

La Figura 1.2.1.2.3.2, muestra las rosas de potencia eólica mensuales.


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Figura 1.2.1.2.3.2. Rosas de potencia eólica promedio mensuales a 50m de altura.

1.2.1.2.4. Distribución de Weibull Se calculó los coeficientes de escala (c ) y forma ( )k para la función de densidad de probabilidades de Weibull que muestra la Ecuación 1.2.1.2.4.1.

k

c

uk

ec

u

c

kuf

−

−

= **)(

1

Ecuación 1.2.1.2.4.1

donde )(uf corresponde a la densidad de probabilidad de la velocidad del viento (u ) en m/s, k es adimensional y las unidades de c son m/s.


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El cálculo se realizó por el método de Máxima Verosimilitud, el cual emplea la Ecuación 1.2.1.2.4.2 en forma iterativa para encontrar k :

( ) ( )

−=∑

∑

∑=

=

=

N

u

u

uuk

N

ii

N

i

ki

N

ii

ki

1

1

1

lnln* Ecuación 1.2.1.2.4..2

Donde iu es la velocidad promedio a 50m del intervalo de 10 minutos i y N es el número total de intervalos considerados igual a 58,444. Una vez encontrado k , se empleó la Ecuación 1.2.1.2.4.3 para calcular el valor de c .

kN

i

ki

N

uc

1

1

=∑

= Ecuación 1.2.1.2.4.3

Los valores obtenidos para el factor de escala a 50m ( 50Lebuc ) y para el factor de

forma a la misma altura ( 50Lebuk ) son2:

30.750 =Lebuc

10.250 =Lebuk La Figura 1.2.1.2.4.1, muestra el gráfico de la distribución ajustada y el histograma de frecuencias para los valores medidos a 50m. 2 Para efectuar el cálculo de c y k, los datos faltantes de velocidad del viento a 50m desde el 20 de julio al 13 de octubre de 2007 fueron completados usando las mediciones de velocidad a 20m y la Ley Exponencial con

227.0=α


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Figura 1.2.1.2.4.1. Distribución de Weibull ajustada e histograma de frecuencias medidas.

1.2.1.2.5. Turbulencia Se calculó la Intensidad de Turbulencia promedio a 50m de altura ( 50I ) para velocidades del viento entre 1 y 21.5 m/s de acuerdo a la Ecuación 1.2.1.2.5.1.

N

UI

N

i i

i∑=

=1

50

σ

Ecuación 1.2.1.2.5.1

Donde,

iσ corresponde a la desviación estándar de la velocidad del viento a 50m de altura para cada registro de 10 minutos i ;

iU corresponde a la velocidad media del intervalo de 10 minutos i ; N corresponde al número de registros de 10 minutos, igual a 58,444.

El valor resultante para la turbulencia promedio a 50m resultó ser 0.142. También se calculó por clases de velocidad del viento la Intensidad de Turbulencia Media ( CI ) y la Desviación Estándar Media de la Intensidad de la Turbulencia

( Cσ ) a 50m. A partir de estos valores de obtuvo la Intensidad de Turbulencia


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Característica (de acuerdo a la norma IEC 61400-12 Segunda Edición), por clases de velocidad del viento (IC) de acuerdo a la Ecuación 1.2.1.2.5.2.

CCIIC σ+= Ecuación 1.2.1.2.5.2 La Tabla 1.2.1.2.5.1, muestra los resultados.

Tabla 1.2.1.2.5.1. Intensidad de la Turbulencia Media y Turbulencia Característica por clases de velocidad del viento.

Valor de clase (m/s)

Ínfimo de la clase

(m/s)

Supremo de la clase (m/s)

Número de registros en

la clase

Intensidad de Turbulencia Media ( CI )

Desviación Estándar Media

de la Intensidad de Turbulencia

( Cσ )

Intensidad de Turbulencia

Característica(IC )

1 0.5 1.5 1,122 0.404 0.185 0.59 2 1.5 2.5 2,239 0.203 0.094 0.297 3 2.5 3.5 3,216 0.157 0.069 0.226 4 3.5 4.5 3,938 0.137 0.056 0.193 5 4.5 5.5 4,505 0.127 0.051 0.178 6 5.5 6.5 4,674 0.126 0.049 0.175 7 6.5 7.5 4,437 0.127 0.046 0.173 8 7.5 8.5 3,990 0.129 0.039 0.168 9 8.5 9.5 3,335 0.126 0.033 0.159 10 9.5 10.5 2,695 0.12 0.03 0.15 11 10.5 11.5 1,784 0.112 0.029 0.141 12 11.5 12.5 1,172 0.109 0.027 0.136 13 12.5 13.5 665 0.109 0.028 0.136 14 13.5 14.5 266 0.107 0.031 0.138 15 14.5 15.5 106 0.111 0.027 0.138 16 15.5 16.5 51 0.101 0.03 0.131 17 16.5 17.5 33 0.107 0.038 0.146 18 17.5 18.5 12 0.111 0.035 0.146 19 18.5 19.5 2 0.143 0.005 0.148 20 19.5 20.5 1 0.118 0 0.118

En la Figura 1.2.1.2.5.1 se compara la Intensidad de la Turbulencia Media y Característica por clases de velocidad del viento con las Categorías A y B del estándar IEC 61400-1 Segunda Edición.


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Figura 1.2.1.2.5.1. Intensidad de la Turbulencia Promedio.

La Figura 1.2.1.2.5.2, muestra la Intensidad de Turbulencia por sectores de dirección.


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Figura 1.2.1.2.5.2. Rosa de Intensidad de Turbulencia.

1.2.2. Características de los Sistemas de Distribución y Transmisión Las características de los sistemas de distribución y transmisión se tratan en detalle en la Sección 1.4.14. 1.2.3. Características de la demanda de energía La localización, potencia, factor de potencia y naturaleza de los consumos asociados a la subestación se detallan en la Sección 1.4.14. 1.2.4 Caminos Las cargas máximas y radios de curvatura mínimo junto con las mejoras necesarias para la instalación del proyecto, se detallan en la Sección 1.4.7 y en los Anexos 1.3.2 y 1.3.1. 1.2.5. Normativa Eléctrica Los detalles y requerimientos de la normativa eléctrica se incluyen en la Sección 1.4.14.


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1.2.6. Normativa Sísmica y Estructural De acuerdo al US Uniform Building Code, el proyecto se encuentra en la Zona Sísmica 4. De acuerdo a la Norma Chilena NCh433 Of96 “Diseño Sísmico de Edificios”, el proyecto se encuentra en la Zona Sísmica 3. Esta última clasificación es el estándar nacional chileno y establece que las estructuras deben soportar aceleraciones horizontales de hasta 0.4g. La Figura 1.2.14 muestra la zonificación de parte del territorio chileno según esta norma.


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Figura 1.2.14. Zonificación sísmica de Chile Central, de acuerdo a la Norma NCh433 Of96.


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1.3. Diseño Conceptual El objetivo esta sección es describir las características técnicas principales de un parque eólico de 5,1 MW que maximice las utilidades del dueño del proyecto, respetando la legislación ambiental vigente. 1.3.1. Selección de la turbina y características (potencia, clase, velocidad de rotación, etc) Para la selección de la turbina eólica para este proyecto se consideraron principalmente los siguientes aspectos: costo de inversión, costo de mantención, plazo de entrega, confiabilidad, simplicidad de la tecnología empleada. Actualmente las turbinas más eficientes en términos económico son las de eje horizontal. Dentro de esta tecnología se distinguen dos tipos principales las de paso fijo y las de paso variable de las aspas. Las turbinas de paso fijo son mecánicamente más simples que las de paso variable, estas últimas son aerodinámicamente más eficientes. En este proyecto se optó por la tecnología de paso fijo, de mayor simplicidad y menor costo de inversión. Otra característica importante de una turbina de eje horizontal es la velocidad de rotación del rotor, la cual puede ser fija o variable. Para este proyecto se prefirió la velocidad de rotación fija por su menor inversión y menor plazo de entrega. Hoy en día, el mercado de las turbinas eólica tiene una sobre demanda reflejada en plazos de entrega promedio de aproximadamente 2 años para turbinas para turbinas de 2 MW de potencia nominal. Por otra parte los fabricante de turbinas de 2 MW de potencia consideran un proyecto de 5,1 MW, como el presente, y ubicado en Chile, como un negocio poco atractivo. Por estas razones se prefirió utilizar turbinas eólicas de menos de 1 MW, las cuales tienen un plazo de entrega considerablemente más corto, y cuyos fabricantes están interesados en ingresar en el mercado Sur Americano. Adicionalmente estas turbinas por su tamaño son más económicas de transportar y montar en el sitio que las turbinas de 2 MW, dada la infraestructura y equipos actualmente disponibles en el país. Las turbinas eólicas se diferencian por la “Clase” de sitio para las cuales están diseñadas. Existen turbinas Clase 1, 2,3 y 4. A medida que el número de la Clase aumenta la velocidad del viento del sitio disminuye. La Clase 1 corresponde a sitios de alta velocidad del viento, asociada a un promedio anual entre 8 m/s y 10 m/s. La Clase 2 corresponde a sitios con velocidad del viento entre 6 m/s y 8 m/s Se eligieron turbinas de Clase 1 y Clase 2 dado que el sitio tiene una velocidad promedio del viento cercana a 7 m/s y que las turbinas Clase 1 nuevas y las turbinas Clase 2 usadas tenían la ventajas en términos de minimizar la inversión y el tiempo de entrega de las máquinas.


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1.3.2. Selección del tipo de torre y fundación Las turbinas eólicas de eje vertical se montan sobre torres de celosía o reticuladas, tubulares de acero y de hormigón. Las torres de celosía son en general mas eficientes estructuralmente que las torres tubulares y de hormigón, sin embargo su impacto ambiental es mayor que el de los otros dos tipos de torre. La torres de hormigón son de bajo costo cuando en la región existe una empresa constructora especializada en este tipo de estructuras, lo que no ocurre en Chile. Las torres tubulares son las más utilizadas en el mundo actualmente, puesto que poseen un equilibrio entre relativo bajo costo y bajo impacto ambiental. Por este motivo se seleccionó una torre tubular cónica de acero para el presente proyecto. La fundación para el tipo de torre tubular escogida para este proyecto es una estructura de hormigón armado de aproximadamente 250 metros cúbicos por turbina. El fabricante de la turbina eólica generalmente suministra la geometría de la fundación, la cual en general es de sección circular, octogonal o con forma de cruz.

1.3.3. Selección del tipo de edificio de control Dado que cada turbina tiene su propio sistema de control ubicado en la base de la torre y adicionalmente es posible ubicar en la base de una de estas torres un sistema de control para todo el parque, no es necesario un edificio de control especial para el parque. Incluso el sistema de control de las turbinas seleccionadas para este proyecto hace posible la operación y control de todo el parque a distancia. 1.3.4. Selección del tipo de generador eléctrico Las turbinas eólicas utilizan generadores eléctricos de corriente alterna o de corriente continua. Los más comúnmente utilizados en la actualidad corresponden a los generadores de corriente alterna. Dentro de estos últimos generadores existen los síncronos y los asíncronos. Los que presentan menores costos de fabricación corresponden a los generadores asíncronos, lo cuales corresponden a los mas utilizados en la actualidad en turbinas eólicas para generar energía eléctrica para alimentar redes eléctricas de gran tamaño como el SIC (Sistema Interconectado Central). Dentro de los generadores asíncronos que se utilizan en turbinas eólicas existen dos grandes tipos: los que giran a velocidad constante y los que giran a velocidad variable o de doble alimentación. En el presente proyecto hemos escogido utilizar un generador asíncrono de velocidad de giro constante, dado que es la tecnología de menor costo de inversión y de probada confiabilidad.


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1.3.5. Plano de disposición de turbinas, edificio de control, caminos, transformadores y S/E La disposición del parque eólico se muestra en el plano que se encuentra en el Anexo 1.3.1. 1.3.6. Plano trazado de caminos El trazado de caminos del parque eólico se muestra en el plano que se encuentra en el Anexo 1.3.1. 1.3.7. Transporte de las turbinas hasta el sitio. Las cinco turbinas fueron trasladadas vía marítima hasta el puerto de Valparaíso. La dos turbinas restantes aún no han sido adquiridas. Fueron trasladadas desde el puerto de Valparaíso hasta el sitio del proyecto tres turbinas HeWind de 780 kW. Dos turbinas Bonus de 600 kW se encuentran en bodega en Santiago y serán trasladadas al sitio a la brevedad. Se adjunta en el Anexo 1.3.2 un estudio de caminos para acceder al sitio emitido por la empresa Transportes Javier Cortés. El tamaño y tipo de las turbinas seleccionadas permite el transporte de las turbinas hasta el sitio con equipos disponibles hoy en Chile, como en el estudio antes mencionado. 1.3.8. Montaje. Las turbinas serán montadas mediante grúas disponibles en Chile hoy. Es necesario emplear dos grúas pluma de aproximadamente 500 toneladas y 140 toneladas. Se adjunta en el Anexo 1.3.3 un diagrama de montaje de estas turbinas. Además en el Anexo 1.3.4 se adjunta una especificación de la grúa de 500 toneladas antes mencionada. El montaje de una turbina utilizando las grúas mencionados anteriormente demora aproximadamente un día por turbina en la parte del izaje de las torres y de la barquilla. El equipo humano necesario para el montaje de las turbinas existe en Chile. Este equipo debe estar supervisado por al menos un ingeniero del proveedor de las turbinas eólicas. 1.3.9. Selección del tipo de conexión al SIC. El voltaje de generación de los aerogeneradores seleccionados es 690 V. Cada turbina tendrá su propio transformador eléctrico que elevará este voltaje a 13, 2


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kV. Dentro del sitio del proyecto existirá una línea eléctrica de 13,2 kV que evacuará la energía generada por las turbinas hasta la subestación Santa Rosa de CGE de 66 kV. Para evacuar la energía generada por el parque eólico es necesario construir una línea de transmisión eléctrica de 13,2 kV entre el sitio del proyecto y la subestación Santa Rosa, la cual tiene un longitud aproximada de 4,5 km. Para la construcción de la línea eléctrica en cuestión es necesario solicitar una servidumbre a la Dirección de Vialidad por el camino público que une el sitio del proyecto y la subestación Santa Rosa. 1.3.10 Selección del tipo de línea de transmisión al SIC Se considera utilizar una línea de 13,2 kV, como explicado en la sección anterior de este informe. El tipo de línea y postación que se utilizará dependerá de las condiciones que exija la Dirección de Vialidad en el otorgamiento de la posible servidumbre para la instalación de esta línea eléctrica. 1.3.11. Selección del tipo de sistema de control (hardware y software) Las turbinas eólicas seleccionadas para este proyecto son suministradas con su propio hardware y software de control. Este hardware y software controlan la operación de la turbina en todos sus estados de funcionamiento. El software de control de la turbina se encarga principalmente de las siguientes tareas:

a) Medir la velocidad y dirección del viento. b) Definir si la velocidad del viento es suficiente para generar energía con la

turbina. c) Orientar la hélice de acuerdo a la dirección del viento. d) Activar el generador como motor para iniciar la generación e) Mantener la turbina eólica generando hasta la velocidad del viento normal

de operación de la turbina (25 m/s). f) Detener la turbina si la velocidad del viento supera los 25 m/s. g) Orientar el plano de la hélice en la dirección paralela al viento si la

velocidad del viento supera los 25 m/s.


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1.4 Ingeniería Básica 1.4.1. Informe de Características Mecánicas del Suelo. El informe de mecánica de suelo permitirá realizar un correcto diseño y construcción de las fundaciones del parque eólico. Las principales conclusiones de este estudio son las siguientes:

1) Las excavaciones para fundaciones podrán ser realizadas a máquina o manualmente con taludes verticales. Los últimos .05 m antes de llegar al sello de la excavación, deberán ser realizados manualmente con el propósito de obtener un sello libre de material suelto, removido o perturbado.

2) La profundidad mínima de fundación deberá ser de al menos 2.0 m medidos a partir de la superficie del actual terreno..

3) En el caso de que a nivel del sello de fundación se encuentren rellenos no controlados, se deberá continuar con la excavación hasta penetrar a lo menos 20 cm en el suelo natural.

4) Considerando la ubicación del terreno y que es necesario dar una solución simple de ejecutar, con mano de obra normalmente calificada y materiales fáciles de obtener, se propone una fundación directa constituida por una losa con muros perimetrales e interiores y rellena con suelo, que para fines del presente estudio podrá tener en planta forma circular, octogonal o hexagonal. Para la solución en losa de fundación se puede utilizar una forma poligonal o circular con un espesor adecuado a la rigidez que resulte del cálculo estructural.

5) Las tensiones máximas admisibles son de 94 ton/m2 para el caso estático y de140 ton/m2 para el caso dinámico. Asimismo, los valores de los coeficientes de balastro especificados son 813 ton/m3 y 2465 ton/m3 respectivamente.

1.4.2. Selección de la turbina óptima y selección de la disposición óptima de las turbinas en el sitio del proyecto. El criterio para seleccionar la turbina eólica óptima para este proyecto es la maximización de las utilidades del parque eólico en un período de 20 años. Aplicando este criterio se seleccionaron cinco turbinas nuevas HeWind de 780 kW de fabricación China y dos turbinas usadas Bonus de 600 kW de fabricación Danesa. . En el Anexo 1.4.14 a) y en el Anexo 1.4.14 b) se encuentran las descripciones técnicas de estas turbinas. Estas turbinas tienen el menor costo de inversión por kW y la entrega más corta del mercado a la fecha. La tecnología de la turbina HeWind de esta turbina se encuentra probada en más de 500 máquinas que se encuentra en funcionamiento


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actualmente. La garantía de esta turbina es por dos años ampliable a 4 años. Cuentan con servicio en Chile. En el Anexo 1.4.2 se encuentra una tabla comparativa entre la turbina escogida para este proyecto y una turbina europea de 2 MW. La tecnología de la turbinas Bonus de 600 kW se encuentra probada en más de 900 máquinas que se encuentran en funcionamiento. Ecoingenieros visitó durante octubre de 2007 la fabrica de HeWind en China, para verificar en terreno la calidad de las turbinas seleccionadas para este proyecto. En el anexo 1.4.3 se encuentran la curva de potencia de la turbina eólica HeWind de 780 kW seleccionada para este proyecto. En el Anexo 1.4.4 se muestra una fotografía de esta turbina. En el Anexo 1.4.14 b) se muestra la curva de potencia de la turbina eólica Bonus de 600 kW. En el Anexo 1.4.10 se muestra una fotografía aérea con la ubicación de las turbinas eólicas en el sitio. En el Anexo 1.4.11 se encuentra una tabla con las coordenadas geográficas de la ubicación de las turbinas en el sitio. 1.4.3. Selección de la altura óptima de las torres Para las turbinas seleccionadas existen diseños torres de 50, 58 y 60 metros de altura. Diseñar, construir, certificar y evaluar económicamente una torre de más de 50 metros de altura escapa los alcances del presente proyecto. Se optó por utilizar torres de 50, 58 y 60 metros de altura porque estas maximizan los ingresos totales del parque durante la vida de este. 1.4.4. Especificación básica de las fundaciones Los diseños de la fundación para las turbinas HeWind y Bonus para las torres tubulares de 50, 58 y 60 metros de fueron provistos por los fabricantes. Se adjuntan en los Anexos 1.4.5 a1), 1.4.5 a2), 1.4.5 b1) y 1.4.5 b2) los planos de fundación para estas turbinas. Se adjunta en el Anexo 1.4.6 una tabla con la lista de materiales aproximada de la construcción de las fundaciones del proyecto.


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1.4.5. Especificación básica de las torres. En el presente proyecto se utilizarán torres de 50, 58 y 60 metros de altura del eje del rotor de la turbina de acuerdo a lo informado en la sección 1.4.3 del presente informe. Las torres seleccionadas son del tipo tubular cónica. En el caso de las turbinas HeWind la torre está construida en 3 secciones. En el caso de las turbinas Bonus la torre está construida de 2 secciones solamente. Se adjunta en los Anexos 1.4.7 a) y 1.4.7 b) los planos de las torres de 58 y 60 metros que se utilizarán en el presente proyecto. 1.4.6. Especificación de los equipos auxiliares. Los principales equipos auxiliares del proyecto son siguientes: a) TRANSFORMADORES

Cada turbina HeWind de 780 kW y cada turbina Bonus de 600 kW disponen de un transformador propio elevador, que eleva su tensión de generación de 690V a 13.200 V de la Red. b) PROTECCIONES El sistema de control de fabrica en baja tensión, 690V, de las turbinas HeWind y Bonus, disponen de protecciones que actúan por incremento o caída de frecuencia. Es posible programar los valores y tiempos de desconexión, en coordinación con la Empresa Distribuidora. En su lado de alta tensión, cada transformador se protegerá mediante un interruptor automático reconectador fabricado por Cooper Kyle modelo Form 6. c) UNIDAD DE COMPENSACIÓN PARA CADA TURBINA Cada turbina eólica tendrá su propia unidad de banco de condensadores para regular el factor de potencia. La especificación de los equipos auxiliares antes descritos se encuentra en la Sección 1.4.11 de este informe. 1.4.7. Especificación de caminos interiores Para la construcción del proyecto es necesario mejorar y construir nuevos caminos dentro del sitio. Los caminos deben ser capaces de soportar el tránsito de los camiones que transportarán el hormigón para las fundaciones, los camiones que transportarán las turbinas y las grúas que participarán en el montaje.


