1.1 memoria descriptiva

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1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
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ÍNDICE
Pag.
1.1.1 DESCRICIÓN GENERAL DEL PROYECTO………….….……………6
1.1.1.1 ANTECENEDENTES..............................................................................6
1.1.1.2 OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO...............................................................7
1.1.3 CONSIDERACIONES PREVIAS……………………………..…………8
1.1.3.1 SITUACIÓN Y CONDICIONES AMBIENTALES DEL EMPLAZAMIENTO……..…8
1.1.3.2 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES……………….……………..…..9
1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN……………….…...10
1.1.4.1 ELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA…………………….…..…..….10
1.1.4.2 ELECCIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN………………………………….……….16
1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES…………………..….…. 19
1.1.5.1 ESQUEMA UNIFILAR………………………………………………………..…..…….19
1.1.5.2 NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA…………………………………20
1.1.5.3 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS…………………………………….………………..21
1.1.5.4 SISTEMA DE 132 KV BLINDADO…………………………………….……………….21
1.1.5.4.1 Características generales de las celdas……………………………………………..22
1.1.5.4.1.1 Celdas de línea……………………………………………………………………….24
1.1.5.4.1.2 Celdas de transformador…………………………………………………………….25
1.1.5.4.1.3 Celda de acoplamiento………………………………………………………………25
1.1.5.4.1.4 Módulo de medida de tensión en barras…………………………………………..26
1.1.5.4.2 Características particulares y nominales de la aparamenta……………………….26
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1.1.5.4.2.1 Embarrados……………………………………………………………………………26
1.1.5.4.2.2 Seccionadores……………………………………………………….………..………26
1.1.5.4.2.2.1 Seccionador/Seccionador de tierra……………………………………………….27
1.1.5.4.2.2.2 Seccionadores de mantenimiento……………………………….….….…………29
1.1.5.4.2.2.3 Seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido……….…………..…………30
1.1.5.4.2.3 Interruptores……………………………………………………………..…………….32
1.1.5.4.2.4Transformadores de tensión…………………………………….……………………33
1.1.5.4.2.5 Transformadores de corriente…………………….…………………………………35
1.1.5.4.2.6 Interfaces alta tensión………………………………………………………………..37
1.1.5.5 SISTEMA DE 132 kV CONVENCIONAL……………………………………………….40
1.1.5.5.1 Interruptores automáticos………………………………………………………………40
1.1.5.5.2 Seccionadores…………………………………………………………………………..41
1.1.5.5.3 Transformadores de tensión………………………………………………..…………42
1.1.5.5.4 Transformadores de corriente………………………………………..……………….43
1.1.5.5.5 Pararrayos……………………………………………………………..………………..43
1.1.5.5.6 Embarrados………………………………………………………….………………….44
1.1.5.6 TRANSFORMADORES DE POTENCIA………………….……………………………45
1.1.5.6.1 Características nominales………………………………………………………….….45
1.1.5.6.2 Características estructurarles del transformador……………………………………46
1.1.5.6.2.1 Núcleo………………………………………………………………….………………46
1.1.5.6.2.2 Devanados…………………………………………………………….………………47
1.1.5.6.2.4 Ajuste de Voltajes (Tomas)…………………………………….……………………47
1.1.5.6.2.3 Estructura de fijación…………………………………………………………………48
1.1.5.6.2.5 Tanque y conservador……………………………………………………………….48
1.1.5.6.2.6 Medidas para la reducción de ruido……………………………….………………..49
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1.1.5.6.2.7 Terminales de conexión………………………………………………………………50
1.1.5.6.2.8 Equipo de protección y control……………………………….………………………50
1.1.5.6.3 Pruebas………………………………………………………………..………………….52
1.5.6.3.1 Pruebas de rutina………………………………………………………………………..52
1.1.5.6.3.2 Pruebas de tipo y especiales…………………………………………………………52
1.1.5.7 AUTOVÁLVULAS…………………………………………………………………………..54
1.1.5.7.1 Características nominales……………………………………….………………………54
1.1.5.8 SISTEMA DE 20 kV…………………………………………………...………………….. 55
1.1.5.8.1 Características generales……………………………………………………………….55
1.1.5.8.2 Estructura general de las celdas………………………………………………………..56
1.1.5.8.3 Características generales de operación y protección de los módulos……………..58
1.1.5.8.4 Componentes de las Celdas de Distribución…………………………………………59
1.1.5.8.5 Características del aparellaje……………………………………………………………63
1.1.5.8.5.1 Interruptores………………………………………………………………….…………63
1.1.5.8.5.2 Transformadores de intensidad………………………………………………………64
1.1.5.8.5.3 Transformadores de tensión………………………………………………………….65
1.1.5.8.5.4 Seccionadores……………………………………………………………….…………65
1.1.5.8.6 Embarrados……………………………………………………..………………………..66
1.1.5.9 SERVICIOS AUXILIARES……………………………………..………………………….67
1.1.5.9.1 Servicios auxiliares de c.a…………………………………….………………………..67
1.1.5.9.2 Servicios auxiliares de c.c…………………………………….………………………..68
1.1.5.9.3 Telecontrol…………………………………………………….………………………….68
1.1.5.10 ALUMBRADO…………………………………………………….……………………….72
1.1.5.10.1 Alumbrado de subestación convencional…………….………………………………72
1.1.5.10.1.2 Alumbrado exterior………………………………….………………………………..72
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1.1.5.10.1.2 Alumbrado interior……………………………………………………………………73
1.1.5.10.1.3 Alumbrado de emergencia………………………………………………………….73
1.1.5.10.4 Alumbrado de subestación blindada…………………………………………………74
1.1.5.10.1.5 Alumbrado interior……………………………………………………………………74
1.1.5.10.1.6 Alumbrado de emergencia………………………………………………………….74
1.1.5.11 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA……………………………………………….75
1.1.5.11.1 Subestación convencional…………………………………………………………….75
1.1.5.11.2 Subestación blindada………………………………………………………………….76
1.1.6 OBRA CIVIL.........................................................................................78
1.1.6.1 Salas de celdas de alta y media tensión……………….……………………………….78
1.1.6.2 Puente grúa…………………………………………………………………………….….79
1.1.6.2.1 Características del puente grúa……………………………………………….………79
1.1.6.3 Bancadas de los transformadores……………………………………….……………...80
1.1.6.4 Canalizaciones eléctricas…………………………………….………………………..…80
1.1.6.5 Montaje de celdas…………………………………………………………………………81
1.1.6.6 Protección contra incendios....................................................................................82
1.1.6.7 Abastecimiento y evacuación de aguas..................................................................83
1.1.7 MEDIDAS CORRECTIVAS………………………...…………………….84
1.1.7.1 Impacto urbanístico……………………………………………………………………….84
1.1.8EQUIPO AUXILIAR………………………………..………………………85
1.1.9 CÓDIGOS Y NORMAS……………………………………..…………….86
1.1.9.1 Sistema de 132 kV………………………………………………………………………..86
1.1.9.2 Transformador…………………………………………………………………………….87
1.1.10 BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………..89
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1.1.1 DESCRICIÓN GENERAL DEL PROYECTO
1.1.1.1 ANTECENEDENTES
El presente proyecto pretende establecer un criterio de decisión a la hora de
la implantación de un determinado tipo de subestación, con objeto de
conocer a fondo las dos tecnologías comúnmente utilizadas por todas las
compañías eléctricas, así como de aportar una visión general de las
implicaciones y factores a tener en cuenta con respecto a la zona de
construcción de la instalación. Se tratará un caso en concreto donde surja
una duda razonable acerca del tipo de instalación a instalar, debido a la
ubicación de la obra.
Para ello se partirá de la siguiente situación ideal descrita a continuación.
Debido a la futura construcción de un núcleo urbano en la zona de las Rías
Bajas gallegas, próximo a la ciudad de Pontevedra, se proyecta la
implantación de una subestación transformadora de alta tensión a media
tensión, capacitada para abastecer a una demanda estimada de 60 MVA
para dicho núcleo.
Toda la potencia se destinará íntegramente al uso particular de las viviendas,
por lo que la urbanización deberá de poseer varios centros de
transformación, a los que acometerán las líneas de media tensión salientes
de la subestación.
Se trata de estudiar qué tipo de subestación será más apropiada construir en
la zona, si una convencional o una blindada.
Dicha subestación, denominada “Rías Bajas”, se situará en una zona
próxima al núcleo urbano, y se ha de tener en cuenta a la hora de su
elección, los posibles impactos que pueda provocar.
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1.1.1.2 OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO
El objeto del proyecto es el de determinar el tipo de subestación apropiado
para implantar en una zona de las Rías Bajas. Hecho que se llevará a cabo a
través de una comparación entre los dos tipos de instalación estudiados
(subestación blindada y subestación convencional). Para ello se realizará el
diseño de las dos, para posteriormente comparar económicamente las dos
instalaciones, aplicando dicha comparación a un horizonte de 25 años, a lo
que habrá que añadir la influencia de los posibles impactos.
Los límites entre los que se construirá la subestación son 132/20 KV.
El alcance del proyecto abarca el diseño completo de cada una de las dos
instalaciones, desde las dos líneas de alta tensión de las que partirán sendas
derivaciones que acometerán a la subestación, hasta las salidas hacia los
centros de transformación del nuevo núcleo.
También entra dentro de los objetivos del presente proyecto, la realización de
un estudio económico, donde la variable de trabajo sea el tipo de zona en la
que se planee ubicar la instalación. Dicho estudio se ve desarrollado en el
documento 1.3 Estudio Económico.
Debido a la posibilidad de crecimiento futuro de la urbanización se
sobredimensionarán los elementos eléctricos para posibles ampliaciones o
soportar determinados niveles de intensidad superiores a los valores
nominales.
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1.1.3 CONSIDERACIONES PREVIAS
Se consideran a continuación, los aspectos determinantes, tanto de índole
ambiental y geográfica, como de índole eléctrica, necesarios para llevar a
cabo los cálculos y diseño concernientes a toda la aparamenta eléctrica a
implantar en la instalación.
1.1.3.1
SITUACIÓN
Y
CONDICIONES
AMBIENTALES
DEL
EMPLAZAMIENTO.
El clima propio de la zona es templado lluvioso. La temperatura media anual
es de 15 grados y la precipitación es abundante en otoño e invierno. Se trata
de un clima de transición del oceánico al mediterráneo.
A continuación se detallan las características fundamentales de la zona en la
que se llevará a cabo la obra.
Altura sobre el nivel del mar:
30 m
Temperatura máxima exterior: +38 ºC
Temperatura mínima exterior:
Humedad máxima:
Nivel de polución:
Carga admisible del terreno
Nivel freático:
2 ºC
70%
Media
> 1.5 Kg/cm2
presumiblemente a nivel de cimentación
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1.1.3.2 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES
Atendiendo a los coeficientes de simultaneidad según el número de viviendas
proyectadas a edificar, la potencia demandada por el núcleo será de 60 MVA.
Dicha urbanización se dividirá en cuatro zonas diferenciadas alimentadas por
cuatro centros de transformación, es decir que a cada zona corresponde una
instalación de este tipo, a los que acometerán a cada uno dos líneas de 20
KV. Es decir, la subestación dispondrá de ocho posiciones de salida de línea
en 20 KV.
Dicha subestación dispondrá de cuatro posiciones de entrada de línea de
alta, dos provenientes de 2 líneas de 132 kV.
Dichas líneas pertenecen a la red de Unión Fenosa.
Una vez determinado el tipo de subestación a implantar la entrada a dicha
subestación podrá se subterránea o aérea.
Se dispondrá de dos transformadores de potencia de 132/20 KV, de 40 MVA
cada uno, como se verá más adelante.
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1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN
El primer aspecto a fijar en la subestación será el tipo de configuración
eléctrica a emplear. Dicha configuración será común para los tipos de
subestación abordados.
Por otra parte se determinará la clase de subestación que será apropiad
implantar, si blindada o convencional, objeto del presente proyecto.
1.1.4.1 ELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA
Para realizar una elección acertada de la configuración eléctrica en el
presente caso, se estudiarán los tipos de configuraciones eléctricas
existentes más habituales para el nivel de tensión de 132 KV y que
satisfagan las necesidades reales del presente proyecto.
La restricción más severa la impone la propia función de la subestación. En
el caso que nos ocupa, se considerará solamente aquellas configuraciones
cuya finalidad es la transformación y distribución de energía eléctrica.
Los criterios utilizados, a través de los cuales se estudiarán los distintos tipos
de configuraciones susceptibles de aplicación son tres: fiabilidad, coste y
flexibilidad de operación y mantenimiento.
•
Fiabilidad
La fiabilidad de una subestación es función de la fiabilidad de cada uno de
los elementos que la constituyen individualmente y de la fiabilidad del
conjunto. La idea de fiabilidad aplicada al caso de subestaciones implica que
si un elemento queda fuera de servicio, su fallo repercuta lo menos posible.
A la hora de elegir la configuración se debe tener en cuenta que el fallo de un
elemento no debe afectar al servicio del resto del sistema, sólo dejando fuera
de servicio dicho elemento en el que se ha detectado fallo. Es decir el
sistema debe ser fiable para n-1 elementos.
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•
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Coste
Con respecto a este criterio se tendrá en cuenta todo el coste adicional que
supone una configuración sobre otra. Por lo general, cuánto más fiable y
flexible es una instalación, suele ser mayor el coste asociado, ya que esto
supone le utilización de un mayor número de elementos eléctricos
(seccionadores, interruptores, barras, etc.).
Formarán parte de este concepto el espacio requerido, el aparellaje
necesario, la posible complejidad del control, el mantenimiento adicional, etc.
•
Flexibilidad de operación y mantenimiento
Figuran en este campo todas aquellas necesidades de utilización,
excepcional o no, de cada tipo de configuración, facilidad de mantenimiento
predictivo y correctivo, facilidad para ampliaciones futuras, versatilidad en la
operación y explotación del sistema.
Las configuraciones habitualmente empleadas en los sistemas de 132 KV
son las siguientes:
•
Simple Barra
•
Simple Barra con By-Pass
•
Doble Barra con un solo interruptor
•
Doble Barra con barra de transferencia
•
Interruptor y medio
•
Doble Barra con Doble Interruptor
•
Anillo
Existen más configuraciones de posible aplicación, pero para los sistemas de
132 KV las utilizadas son las que se han citado. Las otras restantes son
variantes de las anteriormente mencionadas y que a continuación se
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estudian según los criterios de elección, para determinar cuál se aplicará a
este proyecto.
