PROPUESTAS DE CONEXIÓN DE PARQUES EÓLICOS + PLANTA FOTOVOLTAICA EN LA …lysysreal.com/index_archivos/I ITR_001_291107 Rev 16... · 2010-03-17 · modificada por la instalación

LYSYS REAL Agustín de Foxá 11. 28036 MADRID C.I.F. B-84250182 Registro Mercantil de Madrid. Tomo: 21.015 Libro 0 Folio: 191 Sección 8 Hoja: M-372819 Inscripción: 1

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REAL

PROPUESTAS DE CONEXIÓN

DE PARQUES EÓLICOS + PLANTA FOTOVOLTAICA

EN LA ZONA DE EXTREMADURA

Referencia: Informe xxx_001 VE 6

Fecha: 28 de Noviembre de 2007

Ref. I xxx_001_28.11.07 Rev. E6 Pág. 2 de 83

REAL

ÍNDICE 1 Objeto ...................................................................................................................... 3 2 Resumen y conclusiones ......................................................................................... 3 3 Información de referencia ..................................................................................... 9 4 Situación actual..................................................................................................... 11

4.1 Demanda........................................................................................................ 11 4.2 Generación .................................................................................................... 17 4.3 Balances de potencia y energía .................................................................... 18 4.4 Estructura de la red de transporte y distribución ..................................... 20

5 Previsiones y ampliación de las infraestructuras eléctricas.............................. 23 5.1 Nuevas solicitudes de acceso de demanda y generación............................ 23 5.2 Desarrollos en la red de transporte............................................................. 24

6 Análisis estático..................................................................................................... 29 6.1 Flujos de potencia activa en escenarios de alta demanda ......................... 29 6.2 Flujos de potencia reactiva en escenarios de alta demanda...................... 34 6.3 Potencia de cortocircuito ............................................................................. 37 6.4 Estabilidad transitoria. Incidencia de huecos de tensión post-falta......... 38

7 PROPUESTAS DE CONEXIÓN ........................................................................ 41 7.1 Provincia de Cáceres .................................................................................... 42

7.1.1 Áreas de Sierra de Gata y Las Hurdes ............................................... 42 7.1.2 Área de Alcántara................................................................................. 43 7.1.3 Área de Montánchez............................................................................. 44

7.2 Provincia de Badajoz.................................................................................... 51 7.2.1 Área de Olivenza................................................................................... 51 7.2.2 Área de La Serena ................................................................................ 52 7.2.3 Área de Llerena – Sur de Badajoz ...................................................... 52

ANEXO I PLANOS DE UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES...................... 54 ANEXO II Consumo eléctrico medio por CCAA - 2005.......................................... 62 ANEXO III ESQUEMAS............................................................................................. 64 ANEXO IV ESQUEMA FINAL.................................................................................. 73 ANEXO V PRECIOS ................................................................................................... 75 ANEXO VI DESARROLLOS ACTUALIZACION MARZO DE 2006.................. 77


REAL

1 Objeto

El objeto del presente informe es describir propuestas de conexión de una serie de

parques eólicos en la zona eléctrica de Extremadura.

Con fecha 25.09.07 se realiza una actualización de la versión editada en Junio de 2006,

para modificar las propuestas realizadas en base a la versión preliminar de la

planificación de la red de transporte de energía eléctrica publicada por el Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio en Julio de 2007.

NOTA A LA VERSION WEB: por razones de confidencialidad, se eliminan del

documento publicado los datos y las conclusiones particulares sobre los parques eólicos

para los que se realizó el estudio inicial

2 Resumen y conclusiones

2.1 Características de la zona en estudio:

Del análisis de la información de referencia, las características de la zona en estudio son

las siguientes:

o La Comunidad Autónoma de Extremadura es una zona eléctrica

excedentaria, cuya relación entre producción y demanda de energía es

aproximadamente de 4:1

o Aunque se estiman fuertes ritmos de crecimiento, la demanda previsible en

el horizonte 2011 solamente alcanzaría un valor punta en torno a los 800-

1.000 MW según las previsiones empleadas en la primera edición del

presente informe, y hasta unos 1.300 MW según las estimaciones publicadas

en 2007 (los datos con diferente origen dan valores diferentes para los

consumos actuales y futuros, por lo que para el estudio se han considerado

en cada caso los más desfavorables, indicándose en su momento el dato

elegido). De ellos, unos 400 MW estarán concentrados en las instalaciones


REAL

industriales de la siderúrgica Balboa en 400 kV (330 MW en 400 kV y 80

MW en 220 kV).

o La generación instalada comprende unos 2.200 MW de centrales hidráulicas

y otros 2.000 MW de la central nuclear de Almaraz, lo que supone más de

4.000 MW instalados. La previsión de funcionamiento en el año 2011,

teniendo en cuenta los supuestos de hidraulicidad, llega a alcanzar casi los

3.700 MW.

o Las solicitudes de incorporación de nueva generación a la red de transporte,

de acuerdo con los datos publicados por Red Eléctrica en 2007, incluyen

3.081 MW de régimen ordinario, 1.168 de régimen especial eólico y 1.533

MW de régimen especial no eólico.

o La estructura eléctrica de la red de transporte corresponde a una zona de paso

en el Sistema Eléctrico Peninsular entre el centro y Andalucía Occidental,

con dos ejes de 400 kV, Almaraz-Bienvenida-Guillena y Arañuelo-

Valdecaballeros-Guillena, el primero de ellos paralelo a un eje de 220 kV,

Almaraz-Mérida-Guillena. El funcionamiento de la red de 400 kV y el de la

de tensiones inferiores es prácticamente independiente.

o La pauta habitual de flujos de energía en la red de 400 kV ha sido una

circulación norte-sur, que especialmente en las épocas de verano supone un

fuerte transporte reactivo hacia el sur. Esta situación se está viendo

modificada por la instalación de ciclos combinados en el sur en lo que se

refiere a potencia activa, no tanto en cuanto a la circulación de reactiva.

o La alimentación a la demanda se realiza apoyándose únicamente en cuatro

puntos de la red de 220 kV para todo el territorio, en las subestaciones de

Almaraz, J.M. Oriol, Mérida y Balboa. Las redes de 220 kV y 132 kV son

poco malladas, y la distribución se realiza de forma radial o a lo sumo

soportada en dos puntos, incluso a las poblaciones de Cáceres y Badajoz y a

la demanda industrial de Balboa. Esto, unido a las condiciones de dispersión,

extensión geográfica y elevada población de aves han venido dando unos


REAL

índices de calidad de servicio poco satisfactorios. Desde el año 1998 las

inversiones en distribución han alcanzado cifras muy importantes, sumando

entre las dos grandes distribuidoras, ENDESA e IBERDROLA, un total de

unos 200 millones de Euros.

o En cuanto al resto de características eléctricas, existe una diferencia entre la

red en el entorno de Almaraz (nudo fuertemente mallado, con elevada

potencia de cortocircuito y que constituye uno de los nudos críticos del

Sistema Eléctrico Peninsular Español en cuanto a repercusión de una falta

eléctrica en la estabilidad de todo el conjunto), y el resto de la red radial, de

baja potencia de cortocircuito y gran longitud, con dificultades de control de

los niveles de tensión.

2.2 Los planes de nuevas infraestructuras de red de transporte para el territorio están

sujetos a un alto grado de incertidumbre. En la actualización de la planificación

del año 2006, todos los proyectos recibían el calificativo de “condicionados”, y

comprendían las siguientes actuaciones:

o Como actuaciones más relevantes, la mejora del mallado de las

alimentaciones a Cáceres y Badajoz, de las que solamente el paso a 220 kV

de la línea Alvarado-Mérida parecía tener una mayor seguridad de llevarse a

cabo, y la necesidad de disponer de un nuevo eje de 400 kV centro-sur, para

lo que se planificaba la transformación de la actual Almaraz-Mérida-

Guillena 220 kV. Teniendo en cuenta las dificultades de tramitaciones, una

fecha factible de puesta en servicio de la línea de 400 kV no sería antes del

año 2009-2010.

o Otras actuaciones que quedan en segundo plano eran las alimentaciones al

tren de alta velocidad Madrid-Lisboa y las conexiones de nudos de

generación, tales como un ciclo combinado en Alange 400 kV y una

subestación para evacuación de eólicos al norte de Cáceres, en

Pinofranqueado 400 kV.


REAL

La actualización de la planificación publicada en Julio de 2007 mantiene la

necesidad de reforzar la alimentación a Cáceres y Badajoz en 220 kV,

habiéndose puesto ya en servicio el tramo Alvarado-Mérida en 220 kV;

mantiene también la necesidad de otro eje adicional de 400 kV, pero planteado

por una nueva traza (Almaraz-Mérida-Brovales-Guillena), de forma que

permanece en 220 kV la actual línea Almaraz-Mérida-Guillena. Aparecen

nuevos nudos de 400 kV para la conexión del tren de alta velocidad (Alcuéscar,

Mirabel, Cañaveral), y para conexión de nueva generación en Alange y

Pinofranqueado. En 220 kV incluye el nudo de Maimona, calificado también

como nudo de conexión a partir de estudios de acceso de nueva demanda y

generación de régimen ordinario (no se especifica la tecnología de esta última).

Las actuaciones de Arroyo de San Serván (conexión 400/220 kV con la

subestación de Mérida), Vaguada 220 kV (alimentación a Badajoz) y Trujillo 220

kV están calificadas de estructurales en la nueva actualización de la planificación,

el resto de actuaciones se califican como de “conexión” y estan condicionadas a

los accesos, en la mayoría de los casos.

2.3 Las conclusiones más relevantes de los puntos anteriores son las siguientes:

a. Dada la actual relación producción/demanda, los MW estudiados (hasta

un total de unos xxx MW instalados), repartidos en varias zonas, no son

cantidades significativas como para apoyar el desarrollo de nuevas

infraestructuras de transporte a demandas localizadas en otras zonas

eléctricas, fuera de la propia Comunidad

b. Si bien se dan las concentraciones de MW suficientes para realizar la

solicitud de conexión a nivel de transporte, el escaso grado de mallado de

la red es un condicionante a la hora de solicitar más de una apertura de

línea en nudos no mallados (se admite una apertura en 400 kV y dos en

220 kV).