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Los caminos interiores del parque eólico deben tener un ancho mínimo de 5 metros, el radio de curvatura mínimo debe ser tal que permita el paso de los camiones que transportan las secciones de las torres de las turbinas. Estos caminos deben ser capaces de soportar el paso de las grúas que se utilizarán en el montaje del parque eólico, por lo cual deben ser capaces de soportar 12 toneladas por eje. En el Anexo 1.3.1 se adjunta un plano con el trazado de los caminos interiores del parque. 1.4.8. Especificación de equipos para el montaje. Para montar las turbinas eólicas del proyecto eólico es necesario disponer de dos grúas, una de ellas de 500 ton y la segunda de 140 ton aproximadamente. Además de estas grúas es necesario tener llaves para apretar las tuercas al torque especificado por el fabricante de las turbinas eólicas seleccionadas. En el Anexo N° 1.3.4 se encuentra una especificación de la grúa de 500 toneladas que se requiere para realizar el montaje de las 7 turbinas que se instalarán en el Parque Eólico Lebu. 1.4.9. Descripción del programa de montaje y puesta en marcha. En el Anexo N° 1.4.8 muestra el programa de construcción de fundaciones, montaje y puesta en marcha del Parque Eólico Lebu. En este programa de montaje es muy importante minimizar el tiempo de arriendo de grúas dado que estás tienen un alto costo por día. Es recomendable coordinar lo mejor posible las tareas de transporte de los aerogeneradores y el arriendo de las grúas de manera de minimizar los tiempos muertos y aprovechar el tiempo de grúas de la mejor manera posible. 1.4.10 Especificación eléctrica del generador. Las turbinas eólicas, HeWind y Bonus, seleccionadas para este proyecto poseen un generador eléctrico asíncrono de 780 kW y 600 kW de potencia nominal respectivamente, la velocidad de rotación nominal de este generador es igual a 21,56 r.p.m. y 1500 r.p.m. respectivamente. El voltaje de generación de ambas turbinas es 690 V. Estos generadores tienen protección de clase IP 54, tiene ventilación forzada, cuenta con sensores de temperatura en ambos rodamientos y en los enrollados. Están montados sobre soportes de goma sobre el chasis de la barquilla.


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La especificación eléctrica de estos generadores es la siguiente: Para las turbinas HeWind:

1) Características del generador de la turbina HeWind a carga nominal (

Uv=690/ SQR(3) ):

1.1) Resistencia del estator:

R1=0.01067 Ω

1.2) Reactancia del estator:

X1=0.112 Ω

1.3) Resistencia del rotor:

R2=0.01718 Ω

1,4) Reactancia del rotor:

X2=0.15 Ω

1.5) Reactancia de magnetización: Rm=73.8Ω Xm=8Ω

2) Factor de potencia a 690 V de la turbina HeWind y condiciones nominales

de la red:

2.1) Capacidad de los condensadores de las turbinas eólicas:

225kVar，en cinco niveles.

2.2) Factor de potencia a 25%, 50%, 75%, 100% y 125% de la carga

cosψ=0.78;0.9;0;.93;0.94;0.94

3) Requerimientos de la red de la turbina HeWind:

Variación de voltaje: ±10%

Variación de frecuencia: 2%

4) Consumo de potencia de la turbina de la red de la turbina HeWind:

4.1) En modo stand-by

Máximo： 6.1kW

4.2) En modo stand-by, orientando la hélice

Maximum: 8.1 kW

4.3) Antes de desconectar la turbina: Before cut out

Desconexión rápida ： 10kW por un minuto:


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Desconexión lenta： 5 kW por 10 minutos:.

5.4) Después de desconectar la turbina:

Máximo: 6.1 kW

1) Características del generador de la turbina HeWind a carga nominal (

Uv=690/ SQR(3) ):


R1=0.01067 Ω


X1=0.112 Ω


R2=0.01718 Ω


X2=0.15 Ω

1.5) Reactancia de magnetización: Rm=73.8Ω Xm=8Ω

2) Factor de potencia a 690 V de la turbina HeWind y condiciones nominales

de la red:

2.1) Capacidad de los condensadores de las turbinas eólicas:

225kVar，en cinco niveles.

2.2) Factor de potencia a 25%, 50%, 75%, 100% y 125% de la carga

cosψ=0.78;0.9;0;.93;0.94;0.94

3) Requerimientos de la red de la turbina HeWind:

Variación de voltaje: ±10%

Variación de frecuencia: 2%

4) Consumo de potencia de la turbina de la red de la turbina HeWind:



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Máximo： 6.1kW


Maximum: 8.1 kW

4.3) Antes de desconectar la turbina: Before cut out

Desconexión rápida ： 10kW por un minuto:

Desconexión lenta： 5 kW por 10 minutos:.


Máximo: 6.1 kW

Para las turbinas Bonus:

1) Características del generador de la turbina Bonus a carga nominal (

Uv=690/ SQR(3) ):


R1=0.00491 / 0.0533 Ω


X1=0.0633 / 0.218 Ω


R2=0.0064 / 0.0278 Ω


X2=0.0631 / 0.383 Ω

1.5) Reactancia de magnetización: Xm= 2.69 / 7.62 Ω

2) Factor de potencia a 690 V de la turbina Bonus y condiciones nominales

de la red:

Las turbinas Bonus no vienen con banco de condensadores. La necesidad de

añadir estos bancos de condensadores será definida durante la operación del

parque eólico, dado que las turbinas HeWind cuentan con estos bancos.

3) Requerimientos de la red de la turbina Bonus:

Variación de voltaje: -10% +5%


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Variación de frecuencia: -6% +2%

4) Consumo de potencia de la turbina de la red de la turbina Bonus:


0.8 kW


Maximum: 2.0 kW

4.3) Antes de desconectar la turbina: (Before cut out)

6 kW por un minuto:


6 kW por 10 minutos 1.4.11. Especificación Eléctrica de los transformadores e interruptores principales

a) TRANSFORMADORES

Cada Turbina HeWind de 780 kW dispone de un transformador propio elevador, de 690V a 13.200V. En el anexo 1.4.13 se encuentra el plano de conexión de estos transformadores. TIPO DE CONEXIÓN = ∆-Y 13.200/690V, con Neutro de la Y aterrizado en baja tensión. Datos Trafo. Turbina 780 KVA

Lado de alta tensión Lado de Baja Tensión

Tensión Nominal 13,3 KV 0,690KV Potencia nominal 800 KVA Tensión de C.C. 6,5% Cada Turbina Bonus de 600 kW dispone de un transformador propio elevador, de 690V a 13.200V. TIPO DE CONEXIÓN = ∆-Y 13.200/690V, con Neutro de la Y aterrizado en baja tensión.


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Datos Trafo. Turbina 600 KVA

Lado de alta tensión Lado de Baja Tensión

Tensión Nominal 13,3 KV 0,690KV Potencia nominal 600 KVA Tensión de C.C. 6,5% b) PROTECCIONES La protecciones elétricas del parque se describirán en la sección 1.4.16 del presente informe. c) UNIDAD DE COMPENSACIÓN PARA CADA TURBINA La unidad de compensación de reactivos se describe en la sección 1.4.17 del presente informe. 1.4.12. Memoria de cálculo del diseño de la línea de transmisión. Para el cálculo de la línea de transmisión para el proyecto es necesario definir el tipo óptimo de conductor eléctrico, voltaje de transmisión y tipo de transformadores que maximicen el valor presente neto del parque eólico. En esta maximización del valor presente neto del parque eólico es necesario considerar el costo de inversión en la línea de transmisión y el valor presente de los costos asociados a las pérdidas por transmisión. Es decir: CL(r,V)=costo de inversión en la línea de transmisión, en función del tipo de conductor eléctrico utilizado (r) y el voltaje de generación (V) CP(r,V)= costo actualizado de las pérdidas por transmisión del parque eólico. VPN (CL, CP)=valor presente del parque eólico en función del costo de inversión CL y el costo CP. Luego la función que hay que maximizar es: Max VPN(CL(r,V), CP(r,V)) De esta maximización resulta que los valores óptimos para “r” y “V” corresponden a un circuito trifásico con un cable de aluminio calíbre AWG 250 con una resistencia iguak a 0,2395 Ohm/km. La especificación técnica de este cable se encuentra en el Anexo 1.4.17.


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Utilizando el cable anteriormente descrito la pérdidas por transmisión anuales del parque corresponden aproximadamente a 319.462 kWh/año. 1.4.13. Especificación de la línea de transmisión. La línea eléctrica que conecta el Parque Eólico Lebu con la Subestación Santa Rosa tiene una longitud aproximada de 4,5 km. Las principales características de esta línea eléctrica son las siguientes:

a) El conductor es de aluminio calíbre 250 AWG, correspondiente a una sección transversal igual 127 mm2.

b) Esta compuesta de un circuito trifásico. c) El voltaje de la línea es V= 13,2 kV. d) La resistencia es R= 0.2395 ohm/km a 20 °C.

Esta línea está diseñada para la máxima potencia del parque. 1.4.14. Memoria de cálculo del comportamiento del parque eólico en régimen permanente. 1.4.14.1. Energía Generable y Pérdidas Para efectos de calcular la energía generable y las pérdidas en la línea de transmisión, se consideró una única función de densidad de probabilidades de Weibull para la velocidad del viento, con factor de escala )/(3.7 smc = y forma k= 2.10. Usando el tiempo anual en horas correspondiente a cada velocidad del viento estimado por esa función y la curva de potencia de los aerogeneradores, el Anexo 1.4.16 contiene la estimación de la energía anual producida por las turbinas del parque. Multiplicando estos valores por el número de aerogeneradores del proyecto, 5 turbinas HeWind de 780 kW y 2 turbinas Bonus de 600 kW, se obtuvo la energía neta producible. Las pérdidas por transmisión en la línea eléctrica de 13,2 kV fueron descontadas de acuerdo a la Ecuación 1.4.14.1.1.

rInPd ** 2= Ecuación 1.4.14.1.1 donde dP es la potencia disipada en watts, n es el número de conductores igual a 3, I es la corriente en Amperes y r es la resistencia en Ohms/km igual a 0.2395 correspondiente a un conductor de cobre AWG calíbre 250 Escribiendo la corriente en términos de la potencia transmitida P , la Ecuación 1.4.14.1.1 se transforma en la Ecuación 1.4.14.1.2.


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( )( )

rV

PPd *

cos* 22

2

φ= Ecuación 1.4.14.1.2

Donde V es el voltaje de transmisión en volts igual a 13,200, y )cos(φ es el factor de potencia igual a 0.9. La Tabla 1.4.14.1.1 resume los resultados.

Tabla 1.4.14.1.1. Energía, potencia y pérdidas totales anuales por rango de velocidad del

viento.

Intervalo de

velocidad a 60m (m/s)

Tiempo de generación

(h/año)

Energía turbinas HeWind

(kWh/año)

Potencia promedio turbinas HeWind

(kW)

Energía turbinas Bonus

(kWh/año)

Potencia promedio

Bonus (kW)

Potencia promedio parque (kW)

Potencia promedio disipada

(W)

Energia promedio

disipada en línea de

transmisión (kWh/año)

Energía bruta

producida (kWh/año)

Energía neta (*)

(kWh/año)

[4,5[ 1.011,3 165.072 163 54.749 54 217 361 365 219.821 200.228 [5,6[ 1.060,6 414.240 391 121.444 115 505 1.948 2.066 535.683 486.864 [6,7[ 1.031,4 739.728 717 210.255 204 921 6.478 6.682 949.983 860.653 [7,8[ 939,4 1.080.661 1.150 310.495 331 1.481 16.745 15.731 1.391.156 1.254.916 [8,9[ 806,3 1.347.214 1.671 386.723 480 2.150 35.315 28.474 1.733.937 1.556.037 [9,10[ 654,6 1.466.428 2.240 417.935 638 2.878 63.272 41.420 1.884.363 1.681.472 [10,11[ 504,1 1.411.904 2.801 398.822 791 3.592 98.520 49.666 1.810.726 1.606.764 [11,12[ 368,9 1.205.498 3.268 342.318 928 4.196 134.450 49.595 1.547.815 1.366.952 [12,13[ 256,8 925.550 3.604 267.856 1.043 4.647 164.907 42.350 1.193.407 1.050.206 [13,14[ 170,3 652.574 3.833 191.209 1.123 4.956 187.536 31.931 843.783 740.720 [14,15[ 107,6 426.932 3.968 126.044 1.172 5.140 201.752 21.705 552.976 484.723 [15,16[ 64,8 261.259 4.031 78.069 1.205 5.236 209.320 13.566 339.328 297.220 [16,17[ 37,2 150.090 4.030 45.326 1.217 5.247 210.237 7.830 195.416 171.150 [17,18[ 20,4 81.175 3.976 24.536 1.202 5.177 204.680 4.179 105.711 92.636 [18,19[ 10,7 41.738 3.907 12.470 1.167 5.074 196.627 2.101 54.208 47.542 [19,20[ 5,3 20.498 3.843 5.975 1.120 4.963 188.089 1.003 26.473 23.239 [20,21[ 2,5 9.632 3.789 2.728 1.073 4.862 180.499 459 12.360 10.859 [21,22[ 1,2 4.336 3.749 1.199 1.037 4.785 174.866 202 5.535 4.865 [22,23[ 0,5 1.873 3.728 508 1.012 4.740 171.556 86 2.381 2.094 [23,24[ 0,2 776 3.727 205 983 4.710 169.405 35 981 863 [24,25] 0,1 310 3.744 78 940 4.684 167.534 14 388 342 Total 7.054,4 10.407.489 2.998.944 319.462 13.406.432 11.940.343

Considerando indisponibilidad forzada y factor de parque (kWh): 11.940.343 (*) Incluyendo pérdidas por transformación, factor de parque e indisponibilidad.

Para calcular las pérdidas por transformación, factor de parque, indisponibilidad de la línea, e indisponibilidad de las turbinas, se aplicó los factores que muestra la Tabla 1.4.14.1.2.


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Tabla 1.4.14.1.2. Factores de descuento.

Tipo de pérdida Factor Transformación 0.990 Factor de Parque 0.960 Indisponibilidad 0.960

Aplicando estos factores a la energía bruta total (13.406.432 kWh) según la Tabla 1.4.14.1.1, se obtiene la energía inyectable en la subestación Santa Rosa ( TE ) (11.940.343 kWh). 1.4.14.2. Potencia de Suficiencia En ausencia de la Norma Técnica que crea el Artículo 36 del DS 244 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción del 1 de febrero de 2006 “Reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras”, la cual no ha sido promulgada a la fecha, la mejor estimación de la Potencia de Suficiencia del Proyecto, corresponde a la Potencia Promedio. La Potencia Promedio ( P ) se calculó como la energía anual inyectable ( TE ) dividida por la cantidad de horas del año ( th ) (Ecuación 1.4.14.2.1).

t

T

h

EP = Ecuación 1.4.14.2.1

kWh

kWh

13628765

343.940.11

=

=

El Factor de Planta ( PF ) se calculó como la Potencia Promedio ( P ) dividida por la Potencia Instalada ( kWPI 5100= ), según la Ecuación 1.4.14.2.2.

IP P

PF =

Ecuación 1.4.14.2.2.

27.05100

1362

=

=

P

P

FkW

kWF


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1.4.14.3 Análisis Estático A continuación se presenta la memoria de cálculo para el estudio del análisis estático o de régimen permanente para el sistema eléctrico dónde se conectará el Parque Eólico Lebu. De acuerdo a la normativa técnica de la CNE “Norma técnica de conexión y operación de Pequeños Medios de Generación Distribuido (PMGD) en instalaciones de media tensión”, la conexión del parque eólico requiere determinar los efectos sobre el sistema que produciría la operación de los generadores en el punto de conexión. Dichos cálculos y simulaciones se deben efectuar considerando las características eléctricas de la red de media tensión en el punto de repercusión asociado, de la potencia a conectar, y del tipo y forma de operación del PMGD. Para la determinación de los efectos sobre la red de media tensión de la empresa distribuidora se considerará el Sistema de Distribución (SD) operado en el Estado Normal. La conexión al SIC se realizará a través de la subestación Santa Rosa, distante a más de 4,5 kilómetros del sitio de emplazamiento del proyecto. Esta conexión se hará a través de una línea de transmisión de 13200 V. Para el estudio del proyecto en régimen permanente se consideró una línea de transmisión de 13,2 kV, 4,5 km, cable de Aluminio tipo AWG calíbre 250. , 1 circuito trifásico, corriente nominal de 411 A y parámetros R(ohm/km)= 0.2395. Si se determina que las condiciones de operación del parque están fuera de los límites establecidos para un PMGD, se deberán realizar las correspondientes obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de los excedentes de potencia aplicables al PMGD. Dichas obras deberán ser ejecutadas por los propietarios de la S/E Santa Rosa o de los sistemas de distribución correspondientes y sus costos serán de cargo del proyecto. Uno de los límites básicos o indicador de la factibilidad de conexión es la relación cortocircuito – potencia, la cual establece un cuociente entre la potencia aparente de cortocircuito de la red en el punto de repercusión ( kVS ) y la potencia

aparente máxima de un PMGD ( PMGDmáxS ), empleada para una verificación aproximada de la factibilidad de incurrir en obras adicionales para permitir la conexión de un PMGD. La conexión del parque eólico a la subestación de distribución no requiere de obras adicionales si la relación cortocircuito – potencia es mayor a 20, la que se expresa en la siguiente fórmula:

PMGDmáx

kVkl S

Sk =

En este caso, la potencia aparente máxima a entregar corresponde a los límites técnicos de generación de las 7 turbinas ( 5 HeWind de 780 kW y 2 Bonus de 600 kW) , , equivalente a aproximadamente 5,23 MVA en total por todo el


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parque. Por otra parte, la potencia aparente de cortocircuito está dada por los transformadores de la subestación, los cuales poseen los siguientes valores3:

Capacidad Nominal Nivel de Cortocircuito

Nombre

[MVA] Trifásico [A] Monofásico [A] Nivel de Tensión [kV]

Santa Rosa_66/13,2_5 MVA 5 1300 1580 13,2

Como los niveles de cortocircuito del transformador secundario son desconocidos, se utilizó una aproximación en base al transformador principal, dado los niveles de potencia señalados en la tabla y las características de transformación equivalentes. Por lo tanto,

][740,25

*%50

][2,13*][1300

2_1_

1_2_

1_

MVASSS

SS

kVAS

TkVTkVkV

TkVTkV

TkV

=+=

=

=

Luego,

922,4]23,5

][74,25≈=

MVA

MVAkkl

Este valor indica que se pueden necesitar obras adicionales para la

conexión.

Una vez que se realice un requerimiento, de acuerdo a la norma técnica, y se obtengan los consumos más cercanos al punto de repercusión (también conocido internacionalmente como Punto Común de Acoplamiento, PCA), se hará el estudio completo del comportamiento del parque en régimen permanente. Este estudio debe demostrar que la elevación de tensión originada por los generadores que operan en la red de media tensión del sistema no debe exceder, en el punto de repercusión asociado a cada uno de ellos, el 6% de la tensión existente sin dichas inyecciones. Visto de otra forma, los voltajes en las barras estudiadas no puede salirse del rango 0,94 – 1,06 V(pu) cuando se conecte o desconecte cualquier generador. A su vez se debe permitir la sincronización al sistema sin originar oscilaciones de tensión en el punto de repercusión mayores que un ±6% de la tensión previa a la sincronización, y sin originar un parpadeo que exceda lo indicado en la norma técnica y en el estudio de régimen transiente. De acuerdo a la norma técnica, un PMGD no deberá regular activamente la tensión en el punto de repercusión. Sin embargo, en el caso que la empresa respectiva así lo necesite, este servicio deberá ser acordado por las partes en cuestión. Para la regulación, cada turbina HeWind posee un banco de

3 Fuente: Emelectric


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condensadores de 250 kVAR con cinco niveles. Estos condensadores de compensación instalados junto a los generadores no pueden ser conectados a la red de media tensión antes de sincronizar el generador, y deberán ser desconectados simultáneamente con desconectar el generador. La compensación de reactivos asociada a un PMGD deberá ser consistente con la banda de regulación de tensión establecida en la norma técnica para el punto de repercusión respectivo. Cuando se requiera instalar compensación adicional, se deberá acordar con la empresa distribuidora la potencia, conexión y forma de control de ella. Si la potencia reactiva inyectada por el PMGD presenta oscilaciones que generan variaciones superiores o iguales al 5% de la tensión de suministro en el punto repercusión asociado, la compensación de reactivos deberá ser regulada automáticamente. Las maniobras de conexión y desconexión de equipos de compensación reactiva se deberán realizar en conformidad con el mecanismo de coordinación acordado con la empresa. 1.4.15. Comportamiento del Parque Eólico en Régimen Transitorio En esta Sección se presenta el estudio del análisis en régimen transitorio del Parque Eólico Lebu., siguiendo la normativa técnica vigente Res. Exenta 24 del 22 de mayo de 2007, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción “Norma técnica de conexión y operación de Pequeños Medios de Generación Distribuido (PMGD) en instalaciones de media tensión”. Por una parte, la introducción de turbinas eólicas en un sistema de distribución eléctrico puede ocasionar problemas transitorios de envergadura tal que limitan la capacidad máxima de conexión al sistema. Sin embargo, el efecto puede ser contrario, ayudando al soporte y la estabilidad de la malla, dependiendo de las condiciones operacionales de la Subestación. Aspectos de régimen transiente como los armónicos o el parpadeo (“flicker”) influyen en la calidad de la interconexión. El parpadeo es definido como una perturbación al voltaje de la red de una rapidez y magnitud tal que el cambio en luminosidad en las ampolletas se hace perceptible por el usuario, a través de la cadena "fuente de luz – ojo – cerebro". El índice de severidad de parpadeo a corto plazo ( stP ) será evaluado estadísticamente en intervalos consecutivos de diez minutos. Estas mediciones serán evaluadas durante un período de registro de siete días consecutivos. Para un sistema eléctrico menor a 110 kV, el índice no deberá exceder el valor de 1. En

el caso del índice de severidad de parpadeo a largo plazo ( ltP ), el cuál debe ser mesurado estadísticamente en intervalos consecutivos de dos horas durante un período de registro de mediciones de una semana cualquiera del año, no deberá ser mayor a 0,8. Los armónicos se definen como oscilaciones de voltajes sinusoidales cuya frecuencia corresponden a múltiplos enteros de la frecuencia nominal del sistema.