1. Simple Barra:
Presenta el esquema eléctrico más sencillo de todas las configuraciones
existentes, está conformado por una sola barra continua, a la cual se
conectan directamente los diferentes tramos de la subestación. Su principal
utilización es en áreas donde los cortes de servicio afectan a cargas poco
importantes.
Ventajas:
Gran sencillez de explotación. Claridad en la realización física de la
instalación. Coste reducido .Requiere poco espacio físico para su
construcción. Mínima complicación en la conexión de los equipos y el
esquema de protecciones.
Desventajas:
No existe flexibilidad en las operaciones (El mantenimiento de un disyuntor
exige la parada completa del tramo involucrado). Una falta en la barra
interrumpe el servicio totalmente. Las ampliaciones de barra exigen la parada
de la subestación en su totalidad.
Aunque el sistema de relés de protección es relativamente sencillo, la
disposición de simple barra se considera que carece de flexibilidad en cuanto
a la explotación y operación del sistema. Además, con esta configuración la
subestación que está expuesta a parada total.
2. Simple Barra con By-Pass:
Configuración
similar
a
la
anterior
pero
con
un
seccionador
llamado de by-pass, dispuesto en paralelo con cada módulo, lo que permitirá
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que en el caso de tener que realizar trabajos en algún interruptor, se pueda
dar servicio a la posición afectada a través del seccionador de by-pass.
Posee las ventajas del anterior caso más la que acaba de ser citada.
Una desventaja crucial, es que en al caso de que se esté dando el caso del
funcionamiento de un by-pass, la subestación queda sin protecciones, y en el
caso de darse una falta saltarían las protecciones de cabecera de las línes
de alimentación.
3. Doble Barra con un solo interruptor:
Este esquema emplea dos barras principales. Cada circuito posee dos
seccionadores para conexión de barras. Un interruptor de acoplamiento de
barras conecta las dos barras y cuando está cerrado permite transferir un
circuito de una barra
a la otra manteniendo la tensión mediante el
accionamiento de los seccionadores de barras.
Ventajas:
Se gana mucho en cuanto a flexibilidad teniendo en cuenta que para cambiar
de barras una posición no será necesario que pase por cero (interruptor
abierto) si previamente se cierra el interruptor de acoplamiento.
En cuanto a la explotación del sistema, dado que todos los circuitos pueden
estar conectados a cualquiera de las dos barras, se puede efectuar la
distribución de circuitos óptima en cuanto a distribución de cargas y en
cuanto a fiabilidad del sistema. Yendo a dos de las múltiples configuraciones
posibles como ejemplo, se podrían explotar todos los circuitos a la misma
barra o la mitad de los circuitos a cada barra. En el primer caso, la
subestación quedaría fuera de servicio en el caso de fallo de la barra. En el
segundo, sólo la mitad de los circuitos.
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Desventajas:
El coste es mayor que el de las configuraciones de simple barra estudiadas
hasta ahora.
Estas configuraciones son posibles con seccionador de by-pass. La utilidad
del by-pass reside en que se puede hacer mantenimiento al interruptor con la
línea o el transformador en servicio. Pero el empleo del by-pass encarece el
coste de la instalación y disminuye la fiabilidad en cuanto que al estar una
posición por by-pass, cualquier falta en el circuito hace que disparen todas
las posiciones que estén a esa barra. Además el by-pass en sí mismo exige
hacerle mantenimiento y complica las maniobras en la subestación.
4. Doble Barra con barra de transferencia:
Esta configuración está formada por un embarrado que dispone de un doble
juego de barras donde se conectan las líneas y los transformadores, a través
de seccionadores. Los seccionadores de by-pass se conectan a otra barra
denominada barra de transferencia. Este módulo de acoplamiento sirve para
unir eléctricamente la barra de transferencia con cualquiera de las otras dos.
Presenta similares desventajas que el caso anterior, a las que hay que añadir
una mayor complejidad de las maniobras y un aumento del coste debido a la
barra de transferencia.
5. Interruptor y medio:
Esta configuración dispone de tres interruptores en serie entre las barras
principales.
Entre cada dos circuitos están conectados tres interruptores, con lo que a
cada circuito correspondería “un interruptor y medio” de ahí su nombre.
Disposición que se repite a lo largo de las barras principales.
Posee importantes ventajas:
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Cualquiera de las dos barras principales podría quedar fuera de servicio sin
interrumpir el mismo.El mantenimiento de los interruptores se puede hacer
sin pérdida de servicio.Tiene una gran flexibilidad, regularidad y flexibilidad.
Entre los inconvenientes que se le achacan a esta disposición resaltan los
siguientes:
Los sistemas de relés de protección son más complejos que en las anteriores
configuraciones, lo que aumenta su dificultad de maniobra.
El coste de la instalación es superior a los estudiados con anterioridad.
6. Doble Barra con doble interruptor:
En este tipo de configuración son necesarios dos interruptores por cada
circuito. En general cada circuito está conectado a las dos barras. En algunos
casos, la mitad de los circuitos pueden trabajar con cada barra. Caso en el
que el fallo de una barra o un interruptor ocasionaría la pérdida de la mitad
de los circuitos.
El grado de seguridad es elevado cuando están conectados todos los
circuitos.
En general no todas las líneas tienen un doble interruptor, sino que existe
uno o varios de reserva, con lo que se podría sustituir por uno de estos el
que se quiera reparar o revisar.
El empleo de dos interruptores eleva considerablemente el coste de este tipo
de configuración.
7. Anillo:
En esta última configuración los interruptores están dispuestos con los
circuitos conectados entre ellos. En número de interruptores es el mismo que
el de circuitos.
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Se considera adecuado para subestaciones importantes, hasta un máximo
de cinco circuitos.
El sistema de relés de protección es más complejo que el de los casos
anteriores, con lo cual su maniobra también lo será. Resulta compleja su
posible ampliación.
Ésta configuración queda abierta ante el disparo de cualquiera de sus
circuitos.
Elección de la configuración:
La selección del esquema se llevará a cabo conforme a los criterios citados
con
anterioridad
(fiabilidad,
coste
y
flexibilidad
de
operación
y
mantenimiento).
Las características de la configuración de doble barra con un solo interruptor
y de interruptor y medio se adaptan a las necesidades y criterios de selección
del presente proyecto.
De las dos, la que presenta un menor coste es la primera (doble barra con
un solo interruptor), con lo que ésta será la configuración seleccionada
para llevar a cabo la instalación. Por otra parte, esta configuración es la más
utilizada para los niveles de tensión en los que nos movemos en el proyecto,
es decir, la más empleada en transporte, también en reparto y la segunda
más empleada en distribución únicamente superada por simple barra al
menor nivel de tensión.
1.1.4.2 ELECCIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN
La elección del tipo de subestación es el objeto del presente
proyecto.
Se tratará de valorar qué modelo de instalación resulta óptima implantar en el
escenario propuesto para un horizonte de 25 años.
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Las conclusiones se expondrán al rematar el proyecto, por tanto se concluirá
qué instalación implantar una vez realizado el diseño y presupuestos de las
dos.
A continuación se
comentan los tipos de subestaciones candidatas a
construir y que son objeto de diseño y valoración:
•
Subestación convencional (AIS):
Las subestaciones convencionales se encuentran emplazadas a intemperie.
Los elementos eléctricos se encuentran instalados de forma individual,
creándose así una independencia entre ellos, con lo que cada elemento
puede ser transportado e instalado sin tener que manipular el resto.
Los aisladores empleados para cada polo son cerámicos y están cubiertos de
un barniz protector. La línea de fugas de los aisladores se puede modificar,
según cada caso.
Los interruptores automáticos tienen una cámara de corte para cada polo.
Dicha cámara de corte está llena de hexafluoruro de azufre, para mejorar la
capacidad de corte.
Se puede resaltar en ellas que son bastante versátiles y admiten una gran
cantidad de configuraciones eléctricas, al estar los elementos separados
individualmente. Son las más baratas en instalación, pero requieren de
mucho espacio y un mantenimiento periódico.
•
Subestaciones aisladas en gas (GIS):
Este modelo de subestaciones mantiene los elementos de protección
integrantes de la subestación encapsulados, envueltos en una atmósfera de
Sf6 a una presión mínima de 5.5 bar.
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El Aluminio suele ser el material de las envolventes, el cual les aporta un
peso ligero además de mostrar mejor comportamiento
que el acero en
cuanto a la corrosión y corrientes parásitas por inducción magnética.
El encapsulado de los elementos puede ser unipolar (cada fase envuelta de
forma aislada), o tripolar (las tres fases bajo la misma envolvente), según se
quiera tener una mayor o menor seguridad en los compartimentos. De ésta
forma, los encapsulados tripolares serán más económicos, pero a su vez
cualquier falta interna degenerará en una falta trifásica, con lo que la energía
destructiva será mayor.
Para altas tensiones de operación, los encapsulados suelen ser monofásicos.
La subestación se transporta separada en sus distintas celdas. Para el
montaje en el sitio o para trabajos de mantenimiento, es suficiente disponer
de un puente grúa de pequeña capacidad. Las estructuras soporte de las
celdas son ancladas directamente en el piso del edificio.
Se instalan en edificio interior, requieren de menor espacio que las
convencionales, pero por el contrario son más caras. Su diseño al ser
modular facilita el transporte y su mantenimiento es mínimo.
Para
manipular
algún
elemento
es
necesario
actuar
sobre
los
compartimentos adyacentes.
A la hora de seleccionar el modelo, se tendrán en cuenta estas
características, manteniendo como base de la elección el coste de la
inversión para un horizonte de 25 años. Otros aspectos a valorar serán los
impactos medioambiental y visual.
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1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES
En el presenta apartado se realizará una descripción de las dos posibles
instalaciones a proyectar, diferenciando cuando proceda entre ejecución
convencional y blindada. En las partes comunes a ambos tipos de
subestación no se hará ningún tipo de distinción, entendiéndose que la
información, esquemas y cálculos aportados son válidos para ambos tipos.
1.1.5.1 ESQUEMA UNIFILAR
Niveles de tensión existentes en la instalación:
•
Sistema de 132 KV
Tensión nominal: 132 KV
Tensión máxima permitida por el material: 145 KV
•
Sistema de 20 KV
Tensión nominal: 20 KV
Tensión máxima permitida por el material: 24 KV
Posiciones existentes en la instalación:
•
Sistema de 132 KV
Cuatro (4) posiciones de línea: L1, L2, L3, L4.
Dos (2) posiciones de transformador: T1, T2.
Una (1) celda de acoplamiento: AC.
Un (1) módulo de medida de tensión en barras.
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•
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Sistema de 20 KV
Ocho (8) posiciones de Línea: L1, L2, L3, L4, L5, L6,L7,L8.
Dos (2) posiciones de transformador: T1, T2.
Dos (2) celdas de acoplamiento transversal
Un (1) módulo de medida de tensión en ambas barras
Una (1) salida de servicios auxiliares
1.1.5.2 NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA
Los transformadores han de estar capacitados para dar cobertura a la
demanda de potencia estimada (60 MVA).
A efectos de elección de transformadores, se supondrá que la demanda
estimada es de 80 MVA, es decir un 33% superior a la inicialmente estimada,
previendo así posibles aumentos de potencia. La justificación del aumento en
un 33% se basa en la más que probable subida de la demanda debido a la
ubicación de la zona.
Para esta situación se manejan dos opciones: un solo trafo de 80 MVA, dos
transformadores de 40 MVA o tres transformadores de 25 MVA.
La opción de un solo trafo presenta el inconveniente de la continuidad del
suministro eléctrico en el momento en que falle dicho trafo o requiera de
mantenimiento o reparación.
Si nos decantamos por tres transformadores de 25, dispondremos de menos
margen de subida de demanda y aparte se encarecería la instalación ya que
cuántos más transformadores, más costes.
En el caso de emplear dos transformadores de 40 MVA de potencia cada uno
se resuelve parcialmente éste problema, ya que se pueden aprovechar los
periodos de baja demanda para hacer mantenimiento a un transformador, y
dar suministro con la otra máquina. Asimismo, en caso de fallo de uno de los
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transformadores en el momento de máxima demanda (60 MVA), la demanda
podrá ser abastecida en parte por la otra máquina. Los transformadores
admiten sobrecargas de un 20% por encima de su potencia nominal si se
vigila la temperatura. En estas condiciones, el transformador podría dar un
suministro de energía eléctrica de 48 MVA, lo que constituye el 80% de la
demanda máxima estimada.
En condiciones normales de funcionamiento los dos transformadores se
encontrarán trabajando al 75% de potencia nominal para cubrir la demanda
máxima estimada, quedando 20MVA disponibles en previsión de futuros
aumentos de demanda.
La opción seleccionada es tomar dos transformadores de 40 MVA.
1.1.5.3 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS
Se especifican a continuación los diversos elementos que conforman las
distintas posiciones de la subestación:
-Seccionadores
-Embarrados
-Interruptores
-Pararrayos o autoválvulas
-Transformadores de medida de tensión
-Transformadores de medida de intensidad
1.1.5.4 SISTEMA DE 132 KV BLINDADO
A continuación se detallan los elementos que conformarían la parte de alta
tensión de la instalación GIS.
Se ha resuelto adoptar un encapsulado tripolar, es decir, las tres fases irán
bajo el mismo encapsulado.
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Pág.22
Esta opción resulta más económica que el encapsulado monopolar y ahorra
espacio frente a la otra. Aunque a la hora de falta monofásica presenta un
mayor riesgo debido a que ésta se puede convertir en trifásica debido a la
proximidad de los conductores. Se asume dicho riesgo y se implantarán
celdas tripolares.
1.1.5.4.1 Características generales de las celdas
Las celdas a implantar en la parte de 132 kV serán blindadas
compartimentadas, con gas SF6 como medio aislante, en instalación interior.
Los envolventes se realizan en fundición con excepción de las conexiones
rectas realizadas a partir de tubos mecanosoldados. Las aleaciones de
aluminio utilizadas presentarán una alta resistencia a la corrosión, sea cual
sea la atmósfera ambiental.
Las superficies internas se dejan desnudas, para evitar cualquier riesgo de
cebado por partículas de pintura. El diseño de las envolturas cumplirá con el
código europeo CENELEC de envolventes de aparamenta eléctrica con
presión de gas. Las envolturas llevarán una mirilla que permita comprobar la
posición del contacto móvil de los seccionadores de tierra.