REAL

c. Por potencia de cortocircuito, el criterio aplicado por Red Eléctrica de

limitar la generación instalada al 5% de un valor máximo de

cortocircuito, da limitaciones en los nudos, respecto al total del potencial

eólico generable por viento, con un límite general de unos 100 MW en

nudos de 220 kV.

d. En la red actual, a nivel de 400 kV, no se observan limitaciones estáticas

de evacuación para los MW y localizaciones estudiadas. A nivel de 220

kV, e incluso de 132 kV, en situaciones de alta demanda hay

posibilidades de evacuación para inyecciones de unos 100 MW (límite

por potencia de cortocircuito), pero en situaciones de baja demanda y/o

determinadas contingencias habría que plantear al Operador del Sistema

la instalación de mecanismos de teledisparo totales/parciales de los

parques, debido a las limitadas capacidades de las líneas y de las

transformaciones hacia la red de muy alta tensión.

e. Los generadores eólicos en emplazamientos eléctricamente próximos al

nudo de Almaraz, condición que cubre prácticamente la totalidad del

territorio estudiado, tanto en nudos de 400 kV como en nudos de 220 kV,

tienen una elevada probabilidad de estar sujetos a limitaciones de

producción por razones de estabilidad del Sistema, por lo que se

recomienda, muy especialmente, que estén dotados de capacidad de

soportar los huecos de tensión definidos por el Operador del Sistema.

f. En general, no es conveniente que los parques eólicos supongan un

consumo neto de reactiva en las horas de demanda alta. En esta zona en

particular, los análisis de flujos de reactiva muestran además que la

aportación de los ciclos combinados no está influyendo de forma

significativa en el comportamiento habitual del Sistema, es decir, se

sigue produciendo un transporte hacia el Sur. En cambio, disponer de

control de tensión a nivel de 220 kV y tensiones inferiores puede ser una

razón de interés para el Sistema que apoyaría la instalación de los

parques en la zona.


REAL

g. Con los datos actuales, no hay grandes planes de desarrollo a nivel de red

de transporte con certeza suficiente que pudieran acercar infraestructuras

eléctricas a los parques eólicos objeto de estudio, por lo que las

posibilidades de conexión tienen que

i. centrarse en las instalaciones existentes, al menos a nivel de la

red de transporte, lo que supone aceptar las limitaciones de esta

red

ii. promover con la Administración Autonómica soluciones que,

mejorando la infraestructura de transporte, puedan aprovecharse

para la evacuación de los parques

h. Las posibilidades de conexión de nueva generación a la red de

distribución se ven limitadas a potencias no superiores a 5 MW, tanto por

la capacidad de las líneas y las transformaciones como por su estructura

radial. Una inyección de estas características se convierte de forma

automática en un “seguimiento de la demanda” localizada muy próxima

al nudo de inyección, sin que sea posible un planteamiento de

exportación masiva.

2.4 En cuanto a las posibilidades de conexión, de acuerdo con las localizaciones y

potencias a instalar, se analizan las siguientes zonas:

o Áreas de Sierra de Gata y Las Hurdes

o Área de Alcántara

o Área de Montánchez

o Área de Olivenza

o Área de La Serena

o Área de Llerena – Sur de Badajoz


REAL

3 Información de referencia

La información utilizada en este informe procede de las siguientes fuentes:

Web de Red Eléctrica de España www.ree.es

Informe del Sistema Eléctrico Español. 2004.

Avance del Informe del Sistema Eléctrico Español. 2005

Boletín Estadístico de Energía Eléctrica. Octubre 2005

Los escenarios representativos para los análisis numéricos se han obtenido de la

web www.ree.esios.es y de los datos difundidos por Red Eléctrica entre los

integrantes del Grupo de Seguimiento de la Planificación de la red de transporte.

Instituto Nacional de Estadística.

Web del Ministerio de Industria www.mityc.es

Documento de actualización de la planificación de los sectores de electricidad y

gas. Desarrollo de las redes de transporte, 2002-2011. Octubre 2002-Abril 2006.

Se referencian en el presente documento diversas tablas de esta actualización de

la planificación con la indicación “Ministerio de Industria. Marzo 2006” y el

número de tabla original.

Documento “Planificación de los sectores de electricidad y gas 2007-2016.

Desarrollo de las redes de transporte”. 30/07/07. Primer borrador

La información cartográfica se ha obtenido de la Carta Digital publicada por el Servicio

Cartográfico del Ejército y de los datos públicos disponibles en las web del Ministerio

de Fomento, Ministerio de Medio Ambiente e Instituto Geográfico Nacional.

Datos publicados por la Junta de Extremadura.


REAL

“Extremadura en cifras 2005”.

Informe del II Plan de Desarrollo Tecnológico e Innovación en Extremadura

(2001-2004)

Boletines de prensa de las compañías ENDESA e IBERDROLA.

Memoria-resumen del proyecto de instalación de una refinería petrolífera en

Extremadura (Balboa) en www.grupoag.es


REAL

4 Situación actual

4.1 Demanda

La Comunidad Autónoma de Extremadura se caracteriza por una demanda eléctrica con

fuertes crecimientos hasta el año 2005, superiores en algunos años a la media nacional,

pero partiendo de un valor reducido. Es una demanda dispersa, alimentada con un

sistema muy poco mallado, con índices de calidad de servicio inferiores a la media

nacional, destacando los incidentes ocasionados por la avifauna. Desde 1999, las

grandes distribuidoras (ENDESA e IBERDROLA) vienen realizando actuaciones de

mejora de la red, en el marco de un convenio suscrito con la Administración

Autonómica.

Los datos disponibles a la fecha de la primera edición de este informe (REE, Informe

del Sistema Eléctrico Español), cifran la demanda de Extremadura en el año 2004 en

5.211 GWh, siendo el total del Sistema Eléctrico Peninsular Español de 235.411 GWh.

El incremento del consumo respecto a años anteriores muestra la siguiente evolución

(GWh):

Extremadura Total SEPE Año

Consumo GWh Crecimiento % Consumo GWh Crecimiento %

2002 4.020 215.240

2003 4.473 8.5 224.208 6.2

2004 5.211 16.5 235.411 4.2

2005 (*) 4.325 -17.0 246.187 4.5

2006 (*) 4.431 2.4 253.664 3.0 NOTA: SEPE Sistema Eléctrico Peninsular Español.

(*) Datos actualizados / añadidos en la revisión de Septiembre de 2007

Tabla 1. Consumo histórico de Extremadura y a nivel nacional peninsular

Los datos disponibles en 2007 indican un consumo de 4.431 GWh en Extremadura en el

año 2006, lo que supone sólo un ligero incremento respecto al año anterior, que a su vez

representaría un retroceso frente a la cifra del 2004.


REAL

En la primera edición de este informe se emplearon los escenarios disponibles de los

horizontes de estudio 2008 y 2011. Las previsiones utilizadas para los casos de estudio

del horizonte 2008 y 2011 daban un consumo punta de (MW):

2008 2011

Invierno Verano Invierno Verano

Extremadura 1.307 1.135 1.415 1.239

Total SEPE 49.187 45.040 54.689 51.549NOTA: estos datos son superiores a las previsiones del Ministerio del año 2006, que cifraba la demanda

para el 2011 en 800 MW, ver tabla 3, pero inferiores a las previsiones realizadas en 2007.

Tabla 2. Previsión de consumo en el horizonte 2011.

Tabla 3. Demanda por Comunidad Autónoma.

Ministerio de Industria. Marzo 2006. Tabla 6.6

En la revisión de la planificación publicada en Julio de 2007, la demanda de

Extremadura llegaría a alcanzar los 1.350 MW en el año 2011.


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Para la primera edición de este informe, se tuvieron en cuenta las puntas de consumo a

nivel peninsular más recientes, que habían sido de 37.724 MW (2 de Marzo de 2004) y

43.378 (27 de Enero de 2005), lo que a la vista de los datos anteriores quiere decir que

los escenarios se habían construido con un consumo de punta moderado, no extremo,

aunque ya superaban la última previsión de puntas extremas publicada en la

planificación de la red de transporte (Ministerio de Industria, 2002, incluido en el

documento de actualización de la planificación de la red de transporte de Marzo de

2006), que se muestra en la tabla siguiente:

Tabla 4. Previsión de puntas extremas de invierno y verano.

Ministerio de Industria. Marzo 2006. Previsiones 2002. Tabla 3.3

De acuerdo con los datos disponibles en 2007, la punta de consumo del año 2006 fue de

42.153 MW (30 de Enero), inferior a la registrada en 2005, mientras que la previsión de

punta para el año 2011 se cifra ahora en 53.300 MW en las previsiones del Operador del

Sistema.

Por sectores, la distribución de la demanda (análisis del año 2003, publicado en el

boletín estadístico de Octubre de 2005, REE) es la siguiente:


REAL

Extremadura Total SEPE Uso Demanda final

(GWh) Porcentaje

% Abonados

(miles)

Demanda final

(GWh) Porcentaje

% Abonados

(miles)

Doméstico 1.261 36 520,5 61.882 26 21.385,3

Agricultura 197 6 7,4 5.336 2,3 247,2

Industria 982 29 7,8 96.256 41 433,9

Transporte 5 - 0,1 3.955 1,7 15,4

Comercio

y servicios

999 29 58,3 66.498 28 3.062,1

Total 3.445 594,1 234.126 25.143,9

Tabla 5 Distribución de la demanda por sectores.

Este reparto coincide aproximadamente con los datos de ENDESA (2006) referidos a la

provincia de Badajoz. Los datos de ENDESA confirman un incremento de demanda en

el 2005 del 10,1% en la provincia de Badajoz. Durante 2005, la mayor parte de la

facturación de energía eléctrica en Badajoz (2.181 GWh) fue la del sector industrial (un

38%), seguido del doméstico (26%), el de comercio y servicios (16%), administración y

servicios públicos (11%) y, por último, el agrícola (4%); el 5% restante corresponde al

resto de sectores.

En el año 2004, los municipios que superaban los 10.000 habitantes eran los siguientes

(Extremadura en cifras 2005, datos de la Junta de Extremadura):


REAL

Tabla 6. Población por municipio

De acuerdo con los datos obtenidos del Instituto Nacional de Estadística, la demanda

por municipio puede estimarse a partir de los siguientes valores medios (a la derecha,

demanda equivalente por nudo de la red de transporte considerada en los escenarios de

estudio 2005-2006, en MW):


REAL

Municipio Nº de habitantes Demanda

estimada

MWh

Demanda

equivalente

MW

Almendralejo 29.132 140.057,92

Badajoz 139.135 668.919,34 100-110

Don Benito 32.783 157.610,83 50

Mérida 52.200 250.961,94 90-120

Montijo 15.512 74.577,04

Olivenza 11.196 53.827,01

Villafranca de los Barros 12.618 60.663,56

Villanueva de la Serena 24.491 117.745,38

Zafra 15.542 74.721,27

Cáceres 88.245 424.255,49 70-80

Coria 12.832 61.692,4064

Navalmoral de la Mata 16.856 81.038,59

Plasencia 38.815 186.610,88 30

Talayuela 10.082 48.471,23

Total Extremadura 1.075.286 5.169.652,50Nota: La cifra total resulta un 20% superior al dato de REE para el año 2005.

Tabla 7. Demanda por municipio según el número de habitantes

Agrupando la red de tensiones inferiores, las mayores áreas de demanda en los

escenarios de planificación son las de Cáceres (207 MW), Alvarado (142 MW) y

Mérida (232 MW, incluyendo Badajoz).

En cuanto a demandas industriales, destacan las siguientes:

- Siderúrgica Balboa, en Jerez de los Caballeros, con 112 MW

- Cementos Balboa, en Alconera, y Transdesa, en Villafranca de los Barros


REAL

4.2 Generación

Potencia instalada (año 2005)

La estructura de producción está formada por la central nuclear de Almaraz (2.068

MW), 22 centrales hidráulicas de tamaño diverso, que suman unos 2.200 MW

instalados, más una pequeña aportación de régimen especial.