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En el punto de conexión, y todo el sistema eléctrico, se deberá cumplir que el 95% de los valores estadísticos de los armónicos y de su índice de distorsión total, para un período de registro de una semana cualquiera, cumplen con lo indicado en la siguiente tabla:

Armónicas Impares No múltiplo de 3

Armónicas Impares múltiplo de 3

Pares

orden Armónica voltaje (%) orden voltaje (%) orden voltaje (%) < 110 kV >110 kV < 110 kV >110 kV < 110 kV >110 kV 5 6 2 3 5 2 2 2 1.5 7 5 2 9 1.5 1 4 1 1 11 3.5 1.5 15 0.3 0.3 6 0.5 0.5 13 3 1.5 21 0.2 0.2 8 0.5 0.4 17 2 1 >21 0.2 0.2 10 0.5 0.4 19 1.5 1 12 0.2 0.2 23 1.5 0.7 >12 0.2 0.2 25 1.5 0.7 >25 0.2+1.3*

25/h 0.2+0.5* 25/h

Al aplicar la estadística del 95% a los valores registrados del índice de distorsión total armónica, se debe cumplir, para un período de registro de mediciones de una semana cualquiera del año o de siete días consecutivos, que este índice deberá ser inferior a 8%.

1

50

2

2

___v

v

TotalDistorsióndeIndice

k

kk∑

=

==

Dónde:

• kv es la componente armónica de voltaje de orden k

• 1v es la componente fundamental de voltaje Estos factores de calidad de servicio, junto a posibles fallas que puedan ocurrir en la generación o transmisión, deben ser solucionados de acuerdo a la norma técnica vigente. Si por ejemplo sucede que alguno de los voltajes fase-fase medidos en cualquier instante alcanza uno de los rangos no deseados, el PMGD deberá separarse de la red de media tensión, en el tiempo de despeje señalado en la tabla. Se entenderá como tiempo de despeje como el que transcurre entre el inicio de la condición de falla y la separación de la red de media tensión del sistema.

Rango de tensión [% de voltaje nominal]

Tiempo de despeje [segundos]

V < 50 0,16


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50 ≤ V ≤90 2,00 110 < V < 120 1,00

V ≥ 120 0,16

Así mismo, si se detecta que la frecuencia nominal del punto de repercusión está en los rangos indicados en tabla siguiente, el PMGD deberá separarse de la red de media tensión, en los tiempos de despeje señalados que se indican.

Rango de Frecuencia [% de Fn]

Tiempo de despeje [segundos]

> 50,5 0,16 (49,5 a 48) de 16 a 300

< 48 0,16

Como es indicado por la norma técnica, una vez que ocurran las perturbaciones, el parque no podrá ser conectado al sistema, hasta que el voltaje y la frecuencia en el punto de conexión estén en los rangos de ±6% y 49,6-50,4 Hz, respectivamente. La reconexión deberá realizarse en conformidad con el mecanismo coordinado con la empresa distribuidora. La operación de partida en las turbinas generadoras presenta un consumo que provoca una caída de voltaje considerable en las barras del sistema. Se considera que las turbinas podrán ser controladas para evitar su encendido simultáneo en masa y por lo tanto realizarlo de forma gradual, por lo que no se ve un problema de conexión en este sentido. Finalmente, se propone realizar un estudio más detallado para realizar un verdadero diagnóstico y solución a esta posible situación. 1.4.16. Especificación de las Protecciones Eléctricas. Las turbinas eólicas seleccionadas para el presente proyecto poseen en su sistema de control protecciones eléctricas, en baja tensión 690 V, que desconectan las turbinas en caso que existan variaciones de voltaje y o frecuencia fuera del rango de diseño. En el Anexo N° 1.4.18 se encuentra una descripción del sistema de control de las turbinas HeWind de 780 kW Es posible programar los valores y tiempos de desconexión, en coordinación con la Empresa Distribuidora. Los transformadores de cada turbina eólica se protegerán en su lado de alta tensión mediante interruptor automático, del tipo reconectador Cooper Kyle Form 6, o similar. En el Anexo 1.4.9 se encuentra una descripción de este equipo. Este equipo permite operar protecciones de respaldo al sistema de control proporcionado con turbinas eólicas, y que permite también ajustar tanto el


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aumento o caída de frecuencia, como el aumento y caída de tensión. La calibración se efectuará en coordinación con la Empresa Distribuidora. Los valores de acuerdo al Articulo 3-28 de las NTCO (Norma Técnica de Conexión),

RANGO DE TENSIÓN % DE Vn

TIEMPO DESPEJE SEGUNDOS.

V<50 0,16 50<=V<=90 2,00 110<V<120 1,00

V>= 120 0,16

RANGO DE FRECUENCIA

% DE Vn

TIEMPO DESPEJE SEGUNDOS.

>50,5 0,16 (49,5 a 48) De 16 a 300

<48 0,16

1.4.17. Dimensionamiento del banco de condensadores Las turbinas Bonus de 600 kW que se instalarán en el presente proyecto no tienen banco de condensadores propio. Sin embargo, cada una de las turbinas HeWind de 780 kW tiene su propio banco de condensadores para compensar el consumo de reactivos. Las características de este banco de condensadores es la siguiente: POTENCIA REACTIVA : 225 KVAr disponibles en 5 niveles de carga nominal(25%, 50%, 75%, 100%,125%) donde cada una de las cuales lleva asocidado 5 niveles de factor de potencia (0,78, 0,9, 0,93, 0,94 y 0,94) De acuerdo a nuestras estimaciones, los bancos de condensadores anteriormente descritos son capaces de mantener el consumo de potencia reactiva del parque eólico dentro de límites aceptables. 1.4.18. Especificación del sistema de control Las turbinas eólica seleccionadas para este proyecto tienen su propio sistema de control. En el Anexo 1.4.18 se encuentra una descripción del sistema de control de las turbinas HeWind de 780 kW. Las principales características de este sistema de control de las turbinas HeWind de 780 kW y de las Bonus de 600 kW son las siguientes:


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a) Es programable por el operador de las turbinas, es decir es, posible ajustar algunos parámetros de funcionamiento de las turbinas.

b) Recibe como información de entrada la dirección y velocidad del viento para orientar el rotor de la turbina de manera de maximizar la generación eléctrica de la turbina resguardando la vida útil de esta.

c) Es posible controlar remotamente las turbinas. d) Es posible monitorear y analizar la operación de las turbinas en tiempo real.

Este sistema de control se encuentra localizado en la base de la torre. Se trata de un microprocesador industrial, que incluye interruptores y protecciones. Cuando la velocidad del viento aumenta desde la calma a 3 a 4 m/s de velocidad promedio en un intervalo de 10 minutos, la turbina comenzará a operar. El rotor de la turbina acelerará hasta la velocidad de sincronismo y el generador se conectará a la red mediante un tiristor. Después de unos segundos que los tiristores se encuentren en línea, estos serán saltados por el interruptor general de la turbina de manera de eliminar las pérdidas asociadas a la electrónica de potencia. La potencia de la turbina eólica aumenta casi linealmente a medida que aumenta la velocidad del viento, hasta que esta llega a los 14 a 15 m/s. A velocidad del viento mayor a estas, la potencia del rotor está limitada por stall. Si la velocidad promedio del viento excede el máximo límite de operación de la turbina (25 m/s) el sistema de control detiene la turbina. Cuando la velocidad del viento disminuye hasta el límite de operación segura, la turbina comenzará a operar nuevamente. En caso que el sistema de control de las turbinas detecte errores dentro del funcionamiento del sistema de control, o detecte que las variables de operación de la turbina (presión del sistema hidráulico, temperatura del generador, etc) están fuera de los valores normales, entonces la turbina se detendrá utilizando simultáneamente los frenos aerodinámicos y lo frenos mecánicos de disco. El torque normal del freno mecánico de la turbina esta ajustado para obtener una detención suave de la máquina con cargas transientes aceptables. El torque de frenado en caso de emergencia es significativamente mayor y es capaz de detener el rotor incluso si el sistema de freno aerodinámico no funciona correctamente. 1.4.19. Diagrama unilineal del Parque Eólico En el Anexo 1.4.12 se muestra un diagrama unilineal del Parque Eólico Lebu. En este diagrama se muestran los principales sistemas y equipos eléctricos del proyecto. En el Anexo 1.4.13 se muestra el plano de conexión eléctrica de la turbinas HeWind de 780 kW.


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2. Estudio de Impacto Ambiental 2.1. Marco Legal La Ley 19300 Bases Generales del Medio Ambiente, regula lo establecido en la Constitución Política de la República (Artículo 19, N°8) respecto al derecho a vivir en un medio ambiente libre de contaminación, la protección del medio ambiente, la preservación de la naturaleza y del patrimonio ambiental. Esta Ley y su Reglamento (DS del Ministerio Secretaría General de la Presidencia N°95 de 2001), establecen la obligatoriedad de someter al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) los proyectos de energía cuya potencia sea mayor a 3MW y las líneas de transmisión de más de 23 kV. De acuerdo con el tipo de proyecto que se trate y sus impactos asociados, el Reglamento define además los proyectos que deben ingresar al SEIA mediante la presentación de un Estudio de Impacto Ambiental y aquellos que deben ingresar mediante una Declaración de Impacto Ambiental. Estas definiciones dicen relación con los siguientes efectos potenciales que pudieran estar asociados al proyecto (Artículos 5°, 6°, 8°, 9°, 10° y 11°):

- Riesgos para la salud de la población debido a la cantidad y calidad de los efluentes, emisiones o residuos;

- Efectos adversos significativos sobre la cantidad y calidad de los recursos naturales renovables, incluidos el suelo, agua y aire;

- Reasentamiento de comunidades humanas o alteración significativa de los sistemas de vida y costumbres de grupos humanos;

- Afectación de poblaciones, áreas o recursos protegidos por normas oficiales o especiales;

- Impacto negativo en el valor paisajístico o turístico de la zona; - Alteración de monumentos, sitios con valor arqueológico, antropológico,

histórico y, en general, pertenecientes al patrimonio cultural. En atención a esas definiciones y debido a la ausencia de los efectos descritos, el proyecto Parque Eólico Lebu, puede ingresar al SEIA mediante una Declaración de Impacto Ambiental (DIA). La DIA consiste en una declaración jurada que debe hacer el titular del proyecto en donde se demuestra que la iniciativa cumple con las normas ambientales. Con el propósito de respaldar la futura confección de la DIA y su aprobación por parte de la Comisión Nacional del Medio Ambiente, se lista a continuación las normas nacionales que establecen exigencias ambientales al proyecto, la forma en que el proyecto deberá cumplirlas y los respectivos organismos fiscalizadores.


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1- Ley Nº 4.601 (cuyo texto se reemplazó por la Ley Nº 19.473 del Ministerio de Agricultura) Ministerio de Agricultura. Materia: Sobre caza. Establece la prohibición en todo el territorio nacional de cazar o de capturar ejemplares de la fauna silvestre catalogados como especies en peligro de extinción, vulnerables, raras o escasamente conocidas, así como de las especies catalogadas como beneficiosas para la actividad silvoagropecuaria, para la mantención del equilibrio de los ecosistemas naturales o aquellas que presenten densidades poblacionales reducidas. Organismo fiscalizador: Carabineros de Chile y Servicio Agrícola y Ganadero Forma de cumplimiento: Se deberá prohibir al personal de construcción y operación cazar y capturar ejemplares de la fauna silvestre, levantar nidos, destruir madrigueras y recolectar huevos o crías de las especies indicadas en el D.S. 5/98 del Ministerio de Agricultura Reglamento de la Ley de Caza. 2- Ley Nº 16.744 Ministerio Trabajo y Previsión Social. Materia: Establece normas sobre accidentes del trabajo y enfermedades profesionales. Organismo fiscalizador: Superintendencia de Seguridad Social y Secretaría Regional Ministerial de Salud de la VIII Región. Forma de cumplimiento: Cuando las faenas excedan 25 trabajadores se exigirá la existencia de un Comité Paritario de Higiene y Seguridad, el que tendrá entre sus funciones instruir sobre la correcta utilización de elementos de seguridad, vigilar el cumplimiento de las medidas de prevención, investigar causas de accidentes y enfermedades e indicar la adopción de todas las medidas de seguridad y prevención tendientes a disminuir el riego de accidentes. En caso de no alcanzarse el número de trabajadores indicado, deberá contarse con un prevencionista de riesgos, que cumpla estas labores. 3- Ley Nº 17.288 Ministerio de Educación. Materia: Ley de Monumentos Nacionales. Regula La protección de los Monumentos Nacionales. Organismo fiscalizador: Carabineros de Chile y Consejo de Monumentos Nacionales Forma de cumplimiento: Deberá hacerse una prospección en terreno para verificar la posible presencia de sitios arqueológicos en el área de influencia del proyecto. De ser así deberá seguirse las indicaciones establecidas en esta ley. 4- Ley Nº 19.300 Ministerio Secretaría General de la Presidencia. Ley sobre Bases Generales del Medio Ambiente. Materia: Regula la relación de las actividades humanas con el medio ambiente natural. Organismo fiscalizador: Corporaciones regionales y nacionales del Medioambiente, organismos específicos del Estado según el componente del medioambiente afectado. Forma de cumplimiento: El proyecto deberá someterse al SEIA. 5- D.L. Nº 3.557/80 Ministerio de Agricultura. Materia: Establece disposiciones sobre protección agrícola. Establece que los establecimientos industriales, fabriles, mineros y cualquier otra entidad que manipule productos susceptibles de contaminar la agricultura, deberán adoptar oportunamente las medidas técnicas y prácticas que sean procedentes a fin de evitar o impedir la contaminación. Organismo fiscalizador: Servicio Agrícola y Ganadero. Forma de cumplimiento: Los residuos o desechos sólidos como aceites o lubricantes usados, susceptibles de causar contaminación deberán ser almacenados en una bodega de acopio temporal y dispuestos en sitios de disposición final autorizados, cumpliendo con la normativa aplicable.


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6- D.F.L. Nº 725/67 Ministerio de Salud. Materia: Código Sanitario. La higiene y la seguridad en los lugares de trabajo. Se controlan los factores, elementos o agentes del medio ambiente que afecten la salud, la seguridad y el bienestar de las personas. Corresponde a la Secretaría Regional Ministerial de Salud, autorizar la instalación y vigilar el funcionamiento de todo lugar destinado a la acumulación, selección, industrialización, comercio o disposición final de basuras y desperdicios de cualquier clase, así como los medios de transporte de ellas. Prohíbe la descarga de aguas servidas y de residuos industriales o mineros en los ríos o las lagunas, o en cualquier otra fuente o masa de agua que sirva para proporcionar agua potable a alguna población, para riego o balneario, sin que antes se proceda a su depuración. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial de Salud de la VIII Región. Forma de cumplimiento: Los lugares de trabajo, durante las etapas de construcción, operación y cierre se mantendrán libres de olores, residuos y ruido que afecten la salud o pongan en riesgo la seguridad de las personas. Los residuos domésticos serán almacenados en contenedores. Su disposición final será el vertedero municipal autorizado. Se deberá disponer de baños químicos en las instalaciones de faena. Se contará con un sistema de tratamiento de aguas servidas para las aguas residuales de las instalaciones sanitarias de la etapa de construcción. El agua para consumo humano provendrá de dispensadores de agua purificada. Quedará prohibido a los trabajadores de la obra arrojar cualquier clase de residuos a masas o cursos de agua. 7- D.F.L. Nº 1/82 Ministerio de Minería. Materia: Aprueba las modificaciones al D.F.L. Nº 4/59, Ley General de Servicios Eléctricos en materia de energía eléctrica. Señala que las líneas de transporte y distribución de energía eléctrica podrán atravesar calles y caminos y especifica que el trazado de las líneas aéreas por bienes nacionales de uso público deberá efectuarse de modo que, en lo posible, no se corten o se poden los árboles ubicados a lo largo del trazado de la línea. La misma norma indica más adelante que estos cruzamientos se ejecutarán en conformidad con las prescripciones que establezcan los reglamentos, de manera que se garantice la seguridad de las personas y de las propiedades, entrega al concesionario el derecho a las servidumbres de tránsito necesarias para acceder al lugar de las obras con el propósito de mantenerlas. Organismo fiscalizador: Municipalidad de Lebu y Servicio Agrícola y Ganadero Forma de cumplimiento: Sólo en casos que sea estrictamente necesario, se procederá a la corta o a la poda de árboles. En tal situación, se procurará que dicha corta sea parcial y afecte al menor número de individuos posibles. Las especificaciones técnicas del Parque Eólico y de las actividades durante todas sus etapas, se deberá regir por las normas técnicas y reglamentos vigentes. Se velará por el normal funcionamiento de las instalaciones, por la seguridad de las personas y el medio ambiente. 8- D.F.L. Nº 1/89 Ministerio de Salud. Materia: Determina las materias que requieren autorización sanitaria expresa. Dispone que los profesionales especialistas en prevención de riesgos deberán contar esta autorización. Dispone que la acumulación de residuos peligrosos dentro de un predio industrial requiere de autorización sanitaria expresa. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial de la VIII Región Forma de cumplimiento: En la etapa de construcción del proyecto se deberá contar con un profesional especialista en prevención de riesgos que deberá tener la autorización emitida por la Autoridad Sanitaria. Se deberá obtener autorización sanitaria para el sitio de acopio temporal de residuos peligrosos. Se deberá habilitar un lugar para el acopio de residuos peligrosos generados durante las labores de mantención del Parque Eólico, la cual contará con la autorización de la Secretaría Regional Ministerial de Salud de la VIII Región. El agua para consumo humano provendrá de dispensadores de agua purificada. La empresa que proveerá esta agua tendrá la autorización de la Secretaría Regional Ministerial de Salud VIII Región.


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9- D.F.L. Nº 850/98 del Ministerio de Obras Públicas y D.S. Nº 158/80 del Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. Materia: Fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley Nº 15.840 (Orgánica del Ministerio de Obras Públicas) y del D.F.L. Nº 206/60 sobre construcción y conservación de caminos. Prohibición de circular por caminos públicos a vehículos que sobrepasen los límites de peso máximo establecidos. Fija el peso máximo de los vehículos que pueden circular por caminos públicos. Organismo: Dirección de Vialidad de la VIII Región Forma de cumplimiento: Se deberá controlar que el peso de los camiones no supere el límite máximo establecido mediante la contratación de los servicios de una romana. Se deberá solicitar los permisos correspondientes en caso que se requiera transportar una carga que supere los límites de peso máximo establecidos en la normativa aplicable. 10- D.S. Nº 236/26 Ministerio de Salud. Materia: Reglamento General de Alcantarillados Particulares. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial de Salud Forma de cumplimiento: Tanto en la etapa de construcción como en la de operación se contará con instalaciones sanitarias en la cantidad reglamentaria y cumpliendo los requisitos solicitados por el Art. 24 del D.S. Nº 594/99 del Ministerio de Salud. 11- D. S. Nº 655/40 Ministerios del Trabajo y Dirección del Trabajo. Materia: Reglamento sobre higiene y seguridad industrial. Establece las condiciones generales de higiene y seguridad que deben reunir los establecimientos industriales, comerciales, de cualquier naturaleza y faenas en general. Prescribe las modalidades y limitaciones del mismo orden a que debe ceñirse el ejercicio personal del trabajo humano en las faenas que requieren su aplicación, en virtud de las disposiciones contenidas en el Código del Trabajo, en su Título I de su Libro II. Organismo fiscalizador: Ministerio del Trabajo y Dirección del Trabajo. Forma de cumplimiento: Los lugares de trabajo, durante las etapas de construcción, operación y cierre se mantendrán limpios de residuos u olores que afecten la salud o pongan en riesgo la seguridad de las personas. 12- D.S. Nº 144/61 Ministerio de Salud. Materia: Establece las normas para evitar emanaciones o contaminantes atmosféricos de cualquier naturaleza. Los gases, los vapores, los humos, el polvo, las emanaciones o los contaminantes en cualquier establecimiento fabril o lugar de trabajo, deberán captarse o eliminarse en forma tal que no causen peligros, daños o molestias al vecindario, además prohíbe la circulación de vehículos que despidan humo visible a través del tubo de escape. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial VIII Región Forma de cumplimiento: El proyecto generará gases de combustión y polvo fugitivo en una cantidad insignificante. Respecto a los gases de combustión, los vehículos tendrán la revisión técnica al día. La maquinaria pesada será mantenida de acuerdo a las especificaciones del fabricante. Para controlar la emisión de polvo fugitivo durante la etapa de construcción, los caminos no pavimentados se mantendrán húmedos o se les aplicará cloruro de calcio. Se prohibirá la circulación de cualquier vehículo que arroje humo visible a través del tubo de escape. La operación del Parque Eólico no generará emisiones. 13- D.S. Nº 40/69 Ministerio de Salud. Materia: Reglamento sobre prevención de riesgos profesionales. Regula materias preferentemente de seguridad laboral entre ellas el deber de informar a los trabajadores cuando deban trabajar con sustancias peligrosas o tóxicas. Organismo fiscalizador: Ministerio del Trabajo y Dirección del Trabajo Forma de cumplimiento: Se deberá informar oportunamente a los trabajadores de los riesgos asociados a sus puestos de trabajo y la manera de evitarlos. 14- D.S. Nº 735/69 (modificado por D.S. Nº 10/84 del mismo Ministerio) Ministerio de Salud. Materia: Reglamento de los servicios de agua destinados al consumo humano. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial de Salud VIII Forma de cumplimiento: El agua para consumo humano provendrá de dispensadores de agua purificada; y la empresa que proveerá esta agua tendrá la autorización de la Secretaría Regional Ministerial de Salud VIII Región.