Los conductores y partes activas son soportados por aisladores moldeados
de resina epoxi.
Los aisladores, dimensionados
asimismo
según
el
código europeo
CENELEC, se posicionan de forma a minimizar las consecuencias en caso
de fuga de SF6 o de desmontaje. Resistirán también a un arco interno e
impedirán su propagación a un compartimiento vecino.
La estanqueidad entre bridas estará asegurada por una junta de elastómero
sintético, de sección estudiada para constituir tres labios concéntricos. Cada
compartimiento está equipado con un absorbedor para eliminar la humedad y
los productos de descomposición del gas. Incluye asimismo un disco de
seguridad, un medidor de densidad para medir la densidad del gas y una
válvula de rellenado.
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Pág.23
Los conductores de conexión están constituidos por tubos de cobre,
plateados en sus extremos y encajados en contactos también plateados.
La ensambladura se hace mediante bridas empernadas, todas idénticas. La
continuidad eléctrica obtenida de esta forma contribuye a la reducción de las
perturbaciones electromagnéticas.
Celda doble juego de barras
1 - Disyuntor
2 - Mando a resorte
3 - Combinado seccionador /seccionador de tierra
4 - Seccionador de tierra rápida
5 – Transformador de corriente
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6 - Transformador de tensión
7 - Conexión de cable alta tensión
1.1.5.4.1.1 Celdas de línea
Las celdas de cada línea de la instalación se encuentran
formadas por los siguientes elementos:
•
Tres (3) entradas de cable con botella terminal (hembra).
•
Tres (3) transformadores de tensión de medida fase- neutro.
•
Tres (3) seccionadores tripolares (seccionador de línea, seccionador
de puesta a tierra de cierre rápido, y seccionador de mantenimiento).
•
Tres (3) transformadores de intensidad monofásicos,
•
Un (1) interruptor tripolar .
•
Dos (2) juegos de barras de 2000A, con dos seccionadores de línea
de contactos deslizantes y un seccionador tripolar de puesta a tierra
rápida.
Dimensiones de las Celdas:
Anchura
800 mm.
Profundidad
3100 mm.
Altura
3100 mm.
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1.1.5.4.1.2 Celdas de transformador
Las celdas de transformador, a diferencia de las celdas de línea, no llevarán
integrados transformadores de medida de tensión. Cada una de dichas
celdas irá equipada con los siguientes elementos:
•
Tres (3) entradas de cable con botella terminal.
•
Tres (3) seccionadores tripolares (seccionador de aislamiento de la línea,
seccionador de puesta a tierra de cierre rápido, con poder de cierre, y
seccionador de mantenimiento).
•
Tres (3) Transformadores de intensidad unipolares.
•
Un interruptor tripolar.
•
Dos juegos de barras de 2000A, con dos seccionadores de línea de
contactos deslizanes y un seccionador de puesta a tierra de cierre rápido.
Dimensiones de las Celdas:
Anchura
800 mm.
Profundidad
3100 mm.
Altura
3100 mm.
1.1.5.4.1.3 Celda de acoplamiento
Esta celda constará de los siguientes elementos:
•
Un (1) interruptor automático tripolar de 2000 A , 40 kA.
•
Dos (2) seccionadores de aislamiento con puesta a tierra.
•
Tres (3) transformadores de intensidad.
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Pág.26
1.1.5.4.1.4 Módulo de medida de tensión en barras
En los extremos de las barras del sistema de 132 kV se instalarán los
siguientes elementos:
•
Dos (2) seccionadores tripolares de puesta a tierra de cierre rápido.
•
Seis (6) transformadores de medida de tensión inductivos.
1.1.5.4.2 Características particulares y nominales de la aparamenta.
A continuación se describen las principales características de los elementos
que conforman las celdas de la parte de 132 kV correspondientes a la
instalación blindada, así como sus características nominales.
1.1.5.4.2.1 Embarrados
Las barras del sistema de 132 kV serán de tipo blindado. Serán de
encapsulado tripolar y de corriente nominal de 2000 A.
La disposición de los juegos de barras será vertical encima de los
interruptores, de tal modo que presenten un adecuado grado de
accesibilidad.
La compartimentación de los juegos de barras se realizará a través de
celdas, de forma que el conjunto del embarrado se obtenga por medio del
ensamblaje de las distintas celdas que conforman la subestación.
1.1.5.4.2.2 Seccionadores
Se instalarán diversos seccionadores en las posiciones de alta tensión. Sus
funciones serán aislar la línea del circuito eléctrico y realizar conexiones de
puesta a tierra.
Los módulos de seccionador con contactos deslizantes están ubicados en el
encapsulado modular.
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Pág.27
Los tres polos están mecánicamente unidos con los indicadores de posición,
mientras que el accionamiento eléctrico se ubica sobre uno de los polos.
Los accionamientos del seccionador son motores con reductoras, disponen
de
contactos
auxiliares
acoplados
mecánicamente
para
control
y
señalización.
Están equipados para efectuar maniobras de emergencia manual y
enclavamiento mecánico.
Disponen de mirillas que permiten verificar visualmente la posición y estado
de los mismos.
1.1.5.4.2.2.1 Seccionador/Seccionador de tierra
Presenta una cuchilla rotativa que permite realizar simultáneamente las
funciones de seccionamiento y de puesta a tierra y los interbloqueos
correspondientes .Tres posiciones de la cuchilla son posibles, las cuales
permiten:
•
seccionador abierto y seccionador de tierra abierto
•
seccionador cerrado y seccionador de tierra abierto
•
seccionador abierto / seccionador de tierra cerrado
Las partes activas son soportadas por conos aislantes.
Los seccionadores serán capaces de establecer e interrumpir las corrientes
capacitivas de carga que aparecen en el momento de la puesta en o fuera de
tensión de las partes de la subestación. Son asimismo capaces de establecer
e interrumpir las corrientes de bucles que aparecen en el momento de una
transferencia de carga entre juegos de barras. El seccionador es maniobrado
por un mando eléctrico directamente fijado en el aparato.
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1 - Aislador
2 - Contacto fijo del seccionador
3 - Contacto móvil del seccionador
4 - Contacto fijo de puesta a tierra
5 - Tapa
Presenta las siguientes características nominales:
•
Tensión nominal
•
Intensidad nominal
•
Tensión de ensayo a 50 Hz. 1 minuto:
145 kV
2000 A
Fase/tierra
275 kV
A través del seccionador abierto
315 Kv
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•
•
Pág.29
Tensión de ensayo a choque, onda 1,2/50 µseg:
Fase/tierra
650 kV (Crst)
A través del seccionador abierto
750 kV
Capacidad de corte de corrientes:
Corrientes capacitivas
0,1 A
Corrientes inductivas
0,1 A
Será necesario un mantenimiento tras 2.500 operaciones normales de
servicio (aproximadamente a los 15 años de iniciada la actividad en la
subestación).
Se instalarán los siguientes seccionadores en la parte de alta tensión: tres
por cada celda de línea y de transformador (dos en la conexión a barras,
para la conmutación de las mismas, y otro junto al interruptor), y dos más en
la celda de acoplamiento de barras.
1.1.5.4.2.2.2 Seccionadores de mantenimiento
Serán
de
tipo
tripolar,
blindado.
Dos
seccionadores
de
cuchillas
independientes se montarán en la misma envoltura.
El aparato permite crear una distancia de aislamiento para operaciones de
mantenimiento o de extensiones. Dicho aparato no es un órgano de
explotación y por lo tanto no es motorizado.
El accionamiento de los seccionadores de puesta a tierra será el mismo para
los tres polos, y tiene igual diseño que el utilizado para los seccionadores de
tierra.
Sus características nominales son las mismas que las del seccionador de
tierra.
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Pág.30
El número de seccionadores de este tipo que se instalarán, entre las celdas
de línea, trafo y acoplamiento, son 14 (catorce).
1 - Aislador
2 - Contacto fijo
3 - Contacto móvil
4 - Contacto fijo de puesta a tierra
1.1.5.4.2.2.3 Seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido
Estos seccionadores se diferencian de los seccionadores de puesta a tierra
de mantenimiento, en que disponen de poder de cierre.
Para poder realizar la maniobra de cierre de forma rápida, los accionamentos
vendrán equipados con resortes que dispararán al recibir la correspondiente
señal de mando. El movimiento de apertura se continuará haciendo
lentamente, a través de un motor con marcha reductora que abrirá los
contactos del seccionador y armará los resortes para el cierre.
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Pág.31
La posición en la que se encuentran los contactos de los seccionadores de
puesta a tierra rápida en las tres fases, se podrá ver a través de un indicador
de posición acoplado mecánicamente al varillaje de unión.
Los seccionadores de puesta a tierra rápida estarán equipados también para
efectuar maniobras de emergencia manual y tendrán un enclavamiento
mecánico, de forma que no se puedan accionar si el interruptor de su
posición no está abierto.
Los contactos móviles son accionados, en la apertura y en el cierre, por un
resorte armado durante la maniobra y luego liberado al final de la misma .El
indicador conectado directamente a la varilla de contacto del seccionador de
tierra es visible a partir del nivel de explotación. Los seccionadores de cierre
lento o rápido, así como los contactos de puesta a tierra del seccionador de
mantenimiento estarán eléctricamente aislados de las
envolturas, para
facilitar el reglaje de los relés de protección, el control de resistencia de los
conductores principales o el de las características de los transformadores de
corriente.
Sus características más importantes son:
•
Tensión nominal
•
Intensidad nominal
•
Tensión de ensayo a 50 Hz. 1 minuto:
Fase/tierra
•
•
2000 A
275 kV
Tensión de ensayo a choque, onda 1,2/50 µseg:
Fase/tierra
•
145 kV
650 kV (Crst)
Capacidad de corte de corrientes:
Corrientes capacitivas
125 A
Corrientes inductivas
5A
Poder de cierre en cortocircuito
100/108kA(Crst)
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•
Velocidad de cierre del contacto
Pág.32
35 ms
El número de seccionadores de este tipo que se instalan es 12 (doce).
1 - Contacto fijo
2 - Contacto móvil
3 - Mando eléctrico
1.1.5.4.2.3 Interruptores
Serán interruptores automáticos tripolares de SF6, de tipo blindado. La
disposición de los interruptores será horizontal, con objeto de minimizar las
fuerzas dinámicas de acción y reacción sobre el suelo.
Los tres interruptores de fase son accionados por un único mecanismo. El
mecanismo de accionamiento de los interruptores constará de dos resortes
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1. Memoria
Pág.33
que acumularán la energía requerida en una maniobra de Apertura–Cierre–
Apertura, permitiendo realizar dichas maniobras de forma rápida y eficaz.
Presentan las siguientes características eléctricas:
•
Tensión de servicio
145 kV
•
Frecuencia nominal
50 / 60 Hz
•
Intensidad nominal de servicio
•
Poder de corte nominal bajo cto.
•
Poder de cierre nom. bajo cto. ( Crest)
•
Tensión de ensayo 1 minuto 50 Hz
•
Tensión de ensayo con onda 1,2/50 µseg. 1.050 kV
2000 A
40 kA
100 kA
460 kV
La secuencia de maniobra del tipo apertura(O)-
cierre-apertura (CO) –
cierre-apertura (CO) presenta los siguientes tiempos :
O-0,3s – CO-3min –CO
El nivel de ruido generado durante las maniobras de apertura y cierre será
mínimo.
El número de interruptores de este tipo que se instalarán en el sistema de
132 kV será siete (7).
1.1.5.4.2.4Transformadores de tensión
Los transformadores de tensión son del tipo electrónico o inductivo con
aislamiento SF6.La parte activa está constituida por un núcleo magnético
rectangular en el cual se colocan los arrollamientos secundarios y la bobina
de alta tensión. Será posible instalar hasta dos secundarios para la medición
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1. Memoria
Pág.34
y un arrollamiento terciario en delta para la detección de los defectos de
tierra. Una película sintética separa las diferentes capas de espiras.
Las principales características de los transformadores que se instalarán son
las siguientes:
•
Frecuencia
50 Hz
•
Tensión nominal
132 kV
•
Relación de transformación
(66 –132):√3 / 0,11:√3 – 0,11:√3-
0,11√3 kV
•
Potencias y clase de precisión:
- Arrollamiento de medida
30VA cl 0,2 y
30VA cl 0,5
- Arrollamiento de protección 100 VA 3p
•
Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto
460 kV
•
Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µseg
1.050 kV
El número de transformadores de tensión de este tipo a instalar es de 18
(dieciocho).
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1. Memoria
Pág.35
1 - Aislamiento en resina
2 - Devanado secundario
3 - Conductor
4 - Caja de bornes
1.1.5.4.2.5 Transformadores de corriente
Los transformadores de corriente están constituidos por toros colocados en el
gas en el interior de una envoltura cilíndrica. El arrollamiento primario está
constituido por el conductor principal. El número y las características de los
toros estarán adaptados a los valores de corriente estipulados.
Las características principales de los transformadores de intensidad que se
instalarán en las celdas de línea y el acoplamiento de barras son:
•
Tensión nominal
•
Relación de transformación
•
Potencias y clases de precisión:
145 kV
800- 1600/ 5-5-5 A
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1. Memoria
•
Pág.36
Arrollamiento de medida
20 VA Cl. 0,5
Arrollamiento de protección
2x30 VA 5P20
Tensión de prueba
a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el
arrollamiento primario
•
460 kV
Tensión de prueba a onda de choque tipo 1,2/50 µseg
1.050 kV. Cresta
•
Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2 x In A
El número de transformadores de intensidad de este tipo que se instalan es
quince (15).
En las celdas de transformador se instalarán transformadores de intensidad
con las siguientes características:
•
Tensión nominal
•
Relación de transformación
•
Potencias y clases de precisión:
145 kV
150- 300/ 5-5-5 A
Arrollamiento de medida
20 VA Cl. 0,5
Arrollamiento de protección
2x30 VA 5P20
Los valores de sobretensiones son los mismos que en el caso de los
transformadores de intensidad para las celdas de línea.
El número de transformadores de intensidad de este tipo que se instalan son
6 (seis).
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Pág.37
1 - Conductor
2 - Devanado secundario
3 - Pasatapa de cables
4 - Caja de bornes
1.1.5.4.2.6 Interfaces alta tensión
Salida por cable de alta tension
La conexión del cable estará diseñada para incorporar los aisladores de
extremo de cable a las dimensiones de la norma CEI 859.