En total, en el año 2005 la potencia instalada era de 4.165 MW en régimen ordinario y

24 MW de régimen especial, de los que 17 MW corresponden a pequeña hidráulica. En

el año 2006 existen 30 MW de régimen especial. CENTRAL TITULAR POTENCIA INSTALADA (MW)

Almaraz Endesa, Iberdrola y Unión Fenosa 2x1034 MW (REE)

José Mª Oriol Iberdrola 915,20

Cedillo Iberdrola 440,00

Valdecañas Iberdrola 225,00

Torrejón Iberdrola 129,00

Gabriel y Galán Iberdrola 110,00

Puerto Peña Saltos del Guadiana 55,59

Cijara I Saltos del Guadiana 51,70

Cijara II Saltos del Guadiana 50,40

Gijo de Granadilla Iberdrola 49,00

Valdeobispo Iberdrola 40,00

Zújar Saltos del Guadiana 28,36

La Serena Saltos del Guadiana 25,10

Orellana Saltos del Guadiana 22,18

Alange Saltos Extremeños S.A. 9,14

Canal Orellana Saltos del Guadiana 3,65

Castillejo Iberdrola 2,40

Salto y Garganta Ancha Salto del Jerte 1,72

Villar de Rey Hidronorte 1,64

Borbollón Iberdrola 1,47

Salto de Marinejo Salto del Jerte 0,55

Salto El Martel Félix González 0,65

Berrocalollo Iberdrola 0,52

Salto del Viejas Hidroeléctricas del Viejas 0,23

Tabla 8. Dirección General de Ordenación Industrial, Energía y Minas.

Junta de Extremadura (1998)


REAL

Las previsiones en escenarios futuros consideradas en la primera edición de este

informe fueron las siguientes:

Tabla 9. Potencia generada en escenarios futuros.


La potencia generada varía de verano a invierno en función de los despachos de

generación simulados (hidraulicidad, precios de combustibles, etc.).

4.3 Balances de potencia y energía

En cuanto al balance de energía, es una zona netamente exportadora. Los datos del año

2004 eran los siguientes (GWh):


REAL

Generación GWh (2004) GWh (2006) (*)

Hidráulica 2.903 2.215

Nuclear 16.351 14.939

Total régimen ordinario 19.254 17.155

Consumos de generación -691 -592

Total régimen especial 42 66

Balance neto de generación 18.605 16.628

Consumo de bombeo -64 -53

Saldo neto de intercambios -13.331 -8.429

Demanda 5.211 4.431

Tabla 10.

(*) Datos añadidos en la revisión de Septiembre de 2007

Para los escenarios futuros, los datos considerados en la primera edición de este informe

fueron los siguientes:

Tabla 11. Balance de potencia en escenarios futuros. Total SEPE.



REAL

Tabla 12. Balance de potencia en escenarios futuros.


4.4 Estructura de la red de transporte y distribución

En 1998, el informe del II Plan de Desarrollo Tecnológico e Innovación en Extremadura

(2001-2004) describía la red de distribución de la región como sigue:

“… La red de distribución de energía eléctrica está formada por 6.300 km de líneas de

media tensión que funcionan a tensiones entre 5 y 28 kV, si bien se está realizando la

normalización de todas las líneas a 20 kV, al mismo tiempo ésta se alimenta de la red

de alta tensión (45 a 132 kV) mediante 69 subestaciones transformadoras y a su vez

alimenta un total de 7.800 centros de transformación.

Esta red tiene una estructura que se muestra insuficiente para absorber el

crecimiento que se ha producido en el consumo de los últimos años, y se caracteriza

por:

• Tener una infraestructura insuficientemente equipada que dificulta el acceso al

suministro eléctrico.

• Calidad de suministro deficiente con un número de interrupciones importante.


REAL

• Longitudes de líneas de 13,2, 15 y 20 kV que producen caídas de tensión

importante.

• Carencia de dobles alimentaciones en muchas poblaciones.

Todo ello hace que el consumo medio por habitante en Extremadura sea el 42% de la

media nacional, la densidad de consumo por km2 sea el 14% del nacional y se precisen

7 km de líneas de media tensión (13,2, 15 y 20 kV) por cada 1000 habitantes, en tanto

que a nivel nacional son suficientes 3 km de líneas, es decir, se precisan unas

inversiones muy superiores en Extremadura para mantener una calidad de suministro

similar a la media nacional.

Los protocolos firmados por la Junta y las empresas distribuidoras Iberdrola y Cía.

Sevillana contemplan un conjunto de inversiones que se pretenden acometer para

mejorar las deficiencias antes citadas. Entre estas actuaciones cabe destacar las

siguientes:

- Nuevas subestaciones.

- Mejoras de las subestaciones existentes.

- Nuevas líneas de alta tensión.

- Nuevas líneas de baja tensión.

- Dobles alimentaciones a poblaciones.

- Líneas subterráneas de media tensión.

- Nuevos centros de transformación.

- Cambios de tensión de red de B-1 a B-2.

- Nuevas redes de baja tensión.

- Actuaciones derivadas de las revisiones periódicas…”.

Desde la publicación del Plan, y de acuerdo con las noticias más recientes, Iberdrola

(307.000 clientes) ha invertido 103 millones de euros entre 2001 y 2005 (El Periódico

Extremadura 11.02.2006), mejorando su Tiempo de Interrupción Equivalente a la

Potencia Instalada (TIEPI) en 2005 en un 55% (2,10 horas frente a las 4,63 de 2001). La

inversión habría sido destinada a la ampliación y renovación del sistema, con trabajos

en las subestaciones de José María Oriol, Valdecaballeros, Abertura, Siruela, Madrigal

de la Vera, Helechal, Valcorchero, Capellanías, Universidad y San Vicente de


REAL

Alcántara, ampliación de otras 20 subestaciones, puesta en marcha de 363 centros de

transformación y entrada en funcionamiento de 15 nuevas líneas, 60 kilómetros de

líneas de media tensión y 375 kilómetros de líneas de baja.

Por su parte, ENDESA, que había suscrito en el año 2003 el plan ELECTRA con la

Junta de Extremadura, publica en su boletín de noticias de 6 de Abril de 2006 sus planes

de. inversión para Badajoz, donde se refiere una inversión de 60 millones de Euros en la

primera fase del Plan, años 1999-2003, con 316 MW de nueva transformación, y una

previsión de 98 millones de Euros para la segunda fase, hasta el año 2007, con la

construcción de nuevas subestaciones en Hornachos, Barcarrota, Alconchel, Las

Vaguadas y Proserpina, Mérida, Villafranca de Los Barros, Fregenal, Jerez de los

Caballeros y la propia capital, entre otras, además de las ampliaciones de potencia en

alta y media tensión en la subestación Alvarado y la construcción de las nuevas líneas

de 66 kV entre Villafranca-Hornachos y Jerez de los Caballeros-Fregenal.

Respecto a la calidad de servicio, ENDESA indica la existencia de más de un millar de

postes eléctricos en la provincia con nidos de cigüeñas, lo que supone más de un

centenar de incidencias al año y un tiempo de interrupción en el suministro eléctrico del

40% respecto al global de las incidencias, que ha mejorado, sin embargo, un 24,3% en

2005 respecto a 2004. En 2005 se ha mejorado la calidad del servicio eléctrico en

Badajoz en un 24%, reduciéndose el TIEPI de 3,24 horas en 2004 a 2,58 en 2005.


REAL

5 Previsiones y ampliación de las infraestructuras eléctricas

5.1 Nuevas solicitudes de acceso de demanda y generación

De acuerdo con los datos de las solicitudes a transporte publicados por Red Eléctrica, no

ha habido previsiones de instalación de nueva generación de régimen especial ni

ordinario a corto-medio plazo hasta el año 2007; únicamente, en el documento de

actualización de la planificación de transporte del año 2006, se hacía mención a una

central de ciclo combinado en Alange.

Este documento situaba a Extremadura entre las zonas de localización preferente de

nueva generación, indicando que no presenta restricciones de evacuación en los estudios

de corto plazo. Esta calificación no se mantiene en la revisión del 2007, por el contrario,

se sitúa a Extremadura entre las zonas con preferencia “baja” para la instalación de

nueva generación.

En el año 2007, Red Eléctrica publica como cifras de solicitudes de acceso a la red de

transporte 3.081 MW de régimen ordinario, 1.168 MW de régimen especial eólico y

1.533 MW de régimen especial no eólico.

En cuanto a accesos de demanda, en el año 2006, de 793 MW de solicitudes, se habían

integrado en las previsiones de crecimiento 268 MW, quedando otros 525 MW

pendientes de contestación. La cifra más elevada, 287 MW, correspondía a la

ampliación de la Siderúrgica Balboa. En el año 2007, ya son 898 las solicitudes

contestadas y pendientes de contestación existen otros 1.665 MW.

En cuanto al proyecto de instalación de una refinería en Villafranca de los Barros, de

acuerdo con la información de la Memoria-resumen del proyecto, representa una carga

eléctrica de unos 50 MW, que no puede ser abastecida desde la red de distribución, y

cuya conexión a 220 ó a 400 kV, por razón de la baja potencia de cortocircuito de la

zona, estuvo en estudio. Aunque no se indica explícitamente, es probable que la

subestación prevista en Maimona 220 kV, según la revisión de la planificación del

2007, tenga por objeto atender a esta demanda, entre otras solicitudes.


REAL

5.2 Desarrollos en la red de transporte

En el anexo V se transcriben los desarrollos previstos en la zona y áreas adyacentes, de

acuerdo con la actualización de la planificación de la red de transporte del año 2006,

empleados para la primera edición de este documento, que quedan resumidos en la

figura 1a y en la tabla 13.

A continuación se transcriben los desarrollos contemplados en la actualización de la

planificación de la red de transporte de Julio de 2007, figura 1b, y se comentan sus

diferencias con la actualización del 2006.

Actuaciones contempladas en la Comunidad de Extremadura:

“• Mallado de la red de transporte

- Nuevo eje en 220 kV desde Ciudad Rodrigo hasta Béjar para apoyar a la red de

132 kV que va desde Salamanca a Extremadura

- Instalación del segundo circuito de 400 kV en el eje Almaraz-S. Serván-

Brovales-Guillena.

- Segunda unidad de transformación Almaraz C.N. 400/220 kV de 500 MVA y

nuevo D/C Almaraz C.N.-Almaraz E.T. 220 kV.

- Nuevo eje de D/C Alburquerque-Campomayor-La Vaguada 220 kV.

- Nueva unidad de transformación Balboa 400/220 kV de 500 MVA.

• Apoyo a zonas de mercado local:

- Para mejorar la calidad de suministro en las capitales de Cáceres y Badajoz

están previstas las siguientes nuevas subestaciones de 220 kV las Los Arenales,

Trujillo, La Vaguada, Campomayor y Montijo; y también el cambio de tensión

de132 kV a 220 kV de las líneas Cáceres-Trujillo que se convierte en Los

Arenales-Trujillo, La Vaguada-Alvarado y La Vaguada-Mérida que se convierte

en LaVaguada-Montijo-Mérida.