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15- D.S. Nº 18/82 Ministerio de Salud. Materia: Certificación de calidad de los elementos de protección personal. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial, VIII Región Forma de cumplimiento: Los elementos de protección personal que se proporcione a los trabajadores según lo dispone el artículo 53 del D.S. Nº 594/99 del Ministerio de Salud, estarán certificados conforme lo dispone esta norma. 16- D.S. Nº 379/85 Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Materia: Aprueba reglamento sobre requisitos mínimos de seguridad para el almacenamiento y manipulación de combustibles líquidos derivados del petróleo, destinados a consumos propios. Organismo fiscalizador: Superintendencia de Electricidad y Combustibles Forma de cumplimiento: El combustible deberá almacenarse en estanques metálicos apropiados inscritos en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. La instalación de los estanques contará con sistemas anti-derrames y contra incendios y estará adecuadamente señalizada. 17- D.S. Nº 29/86 Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Materia: Reglamento de seguridad para almacenamiento, transporte y expendio de gas licuado. Señala entre otras las condiciones en que deben almacenarse los cilindros de gas licuado de modo de evitar explosiones e incendios. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial VIII Región Forma de cumplimiento: Los cilindros de gas utilizados como combustible para casinos, talleres y oficinas, deberán serán almacenados en las instalaciones de faena, bajo las condiciones exigidas por el D.S. Nº 29/86 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. 18- D.S. Nº 75/87 Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. Materia: Establece condiciones para el transporte de cargas, señalando que en zonas urbanas el transporte de aquellas sustancias que puedan dispersarse a la atmósfera o que puedan escurrir al suelo deben ser transportadas en camiones y tapadas con carpas. Organismo fiscalizador: Carabineros de Chile, inspectores fiscales y municipales. Forma de cumplimiento: El transporte de materiales se deberá efectuar con la sección de carga de los camiones tapada con lonas, de manera de impedir la dispersión de polvo y el escurrimiento de materiales sólidos o líquidos. Los camiones deberán ser habilitados de forma de prevenir los derrames y las caídas de material. Se mantendrá un nivel de carga hasta 10 cm más abajo del borde de la tolva. 19- D.S. Nº 484/90 Ministerio de Educación. Materia: Reglamento de la Ley Nº 17.288, sobre excavaciones y prospecciones arqueológicas, antropológicas y paleontológicas. Organismo fiscalizador: Carabineros de Chile y Consejo de Monumentos Nacionales Forma de cumplimiento: Se deberá paralizar las obras y dar aviso al organismo fiscalizador si durante los movimientos de tierra se halla cualquier objeto que pudiera tener importancia arqueológica. 20- D.S. Nº 211/91 Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. Materia: Establece normas sobre características técnicas de motores que permitan cumplir niveles máximos de emisión de monóxido de carbono, hidrocarburos totales, óxidos de nitrógeno y material particulado proveniente de vehículos. Organismo fiscalizador: Departamento de Fiscalización de la Subsecretaría de Transportes, VIII Región. Forma de cumplimiento: Se verificará que los vehículos motorizados livianos y medianos, así como camiones y maquinarias inscritos en el Registro Nacional de Vehículos Motorizados después del 01 de septiembre de 1994 porten el sello que acredite la certificación del cumplimiento de los límites máximos de sus emisiones y aquellos que no lo porten no serán admitidos en la obra.


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21- D.S. Nº 200/93 Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. Materia: Establece pesos máximos a los vehículos que circulan por vías urbanas del país. Organismo fiscalizador: Carabineros de Chile, Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones Forma de cumplimiento: El transporte de materiales deberá mantenerse dentro de los límites de peso establecidos en este D.S. En caso de transporte de bultos grandes o con sobrepeso, se solicitará las autorizaciones correspondientes a la Dirección de Vialidad. 22- D.S. Nº 4/94 Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. Materia: Establece normas de emisión de contaminantes aplicables a los vehículos motorizados y fija los procedimientos para su control. Organismo fiscalizador: Inspectores municipales, inspectores fiscales y Carabineros de Chile Forma de cumplimiento: Se exigirá que los vehículos relacionados al proyecto tengan sus revisiones técnicas al día. 23- D.S. Nº 55/94 Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. Materia: Establece normas de emisión de contaminantes aplicables a los vehículos motorizados pesados. Organismo fiscalizador: Inspectores municipales, inspectores fiscales y Carabineros de Chile Forma de cumplimiento: Los vehículos motorizados pesados deberán respetar los límites de emisión de contaminantes establecidas en esta norma. 24- D.S. Nº 298/94 y D.S. Nº 235/95 Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. Materia: Reglamenta transporte de cargas peligrosas por calles y caminos. Organismo fiscalizador: Dirección de Vialidad, Carabineros de Chile, Inspectores fiscales y Municipalidades. Forma de cumplimiento: El transporte de residuos peligrosos deberá hacerse a través de empresas autorizadas con vehículos acondicionados y rotulados. 25- D.S. Nº 146/97 Ministerio Secretaría General de la Presidencia. Materia: Norma de emisión de ruidos molestos generados por fuentes fijas. Establece los niveles de presión sonora máximos permitidos de emitir por una fuente fija para áreas urbanas y zonas rurales. Este parámetro será medido donde se encuentre el receptor. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial, VIII Región. Forma de cumplimiento: La disposición de los aerogeneradores del parque eólico deberá no producir aumentos de los niveles de presión sonora por sobre los niveles establecidos en por esta norma para zonas rurales. Esta norma establece que ningún receptor podrá percibir un aumento del ruido de fondo igual o superior a 10 dB(A) (Art. 5). 26- D.S. Nº 327/98 Ministerio de Minería. Materia: Reglamento Ley General de Servicios Eléctricos. Disposiciones en que se otorga concesiones provisorias y definitivas para establecer, operar y explotar instalaciones de servicio público de distribución, centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, subestaciones y líneas de transporte de energía eléctrica. Establece los requisitos y obligaciones en la obtención de los permisos señalando que tanto las especificaciones técnicas como en la ejecución del proyecto deben ajustarse a la legislación vigente, preservando el medio ambiente. La misma norma exige que las instalaciones se mantengan operando de acuerdo a las normas y reglamentos vigentes por motivos de seguridad (Art. 205 y 206). Organismo fiscalizador: Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Forma de cumplimiento: Si se obtuviera una o más concesiones de acuerdo al reglamento, entonces, se deberá velar por preservar el medioambiente tanto en lo que se refiere a las especificaciones técnicas como durante las etapas de construcción, operación y eventual abandono del proyecto. Las instalaciones se deberán mantener permanentemente operando de acuerdo a las normas y reglamentos vigentes de manera de asegurar su normal funcionamiento y la seguridad de las personas y bienes.


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27- D.S. Nº 59/98 Ministerio Secretaría General de la Presidencia. Materia: Establece Norma de calidad primaria para material particulado respirable MP10, en especial de los valores que definen situaciones de emergencia. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial de Salud, VIII Región Forma de cumplimiento: Todos los vehículos tendrán la revisión técnica al día. La maquinaria pesada será mantenida de acuerdo a las especificaciones del fabricante. Todos los caminos del proyecto, de construcción y accesos secundarios serán regados permanentemente durante la etapa de construcción del Parque Eólico. Los camiones que transporten materiales en estado seco, circularán con la sección de carga tapada, en caso de cruce de lugares poblados y caminos públicos. 28- D.S. Nº 594/99 (modificado por D.S. Nº 201/01 y D.S. Nº 57/03) Ministerio de Salud. Materia: Aprueba reglamento sobre las condiciones sanitarias y ambientales básicas en los lugares de trabajo. Reglamenta los aspectos relacionados con las condiciones generales de construcción y sanitarias, la disposición de residuos industriales líquidos y sólidos, los servicios higiénicos y la descarga de aguas servidas, las guardarropías y comedores. Señala que todo lugar de trabajo deberá contar con agua potable destinada al consumo humano y a las necesidades básicas de higiene y aseo personal, de uso individual y colectivamente, contempla además la prohibición de arrojar residuos líquidos a canales de regadío, acueductos, ríos, esteros, quebradas, lagos, lagunas y en general en cualquier masa o curso de agua. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial VIII Región. Forma de cumplimiento: El personal sujeto a ruidos estables o fluctuantes superiores a un nivel de presión sonora continuo equivalente de 85 dB(A), para una jornada de diez horas diarias, contará con protecciones auditivas. Durante la etapa de construcción no se considera la habilitación de campamentos. Los trabajadores pernoctarán en localidades pobladas cercanas al proyecto. La instalación de faenas considera la habilitación de un casino de alimentos, servicios higiénicos (con baños, duchas y lavamanos) y guardarropía. En los frentes de trabajo se instalarán baños químicos. La instalación y mantención de dichos artefactos serán contratadas a una empresa de servicios autorizada por la Secretaría Regional Ministerial de Salud. El agua de uso doméstico e industrial será obtenida en la comuna de Lebu o una localidad cercana y será transportada a la obra por medio de camiones aljibes. El agua para consumo humano será suministrada a través de dispensadores de agua purificada. Los responsables de abastecer de agua a los frentes de trabajo contarán con la autorización de la Secretaría Regional Ministerial de Salud. Los residuos sólidos domésticos serán almacenados en tambores con tapas y trasladados periódicamente al vertedero autorizado. Se deberá proporcionar a los trabajadores los elementos de protección personal adecuados a las labores que desempeñen, éstos serán certificados según lo dispone el D.S. Nº 18/82 del Ministerio de Salud. Durante la etapa de operación se contará eventualmente con personal de operación y mantenimiento, el cual estará provisto de los elementos de seguridad necesarios para realizar sus actividades. El Parque Eólico contará con las instalaciones sanitarias necesarias para la permanencia de personal en esta etapa. En caso de optarse por el desmontaje del Parque Eólico y la línea, se aplicarán las mismas medidas y normas establecidas para la etapa de construcción del proyecto. Durante la operación del Parque Eólico se deberá disponer de dispensadores de agua purificada para los trabajadores, cada vez que se realice una labor de mantenimiento. El Parque Eólico deberá disponer de servicios higiénicos conectados a una planta de aguas servidas y de agua para el funcionamiento de baños y lavamanos, proveniente de un estanque, el cual será periódicamente llenado por un camión aljibe. 29- D.S. Nº 148/04 Ministerio de Salud. Materia: Aprueba reglamento sanitario sobre manejo de residuos peligrosos. Establece las condiciones para el manejo, acopio temporal, transporte y disposición final de los residuos peligrosos. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial VIII Región Forma de cumplimiento: Los residuos peligrosos generados en la etapa de construcción del proyecto deberán ser segregados y depositados en contenedores que cumplan las condiciones exigidas por el D.S. Nº 148/03 del Ministerio de Salud. Se deberá construir una bodega de acopio temporal para estos residuos peligrosos, la que estará debidamente autorizada por la autoridad sanitaria. El transporte y la disposición final de los residuos peligrosos se deberá hacer a través de empresas que cuenten con la correspondiente autorización sanitaria y se cumplirá con el sistema de declaración y seguimiento en cada una de sus etapas. Estas mismas disposiciones serán implementadas en caso de generarse residuos peligrosos durante el mantenimiento del Parque Eólico.


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30- Norma NSEC 5. E.n.71 Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Materia: Fija las disposiciones para la ejecución de las instalaciones eléctricas de corrientes fuertes y el mejoramiento de las existentes. Al instalar líneas aéreas se debe tratar de deslucir lo menos posible el paisaje. Cuando existan varias soluciones más o menos equivalentes desde el punto de vista técnico y el económico, se dará preferencia a aquella que desluzca menos el paisaje. Organismo fiscalizador: Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Forma de cumplimiento: El trazado de las líneas deberá evitar deslucir el paisaje tanto como sea posible. 31- Resolución Exenta Nº610/82 Servicios Eléctricos y Combustibles (actual Superintendencia de Electricidad y Combustibles). Materia: Prohíbe el uso de Bifenilos – Policlorinados (PCB) como fluido dieléctrico en transformadores, condensadores y cualquier otro equipo eléctrico. Organismo fiscalizador: Superintendencia de Electricidad y Combustibles Forma de cumplimiento: No se utilizará PCB en los equipos del proyecto. 32- Norma Chilena Nº 409/1 Of 1984 Instituto Nacional de Normalización. Materia: Agua potable – Requisitos. Establece la normativa a cumplir para el agua potable, respecto de 26 parámetros físicos, químicos y biológicos. Organismo fiscalizador: Secretaría Regional Ministerial VIII Región Forma de cumplimiento: El agua para consumo humano provendrá de dispensadores de agua purificada; y la empresa que provea esta agua tendrá la autorización de la Secretaría Regional Ministerial. 33- Resolución Nº 133/05 Servicio Agrícola y Ganadero. Materia: Establece regulaciones cuarentenarias para el ingreso al país de embalajes de madera. Organismo fiscalizador: Carabineros de Chile y Servicio Agrícola y Ganadero Forma de cumplimiento: Se deberá exigir la marca indicada por esta resolución a embalajes y carretes de materiales que provengan de fuera del país. 2.2. Línea Base 2.2.1. Medio Físico En esta Sección se describen las principales características del medio físico en que se encuentra el proyecto. 2.2.1.1. Clima y Meteorología De acuerdo a la clasificación climática tradicional, el sitio del proyecto se encuentra en una zona de clima templado lluvioso con influencia mediterránea. El clima está muy determinado por la presencia de la parte más alta de la Cordillera de Nahuelbuta hacia el oriente, que le da características de mayor nubosidad y grandes diferencias térmicas y pluviométricas con la zona contigua a la ladera oriental de dicha cordillera. De acuerdo a la Dirección Meteorológica de Chile, las precipitaciones anuales alcanzan los 1250mm. El resumen de las temperaturas medidas por Ecoingenieros en la estación de monitoreo del Parque Eólico Lebu se muestra en la Tabla 2.1.


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Tabla 2.1. Resumen de temperaturas medidas en el período 28 de mayo de 2007 al 15 de mayo de 2008.

Mes Promedio

(°C) Mediana

(°C) Mínima

(°C) Máxima

(°C)

Desv. estándar

(°C)

ENE 14.86 14.63 8.246 22.24 2.32 FEB 15.08 14.9 8.924 22.03 2.24 MAR 14.64 14.49 8.585 22.1 2.20 ABR 11.97 11.74 5.258 19.59 2.67 MAY 11.08 10.96 4.851 17.62 2.30 JUN 8.7 8.92 3.084 15.17 2.09 JUL 8.55 9.06 0.435 12.83 2.43 AGO 7.68 8.01 0.91 13.68 2.22 SEP 9.55 9.6 4.784 14.49 1.64 OCT 11.07 11.1 5.123 17.62 1.85 NOV 11.55 11.37 6.343 17.75 1.88 DIC 12.6 12.59 7.36 18.02 1.84 Promedio ANUAL 11.48 11.23 0.435 22.24 3.26

El resumen de las presiones atmosféricas medidas en la misma estación de monitoreo se muestran en la Tabla 2.2.

Tabla 2.2. Resumen de las presiones atmosféricas medidas en el período 28 de mayo de 2007 al 15 de mayo de 2008.

Mes Promedio

(kPa) Mínima (kPa)

Máxima (kPa)

Desv. estándar

(kPa)

ENE 100.4 99.63 101.3 0.277 FEB 100.4 99.82 100.9 0.215 MAR 100.4 99.74 101.1 0.287 ABR 100.5 99.74 101.5 0.326 MAY 100.6 99.63 101.1 0.275 JUN 100.6 99.14 101.8 0.506 JUL 100.8 99.47 102 0.518 AGO 101.1 98.66 101.8 0.303 SEP 100.7 99.36 101.7 0.459 OCT 100.7 99.63 101.4 0.312 NOV 100.6 99.63 101.5 0.391 DIC 100.6 99.63 101.5 0.365 Promedio ANUAL 100.6 99.5 101.5 0.402

En la muestra tomada entre mayo del 2007 y mayo del 2008, el viento presentó velocidades máximas promedio en los meses de noviembre y diciembre, mientras que la velocidad máxima absoluta se presentó en junio y su origen fue frontal. La Figura 2.1, resume las velocidades mensuales medidas a 20m de altura.


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Figura 2.1. Resumen de las velocidades del viento promedio a 20m de altura en el período 28 de mayo de 2007 al 15 de mayo de 2008.

La dirección del viento durante el mismo período fue predominantemente SE, excepto durante los meses de junio y julio cuando la dirección promedio fue NE y en octubre, cuando la dirección resultó ser SW. La Sección 1.2.1, contiene un análisis detallado del comportamiento del viento en el sitio del proyecto. 2.2.1.2. Calidad del Aire No se ha realizado mediciones de contaminantes presentes en el aire en el sitio del proyecto. Sin embargo, es posible inferir que las principales fuentes de contaminación del aire son faenas agrícolas y forestales (quemas, araduras, subsolación), la circulación de vehículos por el camino de tierra P594 y, la quema de leña para calefacción y preparación de alimentos. Todas estas actividades se verifican de manera intermitente y esporádica existiendo habitualmente viento proveniente desde el mar, el cual está libre de cualquier contaminación antropogénica y limpia el aire del sitio del proyecto, pero que sin embargo, contiene agua salada.


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2.2.1.3. Suelo El suelo en que se emplaza el Proyecto tiene una capacidad apropiada para el desarrollo de cultivos agronómicos ocasionales o limitados, siendo sus limitantes el drenaje, y la estructura (Clase III). La inspección del terreno, permite reconocer procesos erosivos de manto y cárcavas tanto hídrico como eólico, cuyo origen es la remoción de la cubierta vegetal original para el cultivo agrícola y ganadero intensivo. La disminución de la productividad por pérdida de fertilidad, textura y profundidad, ha disminuido la presión sobre el suelo, lentificándose el proceso erosivo. El sitio del proyecto es usado principalmente para ganadería extensiva (aproximadamente 85% de la superficie), cultivo intensivo de papas y trigo (8%), quedando el remanente dedicado a casas, bodegas, corrales, establos, caminos, y terreno sin ocupar. Por su uso durante los últimos 25 a 30 años, se presume que no existe contaminación del suelo por causas distintas al uso de fertilizantes agrícolas, ganadería y la operación de una fosa séptica cercana a la casa habitación del Sr. Sergio Sepúlveda. En cuanto al contenido metálico del suelo, se infiere que este se debe únicamente al material parental original. El horizonte de suelo vegetal se extiende por unos 12 a 18 cm de profundidad. Más abajo, hasta aproximadamente 50cm de profundidad, existe una capa de arcilla limosa o arenosa (dependiendo del lugar en que se haga la calicata), de color café, de plasticidad variable y estructura porosa. Por debajo de los 50cm hasta aproximadamente 1m, existen arenas arcillosas de color café claro de compacidad creciente con la profundidad. En sectores este horizonte está cementado al punto de hacer muy difícil la penetración de raíces, lo que lo haría prácticamente inútil para fines forestales sin labrado especial (subsolación). 2.2.1.4. Agua En calicatas realizadas en el sitio durante los estudios de mecánica de suelos por la empresa GEOFUN, se encontró aguas subterráneas a profundidades de 4.85 y 8.60m, con la presencia de un acuífero colgado por la presencia de capas compactadas y cementadas impermeables. Estas aguas no son aprovechadas en el sitio del proyecto más que para usos domésticos en la casa del Sr. Sergio Sepúlveda, y no ha sido medida su capacidad de reposición. Existe un curso de agua superficial permanente que nace aproximadamente en E 619502.91, S 5829339m (UTM, Datum WGS 84). El caudal de este curso es altamente variable y sigue el mismo patrón de las lluvias. El cauce de este curso tiene una profundidad máxima de aproximadamente 2m y un ancho máximo de 3 m. En las visitas efectuadas al sitio, solo se pudo verificar caudales pequeños en


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este cauce. Este curso se une a otro de similares características en aproximadamente E 619493.06m, S 5827719 para formar el estero Chimpel que desagua en el mar aproximadamente 1200m más abajo. Otra fuente de agua superficial son las lagunas estacionales que se forman en varios puntos del campo y que son aprovechados principalmente por aves silvestres. La mayor de estas lagunas logra una superficie máxima de 10,000 m2, y una profundidad máxima de 2m aproximadamente. En general, los horizontes compactados que facilitan la formación de lagunas y vegas aislan la napa freática de la influencia de actividades que se puedan realizar en la superficie. 2.2.1.5. Geología y Geomorfología De acuerdo a GEOFUN (2007) el proyecto se desarrolla en un sector constituido por rocas sedimentarias de origen marino correspondientes al Plioceno y rocas sedimentarias del Paleozoico y/o Precámbrico, entre las que se encuentran gnieses, anfibolitas, esquistos, filitas, cuarcitas y pizarras. La parte superior de estas rocas se encuentra meteorizada dando origen a arenas arcillosas y estratos de limos y arenas finas ligeramente cementadas. El grado de meteorización es variable. La posición geomorfológica del proyecto corresponde a la planicie costera. Esta planicie tiene un ancho de 25 km y, al menos en la zona del proyecto, finaliza hacia el Oeste en un escalón vertical de entre 70 y 90m de altura. El relieve del sitio es relativamente plano, con suaves ondulaciones de probable origen tectónico. La ocurrencia de terremotos y tsunamis, es un riesgo para todas las instalaciones costeras en Chile. Sin embargo, las instalaciones del proyecto se proyectarán pensando en que deben soportar sismos fuertes. Por otra parte, la altura sobre el nivel del mar a que se encontrarán las instalaciones es mayor a 70 msnm lo que garantiza su sobrevivencia frente a maremotos de gran intensidad. 2.2.1.6. Ruido El sitio del proyecto se encuentra en una zona rural donde las principales fuentes de ruido corresponden a oleaje, viento, pájaros e insectos. No existen mediciones de ruido en el sitio. Sin embargo, se adoptará los niveles de ruido basal de la Tabla 2.5 como indicativos para efectos de calificar el impacto del Proyecto sobre este componente. Estos niveles de ruido provienen de mediciones hechas a 900m de la costa en un sector rural de la VII Región, cuyas fuentes de ruido son las mismas que se encuentran en el presente proyecto.