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Pág.38
Caja de cables
1 - Aislador
2 - Conductor
3 - Absorbedor de humedad
4 - Válvula y vigilencia SF6
5 - Disco de ruptura
Salida directa hacia transformador de potencia
Los pasatapas del transformador están cubiertos, del lado de la subestación
blindada, por una envoltura llena de SF6, y materializan la frontera entre los
dos medios separando el gas SF6 de aislamiento de la aparamenta del
aceite de aislamiento del transformador. Si es necesario, se suministra un
fuelle con el fin de poder aceptar en obra tolerancias importantes en el
posicionamiento del transformador.
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Salida monofásica hacia transformador
1 - Contacto
2 - Aislador pasante
3 - Fuelle
4 - Barra móvil
5 - Tapa de control del SF6
Pág.39
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1. Memoria
Pág.40
1.1.5.5 SISTEMA DE 132 kV CONVENCIONAL
A continuación se describirán las partes que conforman el sistema de alta
tensión tipo convencional con sus características nominales.
1.1.5.5.1 Interruptores automáticos
Se dispondrá de interruptores de potencia de autosoplado térmico.
Configurarán el sistema una cámara de corte, un sistema de alivio de presión
con pernos calibrados y de retención, densímetros compensados por
temperatura, con dos niveles de alarma, válvula de retención de SF6 en cada
polo, resortes de apertura en cada columna polar debidamente protegidos,
mecanismos de accionamiento de reducida solicitación dinámica.
Características técnicas:
•
Tensión nominal
145kV
•
Frecuencia nominal
50Hz
•
Tensión soportada a frecuencia industrial
275kV
•
Tensión soportada a impulso tipo rayo
•
Corriente nominal
•
Corriente nominal de corte en cortocircuito 40kA
•
Corriente nominal de cierre en cortocircuito 40kA
•
Tracción estática permisible en terminales
•
Duración nominal admisible del cortocircuito 3s
•
Secuencia de operación nominal
O-0,3s-CO-3min-CO
CO-15s-CO
650kV
3150A
<1250N
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•
Tiempo de apertura
38ms
•
Tiempo de corte total
60ms
•
Tiempo de cierre
85ms
Tendrán unas dimensiones de 5205 mm de alto y 4715 mm de ancho.
Se instalarán 7 interruptores automáticos, uno por cada posición de línea,
uno por cada posición de transformador y uno por la posición de
acoplamiento transversal.
1.1.5.5.2 Seccionadores
Se emplearán seccionadores giratorios de tres columnas.
Los terminales fijos de conexión se equiparán con terminales planos.
Se encontrarán dotados de engrase permanente de tal modo que se
encuentren permanentemente protegidos contra las influencias ambientales.
Las cuchillas principales estarán constituidas por tubo de cobre redondo
normalizado.
Los seccionadores estarán equipados
con accionamientos manuales de
palanca.
Las características técnicas se muestran a continuación:
•
Tensión nominal
•
Tensión soportada nominal a impulsos tipo rayo 1,2/50µs
A tierra
145kV
650kV
Sobre distancia de seccionamiento
750kV
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•
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Tensión soportada a frec. industrial 50Hz, 1 min, bajo lluvia
A tierra
275kV
Sobre distancia de seccionamiento
315kV
•
Intensidad nominal
•
Intensidad nominal de corta duración
80-100kA
•
Intensidad admisible de corta duración, 3s
31,5-40kA
1250-2500A
Este tipo de seccionadores tienen una altura de 1845 mm y un ancho total de
2400 mm.
Se instalarán veintiún (21) seccionadores.
1.1.5.5.3 Transformadores de tensión
Se dispondrá de 21 transformadores de tensión a instalar conforme a la
disposición del esquema unifilar.
Las principales características técnicas de los mismos son las siguientes:
•
Frecuencia
50 Hz
•
Tensión nominal
132 kV
•
Relación de transformación
(66 –132):√3 / 0,11:√3 – 0,11:√3-
0,11√3 kV
•
Potencias y clase de precisión:
- Arrollamiento de medida
30VA cl 0,2 y
30VA cl 0,5
- Arrollamiento de protección 100 VA 3p
•
Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto
460 kV
•
Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µseg
1.050 kV
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1.1.5.5.4 Transformadores de corriente
Los transformadores de intensidad de instalarán conforme a la disposición
del correspondiente esquema unifilar.
Las principales características de los transformadores de corriente se
muestran a continuación:
•
Tensión nominal
•
Relación de transformación
•
Potencias y clases de precisión:
•
145 kV
Arrollamiento de medida
20 VA Cl. 0,5
Arrollamiento de protección
2x30 VA 5P20
Tensión de prueba
a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el
arrollamiento primario
•
800- 1600/ 5-5-5 A
460 kV
Tensión de prueba a onda de choque tipo 1,2/50 µseg
1.050 kV. Cresta
•
Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2 x In A
Se instalarán 21 transformadores de corriente.
1.1.5.5.5 Pararrayos
Se instalarán 12 pararrayos, uno por fase, a la entrada de la subestación,
después de los apoyos fin de línea.
Serán de tipo de óxidos metálicos sin explosores.
Comprenderán un solo apilamiento de resistencias variables con la tensión, a
base de óxido de cinc. La parte activa estará constituida por resistencias
perfectamente homogéneas.
Presentan envolventes de porcelana.
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La envolvente utilizada será de tipo “W”, diseñada para niveles de
contaminación débil o medio con larga línea de fugas.
Presentarán las siguientes características:
•
Tensión máxima de la red Un
•
Tensión asignada del pararrayos Ur 60-138kV
•
Tensión permanente de régimen Uc 47-108kV
•
Corriente nominal de descarga In
•
Clase de descarga de línea según CEI 99-4 2
•
Energía disipada en 2 choques según CEI 99-4
•
Tensión residual máxima con onda tipo rayo (8/20 µs)
a
10kAÆ 2,80 x Ur
a
20kAÆ 3,16 x Ur
72,5-145kV
10kA
•
Resistencia del limitador de presión según CEI 99-1
•
Momento de flexión estática admisible
4,3kJ/kV
30kA -0,2s
>190 m.daN
1.1.5.5.6 Embarrados
Se dispondrá de de un doble juego de barras de tensión nominal 132 kV y
corriente nominal 2000 A.
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1.1.5.6 TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Se establecerán a continuación las condiciones y requisitos técnicos
aplicables a los transformadores a implantar en la subestación.
Se instalarán dos (2) transformadores de potencia trifásicos de 40 MVA, de
relación de transformación 132/ 20 kV.
Dichos transformadores serán de las mismas características en ambos
modelos de subestación.
Se implantarán en instalación interior para ambos casos.
1.1.5.6.1 Características nominales
• Tipo de máquina
Trifásico en baño de aceite, montaje en intemperie, con regulador en carga
tipo JANSEN.
•
Tipo de servicio
Continuo
•
Refrigeración
ONAF (radiadores refrigerados adicionalmente por ventiladores)
O = medio de refrigeración del transformadorÆAceite
N = movimiento del medio de refrigeraciónÆNatural
A = medio de refrigeración exteriorÆAire
F = movimiento medio de refrigeración exteriorÆForzado
•
Potencia nominal
40MVA
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•
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Frecuencia
50 Hz
•
Conexión
Estrella / triángulo
•
Grupo de conexión
YNd11
•
Tensiones en vacío
Primario
145± 10×3,45 kV
Secundario
16,05 kV
Regulación de tensión 10%
En las conexiones de los terminales se utilizarán pasatapas tipo
condensadores de aceite / aire.
1.1.5.6.2 Características estructurarles del transformador
1.1.5.6.2.1 Núcleo
El núcleo será de tipo columna de múltiples capas y teóricamente de área
transversal.
Dispondrá de cinco columnas, donde la primera y la última serán de retorno.
Las columnas tienen una disposición paralela en el plano y estarán
conectadas juntas a través de herrajes de sujeción superior e inferior.
Las columnas del núcleo estarán reforzadas con madera, bandas de fibra y
herrajes de sujeción a fin de asegurar la rigidez mecánica requerida.
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1.1.5.6.2.2 Devanados
Los devanados tendrán que estar diseñados para ser capaces de soportar
mecánicamente los impulsos de alta tensión y esfuerzos de corto circuito que
puedan ocurrir durante la operación de los transformadores.
Habrán tenido que ser tomados en cuenta a la hora del diseño los aumentos
de temperatura, aislamiento, niveles de impulso, condiciones de sobrecarga y
esfuerzos de corto circuito, los cuales vienen definidos por normas
internacionales de fabricación.
Las bobinas empleadas serán de tipo “disco”, compuestas por devanados
con alta capacidad radial en la entrada de ésta, consiguiendo así una
distribución lineal del impulso.
Los bobinados están calculados para los siguientes niveles de aislamiento:
•
Niveles a impulso
Primario
1050 kV.
Secundario
Neutro de primario
•
125 kV.
325 kV.
Tensión aplicada durante 1 minuto, 50 Hz.
Primario
460 kV.
Secundario
50 kV.
Neutro de primario
140 kV.
1.1.5.6.2.4 Ajuste de Voltajes (Tomas)
Debido a las variaciones de voltaje en la red de transmisión o en la
subestación, los transformadores estarán equipados con devanado de
derivaciones que permita la variación de voltaje requerida.
La variación de tensión podrá realizarse a través de un cambiador de tomas
bajo carga, o un cambiador de tomas sin tensión.
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1. Memoria
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Para el caso de variador de tomas bajo carga, la operación se realizará
utilizando un mecanismo de operación electro-mecánico, controlado de forma
local desde el transformador o de forma remota desde la sala de control.
Para la regulación sin tensión el control podrá realizarse de forma manual
desde el mecanismo de operación que será instalado en la pared lateral del
transformador.
1.1.5.6.2.3 Estructura de fijación
Con objeto de
conseguir la adecuada compresión axial, necesaria para
contrarrestar los esfuerzos que puedan ocurrir en un cortocircuito durante la
operación del transformador, los devanados estarán ajustados mediante
herrajes de compresión en la parte superior e inferior
Se instalarán separadores entre la parte interior de la bobina y el núcleo, así
como en los canales entre los diferentes arrollamientos dentro de la bobina
para soportar los esfuerzos radiales en las bobinas
El espacio libre entre el yugo y la bobina estará cubierto con calzas de
madera.
1.1.5.6.2.5 Tanque y conservador
Dentro del tanque se encontrarán sumergidos el núcleo y sus devanados
fijados de tal manera que sean fácilmente absorbidos los movimientos,
esfuerzos que puedan ocurrir durante su llenado, tratamiento de aceite y
fuerzas hidrostáticas o dinámicas que puedan ocurrir durante su operación.
El tanque también será reforzado en su exterior con soportes de acero a lo
largo de sus paredes para garantizar aún más su integridad como conjunto.
Se instalarán válvulas para conexión de los sistemas de tratamiento de
aceite, válvulas para muestras de aceite, agarraderas para izado, válvulas
mariposas para conexión de los radiadores al tanque principal.
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1. Memoria
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1.1.5.6.2.6 Medidas para la reducción de ruido
En el caso del presente proyecto, en que la subestación estará próxima a
un núcleo urbano, la reducción del nivel de ruido de los transformadores
puede resultar de vital importancia para asegurar la calidad de vida de la
población cercana. Como consecuencia de esto, el nivel máximo de ruido se
deberá limitar lo máximo posible.
Existen cuatro tipos de medidas que se deberán adoptar, en la medida de lo
posible, en los transformadores instalados:
1. Medidas tomadas en la parte activa:
•
Diseño del transformador con bajos valores de flujo
•
Utilización de acero de calidad Hi-B
•
Instalación de láminas de caucho especiales entre las laminaciones del
núcleo
•
Realización de vendajes alrededor de las columnas del núcleo y hacer
conexiones elásticas entre la parte activa y la base del tanque, de forma
que se eviten las vibraciones.
2. Medidas tomadas en el tanque:
Instalación de paneles intercalados entre las superficies exteriores del
tanque.
El panel intercalado formará una pared que absorberá el ruido
presionando el acero/capa aislante/acero. El espacio entre el panel
intercalado y las paredes del contenedor se rellenará con lana mineral hasta
un 80% al 90%. Esta medida puede reducir los niveles de ruido en unos 6 dB
(A)
3. Medidas tomadas en el sistema de refrigeración:
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1. Memoria
Pág.50
En el caso de los transformadores instalados (con refrigeración ONAN/
ONAF) se utilizarán ventiladores de baja revolución, y se colocarán paneles
para favorecer la entrada y salida del aire de refrigeración.
4. Medidas tomadas en el lugar donde va a funcionar el transformador:
Si las medidas anteriormente descritas no lograran reducir el nivel de ruido a
menos de 70dB (A), se optará por colocar el transformador en una célula
prefabricada con paneles para la absorción del ruido. Esta medida puede
reducir dicho nivel hasta en 15 dB (A).
1.1.5.6.2.7 Terminales de conexión
Para el caso de subestación convencional se utilizarán pasatapas de tipo
aire/aceite; para la subestación GIS se utilizarán pasatapas de tipo
condensadores de aceite/SF6.
1.1.5.6.2.8 Equipo de protección y control
Los tranformadores estarán equipados con los siguientes instrumentos de
protección y control:
1. Relé Buzcholz:
Estará instalado en la conexión de la tubería que va desde el tanque del
transformador al conservador. Los gases que, por cualquier motivo, se
produzcan en el transformador, se recogerán ahí y en función de su volumen
se producirá una señal de alarma o control.
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1. Memoria
Pág.51
2. Dispositivo de alivio de presión:
Se instalará en la cubierta del transformador. Responderá al repentino
aumento de presión que pueda producir un arco en el aceite del
transformador emitiendo una señal de desconexión mediante sus propios
contactos. Así mismo se contará con una señal de aviso.
3. Indicador de nivel de aceite:
Se instalará en una pared lateral del conservador. Indicará, en función de las
variaciones de temperatura del aceite, el nivel de aceite en el conservador y
también dará una señal de aviso si éste está demasiado alto o bajo mediante
sus propios contactos.
4. Repirador deshidratante:
Se instalará en el interior del conservador y recogerá la humedad y el polvo
que haya en el aire que entra en el conservador.
5. Termómetro de aceite:
Controlará la temperatura del aceite en el contenedor del transformador y
emitirá una señal de alarma y desconexión cuando se alcanzan los límites de
temperatura.