Las actuaciones específicas, en la zona centro, para la alimentación de las demandas

singulares debido a los nuevos ejes ferroviarios para trenes de alta velocidad (TAV),

son las siguientes: …

- Tramo ferroviario Madrid-Badajoz: nuevas subestaciones de 400 kV LaPueblanueva,

Mirabel, Cañaveral y Alcuescar”.


REAL

Entre las nuevas subestaciones de apoyo a mercado local se cita también Maimona 220

kV. En esta descripción general no se menciona el nudo de Alange 400 kV, aunque éste

sí figura en las tablas anexas a la actualización de la planificación.

La principal diferencia con la planificación del 2006 es el planteamiento del nuevo eje

de 400 kV Almaraz-Guillena por una nueva traza, es decir, ya no se plantea la

conversión de la actual línea de 220 kV Almaraz-Mérida-Guillena, sino que aparece una

traza hacia el oeste, con nuevas subestaciones en Alcuescar (alimentación tren) y San

Serván 440/220 kV (mallando con Mérida 220 kV), y conexión a Brovales 400 kV.

Por otra parte, los nudos de 400 kV de Pinofranqueado (Extremadura) y Ciudad

Rodrigo (Castilla León) ya no aparecen como alternativos para conexión de régimen

especial, Ciudad Rodrigo se justifica por apoyo a la demanda (conexión de 220 kV

hasta Béjar, Salamanca), mientras que Pinofranqueado queda condicionado a la

resolución de los accesos.

En la tabla 13 se indican las diferencias de previsiones de puesta en servicio y

calificación de las actuaciones entre las actualizaciones de la planificación de los años

2006 y 2007.


REAL

Figura 1a. Mapa del Sistema Eléctrico en la zona. Fuente: REE 2006.


REAL

Figura 1b. Desarrollos planificados de la red de transporte horizonte 2016.

Fuente: Ministerio de Industria. Julio 2007. Figura 3.13


REAL

Actualización

2006

Actualización

2007

Actuación Código Fecha Código Fecha

Reactancia SE Arañuelo 400 kV B2 2007 A 2007

Reactancia SE JM Oriol 400 kV A 2009

Condensador San Serván 220 kV A 2011

Transformador 400/220 kV JM Oriol A 2007

Transformador 400/220 kV Almaraz A 2008

Transformador 400/220 kV Balboa A 2009

Transformador 400/220 kV S. Serván A 2011

Transformador 400/220 kV S. Serván B2 2014

Conexión Plasencia 220 kV A 2009

Paso a 400 kV L/Almaraz-Guillena 220 kV B1 2005 No se contempla

2º circuito Valdecaballeros-Guadame 400 kV B1 2005 En servicio

Alvarado-Mérida 220 kV B1 2005 En servicio

Mérida-Montijo-Vaguada 220 kV A-B1 2009-2015

J.M.Oriol-Alburquerque-Cáceres 220 kV B2 2006-2008 Modificado

J.M. Oriol-Alburquerque-Los Arenales-Cáceres 220 kV A-B2 2011-2013

Los Arenales-Trujillo 220 kV A 2011-2012

Alburquerque-Alvarado 220 kV B2 2011 Modificado

Alburquerque-Campomayor-Vaguada 220 kV A-B2 2009-2012

SE Alange 400 kV C 2011 B2 2011

SE Pinofranqueado C 2010 B2 2011

Pinofranqueado-N.Subestación 220 kV

(antena generación)

C 2010 No se contempla

SE Campanario 400 kV C 2011 No se contempla

SE Trujillo 400 kV C 2011 No se contempla

DC 400 kV Almaraz-S.Serván-Brovales A 2011

Conexión Mérida-S.Serván 220 kV A 2011

Conexión Bienvenida 400 kV a L/Almaraz-Guillena C 2001 No se contempla

Conexión Rosalejo-Arañuelo 400 kV (TAV) C 2010

Conexión Malpartida/Mirabel a L/Almaraz-Oriol (TAV) B2 2010 A 2014

Conexión Cáceres/Casares a L/Oriol-Cáceres (TAV) B2 2010

Conexión Mérida a L/Almaraz-Guillena 400 kV (TAV) B2 2010 No se contempla

Conexión Badajoz/Alvarado a L/Balboa-Alvarado (TAV) B2 2010

Conexión Cañaveral, Alcuéscar 400 kV (TAV) A 2014

Tabla 13


REAL

6 Análisis estático

6.1 Flujos de potencia activa en escenarios de alta demanda

Figura 2. Flujos de potencia activa invierno 2006

Como característica general, Extremadura es una zona de paso para la red de 400 kV,

con un comportamiento de la red de 400 kV que depende de los dos grandes focos de

generación, Almaraz y Andalucía occidental, bastante independiente del nivel de menor

tensión.

La distribución de flujos de potencia activa en invierno corresponde al patrón habitual, a

destacar la generación de los ciclos combinados de Arcos y Palos reducen el flujo hacia

Guillena desde Valdecaballeros y Almaraz, de sentido norte-sur.


REAL

En el detalle de la figura 3 se indica con círculos anaranjados la generación (cuanto

mayor es el círculo, mayor la potencia generada), en azul la demanda localizada a nivel

de red de transporte (puede corresponder al equivalente de un área de red de

distribución), y la circulación de potencia activa por las líneas, verde en 220 kV y rojo

en 400 kV.

En la zona de Extremadura aparecen escasas demandas, las mayores corresponden a la

Siderurgia Balboa, alimentada en 400 kV, y a los núcleos de población ó áreas de

demanda de Cáceres, Badajoz, Mérida, Alvarado, Don Benito, Campo Lugar, Trujillo y

Plasencia. El resto de municipios no llegan a representarse a nivel de red de

transporte/subtransporte.


REAL

Figura 3. Demanda, generación y flujos de potencia activa invierno 2006. Detalle.


REAL

Figura 4. Flujos de potencia activa verano 2005


REAL

Figura 5. Demanda, generación y flujos de potencia activa verano 2005. Detalle.


REAL

Al analizar un caso de verano de 2005, con menos generación en la zona Sur, se

confirma el carácter de Extremadura como “zona de paso”, ahora la circulación norte-

sur es muy evidente desde Almaraz, para alimentar la carga de la zona de Sevilla.

Las circulaciones por la red de 220 kV y 132 kV, aunque no se aprecia en las figuras,

vienen condicionadas por las cargas locales de distribución, ya que las alimentaciones

de los núcleos de población son radiales o en el mejor de los casos entrada/salida entre

dos nudos mallados.

6.2 Flujos de potencia reactiva en escenarios de alta demanda

Existen dos tipos de nudo en la zona, por un lado el nudo de generación de Almaraz y

su proximidad eléctrica, fuertemente mallado, con elevado nivel de cortocircuito, que

llega a plantear la necesidad de nuevas reactancias; por otro lado el resto del territorio,

con demanda dispersa, líneas largas en antena y bajo nivel de cortocircuito ha llevado a

dificultades en el control tensión/reactiva. Son conocidos los problemas de altos niveles

de tensión en el nudo de Balboa, alimentado en antena hasta la conexión con la

subestación portuguesa de Alqueva.

Por otro lado, el transporte de energía activa hacia el Sur ha venido tradicionalmente

acompañado de fuertes flujos de reactiva, en especial en verano por los consumos de

aire acondicionado y regadíos, situación que llevó a los problemas del verano del 2004.

Analizando los escenarios recientes se detecta que este transporte de reactiva apenas

resulta modulado por los nuevos ciclos combinados.

En escenarios aún más desfavorables, en los que estos ciclos no generen, no es

conveniente añadir parques consumidores de reactiva en el recorrido intermedio,

equivaldrían a incrementar la demanda de reactiva. Esto es, los parques eólicos de la

zona de Extremadura, en especial los de las áreas orientales deberían estar dotados de

compensación de reactiva. Además, se considera que éste podría ser un punto a favor de

la instalación de parques eólicos en el resto de las zonas de Extremadura de cara al

Operador del Sistema, facilitando un elemento de equilibrio de tensiones hasta ahora

inexistente.


REAL

En los datos de planificación que sirven de base para la realización de los cálculos, se

observa que la capacidad de producción y absorción de reactiva de los ciclos se

corresponde con valores de factor de potencia superiores a 0,95.

Figura 6. Flujos de potencia reactiva invierno 2006

Figura 7. Flujos de potencia reactiva verano 2005


REAL

Tabla 14. Necesidades de compensación de reactiva en escenarios futuros

Ministerio de Industria. Marzo 2006. Tabla 6.10.

Tabla 15. Necesidades de compensación de reactiva en escenarios futuros

Ministerio de Industria. Marzo 2006. Tabla 6.11.

En las tablas de elementos de compensación de la actualización de la planificación de la

red de transporte del año 2006 aparece una reactancia para control de tensión en la

subestación de Arañuelo 400 kV, en la actualización del 2007 se añade otra reactancia

en la subestación de Oriol 400 kV y condensadores en la futura S.Serván 220 kV.


REAL

6.3 Potencia de cortocircuito

De forma habitual, en los estudios de viabilidad de acceso a red de transporte de nueva

generación eólica se aplica como límite indicativo el 5% de la potencia de cortocircuito

en el nudo, obtenida ante falta trifásica sobre escenarios a futuro.

Este límite da una primera aproximación de los estudios de estabilidad, esto es,

manteniendo esta relación entre generación inercial y no inercial, el Sistema debe tener

un comportamiento razonable ante fenómenos de inestabilidad de ángulo.

De acuerdo con los datos disponibles, los valores de potencia de cortocircuito

empleados en la primera edición de este documento en los nudos de Extremadura fueron

los siguientes:

Nudo Scc máx 2005

(MVA)

5% Scc max 2005

(MVA)

MW eólicos

potenciales

Almaraz 220 kV 5.673 283 158

Cáceres 220 kV 2.234 112 158

JM Oriol 220 kV 2.302 115 158

Mérida 220 kV 2.081 104 158

Guijo 220 kV 1.998 100 192

Guillena 220 kV 19.392 967 114+32

Balboa 220 kV 2.048 102 84+32

Alvarado 220 kV 1.333 66 84+32

Almaraz 400 kV 19.751 987

Balboa 400 kV 6.445 (*) 322

Bienvenida 400 kV 8.058 403

JM Oriol 400 kV 11.942 597

Tabla 16. Potencia de cortocircuito máxima en nudos de Extremadura

Año 2005. Datos: REE

(*) Incremento de casi el 50% al mallar con Portugal


REAL

De acuerdo con estos datos, existe un límite de unos 100-110 MW de potencia

instalada en los nudos de 220 kV de Extremadura, excepto en Alvarado 220 kV, con

una limitación mayor al ser en la actualidad un nudo en antena desde Balboa 220 kV.

Estos datos corresponden al año 2005, pero serían representativos de escenarios de

futuro en los que no se ejecutaran los nuevos mallados a nivel de 220 kV y

transformaciones desde el nivel de 400 kV apuntados en la planificación, y no se

instalara nueva generación convencional.

6.4 Estabilidad transitoria. Incidencia de huecos de tensión post-falta.

Debido a la generación y a su mallado, el fallo del nudo Almaraz 400 kV es crítico para

el Sistema. De hecho es uno de los supuestos de fallo que han marcado las restricciones

de producción de parques eólicos hasta la fecha.