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Tabla 2.5. Condiciones de ruido representativas para las inmediaciones del proyecto. Nivel de presión sonora dB(A)

Horario Equivalente Mínimo Máximo

Noche 41 33 50 Día 49 38 61 Fuente: EMG Ambiental (2007), valores medidos por en el punto cuyas coordenadas UTM según Datum WGS 84 son: E 724,361 y S 6,067,553

2.2.1.7. Paisaje El Océano Pacífico, la playa, la Planicie Costera, los pies de la Cordillera de la Costa y el clima templado lluvioso con influencia mediterránea, son el escenario donde se encuentran los elementos que conforman el paisaje de la zona del proyecto. Este escenario provee espacios amplios, con cambios importantes de luminosidad, color y textura en las diferentes estaciones del año. Los elementos antrópicos determinantes del paisaje, son la actividad forestal (plantaciones de Pino radiata y Eucalyptus sp. principalmente), ganadería extensiva (praderas para engorda y crianza de bovinos y equinos), agricultura (papas y trigo), actividades de recolección de algas, extracción de moluscos y pesca artesanal en menor medida. Todo esto, configura un paisaje rural armonioso y diverso, que es aprovechado para el desarrollo de actividades turísticas y vacacionales estivales principalmente por personas provenientes de la provincia de Arauco.

2.3. Medio Biótico El paisaje en el área del proyecto está altamente fragmentado y modificado con propósitos de producción silvoagropecuaria. En su fase climácica, el ecosistema debiera converger a un bosque tipo Roble-Raulí-Coihue, pero actualmente se encuentra degradado presentando especies arbóreas propias de un bosque esclerófilo (Peumus boldus, Lithraea cáustica, Quillaja saponaria). La Figura 2.4, muestra las unidades ambientales identificadas para el muestreo de flora y fauna.


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Figura 2.4. Unidades ambientales en el área del proyecto.

Estas unidades se diferencian entre si por el tipo de cobertura vegetal presente. La Tabla 2.6, muestra una descripción de las unidades.

Tabla 2.6. Descripción de las unidades ambientales. Unidad Descripción

1 Praderas naturales y labranza agrícola ocasional 2 Quebradas y borde de meseta

Se realizó 6 visitas al sitio del proyecto cubriendo todas las estaciones del año, en que se recorrió el área a pie y se listó las especies vegetales encontradas. De igual forma, se identificó especies animales a partir de avistamientos (a ojo desnudo, con binoculares 10x 50, y máquina fotográfica con zoom de15x), huellas, egagrópilas, audiciones, fecas, nidos y madrigueras. No se realizó capturas. 2.3.1. Flora La Unidad 1 corresponde a un área altamente modificada por las actividades agrícolas y ganaderas. Predominan varios tipos de pastos, como el trébol (Trifolium sp.) el Coironcillo (Stipa brevipes) y la Champa (Stipa parodii). También es posible encontrar Junquillo (Juncus sp.) y varias especies colonizadoras que se establecen entre los períodos de labranza (Carduus sp, Cynara sp., Mulinum spinosum, etc.). Es posible encontrar a las orillas de los caminos remanentes de


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antiguas siembras con gramíneas, así como Frutilla silvestre (Fragaria chiloensis). Plantaciones de papas y trigo se practican en el límite Norte de esta unidad. Varias pozas de agua estacionales dan origen a pequeñas islas donde se ha permitido el crecimiento de algunos especies arbóreas que no llegan a formar bosques (Peumus boldus, Lithraea caustica, Cryptocarya alba, Maytenus boaria, Quillaja saponaria, entre otros), como resguardo y sombreadero para el ganado. La Unidad 2, corresponde a una zona de mayor diversidad y desarrollo seral donde dominan pequeños bosques de las mismas especies, bajo el cual es posible el control de las condiciones de humedad y viento. Bajo la protección de este bosque es posible encontrar Citronella mucronata y varias especies de enredaderas (entre ellas Lapageria rosea), helechos, Canelo (Drymis winteri), Arrayán (Luma apiculata) y Avellano (Gevuina avellana). 2.3.2. Fauna La Tabla 2.7, indica las especies de aves detectadas y su criterio de protección según el Artículo 4 del Reglamento de la Ley de Caza (D.S. N°53 del Ministerio de Agricultura del 15 de septiembre de 2003).


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Tabla 2.7. Lista de aves detectadas y criterio de protección.

Nombre común Nombre científico Criterio de protección(*)

Bailarín Elanus leucurus ( Vieillot ) B,E

Cachudito Anairetes parulus ( Kittlitz ) B,E

Cernícalo Falco sparverius Linné B,E

Codorniz Callipepla californica ( Shaw )

Chercán de las vegas Cistothorus platensis ( Latham ) B,S,E

Chincol Zonotrichia capensis ( Müller ) B

Chirihue Sicalis luteiventris ( Meyen )

Churrete Cinclodes patagonicus ( Gmelin ) B

Diuca Diuca diuca ( Molina )

Diucón Xolmis pyrope ( Kittlitz )

Gaviota andina Larus serranus ( Tschudi ) S,R

Gaviota dominicana Larus dominicanus ( Lichtenstein ) E

Golondrina chilena Tachycineta meyeni ( Cabanis )

Golondrina de dorso negro Pygochelidon cyanoleuca ( Vieillot ) B,E

Gorrión Passer domesticus ( Linné )

Jilguero Carduelis barbata ( Molina )

Jote de cabeza colorada Cathartes aura ( Linné )

Jote de cabeza negra Coragyps atratus ( Bechstein ) B

Lechuza Tyto alba ( Scopoli ) B,E

Loica Sturnella loyca ( Molina ) E

Pato jergón grande Anas georgica ( Gmelin )

Pato real Anas sibilatrix ( Poeppig )

Pelícano Pelecanus thagus ( Molina ) B,E

Perdiz chilena Nothoprocta perdicaria ( Kittlitz )

Perrito Himantopus melanurus ( Vieillot ) B

Peuco Parabuteo unicinctus ( Temminck ) B,E

Picaflor Sephanoides galeritus ( Molina ) B,E

Picaflor gigante Patagona gigas ( Vieillot ) B,E

Pilpilén Haematopus palliatus ( Temminck ) E

Pitío Colaptes pitius ( Molina ) B

Queltehue Vanellus chilensis ( Molina ) B,E

Tenca Mimus thenca ( Molina ) B

Tiuque Milvago chimango ( Vieillot ) B,E

Tordo Curaeus curaeus ( Molina )

Tórtola Zenaida auriculata ( Des Murs )

Zorzal Turdus falcklandii ( Quoy y Gaimard )

(*) Clave para los criterios de protección: B: especie catalogada como beneficiosa para la actividad silvoagropecuaria. S: especie catalogada con densidades poblacionales reducidas. E: especie catalogada como benéfica para la mantención del equilibrio de los

ecosistemas naturales. P: especie catalogada como en Peligro de Extinción. V: especie catalogada en estado de conservación Vulnerable. R: especie catalogada como Rara.


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I: especie catalogada como Escasamente o Inadecuadamente Conocida. F: especie catalogada como Fuera de Peligro Un espacio en blanco indica que la especie no tiene asociado un criterio de protección.

Como se desprende de la Tabla 2.7, fue detectada en el área del proyecto una especie rara Gaviota andina (Larus serranus (Tschudi)).

Entre los reptiles, sólo fue posible detectar a la especie Lagartija leminsicata (Liolaemus leminiscatus), especie de acuerdo al Reglamento de la Ley de Caza (D.S. N°53 del Ministerio de Agricultura del 15 de septiembre de 2003), es de densidad poblacional reducida, benéfica para la mantención de los ecosistemas naturales y vulnerable. Entre los anfibios, se detectó únicamente al Sapito de cuatro ojos (Pleurodema thaul) especie que, de acuerdo al anterior reglamento, es benéfica para la mantención de los ecosistemas naturales y vulnerable. Entre los mamíferos sólo se pudo detectar al Conejo (Oryctolagus cunniculus), especie introducida y considerada dañina por el reglamento citado. Sin embargo, de acuerdo a los lugareños también sería posible encontrar al Zorro Culpeo (Pseudaloppex spp.), especie benéfica para el equilibrio de ecosistemas y escasamente conocida. 2.4. Aspectos Socioeconómicos 2.4.1. Economía y Ocupación del Suelo Las principales actividades económicas de la VIII Región las llevan a cabo las industrias forestales y pesqueras y las industrias procesadoras de la madera (aserraderos y plantas de celulosa) y del pescado (plantas productoras de harina de pescado). En la Región se concentra más del 40% de las plantaciones forestales del país. Sin embargo, de acuerdo a la Encuesta CASEN 2006, la VIII Región concentra el mayor porcentaje de pobres e indigentes del país (20.7%), muy sobre los valores del promedio del país (13.7%). De acuerdo al censo agropecuario y forestal de 2007, el uso del suelo en la VIIl Región es el que muestra la Tabla 2.8.


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Tabla 2.8. Superficie por tipo de uso del suelo en la VIII Región (hectáreas).

Provincia / Comuna Cultivos agrícola

Praderas Plantaciones forestales

Bosques naturales

Otros (casas etc)

Estériles Total

Provincia de Ñuble Chillán 16,081 13,213 2,160 983 835 1,750 35,022

San Carlos 34,911 31,224 2,167 2,222 1,540 2,410 74,475 Ñiquén 16,420 21,547 1,621 747 484 950 41,768

San Fabián 2,640 61,847 4,973 92,569 388 34,991 197,407 Coihueco 21,877 16,929 25,836 22,930 1,565 22,687 111,823

Pinto 8,535 11,337 3,090 7,622 398 2,746 33,726 San Ignacio 13,393 14,863 209 1,439 559 775 31,238 El Carmen 17,195 32,813 2,764 13,488 460 2,254 68,975

Yungay 15,172 15,312 1,873 4,377 341 1,240 38,314 Pemuco 10,534 14,439 2,489 4,488 191 893 33,034 Bulnes 11,901 20,713 3,140 720 520 1,489 38,483 Quillón 7,870 9,365 5,328 6,187 313 2,362 31,425 Ranquil 5,446 1,985 6,098 1,779 173 1,093 16,574

Portezuelo 8,020 9,253 3,483 2,062 139 1,357 24,313 Coelemu 7,048 3,114 12,562 1,668 402 1,336 26,131 Treguaco 6,736 2,563 5,621 824 284 1,099 17,127

Cobquecura 4,934 6,756 10,721 4,695 221 1,886 29,211 Quirihue 6,490 19,750 13,201 7,251 926 1,855 49,472 Ninhue 8,701 16,799 2,977 1,761 331 2,124 32,694

San Nicolás 12,243 35,894 1,717 1,123 726 1,977 53,679 Chillán Viejo 4,315 15,582 1,239 1,039 461 789 23,424

Sub- total Ñuble 240,459 375,296 113,269 179,971 11,257 88,062 1,008,313 Provincia de Biobío

Los Angeles 45,002 36,918 30,534 12,632 5,024 9,622 139,733 Cabrero 6,107 19,461 23,393 3,674 1,788 2,707 57,129 Tucapel 6,206 13,693 8,206 44,803 479 21,071 94,457 Antuco 553 13,764 152 14,985 339 21,674 51,467 Quilleco 12,377 22,559 21,895 26,192 1,819 9,145 93,987

Santa Bárbara 12,588 68,430 19,357 115,977 1,904 53,604 271,858 Quilaco 3,228 15,962 7,764 29,976 640 9,426 66,997 Mulchén 24,305 34,106 49,324 47,389 3,333 17,143 175,600 Negrete 3,994 6,547 628 813 231 873 13,085

Nacimiento 3,567 11,551 33,049 15,242 1,515 5,850 70,772 Laja 6,326 7,640 11,870 2,651 704 1,143 30,334

San Rosendo 1,064 3,008 5,295 690 361 925 11,344 Yumbel 12,389 22,450 16,844 5,041 1,205 5,274 63,203

Sub-total Biobío 137,704 276,089 228,311 320,063 19,342 158,456 1,139,966 Provincia de Concepción

Concepción 610 1,581 6,082 2,728 317 306 11,624 Talcahuano 229 3,188 1,366 1,501 9 358 6,651

Penco 116 589 2,535 718 66 125 4,149 Tomé 4,839 4,040 17,283 4,103 523 2,676 33,463

Florida 11,166 10,030 21,544 4,448 548 3,155 50,892 Hualqui 2,726 5,921 17,465 3,456 578 2,945 33,091

Santa Juana 3,124 8,560 14,076 7,396 589 2,888 36,632 Lota 9 - 13 - 0 6 137

Coronel 800 3,435 3,343 579 212 1,432 9,800 San Pedro de la Paz 38 - 3,150 147 265 472 4,367

Chiguayante 41 70 185 82 18 9 405 Sub-total Concepción 23,698 37,819 87,041 25,157 3,125 14,371 191,211 Provincia de Arauco

Lebu 1,865 13,125 5,310 3,337 373 2,467 26,478 Arauco 2,798 22,489 7,650 10,158 79 1,323 44,496

Curanilahue 724 1,540 12,977 6,086 269 2,029 23,626


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Los Alamos 1,895 8,902 4,247 5,490 270 553 21,356 Cañete 9,375 27,022 19,643 10,084 1,034 7,689 74,847

Contulmo 1,970 10,172 11,303 15,633 742 2,317 42,137 Tirúa 5,001 16,429 18,330 8,711 649 5,359 54,479

Sub-total Arauco 23,628 99,679 79,460 59,499 3,416 21,738 287,420 Total Región del Biobio 425,489 788,883 508,081 584,690 37,140 282,627 2,626,910

Fuente: Censo Agropecuario y Forestal 2007. Como se desprende de la Tabla 2.8, de las 26,478 hectáreas destinadas a producción o protección en la comuna de Lebu, la mayor proporción de la tierra utilizable es usada para praderas (13,125 hectáreas). Cabe señalar que sólo 2.9% de la superficie de praderas son mejoradas y el resto naturales. El siguiente mayor uso es el de bosques (8,647 hectáreas). Un 38.6% de la superficie de bosques corresponde a formaciones naturales en diversos estados de conservación, pero que en su mayoría corresponden a montes bajos. 2.4.2. Población y empleo La Región del Biobío tiene 1,861,562 habitantes y una densidad poblacional de 50.23 personas por kilómetro cuadrado. La comuna de Lebu posee un 1.3% de la población regional y un 1.5% de la superficie, siendo una de las comunas pequeñas de la región. La Tabla 2.9, muestra antecedentes básicos de población y superficie de todas las comunas de la VIII Región.


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Tabla 2.9. Población y superficie de las comunas de la VIII Región.

Municipio Población Porcentaje respecto al

total regional Superficie

(Km2) Densidad

(Hab/Km2) Talcahuano 250,348 13.4% 145.8 1,717.06 Concepción 216,061 11.6% 221.6 975.00 Los Angeles 166,556 8.9% 1,748.20 95.27 Chillán 161,953 8.7% 511.2 316.81 Coronel 95,528 5.1% 279.4 341.90 Chiguayante 81,302 4.4% 71.5 1,137.09 San Pedro de la Paz 80,447 4.3% 112.5 715.08 Tomé 52,440 2.8% 494.5 106.05 San Carlos 50,088 2.7% 874 57.31 Lota 49,089 2.6% 135.8 361.48 Penco 46,016 2.5% 107.6 427.66 Arauco 34,873 1.9% 956.1 36.47 Curanilahue 31,943 1.7% 994.3 32.13 Cañete 31,270 1.7% 760.4 41.12 Mulchén 29,003 1.6% 1,925.30 15.06 Nacimiento 25,971 1.4% 934.9 27.78 Cabrero 25,282 1.4% 639.8 39.52 Lebu 25,035 1.3% 561.4 44.59 Coihueco 23,583 1.3% 1,776.60 13.27 Laja 22,404 1.2% 339.8 65.93 Chillán Viejo 22,084 1.2% 291.8 75.68 Bulnes 20,595 1.1% 425.4 48.41 Yumbel 20,498 1.1% 727 28.20 Santa Bárbara 19970 1.1% 3,379.50 5.91 Hualqui 18,768 1.0% 530.5 35.38 Los Alamos 18,632 1.0% 599.1 31.10 Yungay 16,814 0.9% 823.5 20.42 San Ignacio 16,106 0.9% 363.6 44.30 Coelemu 16,082 0.9% 342.3 46.98 Quillón 15,146 0.8% 423 35.81 El Carmen 12,845 0.7% 664.3 19.34 Tucapel 12,777 0.7% 914.9 13.97 Santa Juana 12,713 0.7% 731.2 17.39 Quirihue 11,429 0.6% 589 19.40 Ñiquén 11,421 0.6% 493.1 23.16 Quilleco 10,428 0.6% 1,121.80 9.30 Florida 10,177 0.5% 608.6 16.72 Pinto 9,875 0.5% 1,164.00 8.48 San Nicolás 9,741 0.5% 490.5 19.86 Tirúa 9,664 0.5% 624.4 15.48 Pemuco 8,821 0.5% 562.7 15.68 Negrete 8,579 0.5% 156.5 54.82 Contulmo 5,838 0.3% 961.5 6.07 Ninhue 5,738 0.3% 401.2 14.30 Cobquecura 5,687 0.3% 570.3 9.97 Ránquil 5,683 0.3% 248.3 22.89 Portezuelo 5,470 0.3% 282.3 19.38 Treguaco 5,296 0.3% 313.1 16.91 Quilaco 4,021 0.2% 1,123.70 3.58 San Rosendo 3,918 0.2% 92.4 42.40 Antuco 3,908 0.2% 1,884.10 2.07 San Fabián 3,646 0.2% 1,568.30 2.32 Fuente: Elaborado a partir de MIDEPLAN (2008).


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Entre los censos poblacionales de 1992 y 2002, la población comunal aumentó ligeramente en 251 habitantes, lo que sugiere que las expectativas locales son al menos suficientemente atractivas para retener a la población. INE (2008) informa que la región del Biobío presenta un desempleo mayor al promedio nacional. Esta situación se ha repetido permanentemente durante la última década. La Figura 2.5, muestra los niveles de desempleo de acuerdo a la última Encuesta Nacional de Empleo.

Figura 2.5. Desempleo regional en porcentaje de la fuerza de trabajo.

Fuente: INE (2008).

La composición del empleo a nivel regional se muestra en la Tabla 2.10.

Tabla 2.10. Composición del empleo en la Región del Biobío (miles de personas).

Fuente: INE, Encuesta Nacional de Empleo (enero-marzo 2008).


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2.4.3. Educación De acuerdo al Ministerio de Educación, la comuna de Lebu está por debajo del promedio de calidad de la educación regional de la VIII Región. La Tabla 2.11, muestra la calidad de la educación en estas jurisdicciones medida por el Ministerio de Educación para las áreas de Lenguaje y Matemática.

Tabla 2.11. Resultados de la prueba SIMCE del año 2007, aplicada a alumnos de Octavo Básico. Puntaje Promedio

Jurisdicción Área Lenguaje Área Matemática Chile 254 245 VIII Región 252 255 Lebu 246 248 Fuente: Ministerio de Educación 2007.

2.4.4. Infraestructura Vial El proyecto utilizará el camino pavimentado 160 que conecta Lebu con Concepción. El proyecto también utilizará aproximadamente 4 km del camino vecinal de tierra P-594 que conecta las localidades de Santa Rosa con Chimpel. El camino 160 tiene una pista por sentido, un ancho de aproximadamente 8m, gran cantidad de curvas verticales y horizontales, accesos no señalizados y una berma que en partes es angosta o inexistente. La Tabla 2.12, muestra el tránsito en esta ruta entre las localidades de Tres Pinos (26 km al Oeste del empalme con el camino P-594) y Cañete. Tabla 2.12. Tránsito medio diario anual por tipo de vehículo para el año 2007 medido 8.6km al Sur de Tres Pinos.

Autos y camionetas Camiones Otros Total

60.53 32.68 6.78 99.99 Fuente: Elaborado a partir de Dirección de Vialidad (2008). Al analizar el patrón mensual del tránsito, se advierte que éste aumenta en los meses de enero y febrero considerablemente. Por este motivo, se deberá procurar evitar sobrecargar el tránsito del camino en esos meses durante la etapa de construcción del proyecto. 2.4.5. Zonas de Interés Respecto del Patrimonio Cultural y Natural En el área de influencia del proyecto no existen monumentos históricos, santuarios de la naturaleza o zonas típicas declaradas.


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Sin embargo, en la Plaza de Armas de la Ciudad de Lebu se encuentran dos Cañones de bronce de fabricación Peruana, declarados monumento histórico por DE 464 del 2 de septiembre de 1995. El Consejo de Monumentos Nacionales no informa de la existencia de bienes con importancia arqueológica en la Comuna de Lebu. Sin embargo, de acuerdo a la Ley 17288 de monumentos Nacionales, todos los bienes del patrimonio arqueológico que pudieran encontrarse en el sitio del proyecto, se constituirán en monumentos por el sólo ministerio de la ley. 2.5. Identificación, Categorización y Calificación de Impactos Los impactos producto de la construcción, operación y eventual abandono del proyecto se numeran y describen en la Tabla 2.13. Este análisis no incluye los impactos asociados a la línea de transmisión eléctrica que conectará el parque eólico con la subestación Lebu.