También emitirá una señal de inicio y parada a los ventiladores utilizados
para la refrigeración.
6. Termómetro del bobinado:
Controla la temperatura de los bobinados con sus circuitos de control y emite
una señal de alarma y desconexión cuando se alcanzan los límites de
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1. Memoria
Pág.52
temperatura. Al igual que el termómetro de aceite, se usa para el control de
los ventiladores.
7. Indicador de flujo de aceite:
Se instalará en la conexión de la tubería a través de la que fluye el aceite y
controlará el flujo de aceite de los transformadores, emitiendo una señal de
alarma si el aceite no fluye por cualquier motivo.
1.1.5.6.3 Pruebas
Con objeto de asegurar el correcto funcionamiento del transformador, se ha
de verificar que la máquina haya superado satisfactoriamente las siguientes
pruebas:
1.5.6.3.1 Pruebas de rutina
•
Medición de la resistencia del bobinado
•
Medición del coeficiente de tensión y comprobación de la relación
vectorial
•
Medición de la impedancia y pérdidas con carga
•
Medición de las pérdidas sin carga y la corriente en vacío
•
Prueba de sobretensión inducida
•
Prueba de tensión aplicada
•
Prueba de los conmutadores de derivaciones en carga
1.1.5.6.3.2 Pruebas de tipo y especiales
•
Prueba de aumento de temperatura
•
Medición de la resistencia del aislamiento
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1. Memoria
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•
Prueba de impulso de la onda cortada
•
Medición del nivel acústico
•
Medición de la impedancia de secuencia cero
•
Medición de descargas parciales
•
Medición de armónicos de la corriente en carga
•
Medición de la energía tomada por los motores del ventilador y la bomba
de aceite
•
Prueba de resistencia a los cortocircuitos
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1. Memoria
Pág.54
1.1.5.7 AUTOVÁLVULAS
Se instalarán autoválvulas con objeto de proteger la subestación de
sobretensiones procedentes de diversos orígenes.
Se implantarán cuatro juegos de tres autoválvulas de ZnO.
Poseerán contador de descargas, conectados en derivación de las bornas
de 145 y 20 kV de los transformadores de potencia.
1.1.5.7.1 Características nominales
•
•
Tensión 132 kV.
Tensión nominal
198 kV.
Intensidad nominal
18/20 kA.
Tensión 20 kV
Tensión nominal
24 kV.
Intensidad Nominal
10 kA
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1. Memoria
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1.1.5.8 SISTEMA DE 20 kV
1.1.5.8.1 Características generales
El sistema de 20kV será el mismo para los dos modelos de subestación, es
decir que tanto para la blindada como para la convencional esta será la
descripción para sus correspondientes sistemas de 20 kV.
Dicho
sistema
estará
formado
por
cabinas
o
celdas
blindadas
compartimentadas, con gas SF6 como medio aislante. Se adopta la solución
de celdas con SF6 ,debido al nivel de tensión con el que nos topamos. La
otra opción sería una instalación intemperie para el modelo convencional,
pero resulta más seguro el sistema adoptado.
Dichas cabinas se ubicarán en el interior del mismo edificio que albergará la
parte de alta tensión y los transformadores de potencia en el caso de la
subestación blindada, y en un edificio contiguo a la parte de alta de la
subestación convencional.
Estas celdas se caracterizan por su:
1. Modularidad:
Las celdas de 20 kV permitirán la futura ampliación de la subestación de una
forma sencilla y rápida, sin necesidad de modificar la obra civil inicial.
La ampliación se puede realizar con simplicidad, posicionando las nuevas
unidades al lado de las existentes, uniéndose a ellas a través de las barras y
sin manipulación de gas durante el proceso.
2. Seguridad:
Las celdas disponen de adecuadas protecciones frente a elementos
agresivos externos tales como insectos, humedad, ambientes corrosivos,
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1. Memoria
Pág.56
etc., dado que los elementos de corte y aislamiento están embebidos en gas
SF6, a baja presión y con el adecuado sistema de control de la presión del
gas.
Disponen de un completo sistema de enclavamientos mecánicos y eléctricos
para asegurar la imposibilidad de realizar maniobras incorrectas.
Para evitar la propagación de arcos eléctricos, así como las sobrepresiones
producidas por éstos, las celdas disponen de segregación total entre el
embarrado y el aparellaje de corte y aislamiento en cada celda.
3. Reparabilidad:
Cada celda puede ser fácilmente sustituible en obra. En caso de accidente
cada celda puede ser sustituida sin tener que mover las celdas adyacentes ni
manipular gas SF6 durante la operación.
Los transformadores de tensión son de tipo enchufable, de forma que
faciliten los trabajos de reparación/sustitución en caso de avería de los
mismos.
1.1.5.8.2 Estructura general de las celdas
El diseño de las celdas integra los siguientes módulos con Gas SF6 :
•
Compartimento de juego de barras
•
Módulo de interruptor automático
•
Armario de baja tensión
•
Compartimento de terminales de cable
a) Compartimento de juego de barras:
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Pág.57
las barras de cada fase se encontrarán separadas a través de chapas
metálicas .Los juegos de barras se dispondrán de forma independiente y
aislados. Asimismo, las chapas metálicas estarán provistas de orificios para
comunicar los distintos compartimentos.
b) Módulo de interruptor automático:
el interruptor está equipado de un mecanismo de mando mecánico de
resorte. Las cámaras de vacío se colocarán en envolturas unipolares de
resina sintética.
El módulo de interruptor automático estará constituido por las siguientes
partes:
•
Seccionador (de tres posiciones).
•
Accionamiento del seccionador (de tres posiciones).
•
Interruptor automático de corte en vacío.
•
Accionamiento del interruptor automático.
•
Elementos auxiliares y los enclavamientos
c) Armario baja tensión:
el armario de baja tensión se encontrará protegido contra posibles contactos
.Asimismo presentará resistencia a la presión. Aloja los instrumentos y relés
de protección, los terminales de cable así como otros equipos secundarios.
Se sitúa en la sección inferior de la cabina y tiene un encapsulado metálico.
d) Compartimento inferior de conexión de cables de potencia:
recinto encapsulado, que contendrá el compartimento de conexión de cables,
accesible desde la parte trasera.
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1. Memoria
Pág.58
1.1.5.8.3 Características generales de operación y protección de los
módulos.
Se dispondrá de un sistema (electrónico) para el registro de la presión del
gas
aislante
SF6
compensado
por
la
temperatura.
Trabajará
en
funcionamiento continuo para la supervisión permanente y automática de la
presión del gas y, en caso de necesidad, para una comunicación rápida con
la instalación de maniobra y el punto de mando.
Las condiciones particulares de operación y protección de los módulos
proyectados son las que se disponen a continuación:
Condiciones de operación:
Altura sobre el nivel del mar:
30 m
Temperatura máxima exterior:
+38 ºC
Temperatura mínima exterior:
2 ºC
Humedad máxima:
70%
Nivel de polución:
Media
Grado de protección de los módulos instalados:
Compartimentos de gas
IP 65
Caja de accionamientos
IP 3X
Recinto de cables de MT
IP 30
Armario de mando en BT
IP 52
Los compartimentos de gas que forman parte de las cabinas tendrán una
válvula de sobrepresión.
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1. Memoria
Pág.59
1.1.5.8.4 Componentes de las Celdas de Distribución
A continuación se procede a describir los tipos de cabina instaladas:
•
Celda de línea:
Cada uno de los módulos de línea de la instalación estará equipado con los
siguientes elementos:
1. Compartimento de barras:
Dos juegos de barras de 2500 A
2. Compartimento de interruptor:
Contador de maniobras del interruptor.
Seccionador tripolar (de tres posiciones y su motor de accionamiento).
Enclavamiento a llave para seccionador de tres posiciones y pulsador de
conexión de interruptor.
Contactos auxiliares para seccionador de barras 1(20).
Contactos auxiliares para seccionador de barras 2(20).
Un interruptor tripolar de corte en vacío
3. Armario de baja tensión:
Dos convertidores de intensidad (0-6 A/0-5 mA).
Dos amperímetros con conmutador.
Relés de máxima intensidad para las tres fases (3x50/51).
Relé de máxima intensidad direccional para faltas a tierra (67N)
Relé de reenganche (79).
Dos contadores de energía activa, clase 1, con emisor de impulsos.
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1. Memoria
Pág.60
Una unidad remota de telecontrol.
4. Compartimento de terminales:
Tres transformadores de intensidad.
Dos seccionadores de puesta a tierra.
Seis terminales para salida de cable unipolar.
Seis aisladores testigos para señalización de presencia de tensión en línea.
Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con un conductor por
fase.
•
Celda de transformador:
Los módulos de transformador vendrán equipados de los siguientes
elementos:
1. Compartimento de barras:
Dos juegos de barras de 2500 A.
2. Compartimento de interruptor:
Un interruptor tripolar de corte en vacío.
Seccionador tripolar de tres posiciones.
Enclavamiento a llave para seccionador de tres posiciones y pulsador de
conexión de interruptor.
Contactos auxiliares para seccionador de barras 1 (20).
Contactos auxiliares para seccionador de barras 2 (20).
3. Armario de baja tensión:
Relés de máxima intensidad para las tres fases (3x50/51).
Un convertidor de intensidad (0-6 A/0-5 mA).
Un convertidor de tensión (0-132 V/0-5 mA).
Un convertidor de potencia activa/reactiva (0-6A,0-110V/±2,5mA).
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Pág.61
Un amperímetro con conmutador.
Un vatímetro.
Un contador de energía activa, clase 1, con emisor de impulsos.
Una unidad remota de telecontrol.
4. Compartimento de terminales:
Tres transformadores de intensidad instalados en una envolvente.
Dos seccionadores de puesta a tierra.
Seis terminales para salida de cable unipolar.
Seis aisladores testigos para señalización de presencia de tensión en línea.
Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con tres conductores
por fase.
•
Módulos de acoplamiento entre barras:
Los módulos de acoplamiento entre barras en el sistema de 20 kV estarán
constituidos por dos tipos de celdas:
1. Celda de acoplamiento transversal:
Dispondrá de los siguientes elementos:
Dos juegos de barras de 2500 A.
Un interruptor tripolar .
Un seccionador Seccionador tripolar de tres posiciones y su correspondiente
motor de accionamiento.
Tres transformadores de intensidad .
2. Celda de remonte:
Dispondrá de los siguientes elementos:
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1. Memoria
Pág.62
Un seccionador tripolar de tres posiciones y su correspondiente motor de
accionamiento.
•
Celda de medida en barras:
La celda de medida en barras estará compuesta por un panel de 600 mm de
ancho y transformadores de tensión conectados directamente a barras, con
seccionamiento de puesta a tierra.
También dispondrá de:
Seis (6) transformadores de tensión de 20kV con envolvente metálica .
La corriente asignada de servicio de barras:
•
2.500 A
Módulo de protección de servicios auxiliares.
Estará compuesto por los siguientes elementos:
1. Compartimento de barras:
Dos juegos de barras de 2500 A.
2. Compartimento de interruptor:
Un seccionador de apertura en carga.
3. Armario de baja tensión:
Un conjunto de protección de sobreintensidad con direccional de tierra (50/51
+ 67 N).
Un convertidores de intensidad (0-6 A/0-5 mA).
Un amperímetro con conmutador.
Una unidad remota de telecontrol.
4. Compartimento de terminales:
Tres transformadores de intensidad
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1. Memoria
Pág.63
Un seccionador de puesta a tierra de cierre rápido .
Tres terminales para salida de cable unipolar seco 12/20 kV.
Un transformador de intensidad toroidal para protección de neutro aislado de
relación de transformación 50/1 A.
Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con un solo conductor
por fase.
1.1.5.8.5 Características del aparellaje.
A continuación se detallan las características del aparellaje que conforman
los módulos de media tensión:
1.1.5.8.5.1 Interruptores
Interruptor tripolar de corte en vacío (celda de línea)
Tensión nominal
20kV
Intensidad nominal
1250 A
Poder de corte
25 kA
Bobina de cierre
125 V DC
Bobina de disparo
125 V DC
Motor del accionamiento
125 V DC
Secuencia de maniobra
O- 0.3s – CO- 3min- CO
Interruptor tripolar de corte en vacío (celda de transformador)
Tensión nominal
20kV
Intensidad nominal
2500 A
Poder de corte
25 kA
Bobina de cierre
125 V DC
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Bobina de disparo
125 V DC
Motor del accionamiento
125 V DC
Secuencia de maniobra
O- 0.3s – CO- 3min- CO
Interruptor tripolar (celda de acoplamiento transversal)
Tensión nominal
20kV
Intensidad nominal
2500 A
Intensidad de cortocircuito
25 kA
1.1.5.8.5.2 Transformadores de intensidad
Transformador de intensidad (celda de línea)
Relación de transformación
Potencia
Clase de precisión
250-500 /5-5 A
15 VA
cl 0,2 – 20 VA 5p20
Transformador de intensidad (celda de transformador)
Relación de transformación
Potencia
Clase de precisión
1200-2400/5-5-5 A
15 VA
cl 0,2 – 20 VA 5p20
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1. Memoria
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Transformador de intensidad (celda de acoplamiento transversal)
Relación de transformación
1200-2400/5-5-5 A
Potencia
Clase de precisión
15 VA
cl 0,2 – 20 VA 5p20
Transformador de intensidad (Módulo de protección de servicios auxiliares)
Relación de transformación
25/5-5 A
Potencia
Clase de precisión
10 VA
cl 0,5 –5 VA 5p20.
1.1.5.8.5.3 Transformadores de tensión
Transformador de tensión (celda de medida en barras)
Tensión primario
20.000 : √3
Tensión de secundario
110- 110 V
núcleo 1
25 VA Cl 0,2
núcleo 2
25 VA 5P30
1.1.5.8.5.4 Seccionadores
Seccionador de puesta a tierra (celda de línea)
Cierre rápido
25 kA.
Intensidad nominal
400 A.
Seccionador de puesta a tierra (celda de transformador)
Cierre rápido
25 kA .
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Intensidad nominal
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2000 A.
Seccionador de apertura en carga(servicios auxiliares)
Intensidad nominal
1250 A.
Fusible de protección
25 kA.
Seccionador de apertura en carga(servicios auxiliares, compartimento de
terminales)
Cierre rápido
25 kA.
Intensidad nominal
400 A.
1.1.5.8.6 Embarrados
Se instalará un doble juego de barras de 2500 A de intensidad nominal. Con
objeto de maximizar la accesibilidad a las barras se dispondrán dichos juegos
en posición vertical encima de los interruptores.