En la figura 8 se muestra la extensión de un hueco de tensión producido por una falta

trifásica en distintos nudos. La zona más clara es el límite de tensión 0.85 pu respecto a

la tensión nominal. En esta figura se aprecia la gran extensión del Sistema que se vería

afectada por un fallo en Almaraz, con desconexión de los parques eólicos u otro tipo de

generación en funcionamiento que no fuera adecuada para soportar los niveles de

tensión degradados hasta el despeje de la falta y posterior recuperación.

Se ha repetido la misma falta en el nudo de 400 kV, pero se representa la tensión en

nudos de 220 k, figura 8b.


REAL

Figura 8. Niveles de tensión ante falta trifásica, nudos de 400 kV.

La zona clara marca el límite del 85%

Figura 8b.

Niveles de tensión en nudos de 220 kV ante falta trifásica en Almaraz 400 kV.


REAL

Un estudio de estabilidad dinámica suficientemente preciso requiere disponer del

modelo de la generación y las cargas del Sistema en detalle. Sin llegar a este nivel de

detalle, existen métodos suficientemente aproximados para dar una estimación del

comportamiento del Sistema, basados en datos estáticos.

La figura 9, partiendo de la topología y distribución de generación y demanda de un

escenario de invierno actual, muestra, por nudo, un coeficiente que tiene en cuenta los

efectos de pérdida de generación inmediata y modificación de los ángulos de las

tensiones que tendría una falta trifásica. Cuanto mayor sea la diferencia de ángulos, más

resulta afectado el coeficiente de sincronismo, que expresa en qué medida la generación

está “conectada” al resto del Sistema. En rojo se marcan los nudos con mayor efecto, en

azul los nudos con menor efecto, el tamaño es proporcional al valor del coeficiente.

Según este mapa, el efecto de una falta trifásica en Almaraz es similar al de los nudos de

Vandellós o Cofrentes, en los que los estudios de detalle resultan ser nudos críticos para

la estabilidad.

Figura 9. Afectación al coeficiente de sincronismo de una falta trifásica.

Escenario de invierno 2006.


REAL

7 PROPUESTAS DE CONEXIÓN


documento publicado el estudio particular de las propuestas de conexión, que se obtiene

en base los análisis de detalle de la red que se realizan en este apartado.

Ver anexo III; en el anexo IV se presenta la propuesta final de acuerdo con la

primera edición de este documento

Localización de infraestructuras de transporte y distribución en la zona

Localización de los parques en relación con la red de transporte. Vista general.

Figura 10. Localización de las zonas estudiadas en relación a la red de transporte. Vista

general

Montánchez xx MW

Olivenza xx MW

Sierra de Gata xxx MW Las Hurdes xx MW

La Serena xx MW

Llerena xxx MW

Alcántara xx MW


REAL

7.1 Provincia de Cáceres

7.1.1 Áreas de Sierra de Gata y Las Hurdes

Opción a): Conexión a un nuevo nudo 400 kV

En caso de apertura de la línea de 400 kV, bien el circuito Aldeadávila-Almaraz ó el

circuito Aldeadávila-Arañuelo, sería necesario reunir 250 MW instalados para cumplir

con los criterios de planificación. Otro condicionante muy importante son los planes de

la Comunidad de Castilla y León, anunciados hace tiempo y recogidos en el documento

de planificación, de solicitar la apertura de la misma línea en el entorno de Ciudad

Rodrigo, también para evacuación de parques eólicos. De acuerdo con los actuales

criterios de planificación estas dos aperturas no son admisibles, solamente una por

tratarse de nudos no mallados en 400 kV. El documento de planificación publicado en

2006 no tomaba ningún partido y se limitaba a señalar que se tendría que optar por uno

u otro; en la actualización del 2007, ya se contemplan ambos nudos, si bien

Pinofranqueado queda condicionado a los posibles accesos.

En cuando al funcionamiento estático, los MW eólicos se sumarían a la generación

procedente de las centrales hidráulicas del Duero, hacia el colector de Almaraz, desde

donde sumados a la generación nuclear e hidráulica de la zona se dirigen

preferentemente hacia las demandas de Madrid y de Andalucía Occidental. Si se

llegaran a recoger los parques eólicos de Cáceres y de Castilla y León se podría estar

hablando de unos 400-500 MW, lo que es una aportación considerable. Teniendo en

cuenta que el régimen de producción de la central nuclear se mantendrá en base por

razones de operación del Sistema, caso de producirse restricciones de producción éstas

deberían aplicarse a la generación hidráulica.

Se ha probado la inyección de hasta xxx MW en el circuito Aldeadávila-Arañuelo. En

situación N, el resultado es un incremento del flujo hacia las subestaciones de Morata y

Valdecaballeros 400 kV, sin que se observen sobrecargas en las líneas. De existir

limitaciones de producción en el eje Aldadávila-Arañuelo, afectarían al conjunto de la


REAL

nueva generación eólica y a la generación hidráulica procedente del Duero, puesto que

ambos flujos tienen en los escenarios estudiados el mismo sentido de circulación.

La zona eléctrica es de alta potencia de cortocircuito, dato a tener en cuenta en el diseño

de la instalación de conexión, y no tiene especiales problemas de reactiva, al contrario

por la gran concentración de líneas suele requerir la conexión de reactancias.

El principal problema de la conexión en 400 kV es añadir un contingente de MW

significativo eléctricamente muy próximos al nudo de Almaraz, lo que agravará su

carácter de nudo crítico del Sistema. Es necesario recordar que, en caso de que el

Operador del Sistema lleve a cabo de forma sistemática estudios de estabilidad

transitoria para aplicación a operación, este nudo quedaría inevitablemente incluido

entre los candidatos a limitar la producción eólica. Por esta razón, se recomienda en

primer lugar solicitar la apertura de la línea Aldeadávila-Arañuelo, evitando la conexión

directa al nudo de Almaraz 400 kV, así como dotarse de la tecnología adecuada para

soportar los huecos de tensión.

Opción b): Conexión a la evacuación de las centrales hidráulicas de Guijo y Gabriel y

Galán.

En este caso se trata de una conexión en antena, y se añade el problema de compartir la

vía de evacuación, puesto que la capacidad de la línea de 220 kV según los datos de

REE está entre 230 MW y 370 MW, siendo la potencia nominal de las hidráulicas de 49

y 110 MW respectivamente.

Un factor a considerar es que la potencia de cortocircuito del nudo de T Guijo admitiría

solamente unos 100 MW de eólicos. El nudo Almaraz 220 kV admitiría unos 280 MW,

con el inconveniente de aproximarse eléctricamente a Almaraz 400 kV.

7.1.2 Área de Alcántara

Se tendría que disponer de 100 MW para habilitar una posición en la subestación.

En caso de que esto no fuera posible, o el planteamiento en 220 kV fuera

económicamente inviable para la generación aportada, efectivamente habría que

considerar la opción de generación en distribución, en la red de 45 kV, que de acuerdo

con la normativa actual debería ser la opción de conexión preferente en tanto no se


REAL

llegue a los 100 MW; sin embargo, la capacidad de esta red, de acuerdo con la

información recabada, es muy limitada, tanto por la infraestructura disponible como por

su nivel de cortocircuito, al disponerse de un único transformador 220/45 kV de 50

MVA en la subestación de JM Oriol.

La red de distribución de la zona se apoya en las subestaciones de 220 kV de Cáceres,

JM Oriol y Cedillo y en las de 132 kV de Valdeobispo y Plasencia. El nudo de Cáceres

220 kV y su distribución representa un consumo total de unos 207 MW, mientras que la

demanda de la zona de Plasencia son unos 86 MW (unos 70 y 30 MW, respectivamente,

corresponderían a los dos núcleos urbanos y el resto a la demanda de niveles de tensión

de distribución). Una inyección de xx MW en el nudo de JM Oriol 220 kV en primer

lugar compensaría la demanda de Cáceres, reduciendo la aportación desde el nudo de

400 kV. La potencia de cortocircuito da un límite indicativo de unos 115 MW,

empleando el valor máximo registrado en 2005; dependiendo del criterio utilizado en

los escenarios futuros, podría ser un factor limitativo (en este caso, las opciones son

escasas, puesto que tampoco hay nudos próximos en 220 kV con mayores

posibilidades).

Como alternativa, se podría considerar la agregación del Área de Alcántara a los

parques del Área de la Sierra de Gata y Las Hurdes, para sumar los 250 MW requeridos

para solicitar la conexión a 400 kV.

7.1.3 Área de Montánchez

Por proximidad geográfica, la primera opción a plantear es la conexión a la línea

Almaraz-Mérida 220 kV, a partir de subestaciones colectoras de parques eólicos en 132

ó en 220 kV.

A la fecha de la primera edición de este documento, esta conexión en 220 kV en

principio cumplía los criterios de planificación, puesto que aunque Mérida no sería un

nudo mallado hasta el paso de la línea Mérida-Alvarado a 220 kV, por ser línea de 220

kV se aceptarían hasta dos aperturas más, de acuerdo con los criterios indicados en la

actualización de la planificación de 2006. Aunque la posibilidad de abrir tres veces una

línea ya no se recoge en la planificación del 2007, se da la circunstancia de que ya se ha

realizado el tramo Mérida-Alvarado 220 kV, con lo que Mérida ya se constituye en

nudo mallado. Si se ejecuta la planificación publicada en Julio de 2007, el nudo de


REAL

Mérida se verá además reforzado por la conexión a S. Serván 220 kV, que supone a su

vez un apoyo desde el nuevo doble circuito de 400 kV previsto.

Se cumple en cualquier caso la potencia necesaria, puesto que se requieren 100 MW

mínimos.

En paralelo físico con el corredor de 400 kV Almaraz-Bienvenida-Guillena, pero

eléctricamente disociada de éste, la función de esta línea es alimentar Mérida y servir de

punto de soporte de la red de 132 kV de la zona, que llega a alimentar a poblaciones

como Badajoz, Alvarado o Don Benito. Es una línea muy larga para su tensión, casi 250

km en 220 kV. En la planificación del 2006, estaba considerada la repotenciación de

esta línea a 400 kV, aprovechando la misma traza, lo que hubiera invalidado la

utilización a 220 kV (la planificación del 2007 propone directamente un nuevo doble

circuito Almaraz-S.Serván-Brovales-Guillena 400 kV).

Las opciones de conexión con la topología actual serían a la SE Trujillo, actual 132 kV,

sobre la que existen propuestas de realizar una conexión a 220 kV JM Oriol-Los

Arenales-Cáceres-Trujillo; Cáceres 220 kV; Mérida 220 kV; en último caso, Almaraz

220 kV.

Las tres últimas requerirían la realización de líneas de 220 kV de una cierta longitud,

entre 40 y 70 km, pero son más interesantes desde el punto de vista de las demandas

equivalentes de estos nudos (como áreas de demanda equivalente, unos 210 MW en

Cáceres, 232 MW en Mérida; Almaraz 220 es un nudo suficientemente mallado, el

inconveniente desde el punto de vista del Sistema es seguir añadiendo generación sobre

un área crítica).