Tabla 2.13. Descripción y numeración de los impactos. N° Descripción del Impacto 1 Emisión de material particulado y gases a la atmósfera 2 Reducción de las emisiones asociadas a la generación de electricidad 3 Aumento del ruido 4 Aumento de la escorrentía superficial 5 Restablecimiento de la escorrentía superficial 6 Alteración de las aguas subterráneas 7 Deterioro de la estructura y/o textura del suelo 8 Recuperación de la estructura y/o textura del suelo 9 Alteración de la cobertura vegetal

10 Cambio de uso del suelo 11 Cambios en la topografía del sitio del proyecto 12 Recuperación de la cobertura vegetal 13 Alteración de la fauna existente 14 Incremento de los ingresos de la población 15 Incremento de los ingresos del municipio 16 Fortalecimiento y diversificación de la matriz energética 17 Potenciales daños a sitios arqueológicos 18 Hallazgos imprevistos 19 Alteración del paisaje (visibilidad, calidad, fragilidad) 20 Deterioro de las vías de acceso y aumento del tráfico vehicular 21 Mejoramiento de las vías de acceso existentes

Estos impactos fueron calificados directamente en la matriz de impacto (Tabla 2.16). Sin embargo, por necesitarse una estimación cuantitativa para su calificación, el impacto #3 “Aumento del ruido” es analizado por separado en la Sección 2.5.1 siguiente.


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La calificación de impactos fue hecha en función de los criterios explicados y categorizados en la Tabla 2.14. Tabla 2.14. Criterios y categorías de calificación de impactos.

Criterio Explicación Categorías de calificación Carácter Indica cómo un impacto

afecta la condición de base.

+ : Positivo - : Negativo 0 : Neutro

Duración Indica la extensión temporal del impacto.

C : Corto, puntual durante la ejecución de la actividad. L : Largo, durante toda la ejecución del trabajo P : Permanente

Extensión Indica la extensión geográfica del impacto.

Pu : Puntual Lo : Local Re : Regional y/o nacional

Reversibilidad Indica si el impacto es o no reversible.

R : Reversible Nr : No reversible Pr : Parcialmente reversible

Certidumbre Indica la certidumbre de ocurrencia del impacto.

S : Seguro Pb : Probable I : Improbable

Nivel Indica la importancia o magnitud del impacto.

A : Alto M : Medio B : Bajo

2.5.1. Calificación del Impacto por Ruido El ruido durante las etapas de construcción y eventual abandono del proyecto, se generará por cortos períodos y exclusivamente durante el día. La extensión del efecto está restringida a un radio de unos 1500 m entorno a las fuentes de ruido que se ubicarán dentro del sitio del proyecto. Este impacto tiene un carácter completamente reversible y su ocurrencia es segura. De esta forma, el vector de calificación se estableció como [-,C,Lo,R,S,B ]. Sin embargo, el ruido durante la etapa de operación se podrá producir durante un tiempo mucho más prolongado (20 años o más), motivo por el cual a continuación se analiza si este efecto está o no dentro de los límites legales. En el caso del Proyecto Eólico Lebu, el receptor de ruido más cercano (Receptor Crítico) es la casa habitación ubicada en el punto cuyas coordenadas geográficas según Datum WGS 84, son: 37°40’37.92” S y 73°38’47.51” W. Este Receptor Crítico se encuentra a 690 m de distancia del mar y a 113 m de la turbina eólica 7 (ver plano de Disposición General en el Anexo 1.3.1). Se tomó como ruido de fondo representativo (F ) 33 dB(A), que corresponde al mínimo nivel de presión sonora registrado durante la noche en ausencia de viento, de acuerdo a lo establecido en la Sección 2.2.1.6. El aumento del ruido de fondo por efecto del viento, se estimó mediante la Ecuación 2.5.1.1.


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vFLA *5.2+= Ecuación 2.5.1.1 donde,

AL corresponde al nivel de presión sonora de fondo dB(A) y; v corresponde a la velocidad del viento en metros por segundo. A la velocidad del viento de partida de las turbinas eólicas )/(4 smv = , según la Ecuación 2.5.1.1, el nivel de ruido de fondo es

)(44 AdBLA = El D.S. 146 de 1997 del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, establece que en zonas rurales los niveles de ruido medidos en el lugar donde se encuentre el receptor, no podrán superar al ruido de fondo en 10 dB(A) o más (Artículo 5). Luego, el nivel máximo permitido por la norma ( legalL ) es:

)(54

)(10)(44

)(10

AdBL

AdBAdBL

AdBLL

legal

legal

Alegal

=

+=

+=

De acuerdo a lo informado por el proveedor de las turbinas, el nivel de potencia sonora ( WL ) máximo producido por las turbinas es igual a 100 dB(A). Este nivel de potencia es función de la carga del generador. Con el propósito de estimar el peor escenario de ruido posible, se tomó únicamente el nivel de potencia sonora máximo para los cálculos siguientes. Se consideró una propagación sonora tipo hemisférica, de acuerdo a la Ecuación 2.5.1.2.

RRLogLL WP *)**2(*10 210 απ −−= Ecuación 2.5.1.2

donde, PL corresponde al nivel de presión sonora en dB(A) predicho para una distancia en metros R de la fuente cuya potencia en dB(A) es WL y, α es un coeficiente de absorción adimensional igual a 0.005. De acuerdo a la Ecuación 2.5.1.2, la Tabla 2.15, muestra el ruido que aporta cada aerogenerador al Receptor Crítico ( iL ).


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Tabla 2.15. Nivel de presión sonora (NPS) que aporta cada aerogenerador al Receptor Crítico ( iL ).

Aerogenerador (i) Distancia (m) ( iL ) dB(A)

1 1750 18

2 1417 22

3 1233 24

4 1063 26

5 775 30

6 444 37

7 113 50

Para calcular el nivel de presión sonora total ( totalL ) producto de la operación del parque eólico en la posición del Receptor Crítico, se usó la Ecuación 2.5.1.3.

∑=

=15

110 ))10/(^10(log*10

iitotal LL Ecuación 2.5.1.3

Donde, )(4415 AdBLL Ai === De la Ecuación 2.5.1.3, se obtiene, )(52 AdBLtotal = y legaltotal LL <

Si la norma D.S. 146 de 1997 del Ministerio Secretaría General de la Presidencia se cumple para el Receptor Crítico, se infiere que también se cumple para todos los otros receptores de ruido. El impacto ruido durante la operación del proyecto está dentro de los límites legales. Por lo tanto, se procedió a calificar este impacto con el vector [-,L,Lo,R,S,M].


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2.5.2. Matriz de Impactos La Tabla 2.16, muestra la calificación de todos los impactos identificados en las diferentes etapas del proyecto. Los números de los impactos corresponden a los definidos en la Tabla 2.13. La simbología del vector de calificación se encuentra en la Tabla 2.14.


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Tabla 2.16. Matriz de impactos.


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2.5.3. Resumen de CaIificación de Impactos La Tabla 2.17, resume los impactos ambientales del Proyecto Eólico Lebu de acuerdo a los criterios y categorías de calificación.

Tabla 2.17. Cantidad de impactos por categoría. Criterio de Evaluación Número de veces que se

manifiestan cada categoría de calificación

Carácter Positivo : 25 Negativo :70 Neutro : 0

Duración Corto: 23 Largo: 63 Permanente: 9

Extensión Puntual: 41 Local: 30 Regional y/o nacional: 24

Reversibilidad Reversible: 92 Parcialmente reversible: 2 No reversible: 1

Certidumbre Seguro: 91 Probable: 0 Improbable: 4

Nivel Alto: 3 Medio: 16 Bajo: 76

Excepto por el Aumento del Ruido en la etapa de operación, todos los impactos negativos de nivel medio son improbables. Todos los otros efectos negativos son de nivel bajo y reversibles. Los efectos de alto nivel son todos positivos y se registran en la componente socio-económica del medio humano (Incremento de Ingresos de la Población, Incremento de Ingresos del Municipio y Fortalecimiento de la Matriz Energética). El único impacto no reversible (Potenciales Daños a Sitios Arqueológicos), tiene una probabilidad de ocurrencia baja. 2.6. Plan de Manejo y Mitigación de Impactos Debido a que los impactos ambientales negativos descritos se encuentran todos dentro de los límites legales y, por tratarse de impactos de nivel medio y bajo, no se considera necesaria la elaboración de planes de monitoreo y manejo ambiental.


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3. Estudio Legal En sus aspectos ambientales, el proyecto se enmarca dentro de la Ley 19300 de 1994 sobre Bases Generales del Medio Ambiente y su Reglamento D.S. 95 de 2001 del Ministerio Secretaría General de Presidencia de la República. Para detalles acerca de la legislación ambiental aplicable, favor referirse a la Sección 2. En los aspectos eléctricos, el proyecto se rige por:

• DFL 1 del Ministerio de Minería de 1982 “La Ley general de servicios eléctricos”, donde se establece la exención de peajes en el transporte de electricidad por los sistemas de transmisión troncales (última actualización 20 de marzo de 2008).

• Decreto 327 de 1997 del Ministerio de Minería “Reglamento de la Ley general de servicios eléctricos”.

• El DS 244 de 2005 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción “Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación”, donde se trata acerca de los procedimientos y costos de conexión, remuneración, régimen de operación y clasificación de estos medios de generación.

• El DS 62 de febrero de 2006 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción “Reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras”, donde se establece el procedimiento de cálculo de la potencia que las unidades generadoras aportan a la Suficiencia de Potencia de los sistemas eléctricos durante las horas de Demanda de Punta.

• Resolución 24 del 2 de mayo e 2007, “Norma Técnica de sobre conexión y operación de Pequeños Medios de Generación Distribuida en Instalaciones de Media Tensión”, que establece los procedimientos metodologías y demás requisitos para la conexión y operación de los pequeños Medios de Generación Distribuida en Instalaciones de media tensión.

Las demás normas con las que se debe cumplir son las de carácter general, aplicables a cualquier instalación industrial de similares características. Los principales permisos que se debe obtener son:

• Permiso del CDEC para la conexión al SIC • Permiso de la distribuidora FRONTEL y sub-transmisora CGE Transmisión

para conexión a la subestación Lebu. • Permisos establecidos en la Resolución 24 del 2 de mayo e 2007, “Norma

Técnica de sobre conexión y operación de Pequeños Medios de Generación Distribuida en Instalaciones de Media Tensión”

• Autorizaciones de la Dirección de Vialidad para instalar líneas de transmisión de electricidad y cruzar caminos.

• Autorización de la Dirección de Vialidad para el transporte de carga sobredimensionada.

• Autorización de la Dirección de Aeropuertos y Seguridad Aeroportuaria para la instalación y certificación de estructuras de altura permanentes.

• Permiso ambiental de la Corporación Regional de Medio Ambiente.


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• Registro del proyecto como una actividad MDL de la Convención Marco de las Naciones Unidas Sobre Cambio Climático.

4. Estudio de Bonos del Carbón A continuación sigue el Documento de Diseño de Proyecto del Parque Eólico Lebu. El documento sigue la estructura y formato requerido por el Cuerpo Ejecutivo de la Convención Marco de las Naciones Unidas Sobre Cambio Climático, para la tramitación y registro de proyectos de pequeña escala en el Marco del Mecanismo Para Un Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto. 4 A. Descripción general del proyecto a pequeña escala A.1. Título del proyecto: Proyecto Parque Eólico Lebu, Versión 1, 5 de septiembre de 2008 A.2. Descripción del proyecto a pequeña escala: El proyecto Parque Eólico Lebu consiste en la instalación y operación comercial de un parque eólico que en su primera etapa tendrá 5.1 MW de potencia nominal y será conectado al Sistema Interconectado Central. El propósito del proyecto es la utilización del viento, un recurso renovable no-convencional, para la generación de energía eléctrica en la localidad de Lebu. El desarrollo de este tipo de actividades disminuye directamente la emisión de gases invernaderos, ya que reemplaza energía que de otra forma sería generada por plantas termoeléctricas u otras fuentes convencionales que actualmente operan en Chile. La tecnología a emplear son 7 turbinas eólicas que generarán en promedio 11.94 GWh anualmente y reducirán las emisiones en 7,761 toneladas de CO2 equivalentes por año, entregando energía limpia al SIC. La contribución al desarrollo sustentable de Chile por parte del proyecto Parque Eólico Lebu se realizará a través de los siguientes aspectos:

- El proyecto ayudará a la independencia energética de Chile al usar uno de sus recursos naturales renovables.

- Al utilizar la energía del viento, el proyecto generará electricidad de una tecnología que no produce emisión de gases contaminantes o desechos.

- La tecnología no convencional a emplear por el proyecto contribuye a la transferencia tecnológica y al “know-how” local relacionado con la instalación, operación y manutención de este tipo de tecnología.

- Desarrollando experiencia con la generación eólica, el proyecto reducirá las barreras de inversión actualmente asociadas a estas tecnologías.


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A.3. Participantes del proyecto: Nombre de los países involucrados (*) ((host) indica un grupo anfitrión)

Entidad(es) públicas y/o privadas participantes del proyecto (*) (donde aplica)

Amablemente indicar si el grupo involucrado desea ser considerado como participante del proyecto

Chile (host) Ecoingenieros Santiago, Chile

No

(*) En concordancia con las modalidades y procedimientos de un MDL, al momento de hacer público un MDL-PDD en la etapa de validación, el país involucrado puede o no haber dado su aprobación. Al solicitar el registro, la aprobación del país involucrado es requerida. A.4. Descripción técnica del proyecto a pequeña escala: El proyecto Parque Eólico Lebu consiste en la instalación de 5 turbinas marca “HeWind” modelo HW50 de 780 kW de potencia nominal cada una, y dos turbinas Marca “Bonus” modelo MKIV de 600 kW de potencia nominal cada una, sumando un total de 5.1 MW instalados. La generación anual estimada del parque, será del orden de 11.94 GWh. Las turbinas serán instaladas en torres de 60 metros de altura y sus aspas tienen un diámetro de 50 metros en el caso de las HeWind, y de 44 metros en el caso de las Bonus. Para mayor información respecto al aspecto técnico de las turbinas refiérase al Anexo 1.4.14. A.4.1. Ubicación del proyecto: Sudamérica A.4.1.1. País anfitrión: Chile A.4.1.2. Región/Estado/Provincia etc.: Provincia de Arauco, VIII Región del Bio Bio A.4.1.3. Ciudad/Villa/Comuna etc.: Comuna de Lebu A.4.1.4. Detalles físicos del emplazamiento, incluyendo información que permita la identificación única del proyecto a pequeña escala:


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El proyecto Parque Eólico Lebu se ubica en la Octava Región, comuna de

Lebu en las coordenadas aproximadas 37°41´2.6” Sur, 73°38´53.7” Oeste. Figura 4.1. Localización del proyecto.

A.4.2. Tipo, categoría y tecnología/medidas del proyecto a pequeña escala. De acuerdo a las categorías del apéndice B para las modalidades y procedimientos de proyectos MDL, este proyecto es del tipo AMS-I.D “Generación eléctrica de energía renovable no convencional (ERNC) conectada a la malla”.4

La ERNC a utilizar para la generación eléctrica será la energía eólica, la

que será obtenida y convertida mediante la tecnología adecuada. Esta tecnología, ambientalmente limpia, será transferida a la realidad local durante las distintas etapas del proyecto, como por ejemplo la construcción del emplazamiento, la operación o mantención de las turbinas. En la actualidad, las ERNC son una pequeña porción del parque generador5, del cual la energía eólica es más pequeña aún. Es por esto que la transferencia de tecnología y “know how” a distintas entidades nacionales cobran importancia en el desarrollo del proyecto.

4 “Grid connected renewable electricity generation” 5 Ver figura 4.2


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Figura 4.2. Capacidad instalada de generación por fuentes.

A.4.3 Estimación de la cantidad de emisiones reducidas durante el período crediticio escogido:

Años Estimación de la emisión anual reducida (en ton de CO2e)

2009 7763,95 2010 7763,95 2011 7763,95 2012 7763,95 2013 7763,95 2014 7763,95

Total reducción estimada (tCO2 e) 46583,7 Total años crediticios 6 Promedio anual de reducción estimada durante el período crediticio. (tCO2 e)

7763,95


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A.4.4. Financiamiento público del proyecto a pequeña escala:

El proyecto no será desarrollado con fondos públicos de países incluidos en

el Anexo I de la Convención.

A.4.5. Confirmación de que el proyecto a pequeña escala no es un componente de uno mayor:

De acuerdo al apéndice C6, se puede demostrar que el proyecto no es una fragmentación de otro proyecto de mayor envergadura y que por lo tanto no caería en la categoría de un MDL a pequeña escala (SSC-CDM).

La razón que fundamenta esta afirmación es que no existe ni está en trámite de registro otro proyecto MDL a pequeña escala con las siguientes características:

- Mismos participantes que este proyecto. - En la misma categoría de proyectos o igual tecnología - Cuyos límites del proyecto estén a lo menos a 1 Km. de distancia de los

límites del proyecto propuesto.

6 Appendix C of the Simplified Modalities and Procedures for Small-Scale CDM project activities <http://cdm.unfccc.int/Projects/pac/howto/SmallScalePA/sscdebund.pdf>


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4 B. Aplicación de la línea base y la metodología de monitoreo: B.1. Título y referencia de la línea base y metodología de monitoreo aprobada aplicada a este proyecto: La metodología aprobada para la línea base y el monitoreo aplicada a este proyecto es la Versión 13 del AMS-I.D. “Indicative simplified baseline and monitoring methodologies for selected small-scale CDM project activity categories”. B.2. Justificación de la categoría de proyectos escogida: La actividad del proyecto consiste en la generación de energía eléctrica mediante turbinas eólicas y su posterior transmisión al SIC, de tal forma de proveer energía limpia, renovable y sin emisiones a la malla. La generación se logrará mediante 5 turbinas de 780 kW y 2 turbinas de 600 kW, con un total de 5.1 MW, manteniéndose el proyecto dentro de los límites de 15 MW máximos para la categoría de pequeña escala durante todos los años del período crediticio. B.3. Descripción de los límites del proyecto: Los límites del proyecto están dados por las dimensiones físicas del emplazamiento en el sitio de construcción.

Figura 4.3. Límites del proyecto.


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B.4. Detalles de la línea base y su desarrollo: La línea base escogida para el proyecto corresponde a la cantidad de energía (medida en kWh) producida por la fuente renovable, multiplicado por un coeficiente de emisión (medido en kg CO2e/kWh) calculado en forma transparente y conservadora. Este coeficiente, denominado margen combinado (CM), está dado por la ponderación del margen de operación (OM) y del margen de construcción (BM)7, de acuerdo a lo dispuesto en el procedimiento “Herramientas para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico”8. B.5. Descripción de cómo las emisiones de gases invernaderos (GHG) producidas por fuentes contaminantes son reducidas a un nivel menor del cuál hubiera ocurrido en ausencia del proyecto MDL a registrar:

El proyecto Parque Eólico Lebu generará electricidad que de otra forma sería producida por plantas térmicas convencionales que actualmente operan en Chile, de tal forma que el proyecto contribuye directamente a disminuir la emisión de gases invernadero producida por combustibles fósiles. Bajo el escenario de negocios actual, habrá un continuo incremento de este tipo de plantas junto a las hidroeléctricas a gran escala y, por lo tanto, proyectos de energía renovable no-convencionales como la energía eólica no serán desarrollados.

Para demostrar la adicionalidad del proyecto se seguirá el método

propuesto en el “Anexo A del apéndice B de la metodología y procedimientos simplificados para proyectos a pequeña escala MDL”9. Las barreras que dificultan e impiden el libre desarrollo de esta actividad están dadas por:

a) Barreras de inversión: Existen alternativas a la energía eólica que producen mayores emisiones contaminantes pero con menores costos medios por MWh, resultando más atractivas y viables para la inversión de capitales.

b) Barreras tecnológicas: Las turbinas eólicas usadas por el proyecto no están disponibles a nivel local, son difíciles de obtener y han experimentado una demanda creciente a nivel mundial. La indisponibilidad de esta tecnología y su poco conocimiento en Chile, se traduce en mayores costos por contratos internacionales y largos tiempos de espera para el arribo del equipamiento.

c) Barreras por falta de experiencia: Dado el escaso desarrollo de proyectos eólicos en Chile, se hace muy difícil encontrar personal calificado para la operación y mantenimiento (O&M) de las turbinas. La necesidad de capacitación del personal implica mayores costos así como también mayores riesgos en la ejecución del proyecto. Por el contrario, con la existencia de grandes centrales termo e hidroeléctricas que actualmente operan en el país, se ha generado toda un mercado local de mano de obra

7 “Combined Margin”, “Operating Margin” y “Build Margin” 8 “Tool to calculate the emission factor for an electricity system” 9 “Attachment A to Appendix B of the simplified modalities and procedures for small-scale CDM project activities”


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calificada y repuestos que disminuyen los costos de reparación de este tipo de plantas, haciéndolas más atractivas.

d) Barreras por falta de información: En la actualidad no existe un catastro a nivel nacional del potencial eólico en Chile. La ausencia de datos confiables sobre el tipo y patrón de viento incrementan la percepción de incertidumbre sobre este tipo de proyectos. Hasta la fecha, se han realizado muy pocos estudios profundos y tan sólo un par de proyectos de energía eólica se han llevado a cabo.