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1. Memoria
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1.1.5.9 SERVICIOS AUXILIARES
Los servicios auxiliares de la subestación estarán suministrados por un
sistema de corriente alterna (c.a) y un sistema de corriente continua (c.c.).
Se instalarán los sistemas de alimentación de corriente alterna y de corriente
continua que se precisen, con objeto de suministrar la energía necesaria a
los distintos componentes de control, protección y medida.
Para el control y operatividad de estos servicios auxiliares se dispondrá de un
cuadro situado en el edificio de mando y control donde se centralizan tanto
los servicios auxiliares de corriente alterna como los de corriente continua.
1.1.5.9.1 Servicios auxiliares de c.a.
La alimentación de servicios auxiliares de corriente alterna será suministrada
mediante dos transformadores de Servicios Auxiliares, disponiendo el edificio
de control y celdas de las subestación una doble alimentación 380 / 220 V
fiables e independientes, de forma que la pérdida de una de las
alimentaciones no suponga la pérdida de la otra.
Mediante el sistema de servicios auxiliares de c.a se alimentarán los circuitos
de alumbrado interno de la instalación (también el alumbrado externo en el
caso de la subestación convencional), el alumbrado de emergencia y las
tomas de corriente.
Se dejarán dos líneas de reserva para futuras ampliaciones en la
subestación.
Los transformadores presentan las siguientes características:
Potencia nominal
50 kVA
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Tensión arrollamiento primario
20 kV
Tensión arrollamiento secundario
220 / 380 V ±5%
Tipo aislamiento
con encapsulado total en resina
Dieléctrico seco
Grupo de conexión
Dyn11
Conexión
Triángulo/Estrella
1.1.5.9.2 Servicios auxiliares de c.c.
La instalación de corriente continua resulta de suma importancia, ya que para
la situación de darse una avería en el sistema de suministro de energía, el
sistema encargado de llevar la instalación a una situación segura, no es otro
que el equipo de corriente continua.
La tensión en corriente continua para los servicios auxiliares de explotación
es de 125 V.c.c.
La tensión en corriente continua para el telecontrol se de 48 V.c.c.
Estas tensiones en continua, se obtienen de cuatro equipos compactos (dos
de 125 y dos de 48 V.c.c.) rectificador - batería.
Durante el proceso de carga y flotación su funcionamiento responderá a un
sistema prefijado que actúa automáticamente, lo cual redunda en una mayor
seguridad en el mantenimiento de un servicio permanente.
Los equipos funcionarán ininterrumpidamente.
1.1.5.9.3 Telecontrol
El telecontrol de los dos modelos de subestación enfrentados en el presente
proyecto presentará las mismas características generales, si bien en
determinados aspectos se señalarán diferencias debido a la diferente
ejecución de ambas instalaciones
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El mando y control de la subestación estará centralizado en armarios
provistos de control remoto, para los sistemas de ata y media tensión.
Para la subestación blindada, en las celdas de 132 kV, se instalará para cada
posición un armario de mando, con posibilidad de accionamiento manual o
remoto, y otro armario que alojará las protecciones, para control de los
diversos compartimentos que constituyen la celda. Los armarios de mando y
control se encuentran separados de la estructura de las celdas, enfrentadas
a las mismas.
En el sistema de cabinas de 20kV, el mando y el control se encuentran
instalados en la misma cabina, en su parte frontal.
Telemando
A continuación se citan las funciones del telemando en cada una de las
zonas de la subestación.
Zona de 132 kV
Abrir y cerrar todos los interruptores.
Bloqueo y activación de la protección de sobreintensidad de línea.
Zona de 20 kV
Abrir y cerrar todos los interruptores.
Conmutar de automático a manual al regulador de tensión de
cada
transformador.
Desbloquear el relé de bloqueo del transformador después de una actuación
de éste.
Activar y desactivar el relé de reenganche de cada celda de línea.
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Teleseñal
Zona de 132 kV
Estado de los interruptores.
Estado de los seccionadores.
Posición del conmutador local-remoto de cada módulo.
Zona de 20 kV
Estado de los interruptores.
Posición del conmutador local-remoto de cada celda.
Posición de conectado-desconectado del relé de reenganche de cada celda
de línea.
Número de escalón de regulación del transformador.
Telemedida
Zona de 132kV
Potencia activa, potencia reactiva, tensión e intensidad en la línea.
Tensión de barras.
Zona de 20 kV
Potencia activa, potencia reactiva, tensión e intensidad del transformador.
Intensidad en las líneas.
Tensión de barras.
Telealarmas
Zona de 132 kV
(En las líneas)
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Actuación de protección (distancia o direccional).
Disparo definitivo.
Para el caso de blindada alarma de SF6. (dos alarmas, según el grado de
perdida de gas)
Fallo de protecciones.
Fallo de mando.
Bloqueo de protección.
Zona de 20 kV
(En las líneas)
Disparo definitivo.
Alarma de SF6.(2 alarmas)
Fallo de protecciones.
Fallo de mando.
Actuación protección (sobreintensidad o direccional de neutro).
(En el transformador, que incluye alarmas de 132 kV y 20 kV):
Actuación de protecciones (diferencial o sobreintensidad).
Actuación del relé de bloqueo.
Actuación del relé Buchholz dela cuba del transformador.
Actuación del relé de temperatura.
Alarma de SF6.
Fallo de protecciones.
Fallo de mando.
Escalón extremo superior de regulación.
Escalón extremo inferior de regulación.
Nivel de aceite.
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Disparo magnetotérmicos de los transformadores de tensión.
Alarmas generales de subestación:
Anomalías en el sistema de 125 V.c.c.
Anomalías en el sistema de 48 V.c.c.
Fallo de corriente alterna de servicios auxiliares.
Fallo de corriente continua de 125 V
Fallo de corriente continua de 48 V.
Fallo de comunicaciones.
Detección de incendio.
Detección de intrusos.
1.1.5.10 ALUMBRADO
Se presentan a continuación los sistemas de alumbrado correspondientes a
los dos tipos de subestación objeto de estudio.
1.1.5.10.1 Alumbrado de subestación convencional
La subestación deberá de disponer de dos sistemas de alumbrado, uno
exterior y otro interior en los edificios con un adecuado nivel luminoso tal que
sea suficiente para poder efectuar las maniobras precisas con la máxima de
seguridad.
1.1.5.10.1.2 Alumbrado exterior
Para llevar a cabo la iluminación exterior se implantarán proyectores de
aluminio anodizado.
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Dispondrán de lámparas de vapor de sodio de alta presión, de 250 y 400 W,
de forma tubular.
Este tipo de lámparas se caracteriza por disponer en genral de una larga
vida, poseen un buen mantenimiento del flujo luminoso. Su funcionamiento
es robusto.
La orientación de los proyectores ha de ser la adecuada para obtener un
máximo rendimiento lumínico para conseguir la iluminación deseada en
aquellas zonas que lo requieran.
El encendido de este alumbrado se produce de forma manual o automática
por medio de un reloj programador instalado en el cuadro de servicios
auxiliares, donde irá montado el contactor y los fusibles que protegen el
correspondiente circuito.
1.1.5.10.1.2 Alumbrado interior
El alumbrado interior del edificio de mando, control, y celdas de 20 kV se
realizará con pantallas para tubos fluorescentes de 40 W que proporcionarán
la iluminación exigida a cualquier necesidad.
1.1.5.10.1.3 Alumbrado de emergencia
Dentro del interior del edificio se instalará un sistema de alumbrado de
emergencia. Dicho alumbrado de emergencia está previsto para entrar en
funcionamiento automáticamente al producirse el fallo de los alumbrados
generales.
Se realizará a través de lámparas de incandescencia distribuidas en los
lugares adecuados según la normativa. El sistema permanecerá encendido
constantemente en caso de estar conectada la instalación general de
alumbrado. En caso de falta de c.a., la alimentación se transferirá
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automáticamente a las barras de 125 V.c.c., estando preajustada su duración
de forma opcional.
1.1.5.10.4 Alumbrado de subestación blindada
La subestación dispondrá de un alumbrado interior y uno de emergencia,
capaces de abastecer del adecuado nivel luminoso tal que sea suficiente
para poder efectuar las maniobras precisas con la máxima de seguridad.
1.1.5.10.1.5 Alumbrado interior
El alumbrado interior del edificio se realizará con pantallas para tubos
fluorescentes de 40 W que proporcionarán la iluminación exigida a cualquier
necesidad.
1.1.5.10.1.6 Alumbrado de emergencia
Dentro del interior del edificio se instalará un sistema de alumbrado de
emergencia. Dicho alumbrado de emergencia está previsto para entrar en
funcionamiento automáticamente al producirse el fallo de los alumbrados
generales.
Se realizará a través de lámparas de incandescencia distribuidas en los
lugares adecuados según la normativa. El sistema permanecerá encendido
constantemente en caso de estar conectada la instalación general de
alumbrado. En caso de falta de c.a., la alimentación se transferirá
automáticamente a las barras de 125 V.c.c., estando preajustada su duración
de forma opcional.
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1.1.5.11 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA
En este apartado se ha de diferenciar nuevamente entre la instalación
blindada y la instalación convencional.
A pesar de que las corrientes de falta sean las mismas, así como las
características del terreno, la superficie que se dispone para la realización de
una y de otra no es la misma, por lo tanto dispondrán de instalaciones de
puesta a tierra diferentes, la diferencia estribará en la retícula que se
implantará en un caso y en otro.
1.1.5.11.1 Subestación convencional
Con el fin de conseguir niveles admisibles de los potenciales de paso y
contacto, la Subestación Transformadora estará dotada de un sistema de
tierras formado por una malla de cable de cobre de 120 mm2 de sección.
Esta malla está enterrada a 1500 mm de profundidad respecto a ésta,
formando retículas de 9,4m x 7,6 m aproximadamente y se conectará a la red
de tierras existente en la instalación. Se dispondrá de varias arquetas con
pica, para realizar el seccionamiento y la verificación de la resistencia de
puesta a tierra. Se enterrará, a la misma profundidad de la malla, un anillo
periférico de cobre desnudo de 120 mm2 de sección para evitar que el
gradiente de tensión caiga fuertemente en la periferia de la subestación. Los
cálculos justificativos de la misma se presentan en el apartado de cálculos de
este mismo documento.
De cualquier forma, después de construida la instalación de tierra, deberán
de realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las
tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en la MIE-RAT 13.
Cumplimentando el punto 6.1 de la MIE-RAT.13, se conectarán a las tierras
de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión
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normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías,
sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Por este
motivo, se unirán a la malla la estructura metálica, bases de aparellaje,
cerramiento, neutros de transformadores de potencia y medida, etc.
Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje
mediante tornillos y grapas especiales, que aseguren la permanencia de la
unión, haciendo uso de soldaduras Cadweld de alto poder de fusión, para las
uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente resistentes a la
corrosión galvánica.
1.1.5.11.2 Subestación blindada
Con el fin de conseguir niveles admisibles de los potenciales de paso y
contacto, la Subestación Transformadora estará dotada de un sistema de
tierras formado por una malla de cable de cobre de 120 mm2 de sección.
Esta malla está enterrada a 1500 mm de profundidad respecto a ésta,
formando retículas de 2 x 1,81 m aproximadamente y se conectará a la red
de tierras existente en la instalación. Se dispondrá de varias arquetas con
pica, para realizar el seccionamiento y la verificación de la resistencia de
puesta a tierra. Se enterrará, a la misma profundidad de la malla, un anillo
periférico de cobre desnudo de 120 mm2 de sección para evitar que el
gradiente de tensión caiga fuertemente en la periferia de la subestación. Los
cálculos justificativos de la misma se presentan en el apartado de cálculos de
este mismo documento.
De cualquier forma, después de construida la instalación de tierra, deberán
de realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las
tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en la MIE-RAT 13.
Cumplimentando el punto 6.1 de la MIE-RAT.13, se conectarán a las tierras
de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión
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normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías,
sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Por este
motivo, se unirán a la malla la estructura metálica, bases de aparellaje,
cerramiento, neutros de transformadores de potencia y medida, etc.
Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje
mediante tornillos y grapas especiales, que aseguren la permanencia de la
unión, haciendo uso de soldaduras Cadweld de alto poder de fusión, para las
uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente resistentes a la
corrosión galvánica.
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1.1.6 OBRA CIVIL
Una vez se ha concluido implantar la subestación blindada en la zona de
proyecto, se procede a la descripción general de la obra civil a construir.
La obra civil consistirá en un edificio con distintas salas, en las que se
alojarán las celdas de alta y de media tensión, existirá un almacén para
guardar los recambios pertinentes, así como servicios y una sala
acondicionada para los operarios.
La ubicación de los dos transformadores de potencia será exterior, en un
espacio habilitado convenientemente, contiguo al edificio y rodeado por una
verja para proteger a los transformadores de posibles perturbaciones. Con
esta disposición se pretende optimizar la refrigeración del los mismos.
1.1.6.1 Salas de celdas de alta y media tensión
Se instalarán elementos modulares de hormigón armado con aislamiento
térmico. La cimentación de los muros se hará con zócalos y soleras de
hormigón.
La estructura de la cubierta estará formada de perfiles laminados. Se
utilizarán paneles de chapa de acero inoxidable y material aislante intermedio
anclados a las correas metálicas como material de cubrición.
El pavimento será de tipo continuo industrial y la instalación de electricidad
se reducirá al sistema de alumbrado con canalizaciones de tubo visto.
Se proyectará también una estructura metálica para la instalación de un
puente grúa.
Las puertas tendrán que disponer de las dimensiones adecuadas para el
paso de los equipos a montar.
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1.1. 6.2 Puente grúa
Para poder realizar el desplazamiento de elevadas como puedan ser las
celdas de alta tensión, se proyecta la instalación de un puente grúa con
objeto de facilitar esta tarea.
1.1. 6.2.1 Características del puente grúa
El puente grúa realiza una traslación y una elevación para llevar a cabo su
cometido
Mecanismo de elevación:
El mecanismo de elevación y descenso de la carga se efectúa mediante un
polipasto.