En la red de 132 kV hay que tener en cuenta que la alimentación no procede sólo de los

transformadores de tensiones de transporte, sino que existe inyección hidráulica directa

de las centrales del Guadiana, unos 160 MW de potencia instalada, que se dirigen

prácticamente en su totalidad a alimentar la demanda de la zona de Don Benito-Mérida.

Como se ha indicado anteriormente, el sentido de circulación de flujos en las tensiones

de 220 y 132 kV en general depende poco de la situación de la red de 400 kV, y viene

dado por la demanda local, excepto en el caso de la alimentación a Mérida.


REAL

En los escenarios actuales estudiados, la alimentación a las principales demandas

urbanas es del siguiente modo (se indican entre paréntesis demandas máximas normales

en escenarios actuales):

o Cáceres (70 MW) se alimenta a partir de la transformación 400/220 kV

procedente de la subestación de Oriol, y como complemento recibe un flujo

de potencia desde el circuito que procede de Almaraz 220 kV, al que vierte

la generación hidráulica de Torrejón.

o El excedente se dirige por la red de 132 kV hacia la demanda de Trujillo (20

MW). En estos escenarios hay una circulación muy escasa o nula desde

Trujillo hacia Plasencia (30 MW), localidad que se abastece prioritariamente

de la red de 132 kV procedente de Almaraz.

o El excedente de Trujillo se dirige hacia el Sur, hacia la subestación de

TCampo 132, que corresponde a la localidad de Campo Lugar, y que es el

centro de distribución de una red radial (30 MW).

o La circulación entre TCampo y Don Benito es norte-sur ó sur-norte,

dependiendo del escenario. El área de Don Benito (50 MW) se alimenta de la

generación hidráulica del este, y el excedente o déficit se reparte en

pequeñas circulaciones hacia ó desde las subestaciones de TCampo y Mérida

132 kV.

o Al igual que sucede con Cáceres, Mérida (90-120 MW) se alimenta desde la

red de 220 kV, prioritariamente de Almaraz cuando hay transporte por la red

de 400 kV en sentido centro-sur y se reparte entre los circuitos desde

Almaraz y Guillena cuando la situación en 400 kV es más equilibrada.

Badajoz (100-110 MW) recibe alimentación preferentemente desde

Alvarado, complementando con el circuito que procede de Mérida. La

circulación entre Mérida y Alvarado cambia de sentido dependiendo de la

situación, es un flujo de equilibrio.


REAL

Capacidad de las transformaciones

Subestación Transformación MVA

nominales

Demanda Flujo

MVA

Almaraz 220/132 100 Plasencia 110

Oriol 400/220 300 Cáceres/Plasencia 100

Cáceres 220/132 100 Cáceres/Trujillo 56

Mérida 220/132 150 Mérida/Badajoz 95

Alvarado 220/132 150 Badajoz 92

Balboa 400/220 325 Balboa/Badajoz 220

Tabla 17 Capacidad de los transformadores.

Efecto de la inyección de nueva generación en los nudos de Trujillo, Cáceres, Mérida

Trujillo

Se prueba con una inyección de hasta xxx MW, que en principio supera el límite

por cortocircuito, para ver los efectos más desfavorables.

En los escenarios de alta demanda, la inyección en Trujillo 132 kV

prácticamente elimina el flujo procedente de Cáceres, e incrementa las

aportaciones hacia Plasencia y TCampo. Se refuerza la circulación desde

TCampo a Don Benito, limitando la aportación de la generación hidráulica, y

obteniéndose un excedente que se dirige hacia Mérida. Este excedente tiene

como efecto final descargar la aportación desde la línea de 220 kV que procede

de Balboa, y por tanto la transformación en Alvarado 220/132 kV.

En caso de fallo simple de una línea, el circuito Almaraz-Trujillo prácticamente

no tiene influencia, mientras que el fallo del circuito sur hace que parte de la

generación se dirija a la carga de Cáceres y se incremente la circulación hacia

Plasencia; los niveles de carga pueden ser elevados pero inicialmente no debería

suponer una situación de sobrecarga en las líneas, si las capacidades se

corresponden con los datos facilitados en los escenarios (100 MVA).


REAL

La opción a Trujillo 132 kV, podría ser una conexión parcial de hasta unos 100

MW máximo, por la limitación de cortocircuito, de acuerdo con los datos de los

nudos de 220 kV próximos.

Mérida

La inyección de xxx MW en Mérida 220 kV reduce la aportación desde el nivel

de 220 kV, tanto de los circuitos directos que proceden desde Almaraz y

Guillena como el Balboa-Alvarado. La inyección se destina preferentemente a la

alimentación de Mérida y Badajoz, y el excedente circula hacia Don Benito

La inyección en el nivel de 132 kV descarga además la transformación del

propio nudo.

En caso de fallo simple de una de las líneas de 132 kV, se produciría un cambio

de circulación, hacia la demanda de Badajoz, en principio sin llegar a producir

niveles de sobrecarga.

Cáceres

Es un caso similar, en primer lugar se compensaría la carga del nudo, reduciendo

la aportación desde el nivel de 220 kV y descargando la transformación, si se

inyecta a nivel de 132 kV. El excedente, que en este caso es mayor que en el

caso de Mérida, se dirige hacia Trujillo, frenando la circulación desde Mérida e

incrementando ligeramente el flujo hacia la zona de Plasencia.

En caso de fallo simple del circuito hacia Trujillo se produciría una aportación

de generación al nivel de 220 kV, en principio aceptable por la transformación

existente, aunque es la menor de los nudos estudiados.

El problema que se presenta en cualquiera de estos nudos son las situaciones de baja

demanda, en especial ante contingencia, ya que las líneas tienen poca capacidad, y en el

caso de Cáceres, de acuerdo con los datos existentes, la transformación sólo llegaría a


REAL

100 MVA. Al estar la red tan escasamente mallada hay pocas posibilidades para repartir

las inyecciones, de forma que las circulaciones se dirigen directamente a los

transformadores de Mérida y Cáceres para pasar al nivel de tensión superior.

Una posibilidad, a negociar con el Operador del Sistema, es ofrecer el refuerzo de estas

transformaciones y la instalación de teledisparo total o parcial ante condiciones de

contingencias, que precisamente por ser una red poco mallada son condiciones de

operación relativamente fáciles de definir.

En la primera edición de este documento, se formulaban varias opciones en el caso de

que el cambio de tensión de la línea Almaraz-Mérida-Guillena no se llevara a cabo,

proponiendo como acción recomendable plantear conjuntamente con la Administración

Autonómica ante Red Eléctrica actuaciones que mejorasen la infraestructura eléctrica de

la región, y que pudieran aprovecharse para incrementar al tiempo las posibilidades de

evacuación de los parques eólicos. En concreto, se planteaban dos actuaciones:

o Instalar una transformación 400/220 kV en la SE Bienvenida, de 450 MVA,

para mejorar el apoyo a la distribución de la zona de Balboa-Mérida-

Badajoz. Se solicitaría la evacuación de parques eólicos del área de Llerena

(apartado 2.1) a Bienvenida 220 kV (línea dedicada o bien apertura de la

línea Bienvenida-Guillena) y la apertura de la línea Almaraz-Mérida para

los parques de la zona de Montánchez, evacuando preferentemente sobre

Mérida. La explotación de estos parques debería poderse hacer en barras

separadas sobre cualquiera de estos nudos, o bien funcionar como línea de

transporte, a requerimiento del Operador del Sistema. La evacuación sobre

Mérida o Almaraz presenta ciertas diferencias,

El primer nudo presenta mayores posibilidades de evacuación y

menor limitación por cortocircuito

El segundo tiene la ventaja de alejarse eléctricamente del nudo crítico

y entrar como generación más próxima a la distribución

Una ventaja que podría hacerse valer, si es que los parques disponen

de la tecnología adecuada, es el control de reactiva. Al contrario que

el nudo de Almaraz, Mérida es una zona de bajo cortocircuito y


REAL

escasas posibilidades de control de reactiva. Lo que no sería nada

conveniente es que los parques fueran consumidores netos de

reactiva, por las razones anteriormente indicadas, que podrían llevar

a niveles de tensión inadmisibles en el nudo de Mérida y en la red de

tensiones inferiores.

o Como alternativa, instalar una transformación Mérida 400/220 kV, de 450

MVA, de mayor complejidad que la anterior pero que llevaría el apoyo más

próximo al centro de cargas.

Indicar que ambas transformaciones estaban apuntadas en la actualización de la

planificación del 2006 como actuaciones equivalentes. En la actualización de la

planificación del 2007, la conexión de Mérida con S.Serván tendría a los efectos de las

propuestas de este estudio un efecto equivalente a la instalación de la transformación en

Mérida.

Como última propuesta, la primera edición de este documento proponía plantear

conjuntamente con la Administración Autonómica ante Red Eléctrica aprovechar la

línea actual de 220 kV en explotación flexible, como evacuación en antenas de

generación radial o como línea de transporte, solicitando una apertura en el circuito

Almaraz-Mérida 220 kV y otra en el circuito Mérida-Guillena 220 kV, y transformar en

cambio la actual línea de 400 kV Almaraz-Guillena de simple a doble circuito (la

planificación del 2007 directamente añade un nuevo doble circuito 400 kV por una

nueva traza). En cualquier caso, incluir en la propuesta una de las dos transformaciones

anteriores, de forma que las actuaciones proporcionaran un apoyo a distribución con un

margen de funcionamiento a medio plazo.

Retomando esta última propuesta a la vista de las modificaciones introducidas por la

planificación publicada en el 2007, se mantiene la validez de la misma, ya que a los

efectos de este estudio, la ejecución del nuevo doble circuito de 400 kV Almaraz-

S.Serván-Brovales-Guillena y la conexión en 220 kV Mérida-San Serván representa

unas condiciones de funcionamiento equivalentes a lo estudiado; por tanto, se mantiene

la propuesta de utilizar la línea de 220 kV para la evacuación de los parques eólicos.

A la vista de los desarrollos a nivel de 220 kV planteados en la planificación del 2007,

una opción para evitar una nueva apertura de la línea sería la conexión en el futuro nudo


REAL

de Trujillo 220 kV (fecha de puesta en servicio 2010, calificada como actuación tipo A);

a discutir con Red Eléctrica la ubicación de la subestación.

Es necesario indicar que el incremento del nivel de cortocircuito al mallar con la red de

400 kV puede hacer necesario revisar o sustituir la aparamenta de determinadas

instalaciones actuales.

7.2 Provincia de Badajoz

7.2.1 Área de Olivenza

Los nudos de evacuación más próximos a estudiar serían Olivenza 45 kV y Alvarado

220 kV.

Olivenza es un nudo radial en tensión de 45 kV, que se conecta a la distribución de 132

kV de Badajoz, por lo que sus posibilidades de conexión son muy limitadas.