B.6. Reducción de las emisiones: B.6.1. Explicación de la metodología escogida: El procedimiento para el cálculo de la línea base sigue la metodología propuesta para la categoría AMS I.D; consistente en seis pasos: PASO 1: Identificar el sistema de generación eléctrica relevante. PASO 2: Seleccionar el método para calcular el Margen Operativo (OM). PASO 3: Calcular el factor de emisión del OM de acuerdo al método escogido. PASO 4: Identificar el conjunto de unidades generadoras a incluir en el Margen de Construcción (BM). PASO 5: Calcular el factor de emisión del BM. PASO 6: Calcular el factor de emisión del Margen Combinado (CM). PASO 1: Identificar el sistema de generación eléctrica relevante Con el propósito de determinar los factores de emisión, se define un sistema eléctrico como una extensión espacial de plantas generadoras y consumidores que se encuentran físicamente conectados a través de líneas de transmisión y distribución, en conjunto con el proyecto a desarrollar, de tal forma que la energía producida por este último puede ser despachada a este sistema. Como ya fue detallado anteriormente, para el caso del proyecto Parque Eólico Lebu, el sistema eléctrico de generación es el “Sistema Interconectado Central” (SIC). PASO 2: Seleccionar el método para calcular el Margen Operativo (OM) Para el cálculo del margen operativo se puede utilizar cualquiera de los siguientes métodos:

(a) OM Simple (b) OM Simple ajustado (c) OM por análisis de despacho


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(d) OM Promedio Ya que el sistema de generación eléctrica en el cual se desenvuelve el

proyecto comprende plantas de bajo costo de operación o con despacho inmediato (LCMR)10 por sobre el 50% del total generado por el sistema en los últimos cinco años, el método de OM simple no puede ser utilizado y debe ser reemplazado por el OM simple ajustado. El método simple ajustado es una variación del anterior, en dónde las plantas generadoras son separadas en dos grupos: LCMR y otro tipo. La opción por análisis de despacho no es conveniente incluso si los datos estuvieran disponibles ya que el costo de procesamiento de ellos se escapa de las dimensiones financieras del proyecto. El OM será calculado ex-ante con el promedio de los últimos tres años previos al registro del proyecto y se mantendrá fijo para el período crediticio.

Tal como en el OM simple, el factor de emisión OM simple ajustado

consiste en la emanación promedio de 2CO por unidad neta de electricidad generada (tCO2/MWh) y puede ser calculado como:

- Basado en los datos de consumo de combustible y energía neta generada de cada planta del sistema (opción 1)

- Basado en los datos de energía generada, eficiencia promedio y tipo de combustible de cada planta del sistema (opción 2)

- Basado en los datos de energía neta generada de todas las plantas del sistema, el tipo y el total consumido de combustible por todo el sistema eléctrico (opción 3)

Como ocurre en nuestro caso, la opción 1 es preferida y debe ser usada si

los datos de consumo de combustible se encuentran disponibles para cada planta. La opción 2 o 3 pueden ser usadas si la primera no se puede utilizar.

PASO 3: Calcular el factor de emisión del OM de acuerdo al método escogido Dado el método escogido en el paso anterior, el factor de emisión del margen operativo se obtiene de la siguiente fórmula:

∑

∑

∑

∑+−=−

kyk

kiyiCOyiyki

y

jyj

jiyiCOyiyji

yyadjOM EG

EFNCVFC

EG

EFNCVFC

EF,

,,,2,,,

,

,,,2,,,

,

**

*

**

*)1( λλ

En donde:

10 “Low cost / Must-run” (LCMR)


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yadjOMEF ,− Factor de emisión de CO2 del OM simple ajustado en el año “y” (tCO2/MWh)

yjiFC ,,

ykiFC ,,

Cantidad de combustible tipo “i” consumido por la planta “j” o “k” en el año “y” (kg o 3m )

yiNCV , Valor calorífico neto (cantidad de energía) por combustible “i” en año “y” (TJ / kg o TJ / 3m )

yiCOEF ,,2 Factor de emisión de combustible tipo “i” en año “y” (tCO2/TJ)

yjEG ,

ykEG ,

Electricidad generada y despachada por la planta “j” o “k” en año “y” (MWh)

yλ Número de horas del año “y” para el cual las fuentes LCMR están despachando al margen, respecto al total de horas en el año.

i Tipos de combustible utilizados por la planta generadora “j” o “k” en el año “y”.

j Plantas generadoras conectadas al sistema en el año “y” del tipo no LCMR.

k Plantas generadoras conectadas al sistema en el año “y” del tipo LCMR.

y Últimos tres años de generación para los cuales existen datos disponibles al momento del ingreso del documento MDL para su validación (opción ex-ante).

PASO 4: Identificar el conjunto de unidades generadoras a incluir en el Margen de Construcción (BM) El Margen de Construcción toma en consideración el conjunto de unidades generadoras que han sido recientemente construidas en los últimos años y reflejan el tipo de plantas que seguirán siendo edificadas en la ausencia del proyecto. La muestra de plantas generadoras usadas para calcular el BM consiste en:

A) Las últimas cinco unidades recientemente construidas, o B) El conjunto de plantas últimamente añadidas al sistema que compromete el

20% de la energía generada (en MWh)

El grupo de generadoras a usar entre las dos opciones debe corresponder al de mayor generación anual. Sin embargo, se deben de excluir del grupo aquellas unidades construidas hace más de 10 años.

Para el caso del proyecto, el conjunto de plantas escogidas para el BM

corresponde al 20% de la capacidad total generada por el SIC para el año 2007. En términos de los datos para los períodos crediticios, el BM puede ser escogido de dos opciones distintas: ex-ante o ex-post, escogiendo para el proyecto la opción ex-ante. Más información respecto a esta elección se encuentra disponible en la Sección Línea Base.


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PASO 5: Calcular el factor de emisión del BM El factor de emisión del BM es la emisión promedio de CO2 por la generación de las plantas construidas en los últimos años (tCO2/MWh) y se calcula de la siguiente forma:

∑

∑=

mym

mymELym

yBM EG

EFEGEF

,

,,,

,

*

con ym

yimCOymEL

EFEF

,

,,,2

,,

6,3*

η=

En donde:

yBMEF , Factor de emisión del BM en el año “y” (tCO2/MWh)

ymEG , Electricidad neta generada y despachada al sistema por la planta “m” en el año “y” (MWh)

ymELEF ,, Factor de emisión de 2CO de la planta “m” en el año “y” (tCO2/MWh)

yimCOEF ,,,2 Factor de emisión promedio de 2CO por combustible tipo “i” utilizado en la planta “m” en el año “y” (tCO2/GJ)

ym,η Promedio de eficiencia de conversión energética de planta “m” en el año “y” (%)

i Combustibles utilizados por cada planta m Plantas generadoras incluidas en el BM y Último año para el que existen disponibles datos de generación. PASO 6: Calcular el factor de emisión del Margen Combinado (CM) El Factor de emisión del Margen Combinado (CM) es una ponderación del OM y BM, de acuerdo a distintos pesos, calculado de la siguiente forma:

BMyBMOMyOMyCM wEFwEFEF ** ,,, +=

En dónde:

yCMEF , Factor de emisión del margen combinado en el año “y” (tCO2 / MWh)

yOMEF , Factor de emisión del margen operativo en el año “y” (tCO2 / MWh)

yBMEF , Factor de emisión del margen de construcción en el año “y” (tCO2 / MWh)

OMw Ponderación del OM (%)

BMw Ponderación del BM (%)

Los siguientes valores por defecto deben ser usados para OMw y BMw :


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• Proyectos de generación solar o eólica: wOM = 0,75 and wBM = 0,25 para el primer período crediticio y los subsiguientes (debidos a su naturaleza intermitente y de auto-despacho)

• Otro tipo de proyectos: wOM = 0,5 y wBM = 0,5 para el primer período crediticio y wOM = 0,25 y wBM = 0,75 para el segundo y tercer período.

Como el proyecto corresponde a generación del tipo eólica, el primer caso es aplicado.

Finalmente, se obtienen las emisiones de la línea base ( yBE ) y la reducción

de emisiones total ( yER ) de la siguiente forma:

yCMyproyy EFEGBE ,, *=

yyyy LPEBEER −−=

En dónde:

yBE Emisión de la línea base en el año “y” (t CO2e)

yproyEG , Energía generada por el proyecto despachada al sistema en el año “y” (MWh)

yCMEF , Factor de emisión del margen combinado en el año “y” (tCO2 / MWh)

yER Reducción total de emisiones en el año “y” (tCO2e)

yPE Emisiones del proyecto en el año “y” (tCO2e)

yL Emisiones residuales atribuibles al proyecto (“Leakage”)11 en el año “y” (tCO2e)

y Año proyectado B.6.2. Datos y parámetros ya disponibles al momento de la validación: Dato / Parámetro: ymiFC ,,

Unidades: Ton o 3m al año Descripción: Cantidad de combustible fósil tipo “i” consumido

por cada fuente / planta “m” despachando energía al sistema en año “y”

Origen de los datos: CDEC-SIC Valor aplicado: Detallado en Sección “Línea Base”

11 “Leakage: Leakage is defined as the net change of anthropogenic emissions by sources of greenhouse gases (GHG) which occurs outside the project boundary, and which is measurable and attributable to the CDM project activity. <http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/glos_CDM_v03.pdf>


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Justificación de la elección del dato o descripción del método de medición y procedimientos aplicados:

Basado en el último año de producción para el cual existen datos disponibles al momento de la inscripción del proyecto MDL para su validación (opción ex-ante).

Comentarios: No se incluyen las plantas tipo “low cost/must run”.

Dato / Parámetro:

yiNCV ,

Unidades: kJ / kg o 3m Descripción: Poder calorífico combustible tipo “i” por

kilogramo o metro cúbico en el año “y” Origen de los datos: CNE Valor aplicado: Detallado en Sección “Línea Base” Justificación de la elección del dato o descripción del método de medición y procedimientos aplicados:

Dado la realidad local, se utilizaron los valores documentados en el balance anual de energía de la CNE.

Comentarios: Se realizó la conversión de cal a J de acuerdo al mismo documento

Dato / Parámetro:

ymiCOEF ,,,2

Unidades: Kg / TJ Descripción: Factor de emisión de 2CO equivalente de

combustible fósil tipo “i” consumido por cada fuente / planta “m” despachando energía al sistema en año “y”

Origen de los datos: 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories

Valor aplicado: Detallado en Sección “Línea Base” Justificación de la elección del dato o descripción del método de medición y procedimientos aplicados:

No existe información nacional respecto a este dato, por lo que se utilizaron los propuestos en el IPCC

Comentarios: Se ponderó el potencial de cada gas ( 2Co , 4CH y ON 2 ) según el “IPCC Fourth assessment report” para obtener el factor eqCO2

Dato / Parámetro:

ymEG ,

Unidades: MWh Descripción: Electricidad neta generada y despachada por

planta “m” en año “y”. Origen de los datos: CNE


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Valor aplicado: Detallado en Sección “Línea Base” Justificación de la elección del dato o descripción del método de medición y procedimientos aplicados:

Basado en los últimos tres años de producción para los cuales existen datos disponibles al momento de la inscripción del proyecto MDL para su validación (opción ex-ante).

Comentarios: Dato / Parámetro:

yλ

Unidades: % Descripción: Número de horas del año para el cual las

fuentes LCMR están despachando al margen, respecto al total de horas en el año.

Origen de los datos: Calculado en base a información CNE Valor aplicado: 0 Justificación de la elección del dato o descripción del método de medición y procedimientos aplicados:

El procedimiento para el cálculo de lambda sigue los pasos detallados en el documento ““Tool to calculate the emission factor for an electricity system”

Comentarios: Mayor información detallada en Sección “Línea Base”

Dato / Parámetro:

ym,η

Unidades: % Descripción: Eficiencia promedio neta de conversión

energética de la planta tipo “m” en el año “y”. Origen de los datos: UNFCCC Valor aplicado: Sección “Línea Base” Justificación de la elección del dato o descripción del método de medición y procedimientos aplicados:

Datos obtenidos del Anexo 1 del documento “Herramientas para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico”12

Comentarios: B.6.3. Cálculo ex-ante de reducción de las emisiones: En esta etapa se obtienen los cálculos ex-ante de las emisiones proyectadas de la línea base, las emisiones del proyecto y las emisiones “leakage”. Para una información mas detallada de los cálculos y resultados obtenidos, referirse a Sección “Línea Base” del presente documento. Primero obtenemos el factor de emisión del OM de acuerdo a la ecuación correspondiente en el paso 3 del capítulo B.6.1, dónde reemplazamos los valores

12 “Tool to calculate the emission factor for an electricity system” <http://cdm.unfccc.int/methodologies/Tools/EB35_repan12_Tool_grid_emission.pdf>


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correspondientes a cada parámetro anual y nos resulta en un factor de emisión OM promedio de los últimos tres años con el siguiente resultado:

)/(tCO0,73778371 2, MWheEF yadjOM =−

Luego, utilizando la ecuación del paso 5 para el factor de emisión del Margen de Construcción resulta que:

)/O0,38764(tC 2, MWheEF yBM =

Finalmente reemplazamos estos valores en la ecuación del Margen Combinado (CM) con las respectivas ponderaciones explayadas en el paso 6 del punto B.6.1

)/(tCO0,6502469825,0*0,3876367975,0*0,73778371 2, MWheEF yCM =+=

Para estimar las emisiones de la línea base ( yBE ), debemos considerar la

generación anual de energía proyectada:

)(94,11, GWhEG yproy =

Por lo tanto,

)CO7.763,95(t0,65024698*940.11 2eBEy ==

Y como,

0== yy LPE

)(7.763,95 2etCOBEER yy ==


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B.6.4. Resumen de la estimación ex-ante de reducción en las emisiones:

Year Estimation of project activity

emissions (tCO2 e)

Estimation of

baseline emissions (tCO2 e)

Estimation of

leakage (tCO2 e)

Estimation of overall

emission reductions

(tCO2 e)

2009 0 7763,95 0 7763,95 2010 0 7763,95 0 7763,95 2011 0 7763,95 0 7763,95 2012 0 7763,95 0 7763,95 2013 0 7763,95 0 7763,95 2014 0 7763,95 0 7763,95

Total (tCO2e)

0 46583.7 0 46583.7

B.7. Descripción del plan y aplicación de la metodología de monitoreo Las siguientes dos secciones (B.7.1 y B.7.2) proveen una descripción detallada del plan de monitoreo, incluyendo una identificación de los datos a monitorear y los procedimientos asociados. El proyecto utiliza la metodología de monitoreo aprobada AMS I.D. “Indicative simplified baseline and monitoring methodologies for selected small-scale CDM project activity categories” donde se expresa que el monitoreo consiste en la medición de la electricidad generada por la fuente ERNC. Toda la información requerida para su verificación será guardada por al menos dos años posterior al fin del período crediticio.


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B.7.1. Datos y parámetros monitoreados: Parámetro:

yEG

Unidades: MWh Descripción: Electricidad generada y despachada a la malla Origen del dato: Obtenida por medidor en la planta Valor estimado (aplicado en la sección B.6.3):

11940

Breve descripción en los métodos y procedimientos a ser aplicados en la medición:

Medición cada dos horas y registro mensual. Los datos serán archivados por 2 años posteriores al fin del período crediticio.

Procedimientos de aseguramiento y control de la calidad “QA/QC” a ser aplicados (si corresponde):

Las mediciones seguirán un procedimiento de calidad de acuerdo a normas técnicas nacionales vigentes, para su calibración periódica y verificación por parte de los participantes del proyecto y el operador de la malla (CDEC-SIC). Esto implica que ambos operadores manejarán la información proveniente del mismo dispositivo, el cuál es usado para las transacciones comerciales del proyecto. Los datos podrán tener una revisión cruzada mediante otros medidores del operador o bien mediante una revisión cruzada de los medidores locales en cada turbina.

Comentarios: B.7.2. Descripción del plan de monitoreo El plan de monitoreo consiste en el registro, recopilación física y electrónica de los datos de generación, hasta por 2 años posteriores al fin del período crediticio. Todas las mediciones serán realizadas con equipamiento adecuadamente calibrado de acuerdo a la norma técnica a la que está sujeto el proyecto. El parámetro mencionado en el punto anterior, la electricidad generada y despachada a la malla, no necesita ser monitoreado continuamente durante el período crediticio para el cálculo de la línea base, ya que se escogió el análisis ex-ante en la metodología. Sin embargo, la medición se realizará cada dos horas y habrá un registro mensual de acuerdo a normas técnicas nacionales vigentes, para su calibración periódica y verificación por parte de los participantes del proyecto y el operador de la malla (CDEC-SIC). Esto se traduce en un manejo mutuo de la información por parte de ambos operadores con el fin de realizar las transacciones comerciales y poder tener una revisión cruzada de los medidores con mediciones externas o locales en cada turbina, según sea el caso.


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La organización operacional del monitoreo será establecida previo al inicio del período crediticio. Los roles y responsabilidades serán claramente asignados al equipo de trabajo involucrado en el proyecto, divido en tres unidades distintas. Por un lado la gerencia se encargará del entrenamiento del personal nuevo, se asegurará que el personal esté debidamente calificado para realizar las labores de monitoreo, coordinarán las funciones de los supervisores y operadores y tendrá el control general del proyecto. Por otra parte los supervisores verificarán la adquisición, manejo y registro de los datos a monitorear, controlarán la operación y mantención (O&M) de los equipos y se asegurarán de mantener y controlar la calidad (QA/QC) en los procedimientos realizados por los operadores. Finalmente los operadores realizarán las labores manuales necesarias para la operación y monitoreo del proyecto. B.8. Fecha de finalización del estudio de la línea base y la metodología de monitoreo y nombre de las personas o entidades responsables: El estudio de la línea base y la metodología de monitoreo fue concluido el 9/09/2008. La entidad responsable del estudio corresponde a los participantes del proyecto determinados en la Sección “Información de contacto”.


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4 C. Duración del proyecto / Períodos crediticios: C.1. Duración del proyecto: C.1.1. Fecha de inicio del proyecto: La construcción del Parque Eólico Lebu comenzó en el primer trimestre del 2008 para luego empezar a operar en el cuarto trimestre de 2009. C.1.2. Esperanza de vida operacional del proyecto: El proyecto tiene una esperanza de operación estimada de 20 años. C.2. Elección del período crediticio e información relacionada: El proyecto Parque Eólico Lebu utilizará el sistema de períodos crediticios renovables. C.2.1. Períodos crediticios renovables: El proyecto renovará el período crediticio a 21 años, ya que cada período crediticio puede durar hasta 7 años y puede ser renovado hasta 2 veces, asumiendo que, para cada renovación, una entidad operacional designada determinará e informará al Panel Ejecutivo que la línea base original del proyecto todavía es válida o ha sido actualizada tomando en consideración los nuevos datos disponibles. C.2.1.1.Fecha de inicio del primer período crediticio: El primer período crediticio empezará al registro del proyecto, asumiendo que el parque eólico ya estará operativo. C.2.1.2. Duración del primer período crediticio: 6 años C.2.2. Períodos crediticios fijos: No aplica C.2.2.1. Fecha de inicio: No aplica C.2.2.2.Duración: No aplica


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100

4 D.: Impactos medioambientales D.1. Si es requerido por país local, documentación del análisis de los impactos medioambientales producidos por el proyecto: Siguiendo la normativa local, para analizar los impactos medioambientales se realizó un estudio ambiental que será presentado dentro de las próximas semanas como una Declaración Ambiental. El presente documento incluye un estudio de impactos ambientales en la Sección 2. 4 E. Comentarios de Interesados E.1. Breve descripción de cómo se ha invitado a los Interesados a comentar sobre el proyecto: En la actual etapa del proyecto, no se ha realizado una invitación a la comunidad local para informarse y opinar respecto al proyecto. Sin embargo, parte de la evaluación de impacto ambiental corresponde a la etapa de recibir comentarios y objeciones de la comunidad. Esto se realizará de una forma abierta y transparente, de tal forma de facilitar la recepción de opiniones y permitir un tiempo razonable de tiempo para que aquello ocurra. En este sentido, los participantes del proyecto lo describirán de una forma tal que permita el entendimiento de la comunidad. E.2. Resumen de los comentarios recibidos:

No aplica E.3. Información de cómo se tomaron en consideración los comentarios recibidos:

No aplica.


Tel: +56-2 247 5424 Fax: +56-2 212 5948


101

INFORMACIÓN DE CONTACTO DE LOS PARTICIPANTES DEL PROYECTO Organización Ecoingenieros Ltda Dirección Estoril 50 oficina 404-A Comuna Las Condes Ciudad Santiago Fono/Fax +56-(2) 2475424 / +56-(2) 212 5948 Dirección Postal Casilla 19004 Santiago 19 Chile E-mail [email protected] Página web http://www.ecoingenieros.cl Nombre Contacto Pablo Faúndez INFORMACIÓN REFERENTE AL FINANCIAMIENTO PÚBLICO El proyecto no será desarrollado con fondos públicos de países incluidos en el Anexo I de la Convención.


Tel: +56-2 247 5424 Fax: +56-2 212 5948


102

4 F. Información de la Línea Base Cálculo del parámetro lambda Siguiendo el documento “Herramientas para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico”13, el parámetro lambda (λ ) se define como:

añodelhoras

yañoenmalodespachandLCMRhorasdeNúmeroy

___8760

__arg______(%) =λ

Para calcular su valor se siguen los siguientes pasos:

1. Graficar una curva de duración de carga (Figura 4.4): Recolectar cronológicamente la carga promedio (en MW), ordenarla numéricamente en orden descendente y graficarla versus 8760 horas en el año.

2. Calcular la generación total anual (en MWh) para las plantas LCMR. 3. Graficar una línea horizontal de tal forma que el área bajo la curva (MW por

horas) sea igual al total de generación (en MWh) de plantas LCMR obtenido en el paso 2.

4. Determinar el “Número de horas para las cuales las generadoras LCMR están funcionando al margen en el año y”, mediante la intersección de las curvas de los pasos 1 y 3.

Resolviendo los pasos anteriores con los datos de generación del año 200714, obtenemos la siguiente curva. Dado la no intersección de ellas, podemos asumir que 0≈λ 13 Tool to calculate the emission factor for an electricity system” <http://cdm.unfccc.int/methodologies/Tools/EB35_repan12_Tool_grid_emission.pdf> 14 Fuente: “Generación diaria del SIC en año 2007”, CDEC-SIC


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“Low cost/must run”

GWh total anual

Potencia MW

22158 2529 Figura 4.4. Curva de duración de carga.