El mecanismo se caracteriza por disponer de un accionamiento por motor
eléctrico de rotor cónico en cortocircuito con freno incorporado. En caso de
fallo en la red el freno actuará de forma progresiva y amortiguada en un
tiempo no superior a 15ms. También estará dotado de freno eléctrico para
reducir el desgaste del freno. También dispone de un reductor planetario de
elevación con un rendimiento del 96%. Así mismo dispondrá de impulsión
del cable con guías de plástico sintético viscoelástico de alta resistencia a la
rotura y al desgaste, con aditivos lubricantes que reducen el rozamiento.
El aparejo inferior llevará incorporado un gancho sencillo de acero forjado,
que estará provisto de un seguro mecánico para evitar la salida de los cables
o cadenas de sujeción de las cargas.
Existirá un limitador de carga mecánico que desconectará el mecanismo de
elevación al sobrepasar el 110% de la carga nominal, permitiendo solo el
movimiento de descenso.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.80
Mecanismo de traslación:
El mecanismo de traslación estará constituido por un motor de rotor cónico
deslizante y un reductor de tres escalones montados sobre rodamientos, el
cual gira en baño de aceite. Un eje dentado transmitirá el momento de giro
directamente a las ruedas. La grúa estará dotada de una segunda velocidad
de translación, que se consigue mediante el empleo de motores de dos
polaridades.
El mando de la grúa se efectúa a nivel del suelo mediante una botonera
provista de un interruptor que actúa sobre el contador principal y seis
pulsadores para el control de los movimientos. La suspensión de la botonera
comprende cables de acero fiadores para descargar de esfuerzo mecánico al
cable de mando eléctrico.
La grúa puente será calculada y ejecutada según la Norma Din 15018.
1.1.6.3 Bancadas de los transformadores
Para la instalación de los transformadores de potencia previstos se
construirán unas bancadas, formadas por una cimentación de apoyo y una
cubeta para recogida del aceite, que en caso de un hipotético derrame se
canalizará hacia un depósito en el que quedará confinado.
1.1.6.4 Canalizaciones eléctricas
Para la instalación de todos cables de potencia y control requeridos se
construirán las canalizaciones eléctricas necesarias.
Las canalizaciones serán zanjas, arquetas y tubos, enlazando los distintos
elementos de la instalación.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.81
Las zanjas de control se construirán con bloques de hormigón prefabricado,
colocados sobre un relleno filtrante en el que se dispondrá un conjunto de
tubos porosos que constituirán parte de la red de drenaje, a través de la cual
se evacuará cualquier filtración manteniéndose las canalizaciones libres de
agua.
Las zanjas de los diversos cables instalados deberán tener la suficiente
profundidad para respetar el radio de curvatura mínimo de los mismos.
1.1.6.5 Montaje de celdas
Las estructuras soporte metálicas de las celdas de 132kV serán fijadas
directamente en el piso por medio de bulones de anclaje de cimentado
répido. La altura de las estructuras es ajustable, lo que elimina la necesidad
de instalar cuadros niveladores. El sistema de ajuste permite compensar
desniveles en el piso de hasta +/- 2 cm. Para el montaje y desmontaje de los
diversos compartimentos se ha previsto la intalación de un puente grúa de
5000 kg.
Las celdas de 132kV se transportan con una pequeña cantidad de SF6 en los
compartimentos, y después de realizar la fijación de la estructura al suelo del
edificio se procederá al llenado de los compartimentos de la GIS con los
niveles nominales de presión.
Para realizar la instalación de las cabinas de media tensión realizarán las
siguientes operaciones:
situar las cabinas sobre la bancada metálica y nivelarlas
conectarlar las cabinas entre sí, conectar las barras generales y rellenar las
cabinas con gas SF6.
Las salas de maniobra en la que se ubiquen el conjunto de celdas de alta y
media tensión, además de cumplir con el requisito de temperatura expuesto,
deberán
estar
correctamente
ventiladas,
convenientemente una posible fuga de gas SF6.
para
poder
evacuar
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1. Memoria
Pág.82
1.1.6.6 Protección contra incendios
El sistema de extinción de incendios se compone de una instalación de
detección automática de incendios en los edificios y otra de extinción
automática de fuego en los transformadores.
Para evitar la propagación de un posible incendio de un transformador a la
posición contigua, se instalarán muros cortafuegos a los lados de los
transformadores.
La instalación de detección automática de incendios en edificios constará de
los equipos siguientes:
•
Equipo de control y señalización situado en el local correspondiente. En él
se instalarán las señales de uso y control de cada zona en que se haya
dividido el edificio.
•
Suministro de alimentación. Para la alimentación de las instalaciones de
detección de incendios se requieren dos fuentes de alimentación
diferentes: una que provenga de la red de corriente alterna con
rectificadores, como fuente principal, y otra proveniente de una batería,
como fuente de reserva.
•
Detectores de acuerdo a la norma CEI 529. En caso de detectarse un
incendio, éste deberá ser apagado por medios manuales, es decir, con
ayuda de extintores, que deberán ser de anhídrido carbónico y se
colocarán en sitio visible y de fácil acceso, existiendo un extintor cada 100
m2 como máximo y preferiblemente en las proximidades de equipos y
aparatos con especial riesgo de incendio, como motores, cuadros
eléctricos, etc.
La instalación de extinción de incendios en transformadores constará de los
siguientes equipos:
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
•
Pág.83
Sistema de extinción fijo mediante rociadores. Se llevará a cabo
colocando estos rodeando la cuba del transformador, con la salida del
agua adecuadamente dirigida y habiendo, como mínimo, un rociador cada
12 m2.
•
Sistema de extinción fijo mediante manguera. Se empleará una boca de
columna seca para el acoplamiento de las mangueras de los bomberos.
1.1.6.7 Abastecimiento y evacuación de aguas
El abastecimiento de los aseos se realizará mediante una canalización desde
una toma de la red de aguas de la zona, y las aguas residuales se vertirán a
las redes de alcantarillado existentes.
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Pág.84
1.1.7 MEDIDAS CORRECTIVAS
1.1.7.1 Impacto urbanístico
La obra se realizará de forma que la instalación altere en lo mínimo posible
el paisaje urbanístico de la zona. Igualmente se cuidará de minimizar el
impacto sobre el tráfico siguiendo las directrices de los órganos competentes
en el Ayuntamiento.
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1.1.8 EQUIPO AUXILIAR
Dentro del edificio que alberga a la subestación, se dispondrá de un almacén
donde se tendrán los siguientes equipos:
Equipo general:
•
Un (1) equipo DILO de manejo de gas SF6
•
Un (1) detector de humedad
•
Un (1) aparato para medida de SF6 %
•
Un (1) aparato para medida de contenido de SO2
•
Un (1) manómetro de agua (preciso) para calibrado de equipos (patrón)
•
Un (1) manodensostato
•
Un (1) polímetro
Equipo para medición en posiciones de 132 kV:
•
Una (1) herramientas para abrir las válvulas de vaciado de gas
•
Un (1) equipo de medición de tiempos de operación en el interruptor y
para trazas las curvas de operación del mismo.
•
Una (1) herramienta para enclavar el interruptor en posición abierto.
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1. Memoria
Pág.86
1.1.9 CÓDIGOS Y NORMAS
1.1.9.1 Sistema de 132 Kv
- CEI 60 517:
Equipo encapsulado de aislamiento gaseoso de
tensión asignada igual os superior a 72.5 kV.
- CEI 60 480:
Guía para la verificación del gas SF6 tomado en el
equipamiento eléctrico.
- CEI 60 694:
Cláusulas comunes o equipos de conexión de Alta
Tensión y normas de aparamenta de control.
- CEI 60 056:
Interruptor Automático de AT para intensidad alterna.
- CEI 60 129:
Seccionador y seccionador de tierra de intensidad
alterna.
- CEI 60 185:
Transformador de intensidad.
- CEI 60 186:
Transformador de tensión.
- CEI 60 044:
Transformador de medida.
- CEI 60 376:
Especificación y aceptación de gas SF6 nuevo.
- CEI 60 270:
Medida de las descargas parciales.
- CEI 60 815:
Guía para la selección de los aisladores con
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1. Memoria
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respecto a las condiciones de contaminación.
- CEI 60 859:
Conexión de cables para aparamentas encapsuladas
para tensión igual o superior a 72.5 kV.
1.1.9.2 Transformador
IEC 76:
Power transformers
CEI 60 815:
Guía para la selección de aisladores respecto a las
condiciones de contaminación.
UNE-EN
Transformadores de potencia. Generalidades.
60076-1:
UNE-EN
Transformadores de potencia. Calentamiento.
60076-2:
UNE
20
101-3:
UNE
ensayos dieléctricos.
20
101-3-1:
UNE
110:
Transformadores de potencia. Niveles de aislamiento y
ensayos dieléctricos. Distancia de aislamiento en el aire.
20
105-1:
UNE
Transformadores de potencia. Niveles de aislamiento y
Transformadores de potencia. Aptitud para soportar
cortocircuitos.
20
Guía de carga para transformadores sumergidos de
aceite.
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1. Memoria
UNE
Pág.88
20
158:
UNE
de potencia.
20
175:
UNE
20
21
37
protección
proporcionados
por
las
Evaluación y clasificación térmica del aislamiento
Galvanizado en caliente. Características y métodos de
ensayos.
21
320:
UNE
de
eléctrico.
501:
UNE
Grados
envolventes.
305:
UNE
Sistema de pintado para transformadores de potencia,
acabado integral de pinturas epoxy-poliuretano.
324:
UNE
Marcado de los bornes y tomas de los transformadores
Prescripción para aceites nuevos para transformadores
de potencia.
48
Pinturas y barnices. Colores normalizados.
103:
UNE-EN 50
Accesorios para transformadores y reactancias. Equipo
216-10-1:
de refrigeración.
MIE-RAT
Condiciones Técnicas y Garantías de seguridad en
15:
subestaciones.
NI 06.00.01:
Aceites
minerales
aislantes
nuevos
para
transformadores e interruptores.
NI 56.10.00:
Cables unipolares sin cubierta para paneles y usos
similares.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
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UNE-EN 60
Determinación del nivel de ruido de los transformadores
551:
y reactancias.
Madrid, Junio 2005
Fdo. Pablo Jorge Fuentes
1.1.10 BIBLIOGRAFÍA
[MART98]
Martín José R., “Diseño de Subestaciones Eléctricas”, Mc
Graw Hill, 1998
[MINE96]
Ministerio de Industria y Energía (Miner), “Reglamento sobre
Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación”, Madrid
1996.
[IEEE86]
IEEE, “Guide for Safety in AC Substation Grounding”,1986
[HARP79]
Harper Enriquez G., “Elementos de diseño de Subestaciones
Eléctricas”, Limusa, México 1979.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
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1.2 CÁLCULOS
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Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
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ÍNDICE
Pag.
1.2.1CÁLCULO
DE
CORRIENTES
MÁXIMAS
EN
CONDICIONES
NOMINALES……………………………………………………………………..93
1.2.1.1 SISTEMA DE 132 KV……………………………………………….…93
1.2.1.1.1 Posiciones de línea………………………………………………………….………...93
1.2.1.1.2 Posición de acoplamiento y barras………………………………………………..…94
1.2.1.1.3 Posiciones de transformador………………………………………………….……...94
1.2.1.1.3 Selección de aparamenta…………………………………………………….……….95
1.2.1.2 SISTEMA DE 20 KV…………………………………………….…..…95
1.2.1.2.1 Posiciones de transformador, acoplamiento y barras………………………………95
1.2.1.2.2 Posiciones de salida de línea……………………………………………….………..95
1.2.1.2.3 Selección de aparamenta…………………………………………………….……….96
1.2.1.3 SERVICIOS AUXILIARES……………………………………………..96
1.2.1.3.1 Posición de 20 kV……………………………………………………………..………..96
1.2.3.2 Posición de baja tensión…………………………………………………….……………96
1.2.2 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO……………….98
1.2.2.1 SISTEMA DE 132 KV………………………………………….………..98
1.2.2.1.1 Cortocircuito tripolar en barras…………………………………………….…………..98
1.2.2.1.2 Cortocircuito bipolar en barras…………………………………………….………….99
1.2.2.1.3 Cortocircuito bipolar en barras con contacto a tierra………………….……..…….100
1.2.2.1.4 Cortocircuito unipolar a tierra………………………………………………..…….….101
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
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1.2.2.1.5 Resultados obtenidos………………………………………………………………..101
1.2.2.2 SISTEMA DE 20 kV…………………………………………………...102
1.2.3 CÁLCULO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA……………………104
1.2.3.1 REGLAMENTACIÓN………………………………………………….104
1.2.3.2 SUBESTACIÓN BLINDADA……………………………………….…105
1.2.3.2.1 Datos iniciales………………………………………………………………………...105
1.2.3.2.2 Corriente de puesta a tierra………………………………………………………….106
1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra………………………………………………………....107
1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla…………………………………………108
1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto…………………………………..109
1.2.3.3 SUBESTACIÓN CONVENCIONAL…………………………………..113
1.2.3.3.1 Datos iniciales…………………………………………………………………………113
1.2.3.3.2 Corriente de puesta a tierra………………………………………………………….114
1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra………………………………………………………….115
1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla……………………………..…………..116
1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto………………………….……….117
1.2.4 CÁLCULOS ECONÓMICOS………………………………………..….121
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
1.2.1
Pág.93
CÁLCULO
DE
CORRIENTES
MÁXIMAS
EN
CONDICIONES NOMINALES
1.2.1.1 SISTEMA DE 132 KV
1.2.1.1.1 Posiciones de línea
Las posiciones de línea deberán soportar como máximo la capacidad de las
líneas de alimentación de la subestación.
Según datos facilitados por la compañía suministradora, las líneas que
integran la subestación objeto de este proyecto tienen una carga máxima de
100 MVA para el caso de la primera línea, y de 80 MVA para el caso de la
segunda línea. Sus capacidades son de 1050 A y de 666 A respectivamente.
Las intensidades que circularán por ellas serán:
I 1ª línea,132 =
I 2 ªlínea ,132 =
S
3 * U 132
=
S
3 * U 132
=
100 ∗ 10 6
= 437,38 A
3 * 132 * 10 3
80 ∗ 10 6
3 *132 *10 3
= 349,90 A
A los valores de intensidad obtenidos se les sumará la intensidad de
consumo aguas abajo, que está dada por la intensidad nominal del
transformador de potencia:
I trafo ,132 =
S trafo
3 * U 132
=
40 ∗ 10 6
3 *132 *10 3
= 174,95 A
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1. Memoria
Pág.94
Lo que da un total de
I linea ,132 = I 1ª línea ,132 + I trafo = 437,38 + 174,95 = 612,33 A
I linea ,132 = I 2 ªlínea + I trafo = 349,90 + 174,95 = 524,85 A
Estos valores son inferiores a la capacidad de transporte de ambas líneas.