En cuanto a la conexión en Alvarado, como se ha indicado anteriormente todo el área de

distribución de Badajoz es una red muy débil, soportada en Mérida (nudo actualmente

no mallado en 220 kV) y Balboa. Por potencia de cortocircuito, el nudo de Alvarado

220 kV sólo admitiría unos 66 MW, que coincide con la potencia prevista, en la primera

edición de este documento se indicaba que el valor mejoraría con el paso a 220 kV de la

línea Mérida-Alvarado, actualmente en servicio, y más aún si se llevan a cabo los

desarrollos previstos en la planificación publicada en el 2007; sin embargo, esto

significaría el paso a 220 kV de las instalaciones de Alvarado 132 kV, por lo que habría

que plantear una conexión en dos fases, con potencias distintas (con independencia de la

limitación por cortocircuito, para la conexión en 220 kV harían falta al menos 100 MW,

que podrían ser excesivos para la conexión en 132 kV).

Existe la alternativa de una antena de 220 kV desde Balboa, que se sostiene en la red de

400 kV. Por potencia de cortocircuito, en Balboa 220 kV existiría un límite de unos

100-105 MW. De acuerdo con los análisis realizados para el área 1.4 (Montánchez), esta

inyección se dirigiría hacia las cargas de Badajoz y Mérida.


REAL

Para cumplir el criterio de potencia instalada para habilitar una posición de 220 kV, se

presentaría la solicitud de forma conjunta con una instalación fotovoltaica de xx MW,

situada en el término municipal de xxx a la subestación de Alvarado. Aunque los

criterios de desarrollo de la red de transporte contemplan el acceso a la subestación

existente como preferente, como opción, para minimizar el conjunto de líneas de alta

tensión a realizar, con 100 MW se cumple el criterio para solicitar la apertura de la línea

de 220 kV Alvarado-Balboa.

7.2.2 Área de La Serena

Por el total de la potencia posible, habría que plantear llegar hasta la red de 132 kV más

próxima, entre los nudos de Orellana y Don Benito, lo que supone unos 30 km de

distancia. La red más cercana, de 45 kV, tiene posibilidades muy limitadas.

En la conexión a 132 kV, dada la potencia se podría plantear en un solo circuito, hay

que tener en cuenta que tendría que compartir la vía de evacuación de la generación de

las centrales hidraúlicas del Guadiana (Orellana, Zújar, La Serena…), cuya producción

alimenta la demanda del área de Don Benito.

En el mapa publicado por Red Eléctrica en 2007 aparece un doble circuito previsto en

132 kV hasta el nudo de Castuera, a estudiar con el distribuidor.

7.2.3 Área de Llerena – Sur de Badajoz

Se cumple el criterio de la potencia mínima para abrir una línea de 220 kV, que como ya

se ha comentado, según los criterios de planificación, es de 100 MW.

Existe una línea de 132 kV un poco más al sur, Pintado-Cala, pero fuera de la

Comunidad y de escasas posibilidades.

Las mejores opciones para estos parques se entienden incluidas en las propuestas del

apartado referido a la zona de Montánchez.

En particular, de realizarse la conexión a la línea Mérida-Guillena 220 kV, sería

conveniente estudiar una solución conjunta para la evacuación de los parques de la zona

de Llerena y la alimentación al proyecto de la refinería petrolífera, para limitar en lo

posible el número de aperturas solicitadas en una línea de transporte. En este sentido,


REAL

habría que analizar la ubicación de la nueva subestación Maimona 220 kV prevista en la

planificación publicada en Julio de 2007.

Fig. 11 Capacidad de transformación y transporte de las instalaciones


REAL

ANEXO I

PLANOS DE UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES

OBJETO DEL ESTUDIO

SE ELIMINA LA SITUACIÓN DE LOS PARQUES EN LOS PLANOS

EN LA VERSION WEB


REAL

Zona de Sierra de Gata – Las Hurdes


REAL

Zona de La Serena (I)


REAL

Zona de La Serena (II)


REAL

Zona de Olivenza


REAL

Zona de Alcántara


REAL

Zona de Montánchez


REAL

Zona de Llerena


REAL

ANEXO II

Consumo eléctrico medio por CCAA - 2005

Referencia: INE


REAL

Datos: Instituto Nacional de Estadística.

Consumo por habitante en las distintas Comunidades Autónomas. 2005.

Electricidad Habitantes Consumo/hab. GWh kWh/Hab.

Asturias (Principado de) 11.086 1.076.635 10,2969

Aragón 12.232 1.269.027 9,6389

País Vasco 16.986 2.124.846 7,9940

Navarra (Comunidad Foral de) 4.336 593.472 7,3062

Galicia 18.968 2.762.198 6,8670

Cantabria 3.713 562.309 6,6031

Castilla y León 14.823 2.510.849 5,9036

Comunidad Valenciana 27.654 4.692.449 5,8933

Cataluña 40.447 6.995.206 5,7821

Media nacional 249.242 44.108.530 5,6507

Balears (Illes) 5.408 983.131 5,5008

Castilla-La Mancha 10.091 1.894.667 5,3260

Madrid (Comunidad de) 29.512 5.964.143 4,9482

Extremadura 5.211 1.083.879 4,8077

Andalucía 34.923 7.849.799 4,4489

Canarias 8.095 1.968.280 4,1127

Rioja (La) 1.139 301.084 3,7830

Murcia (Región de) 4.289 1.335.792 3,2108

Ceuta 184 75.276 2,4443

Melilla 145 65.488 2,2141


REAL

ANEXO III

ESQUEMAS

(REFERIDOS A LA ACTUALIZACION DE LA PLANIFICACION 2007)


documento publicado los esquemas que contienen los MW propuestos por nudo en cada

solución de detalle, se dejan a modo de referencia el unifilar de la red existente a la

fecha de realización del informe y un esquema general de la solución final propuesta.


REAL

CN. ALMARAZ

CH. CEDILLO CH. ORIOL

CH. ORIOL

CN. ALMARAZ

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓNG. Y GALAN

GUIJO

MERIDA

VALDECAÑAS

TALAVERA

AZUTANCASATEJADA

MORATA

GALAPAGAR

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

Extremadura. Red actual de transporte

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

CN. ALMARAZ

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓNG. Y GALAN

GUIJO

MERIDA

VALDECAÑAS

TALAVERA

AZUTANCASATEJADA

MORATA

GALAPAGAR

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

Extremadura. Red actual de transporte


REAL

Extremadura. Conexión parques Sierra de Gata-Las Hurdes

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓNG. Y GALAN

GUIJO

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

NOTA: Se han eliminado las subestaciones que no intervienen en las soluciones propuestas, por claridad del dibujo.

PINOFRANQUEADO250 MVA

Opción a). Unión con parques de Salamanca / Alcántara

100 MVA

Opción b) Limitación por cortocircuito

Extremadura. Conexión parques Sierra de Gata-Las Hurdes

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓNG. Y GALAN

GUIJO

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

NOTA: Se han eliminado las subestaciones que no intervienen en las soluciones propuestas, por claridad del dibujo.


Opción a). Unión con parques de Salamanca / Alcántara

100 MVA

Opción b) Limitación por cortocircuito


REAL

Extremadura. Conexión parques Alcántara - Valdeloscobos

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

45 kV

50 MVA(100 MVA)

Opción a) Conexión a 45 kVOpción b) Solicitud a REE de conexión a Oriol 220 kV

Extremadura. Conexión parques Alcántara - Valdeloscobos

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

45 kV

50 MVA(100 MVA)

Opción a) Conexión a 45 kVOpción b) Solicitud a REE de conexión a Oriol 220 kV


REAL

Extremadura. Área de Montánchez (opción a)

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

PLASENCIATRUJILLO

ORELLANA100 MVA

Extremadura. Área de Montánchez (opción a)

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

PLASENCIATRUJILLO

ORELLANA100 MVA


REAL

Extremadura. Área de Montánchez (opciones b, c y d)Planificación 2006

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

220 kV

154 MVA

400 kV

Opción c)

Opción b)

Opción d)

Extremadura. Área de Montánchez (opciones b, c y d)Planificación 2006

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

220 kV

154 MVA

400 kV

Opción c)

Opción b)

Opción d)


REAL

Extremadura. Área de Montánchez (opción c )Planificación 2007

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

154 MVA

S. SERVAN

Opción c)

Extremadura. Área de Montánchez (opción c )Planificación 2007

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

154 MVA

S. SERVAN

Opción c)


REAL

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

PLASENCIATRUJILLO

ORELLANA

Extremadura. Área de Olivenza y Barcarrota.

70 + 50 MVA

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

PLASENCIATRUJILLO

ORELLANA

Extremadura. Área de Olivenza y Barcarrota.

70 + 50 MVA


REAL

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

Xxx MVA

S. SERVAN

Extremadura. Propuesta finalPLANIFICACIÓN 2007

xxxx MVA

xxx MVA

xxx MVA

MERIDA


REAL

ANEXO IV

ESQUEMA FINAL

(REFERIDO A LA ACTUALIZACION DE LA PLANIFICACION 2006)


REAL

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

154 MVA

400 kV


70 + 50 MVA


120 MVA

CN. ALMARAZ


CH. ORIOL

CH. ORIOL

CH. ORIOL

ALDEADÁVILA

ARAÑUELO

MORATA

ALMARAZ

CÁCERES

TORREJÓN

MERIDA

MORATA

VILLAVERDE

VALDECABALLEROS

VILLAVICIOSA

BIENVENIDA

GUADAME

GUILLENA

BALBOAALQUEVA

BALBOA

ALVARADO

BADAJOZ

154 MVA

400 kV


70 + 50 MVA


120 MVA


REAL

ANEXO V

PRECIOS

EN EL DOCUMENTO DE LA WEB SE INDICAN UNICAMENTE LOS CRITERIOS

DE EVALUACIÓN, NO LOS VALORES ESTIMADOS


REAL

INVERSIONES EN TRANSPORTE EN EXTREMADURA

NOTAS

1ª Los valores son aproximados y dados a título totalmente orientativo, ya que

su valor final dependerá del trazado final de las líneas, tensiones elegidas, nº de

circuitos, las disponibilidades o no de terrenos para S/E nuevas, la disposición de

espacio para nuevas posiciones en S/E existentes, nº de posiciones a equipar, potencia

final de los parques y en consecuencia, grado de agrupamiento, etc.

2ª En las estimaciones para las diferentes soluciones de evacuación que se dan

más adelante, se ha considerado, conforme a ley, que TODAS las inversiones a realizar

deben ser costeadas por el Promotor. Puede suceder y en la realidad sucede, que el

Promotor negocie con el Transportista y el Distribuidor y se alcancen acuerdos para

compartir costes y propiedades, pero no se ha contemplado aquí por la incertidumbre

que supone.

3ª. No se han considerado las S/E de alta tensión a situar en la zona de los

parques (recolección de generadores y elevación a tensión de transporte), es decir, las

estimaciones están dadas a partir de las bornas de salida del interruptor de línea de la

S/E del ( los ) parque (agrupación de parques)

4ª En algunos casos, se indica, se han considerado DC (doble circuito) y en otros

SC (simple circuito). Depende de la complejidad del parque.