Curva Duración de carga SIC 2007

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1

481

961

1441

1921

2401

2881

3361

3841

4321

4801

5281

5761

6241

6721

7201

7681

8161

8641

Horas Año 2007

MW

Demanda máxima

Low cost / must run

Demanda promedio


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Electricidad neta generada y despachada por planta “m” en año “y” ( ymEG , )

GENERACIÓN BRUTA CENTRALES DEL SIC [GWh]:

(Plantas térmicas) 2004 2005 2006 Ventana1 413,5 324,1 565,7 Ventana2 1050,7 840,9 1270,1 L.Verde 38,5 80,3 39,19 Bocamina 300,1 423,7 661,2 Huasco 4,1 11,1 0 Guacolda 1 1240,8 1109,4 1216,9 Guacolda 2 1238,8 110,8 1255,6 D. de Almagro 6,2 0,5 44 Huasco TG 29,1 57,2 33,1 Bocamina TG 0 0 Renca 5,9 24 0 San Fco. Mostazal 9,4 18,9 0,1 Lag. Verde TG 8,7 17,2 0,3 Nva. Renca 2275,6 1856,5 1483,5 Nehuenco 1847,9 949 889,4 San Isidro 2706 1214,4 830,4 Nehuenco 9B 107,6 103,1 31,4 Antilhue TG 0,9 49,6 17,5 Coronel 0 69,1 93,9 Candelaria 0 26,9 68,9 Campanario 0 0 4,6 Taltal1 988,8 973,8 583 Nehuenco II 1966,3 2383,8 2126 Horcones 12,1 2,1 6,3

Total anual 14251 10646,4 11221,09

Factor de emisión del margen operativo OM en el año “y” ( yOMEF , )

Factor de emisión OM (tCO2e/MWh)

2004 0,64817878 2005 0,77943606 2006 0,78573628

Promedio 0,73778371


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105

Eficiencia de conversión energética de la planta tipo “m” en el año “y” ( ym,η )

Oil Steam turbine 39% Open cycle 39,50% Combined cycle 46%

Natural Gas Steam turbine 37,50% Open cycle 39,50% Combined cycle 60%

Factor de emisión del Margen Combinado (CM)

Factor emisión CO2 OM (tCO2e / MWh) 0,73778371 Ponderación del factor de emisión OM (%) 75% Factor emisión CO2 BM (tCO2e / MWh) 0,38763679 Ponderación del factor de emisión BM (%) 25% Factor emisión CO2 Margen Combinado (tCO2e / MWh) 0,65024698 Generación estimada Parque eólico Lebu (GWh) 11.94 Estimación de emisiones de la línea base (tCO2e) 7763.95

Más detalles sobre el cálculo de la línea base se encuentran en el Anexo 4.1.


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106

5. Proyección del Desempeño Económico Para la proyección del desempeño económico se consideró los valores de la Unidad de Fomento y paridad de monedas que muestra la Tabla 5.1.

Tabla 5.1. Paridad de monedas y valor de la Unidad de Fomento.

Unidad de fomento (Ch$/UF) 20,725.05

Tipo de cambio Ch$/Euro 774.27 Ch$/US$ 520.23 US$/Euro 1.488

CnY$/US$ 6.844

5.1. Estimación de Inversiones En base a las especificaciones de diseño, la experiencia de Ecoingenieros y cotizaciones hechas para este proyecto, las Tablas 5.2 y 5.3 muestran la proyección de inversiones.


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Tabla 5.2. Proyección de inversiones en instalación eléctrica.

ITEM Cantidad Costo unitario (US$/p.u.)

Costo total (US$)

1- LÍNEA INTERIOR REMATE TERMINAL + SECCIONADOR PALANCA 1 4,447.37 4,447

RECONECTADOR 1 17,065.67 17,066 SECCIONADOR TRIPOLAR PALANCA TUBO 1 4,447.37 4,447

PASO ESCUADRA SIMPLE 4 232.79 931 REMATE INTERMEDIO 5 809.14 4,046

PASO 24 235.96 5,663 PASO DERIVACION 5 713.03 3,565

REMATE INTERMEDIO +SEC.LAMINA 5 1,020.13 5,101 REMATE TERMINAL 5 471.29 2,356

CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO 50mm 0.485 kg/m (m) 7,854 5.14 40,340 MONTAJE LÍNEA AÉREA 1 24,604.50 24,605

Sub-total Línea Interior: 112,567 2- CONEXIÓN ELÉCTRICA TURBINAS BONUS

RECONECTADOR SUB ESTACIONES 2 17,181.40 34,363 TRAFO 630 KVA 2 18,910.87 37,822

CELDA SWITCHGEAR B.T. 2 3,759.88 7,520 LOSA FUNDACION TRAFO 2 1,153.34 2,307

LINEAS SUBTERRÄNEAS M.T.13,2KV 2 2,876.80 5,754 LINEAS SUBTERRÁNEAS B.T. 690V S.E. 630 KVA 2 3,083.94 6,168

MALLAS DE TIERRA 2 5,604.72 11,209 MONTAJE S.E. 630 KVA 2 1,922.23 3,844

Sub-total Conexión Eléctrica Turbinas Bonus: 108,986 3- CONEXIÓN ELÉCTRICA TURBINAS HeWind

RECONECTADOR SUB ESTACIONES 5 17,181.40 85,907 LOSA FUNDACION TRAFO 5 1,153.34 5,767

LINEAS SUBTERRÁNEAS M.T.13,2KV 5 2,882.57 14,413 MALLAS DE TIERRA 5 5,604.72 28,024

MONTAJE S.E. 800 KVA 5 1,922.23 9,611 Sub-total Conexión Eléctrica Turbinas HeWind: 143,721

4- LÍNEA EXTERIOR REMATE TERMINAL + SECCIONADOR PALANCA 2 4,447.37 8,895

ESTRUCURAS REMATE TERMINAL 70mm2 9 530.69 4,776 ESTRUCTURAS REMATE INTERMEDIO 70mm2 5 883.96 4,420

ESTRUC. DE PASO ESCUADRA 1 CRUCETA 21 232.79 4,889 ESTRUC. DE PASO ESCUADRA 2 CRUCETA 50 324.30 16,215

ESTRUC Y RECONECTADOR 1 17,181.40 17,181 ESTRUC. Y EQUIPO MEDIDA VENTA ENERGIA 1 11,202.99 11,203

CONDUCTOR ALUMINIO 127mm2 (m) 13,500 6.47 87,374 PROYECTO VIAL CONSULTOR MOP 1 11,533.36 11,533 PROYECTO ELECTRICO EXTERIOR 1 4,997.79 4,998

MONTAJE LINEA 1 46,133.44 46,133 Sub-total Transformadores Turbinas Bonus: 217,617

TOTAL: 582,892


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Tabla 5.3. Estimación de la inversión total.

Item Monto sin IVA (US$) IVA (US$)

Obras civiles Diseño de fundaciones para turbinas Bonus 11,155 0

Revisión diseño de fundaciones HeWind 11,155 0 Estudio de suelos 9,039 1,717

Ingeniería local, inspección, obtención de permisos y coordinación 123,808 0 Proyecto eléctrico completo 582,892 110,749

Reparación y construcción de caminos 30,511 5,797 Hormigón H-25 (1708m3) 259,247 49,257

Excavaciones (1708m3) 3,572 679 Instalación faenas 6,907 1,312

Ensayos de laboratorio para hormigón 6,766 0 Compactación base fundaciones 3,740 711

Emplantillados hormigón H-10 12,629 2,399 Acero A63 (132t) 171,595 32,603

Plantilla para colocación de pernos anclaje Bonus 20,238 3,845 Anillos de fundación Bonus 13,840 2,630

Asesoría especializada instalación Bonus 18,785 0 Moldajes 45,652 8,674

Mano de obra en sitio 15,000 2,850 Montaje torres 193,255 36,719

Montaje canastillos 77,525 14,730 Montaje rotores y aspas 116,009 22,042

Limpieza de filtros de aire Bonus 333 0 Espumas alta densidad para aspas Bonus 1,109 211

Reparación pintura torres Bonus 1,500 285 Pulido aspas Bonus 3,941 749

Tomador de aspas Bonus 605 115 Limpieza sistema hidráulico Bonus 1,209 230

Filtros y golillas nivelación Bonus 1,774 337 Aceites Bonus 1,797 341 Grasas Bonus 1,081 205

Pernos de anclaje Bonus, nivelación y alineamiento 22,283 4,234 Tuercas fundaciones Bonus 4,028 765

Pernos y tuercas torres Bonus 1,146 218

Sub-total obras civiles 1,774,124 304,403 Seguros, fletes e internación

Internación Bonus (0.5% CIF) 4,783 0 Flete terrestre desde el sito al puerto Bonus 35,496 6,744

Flete marítimo y embalaje Bonus (incluye seguro) 167,779 0 Flete terrestre desde el puerto a Bodega Cno. Lonquén Bonus 21,513 4,087

Flete terrestre desde Bodega en Cno. Lonquén a Lebu 57,367 10,900 Flete marítimo y embalaje HeWind (incluye seguro) 861,686 0

Flete terrestre puerto sitio HeWind 154,174 29,293 Flete marítimo 5 anillos de fundación HeWind 19,667 0

Flete terrestre puerto-sitio 7 anillos de fundación 44,619 8,478 Internación HeWind (0.5% CIF) 24,003 0

Sub-total seguros, fletes e internación 1,391,087 59,502 Turbinas eólicas

2 turbinas eólicas Bonus MKIV 600 kW 788,811 149,874 5 turbinas eólicas HeWind HW50 780 kW 3,939,000 748,410

Sub-total turbinas eólicas 4,727,811 898,284 Capital de trabajo

Un año costos operación y mantención 101,196 0

Sub-total capital de trabajo 101,196 0 Imprevistos

4% de la inversión en obras civiles 70,965 0

Sub-total imprevistos 70,965 0

TOTAL 8,065,183 1,262,190


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Con estos supuestos, la inversión específica por unidad de potencia instalada alcanza a 1,581 US$/kW sin IVA. 5.2. Estimación del Costo de Operación y Mantención La Tabla 5.4, muestra los costos de operación y mantención estimados en conjunto con el fabricante de las turbinas eólicas HeWind. La estimación se construyó en base a los costos percibidos por las unidades que actualmente operan en China y se le sumó los costos adicionales por el hecho de operar en Chile. Los costos adicionales se refieren a fletes (China-Chile, Europa-Chile) y mano de obra. Se supuso que el costo de operación de las turbinas Bonus es igual al de las turbinas HeWind. Tabla 5.4. Costos de operación y mantenimiento proyectados.

Item Costo (US$/MWh)

Mano de obra servicio y repuestos 2.49 Misceláneos 1.63 Administración 2.01 Energía de la red 0.48 Costo adicional por operar en Chile 1.80 Total 8.41

5.3. Estimación del Costo Financiero Se le solicitó a Ecoingenieros la realización de un flujo de caja del proyecto financiado en su totalidad por deuda. El costo de capital y las condiciones de esta deuda se detallan en la Tabla 5.5.

Tabla 5.5. Condiciones de la deuda. Monto del préstamo (US$) 8,065,183 Tasa de interés (%) 6 Plazo del préstamo (años) 12 Pago total anual (US$) 961,991 Pago anual del principal (US$) 672,099 Intereses anuales (US$) 289,892

5.4. Otros Costos El mantenimiento de la línea eléctrica se consideró con un costo fijo de US$1,157 por km-año, correspondiente al promedio del costo de mantenimiento de líneas de similar especificación operando actualmente en el SIC. Se consideró una prima de seguro anual equivalente a un 0.5% de la inversión en activos fijos.


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Se consideró un arriendo de la tierra que incluye servidumbres, igual a US$33,640 anuales, equivalente a un 1.82% de las ventas de energía y potencia en igual período. 5.5. Estimación de Ingresos por Venta de Energía y Potencia Los ingresos anuales por venta de energía (

ENERGÍAV ) se obtuvieron de multiplicar la

energía neta de pérdidas por transmisión, efecto estela, transformación indisponibilidad de la línea e indisponibilidad de las turbinas ( NETAE ) según lo

indicado en la Sección 1.4.14.1, por el precio de nudo de la energía (ENERGÍAP )

según la Resolución Exenta 553 de CNE del 21 de agosto de 2008 para la subestación Lebu. La Ecuación 5.1 da cuenta de esta multiplicación y abajo se registra el resultado.

ENERGÍANETAENERGÏA PEV *= Ecuación 5.1

$)(987,476,1

)/$(123697.0*)(342,940,11

US

kWhUSkWh

=

=

(Este cálculo contiene aproximaciones decimales) Para efectos de la proyección de flujo de caja, se consideró que este precio se mantiene constante durante todo el horizonte de evaluación. Los ingresos anuales por venta de potencia ( POTENCIAV ) se obtuvieron multiplicando

la Potencia Promedio (P ) calculada en la Sección 1.4.14.2, por el precio de nudo mensual de la potencia ( POTENCIAP ) en la subestación Lebu según la Resolución 553 de CNE del 21 de agosto de 2008, por la cantidad de meses de un año (12). La Ecuación 5.2 da cuenta de esta multiplicación y abajo se registra el resultado.

12** POTENCIAPOTENCIA PPV = Ecuación 5.2

)/$(289,375

)/(12*)(28.362,1*))*/($(96.22

añoUS

añomeseskWmeskWUS

=

=

(Este cálculo contiene aproximaciones decimales) Queda establecido que esta manera de calcular los ingresos por potencia, es la mejor interpretación que puede hacerse en ausencia de la Norma Técnica que crea el Artículo 36 del DS 244 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción del 1 de febrero de 2006 “Reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras”, la cual no ha sido promulgada a la fecha.


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5.6. Otros Ingresos Desde el año 3 hasta el año 6, se consideró ingresos por venta de certificados de reducción de emisiones o bonos del carbón de acuerdo a la Tabla 5.6.

Tabla 5.6. Ingresos por ventas de bonos del Carbón. Factor de emisión del SIC (tCO2/GWh) 650Generación anual del parque eólico (GWh) 11.94Toneladas anuales evitadas (t) 7,761Precio de venta de los bonos (US$/tCO2) 14.00Ingresos anuales por venta de bonos del carbón (US$) 108,657

Detalles sobre el cálculo del factor de emisión del SIC se encuentran en la Sección 4. El precio de venta de los bonos del carbón incluye descuentos por efectos de inscripción, registro y verificación independiente de las emisiones certificadas. Con el propósito de obtener proyecciones conservadoras, se ha considerado un valor de reventa de los activos nulo después de 21 años. En la misma línea, no se ha considerado ingresos durante todo el primer año. 5.7. Proyección de Flujos de Caja La Tabla 5.7, muestra la proyección de flujo de caja del proyecto financiado en su totalidad con deuda. La Tabla 5.8 muestra la proyección de flujo de caja para el proyecto sin financiamiento externo o proyecto puro.


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Tabla 5.7. Flujo de caja para el proyecto financiado con deuda


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Tabla 5.8. Flujo de caja para el proyecto sin financiamiento externo.


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Para el proyecto financiado con deuda, la Tabla 5.9 muestra el Valor Presente Neto en función de la tasa de descuento.

Tabla 5.9. Valor Presente Neto (VPN) en 21 años en función de la tasa de descuento para el proyecto con financiamiento externo.

Tasa alternativa VPN 8% $7,363,517 9% $6,688,963

10% $6,099,917 11% $5,583,712 12% $5,129,747 13% $4,729,121 14% $4,374,346 15% $4,059,101 16% $3,778,039 17% $3,526,623 18% $3,300,994 19% $3,097,862 20% $2,914,411

Para el proyecto sin financiamiento externo, se obtuvo una Tasa Interna de Retorno de 18.6%. La Tabla 5.10 muestra el Valor Presente Neto en función de la tasa de descuento.

Tabla 5.10. Valor Presente Neto (VPN) en 21 años en función de la tasa de descuento para el proyecto sin financiamiento externo.

Tasa alternativa VPN 8% $6,289,977 9% $5,312,464

10% $4,449,248 11% $3,684,756 12% $3,005,807 13% $2,401,209 14% $1,861,429 15% $1,378,328 16% $944,929 17% $555,243 18% $204,106 19% -$112,941 20% -$399,761


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5.8. Análisis de Sensibilidad Se analizó la sensibilidad del Valor Presente Neto (21 años, 10% de tasa de descuento) a la variación de los siguientes parámetros en forma independiente:

• Precio de venta de la energía • Precio de venta de la potencia • Producción anual de energía • Costos de operación y mantención

Las Tablas 5.11 y 5.12 muestran los resultados.

Tabla 5.11. Sensibilidad del VPN(10%) a la variación independiente de precios, costos de operación y mantenimiento, y producción anual de energía para el proyecto financiado con deuda.

Variable VPN (US$) con variación de -50% -25% 0% 25% 50% Precio de venta energía 1,269,140 3,684,528 6,099,917 8,515,306 10,930,695 Precio de venta de la potencia 4,872,460 5,486,189 6,099,917 6,713,646 7,327,374 Producción de energía 239,045 3,190,528 6,099,917 9,009,306 11,918,696 Costos de O+M 6,459,704 6,279,810 6,099,917 5,920,024 5,740,131 Tabla 5.12. Sensibilidad del VPN(10%) a la variación independiente de precios, costos de operación y mantenimiento, y producción anual de energía para el proyecto sin financiamiento externo.

Variable VPN (US$) con variación de -50% -25% 0% 25% 50% Precio de venta energía -381,530 2,033,859 4,449,248 6,864,637 9,280,025 Precio de venta de la potencia 3,221,791 3,835,519 4,449,248 5,062,976 5,676,705 Producción de energía -1,359,175 1,545,037 4,449,248 7,353,459 10,257,671 Costos de O+M 4,819,390 4,634,319 4,449,248 4,264,177 4,079,106 Las Figuras 5.1 y 5.2 muestran los mismos resultados en forma gráfica.


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116

Figura 5.1. Diagrama de araña de la variación independiente de parámetros para el proyecto financiado en su totalidad con deuda.

0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

14,000,000

-50% -25% 0% 25% 50%

VP

N (

US

$)

Precio de venta energía Precio de venta de la potencia

Producción de energía Costos de O+M

Variación del parámetro


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Figura 5.2. Diagrama de araña de la variación independiente de parámetros para el proyecto sin financiamiento externo.

-2,000,000

0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

-50% -25% 0% 25% 50%

VP

N (

US

$)

Precio de venta energía Precio de venta de la potencia

Producción de energía Costos de O+M


Se estudió también el efecto sobre el VPN (21 años, 10% de tasa de descuento) de la variación conjunta del precio de venta de la energía, precio de venta de la potencia y la producción anual de energía. Las Tablas 5.13 y 5.14 muestran los resultados.

Tabla 5.13. Sensibilidad del VPN(10%) a la variación conjunta de precios de venta de energía, potencia, y producción anual de energía para el proyecto financiado con deuda.

Variable VPN (US$) con variación de -50% -25% 0% 25% 50% Precio de venta energía, potencia, producción anual de energía

-3,195,900 918,690 6,099,917 12,795,703 21,006,048

Tabla 5.14. Sensibilidad del VPN a la variación conjunta de precios de venta de energía, potencia, y producción anual de energía para el proyecto sin financiamiento externo.

Variable VPN(10%) (US$) con variación de -50% -25% 0% 25% 50% Precio de venta energía, potencia, producción anual de energía -4,581,457 -726,801 4,449,248 11,139,856 19,345,023


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Las Figuras 5.3 y 5.4 muestran los mismos resultados en forma gráfica.

Figura 5.3. Diagrama de araña para la variación conjunta del precio de venta de la energía, precio de venta de la potencia y producción anual de energía, para el proyecto financiado en su totalidad con deuda.

-5,000,000

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

-50% -25% 0% 25% 50%

VP

N (

US

$)

Precio de venta energía, potencia, producción anual



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Figura 5.4. Diagrama de araña para la variación conjunta del precio de venta de la energía, precio de venta de la potencia y producción anual de energía, para el proyecto sin financiamiento externo.


-10,000,000

-5,000,000

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

-50% -25% 0% 25% 50%

VP

N (

US

$)



5.9. Beneficios Sociales Los principales beneficios sociales asociados a la realización del proyecto son:

• Incremento de los Ingresos de la Población, • Incremento de Ingresos del Municipio de Lebu • Fortalecimiento y diversificación de la Matriz Energética Nacional.

Es destacable el hecho de que un porcentaje importante de las ventas quedaría directamente en manos de los propietarios de los terrenos por concepto de arriendo anual. Este es un factor que ayuda a mejorar la distribución de los beneficios en el sector de generación eléctrica, tradicionalmente caracterizado por la concentración de utilidades y propiedad.


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6. Conclusiones Los resultados de las proyecciones económicas indican que el Parque Eólico Lebu es una iniciativa factible (VPN(10%)= 4.4US$ millones, TIR=18%) que puede aprovechar tanto los incentivos legales para la inyección de energía al SIC, como condiciones favorables de disponibilidad de viento y precios de la energía en el sector. Si bien existe incertidumbre respecto de la determinación de la Potencia de Suficiencia que podría ser reconocida al proyecto, se ha tomado como supuesto razonable para las simulaciones económicas, que esta será igual a la Potencia Promedio. El análisis de sensibilidad establece que la cantidad de energía que se genere y el precio de venta, son los factores más incidentes en el rendimiento económico del proyecto. La tecnología propuesta logra el objetivo de minimizar el costo de inversión, el cual alcanza a 1,581 US$/kW en gran medida debido al bajo precio de los aerogeneradores seleccionados. Excepto por el Aumento del Ruido en la etapa de operación, todos los impactos ambientales negativos de nivel medio son improbables. Todos los otros efectos negativos son de nivel bajo y reversibles. Los efectos de alto nivel son todos positivos y se registran en la componente socio-económica del medio humano (Incremento de Ingresos de la Población, Incremento de Ingresos del Municipio y Fortalecimiento de la Matriz Energética).

Date post:	28-Sep-2018
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Diseño, Estudio de Impacto Ambiental, Estudio Legal ... Tecnico y Economico del Proyecto... ·...

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