5ª Las S/E de 400 kV son del tipo anillo, 4 posiciones de las que 3 disponen de

un GIS cada una y la cuarta puenteada para cerrar anillo de 4 lados. Esta es la

configuración mínima para la conexión de una generación, con entrada y salida a una

línea de transporte. Hay que indicar que es muy posible que se requiera por parte del

propietario de la línea la instalación de la cuarta posición completamente equipada,

cuyo coste habría que añadir por tanto a la estimación indicada en este informe, para

evitar problemas de explotación a la hora de la ampliación de la subestación,

circunstancia que es fácil que se produzca al tratarse de una subestación de 400 kV.

6ª Las S/E de 220 kV son de doble barra (DB) con interruptor de acoplamiento y

con equipamiento intemperie convencional


REAL

ANEXO VI

DESARROLLOS CONTEMPLADOS EN LA ACTUALIZACION DE LA RED

DE TRANSPORTE DE MARZO DE 2006


REAL

En este anexo se recogen los desarrollos de la red de transporte contemplados en la

actualización de la planificación del año 2006. A destacar el tono de cautela con el que

se describen las actuaciones, el propio documento indica que algunas de ellas están

promovidas por la Administración Autonómica, pero sin soporte de estudios.

En el capítulo 7 del citado documento, “Programa de instalaciones de la red de

transporte eléctrico”, se relacionan las siguientes actuaciones:

- Conexiones de nueva generación a red de transporte: “…Existen previsiones de

nueva generación en Extremadura cuya repercusión en el desarrollo de la red de

transporte precisa la correspondiente solicitud de los agentes interesados y la

posterior valoración. En este apartado se incluyen tanto previsiones de generación

en régimen especial como previsibles grupos de ciclo combinado.

Asociadas a la evacuación de generación de régimen especial se tienen:

• Zona de Las Hurdes y zona de Sierra de Gata, requieren coordinación entre

Extremadura y Castilla y León, para acceso único sobre la línea

Aldeadávila/Hinojosa-Arañuelo/Almaraz 400 kV

• Zona Este de Badajoz, sobre la línea Almaraz-Guadame 400 kV, donde se

requiere coordinación con Castilla-La Mancha sobre subestación prevista

en las inmediaciones de la Puebla de Don Rodrigo en dicha línea”. Esta

subestación se describe en otro apartado como dentro de las “subestaciones

para evacuación de generación eólica local, condicionadas a las

probabilidades de ejecución de los distintos proyectos”, en la línea 400 kV

Guadame-Valdecaballeros.

Nota: el mínimo para apertura de una línea de 400 kV es de 250 MW.

- Nuevos desarrollos de líneas de transporte para apoyo a distribución:


REAL

• Mallado de Cáceres y Badajoz mediante las líneas Alvarado-Mérida 220 kV,

Oriol-Alburquerque-Cáceres 220 kV y una posible conexión Alburquerque-

Alvarado 220 kV, concretándose “en función de la evolución de las

previsiones de la demanda en Extremadura. De estas actuaciones, la

primera es la que cuenta con un menor grado de incertidumbre”.

• “Adicionalmente a las actuaciones presentadas, existen otras actuaciones

complementarias asociadas al apoyo del suministro local en Extremadura

que quedan pendientes de evaluación ulterior, en función de las necesidades

de apoyo de la red de transporte con nuevas subestaciones, particularmente

en la zona de Trujillo y Don Benito”.

- Nuevos transformadores:

• Mérida 400/220 kV, como apoyo a Mérida al pasar a 400 kV el actual eje de

220 kV Almaraz-Mérida-Guillena, y que permitiría incrementar la potencia

de cortocircuito en el sur de Badajoz

• Oriol 400/220 kV, que apoyaría la evacuación de la generación hidráulica

del Tajo, “complementando las propuestas de desarrollo de la red de

transporte en Cáceres”

- Alimentaciones al tren de alta velocidad:

“En el corredor Madrid-Extremadura-Lisboa pueden apuntarse las

siguientes actuaciones potenciales:

• Arañuelo 400 kV: apoyo en SE existente

• Malpartida/Mirabel conectada a la línea Almaraz-Oriol 400 kV ó Almaraz-

G. Galán 220 kV

• Cáceres 220 kV: apoyo en la SE existente


REAL

• Mérida 400 kV: nueva SE conectada a la futura línea Almaraz-Guillena 400

kV

• Alvarado 220 kV: apoyo en SE Alvarado o en Balboa-Alvarado 220 kV”

- Apoyo entre las zonas centro y sudoeste (refuerzo estructural de la red de

transporte)

“Por las favorables condiciones para la nueva generación en el sur, se prevé

que el flujo de electricidad actual en sentido norte-sur puede revertirse en

muchas ocasiones. Con el fin de paliar la consecuente saturación de la red

(que ya se da en condiciones de disponibilidad total), se requiere la

construcción de nuevas líneas de 400 kV (aprovechamiento de ejes existentes

de 220 kV) como:

o …

o Instalación del segundo circuito Valdecaballeros-Guadame

o Conversión de la actual línea Guillena-Mérida-Almaraz 220 kV a 400 kV,

con transformación en Mérida”

- Interconexión con Portugal – apartado 7.11 – no hay nuevas previsiones en la

zona de Extremadura, una vez puesta en servicio la línea Alqueva-Balboa 400 kV.

En la actualidad se están realizando los trabajos en la interconexión Tajo, que

consistían en la repotenciación de todo el corredor de 400 kV (Falagueira-Cedillo-

Oriol-Arañuelo) y la remodelación de la subestación de Oriol.

En el mapa de la figura 1 editado por Red Eléctrica se muestra la red de transporte de la

zona, donde aún no aparecen estos nuevos desarrollos, a excepción del paso a 220 kV

de la línea Alvarado-Mérida 132kV.


REAL

Indicar que la ampliación de la factoría Balboa obliga a disponer de una nueva

subestación de 400 kV (Brovales), que se espera finalizar para el año 2007

En el capítulo 8 del documento de actualización de la planificación, “Descripción de las

instalaciones de la red de transporte eléctrico a desarrollar y su estimación económica”

se califican las actuaciones, manteniendo un código ya empleado en la edición del año

2002 (actuaciones tipo A, B1, B2 ó C, de mayor a menor grado de probabilidad de

llevarse a cabo), y estableciendo un capítulo separado de “actuaciones pendientes de

evaluación posterior”, que proceden en su mayoría de propuestas de las

Administraciones regionales, que no han sido aún objeto de evaluación técnica.

Se transcriben a continuación los párrafos de interés del documento citado.

1. Actuaciones incluidas en la propuesta de desarrollo (A, B1 y B2)

“Para mejorar el mallado de la red de transporte y el apoyo al mercado local se

prevén actuaciones en 220 kV en Cáceres, en Badajoz y el mallado de ambas

zonas”:

• En Cáceres: JM Oriol-Alburquerque-Cáceres

• En Badajoz: Balboa-Alvarado-Mérida

• Conexión Cáceres-Badajoz: nuevo eje en 220 kV entre Alburquerque y

Alvarado

2. Actuaciones pendientes de evaluación posterior (todo C)

o Nueva subestación de Alange conectada a la futura línea Almaraz-Guillena

400 kV para evacuación de dos ciclos combinados, sin definir el agente que

lo solicita.

“Esta actuación está sujeta a la presentación de la solicitud de acceso por el

agente interesado y cuenta con la incertidumbre en cuanto a las

posibilidades de evacuación que permita el nuevo eje de 400 kV”


REAL

o Nueva subestación Pinofranqueado con E/S en Hinojosa-Arañuelo 400 kV,

transformación 400/220 kV y línea de evacuación de parques eólicos en 220

kV.

“Esta actuación está pendiente de la presentación de las solicitudes de

acceso correspondientes. En cualquier caso, y dado que la Comunidad de

Castilla y León ha propuesto la apertura de ese mismo eje para evacuación

de generación eólica, no se cumplirían los criterios de planificación de la

RdT permitiendo una segunda apertura en este eje. Por tanto ambas

propuestas deben ser coordinadas”.

o Nueva subestación de Campanario con E/S en Valdecaballeros-Guillena 400

kV y transformación 400/200 kV

o Nueva subestación de Trujillo con E/S en Almaraz-Guillena 400 kV (trans.

De la actual a 220 kV) y transformación 440/220 kV

o “Actuaciones pendientes de evaluación por existir otras posibilidades de

desarrollo, incluyendo el desarrollo en red de distribución y pendiente de la

posible necesidad de desarrollo de la red de 220 kV en la zona”

o Nuevas subestaciones para alimentar el TAV Madrid-Extremadura-Lisboa:

o Rosalejo conectado con un D/C a la subestación de Arañuelo

o Malpartida/Mirabel con E/S en Oriol-Almaraz 400 kv

o Cáceres/Casar con E/S en Oriol-Cáceres 220 kV

o Mérida con E/S en Almaraz-Guillena 400 kV…

o Badajoz-Alvarado con E/S en Balboa-Alvarado 220 kV

Trazado y alimentación pendiente de definición (se adelantan algunas

posibilidades en 9.10)

o Conexión de la actual subestación de Bienvenida mediante una E/S con la

línea Almaraz-Guillena 400 y transformación 400/220


REAL

“La actuación prevista de transformación de la línea Almaraz-Mérida-

Guillena 400 kV a 220 kV lleva asociada la instalación de transformación

400/220 kV en Mérida, que proporcionaría similares prestaciones que la

propuesta de transformación en Bienvenida”

Tabla de instalaciones con código A, B1, B2, C en la zona de Extremadura

Actuación Código Fecha

Reactancia SE Arañuelo 400 kV B2 2007

Paso a 400 kV L/Almaraz-Guillena 220 kV B1 2005

2º circuito Valdecaballeros-Guadame 400 kV B1 2005

Alvarado-Mérida 220 kV B1 2005

J.M.Oriol-Alburquerque-Cáceres 220 kV B2 2006-2008

Alburquerque-Alvarado 220 kV B2 2011

SE Alange 400 kV C 2011

SE Pinofranqueado C 2010

Pinofranqueado-N.Subestación 220 kV (antena generación) C 2010

SE Campanario 400 kV C 2011

SE Trujillo 400 kV C 2011

Conexión Bienvenida 400 kV a L/Almaraz-Guillena C 2001

Conexión Rosalejo-Arañuelo 400 kV (TAV) C 2010

Conexión Malpartida/Mirabel a L/Almaraz-Oriol (TAV) B2 2010

Conexión Cáceres/Casares a L/Oriol-Cáceres (TAV) B2 2010

Conexión Mérida a L/Almaraz-Guillena 400 kV (TAV) B2 2010

Conexión Badajoz/Alvarado a L/Balboa-Alvarado (TAV) B2 2010

Conviene señalar en este apartado que los criterios de desarrollo de la red de transporte,

de acuerdo con este documento de actualización de la planificación del año 2006,

permitían la existencia de hasta tres nudos no mallados en una línea de 220 kV,

manteniéndose en líneas de 400 kV la limitación de un único nudo no mallado.

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PROPUESTAS DE CONEXIÓN DE PARQUES EÓLICOS + PLANTA FOTOVOLTAICA EN LA …lysysreal.com/index_archivos/I ITR_001_291107 Rev 16... · 2010-03-17 · modificada por la instalación