Al tener dichas líneas una capacidad mayor a los consumos, quedan
cubiertos los aumentos de demanda en la población proyectada.
1.2.1.1.2 Posición de acoplamiento y barras
La intensidad máxima que puede circular por el embarrado y el acoplamiento
será la suma de las intensidades máximas admisibles que circularán por las
líneas de entrada a la subestación.
Esto es: 666+1050=1716 A.
1.2.1.1.3 Posiciones de transformador
Las posiciones de transformador tendrán que soportar la corriente nominal
del transformador, más un 20 %.
I max = 1,2 ⋅
Sn
3 ⋅U n
= 1,2 ⋅
40000
3 ⋅ 132
= 209,95 A
Esta intensidad máxima es válida para los dos transformadores ya que
poseen idénticas características.
Por otra parte, este valor es inferior a los 666 A de capacidad que posee la
línea de menor capacidad que alimenta a la subestación.
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1.2.1.1.3 Selección de aparamenta
Para las posiciones de línea, acoplamiento de barras y transformador, se
selecciona la aparamenta de 132 kV y de 2000 A de corriente nominal, valor
estándar superior a lamáxima prevista.
Estos valores nos permitirán realizar futuras ampliaciones en la subestación,
sin necesidad de cambiar la aparamenta.
El disparo de los interruptores para la intensidad máxima admisible de la
línea se regulará mediante los correspondientes relés.
1.2.1.2 SISTEMA DE 20 KV
1.2.1.2.1 Posiciones de transformador, acoplamiento y barras.
Deberán soportar la corriente nominal del transformador, más un 20 %
I max = 1,2 ⋅
Sn
3 ⋅U n
= 1,2 ⋅
40000
3 ⋅ 20
= 1385,64 A
Al igual que en el caso de las posiciones de transformador del lado de alta,
en las dos posiciones de transformador del lado de media tensión la
intensidad máxima será la misma, puesto que los transformadores tienen
iguales características.
1.2.1.2.2 Posiciones de salida de línea
Tendrán que soportar la capacidad de salida de línea, 580 A.
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1.2.1.2.3 Selección de aparamenta
•
Para las posiciones de transformador, acoplamiento y barras se
instalará aparamenta de 20 KV de 2500 A de corriente nominal.
•
Para las posiciones de salida de línea se instalará aparamenta de
20 kV y de 1250 A de corriente nominal.
1.2.1.3 SERVICIOS AUXILIARES
1.2.1.3.1 Posición de 20 kV
La posición de servicios auxiliares deberá soportar la corriente nominal del
transformador, más un 20 %.
La potencia del transformador será de 150 KVA, con lo que resulta:
I max = 1,2 ⋅
Sn
3 ⋅U n
= 1,2 ⋅
150
3 ⋅ 20
= 5,2 A
Este valor ha de ser inferior a la capacidad del cable de alimentación del
trafo.
Se selecciona aparamenta de iguales características que las anteriores, es
decir, 20 kV y 1250 A.
1.2.3.2 Posición de baja tensión
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.97
En el lado de baja tensión del transformador de servicios auxiliares
tendremos una tensión de 380V, la intensidad máxima se obtiene del mismo
modo que en el lado de media tensión:
I max = 1,2 ⋅
Sn
3 ⋅U n
= 1,2 ⋅
150000
3 ⋅ 380
= 273,48 A
Se selecciona aparamenta de iguales características que las anteriores, es
decir, 20 kV y 1250 A.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.98
1.2.2 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
Se estudiarán los posibles cortocircuitos en los sistemas de de 132 y de 20
kV para determinar las corrientes mínimas de dimensionado del sistema de
protecciones.
Según la compañía eléctrica, las líneas de alimentación disponen de las
siguientes características en el punto de alimentación de la subestación:
Potencia de cortocircuito trifásico:
3000 MVA.
Tiempo máximo de eliminación de falta: 0,25 s.
Impedancia homopolar:
0,8 x Impedancia directa.
1.2.2.1 SISTEMA DE 132 KV
En las redes con puesta a tierra rígida es necesario identificar en qué tipo de
cortocircuito se da el máximo valor de corriente, para ello se estudiarán los
distintos tipos de cortocircuito con objeto de identificar cual de ellos presenta
el caso más desfavorable. Los casos de estudio son los siguientes:
Cortocircuito tripolar.
Cortocircuito bipolar.
Cortocircuito bipolar con contacto a tierra.
Cortocircuito unipolar a tierra.
1.2.2.1.1 Cortocircuito tripolar en barras
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.99
El valor máximo de este tipo será el correspondiente a la potencia de
cortocircuito dada por la compañía, de este modo se obtiene la siguiente
intensidad de corto:
I cc =
S cc
3 ⋅U n
=
3000
3 ⋅ 132
= 13121,59 A
1.2.2.1.2 Cortocircuito bipolar en barras
En este caso se da un estado asimétrico de la intensidad de cortocircuito. No
será aplicable el circuito equivalente monofásico que rige cuando existe
simetría.
Para el estudio del cortocircuito bipolar sin contacto a tierra es necesario
considerar tres circuitos unipolares, a los cuales una vez aplicado el principio
de superposición, darán el valor real de la corriente de cortocircuito. Estos
circuitos son los denominados sistema directo, inverso y homopolar de la red
(d, i y o ).
Se trabajará en valores unitarios, tomando como valores base en el lado de
alta del transformador:
Ub = 132 kV
Sb = 40 MVA
Ib =
Sb
3 * Ub
=
40 ∗ 10 6
3 * 132 * 10 3
= 174,95 A
Se calculará el dipolo de Thévenin de la red en el punto del cortocircuito y a
la tensión nominal:
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.100
U th ,red = U 132, p.u . = 1
S cc , p.u . =
p.u.
S cc 3000
=
= 75 p.u
Sb
40
Z th ,red =
U 132 p.u .
S p.u .
2
=
1
≈ 0,0133 p.u.
75
Los valores de las impedancias directa e inversa son iguales y coinciden con
la impedancia Thèvenin anteriormente calculada. El valor de la impedancia
homopolar es facilitado por la compañía suministradora y vale el 80% del
valor de la impedancia directa.
Z D = Z I = Z th ,red = 0,0133 p.u
Z O = 0,8 * Z D = 0,0106 p.u.
La intensidad de cortocircuito bipolar sin contacto a tierra viene dada por la
siguiente expresión:
I cc.bipolar =
3 *U 132, p.u .
ZD + ZI
* Ib
Esto es:
I cc.bipolar =
3 *1
= 65,11 p.u
0,0133 + 0,0133
I cc.bipolar = 65,11 * Ib = 11391,81A
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.101
1.2.2.1.3 Cortocircuito bipolar en barras con contacto a tierra
La intensidad que se da en un cortocircuito bipolar con contacto a tierra,
directamente en magnitudes reales viene dada por la siguiente expresión:
I cc.bipolarT =
3 * U 132, p.u . * Z I
Z D * Z I + Z D * ZO + Z I * ZO
* Ib
Esto es:
I cc.bipolarT =
3 *1 * 0,0133
* 174,95 = 15213,04 A
0,0133 * 0,0133 + 0,0133 * 0,0106 + 0,0133 * 0,0106
1.2.2.1.4 Cortocircuito unipolar a tierra
La intensidad de cortocircuito unipolar a tierra viene dada por la siguiente
expresión:
I cc.unipolar =
3 * U 132, p.u .
Z D + Z I + ZO
* Ib
Esto es:
I cc.unipolar =
3 *1
* 174,95 = 14108,87 A
0,0133 + 0,0133 + 0,0106
1.2.2.1.5 Resultados obtenidos
Los valores obtenidos son los siguientes:
Icc, tripolar= 13121,59 A
Icc, bipolar= 11391,81 A
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1. Memoria
Pág.102
Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A
Icc, unipolar a tierra= 14108,87 A
El mayor valor lo da el cortocircuito bipolar con contacto a tierra, luego ese
valor será el que se tome para el diseño de la red de puesta a tierra.
Estos valores han de ser inferiores al poder de corte de la aparamenta
seleccionada.
1.2.2.2 SISTEMA DE 20 kV
Para el sistema de 20kV la red dispone de neutro aislado y la impedancia
homopolar es mucho mayor que las impedancias directa e inversa. Por tanto,
atendiendo a las expresiones de cálculo de las corrientes de corto, las
máximas corrientes de cortocircuito se dan siempre para el caso del
cortocircuito tripolar.
Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en 20kV hay que tener en
cuenta la impedancia de cortocircuito de los dos transformadores instalados.
Esta impedancia irá en serie con el equivalente Thèvenin calculado en el
apartado anterior. De la ficha técnica del transformador 132/ 20kV que se
instala, se obtiene que la impedancia de cortocircuito es del 9,5%. La
potencia nominal es de 40MVA (SB).
Seguiremos trabajando con valores en p.u. Así, la impedancia de
cortocircuito de los dos transformadores instalados es:
ZT1 = ZT2 = 0,095 p.u.
En el caso habitual de funcionamiento de la subestación, los dos
transformadores se encontrarán en funcionamiento, luego el valor de ZT que
encontraremos en el esquema será el paralelo de ZT1 y ZT2.
ZT = ZT1 // ZT2 = 0,0475 p.u.
Este será el caso mas desfavorable para el cálculo de la corriente de
cortocircuito, puesto que cuando sólo trabaje un transformador (por avería
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1. Memoria
Pág.103
del otro, mantenimiento, etc.) la impedancia que se pondrá en el esquema
será ZT =p.u, valor
que dará como resultado intensidades de corrientes
menores que en el caso de ZT = ZT1 // ZT2 .
La potencia de cortocircuito es:
s cc , pu =
U 132, p.u .
2
z eq
=
1
= 16,45 pu.
0,0133 + 0,0475
En magnitudes reales:
S cc = s cc ∗ S b = 16,45 ∗ 40 = 658 MVA.
La intensidad de cortocircuito será:
I cc.20 =
S cc.20
3 * U 20
=
658 *10 6
3 * 20 *10 3
= 18994,82 A
Este valor ha de ser inferior al poder de corte de la aparamenta instalada
para 20 kV.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.104
1.2.3 CÁLCULO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA
En este apartado se calcularán las instalaciones de puesta a tierra de las dos
subestaciones, blindada y convencional.
El objetivo de la malla de tierra es aportar una vía de salida a las
intensidades de falta que aparezcan durante un cortocircuito provocado por
cualquier situación de fallo en el sistema. Se deberá diseñar de tal modo que
durante ese proceso no aparezcan tensiones que pongan en peligro a las
personas que se puedan encontrar en la instalación o sus alrededores en el
momento de la falta. Tendrá también una función de protección de los
equipos instalados, limitando las sobretensiones que puedan aparecer.
El electrodo de puesta a tierra está formado por una malla conductora
enterrada bajo la superficie de la subestación. Esta malla está formada por
cables desnudos, soldados en sus cruces para formar un electrodo
rectangular de mallas cuadradas. La malla que constituye el electrodo de
tierra se realiza con el mismo cable que las líneas de tierra. El circuito de
tierras debe ser continuo, sin interruptores ni fusibles que lo puedan abrir, por
eso las soldaduras y uniones que se le apliquen deben soportar las
intensidades de falta sin sufrir alteraciones.
Se utilizará cobre como material del electrodo debido a su resistencia a la
corrosión y la dificultad de establecer un mantenimiento para la malla de
tierra.
1.2.3.1 REGLAMENTACIÓN
Los cálculos se realizarán en base al método que figura en el I.E.E.E. GUIDE
FOR SAFETY IN AC SUBSTATION GROUNDING, edición 1986, y de
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.105
acuerdo con la Instrucción Técnica Complementaria MIE-RAT 13 del
Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de
Transformación.
Después de construida la instalación de tierra se harán las comprobaciones
y verificaciones precisas “in situ” y se realizarán los cambios necesarios para
que se cumpla la citada instrucción.
1.2.3.2 SUBESTACIÓN BLINDADA
1.2.3.2.1 Datos iniciales
Para el cálculo de la red de tierra se parte de los siguientes datos:
Datos del terreno.
Resistividad del terreno, ρ = 90 Ω.m.
Resistividad en el interior del edificio, ρs =3000 Ω.m.
Espesor de la capa superficial, hs = 0,1 m.
Datos generales.
Frecuencia, f = 50 Hz.
Temperatura ambiente, Ta = 35 ºC.
Tiempo de despeje de la falta, tf = 0,25 s.
Datos geométricos.
•
Picas:
Número de picas, np = 30.
Diámetro de las picas, dp = 16 mm.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.106
Longitud media de las picas, Lp = 2 m.
Profundidad de la malla, h = 1,5 m.
•
Malla rectangular:
Lado mayor, LM = 30 m.
Lado menor, Lm = 20 m.
Número de conductores paralelos al lado mayor, nM = 16.
Número de conductores paralelos al lado menor, nm = 12.
Longitud de conductor enterrado, L = 720m.
Datos de los conductores.
Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia,
αr = 0,00393 ºC-1
Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de 0 ºC,
α0 = 0,00427 ºC-1.
Resistividad conductores, ρc =1,72 ∗ 10-6 Ω.cm.
Factor de capacidad térmica, TCAP = 3,42 J/cm3 . ºC.
Temperatura máxima permisible, Tm = 200 ºC.
Diámetro del conductor dc = 12,4mm
1.2.3.2.2 Corriente de puesta a tierra
Intensidad de defecto Id:
La corriente a considerar para el cálculo de la red de puesta a tierra será la
corriente de cortocircuito más desfavorable de las obtenidas con anterioridad.
Esto es Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A
Id=15213,04 A
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1. Memoria
Pág.107
Intensidad de malla Im:
La intensidad Im incluirá el efecto de la componente asimétrica ( en el caso de
la más desfavorable) durante el período subtransitorio.
Se determina una intensidad simétrica equivalente Im, multiplicando Id por un
coeficiente Df, que se define como:
t
Df = 1+ a
tf
−2⋅t f


⋅ 1 − e ta



 = 1,062


Donde:
ta = 0,032 s.
tf = 0,25 s.
Con lo cual se obtiene:
Im = Id ⋅ D f = 16156,25A
Intensidad de puesta a tierra Ipt:
Según el apartado 5. de la MIE RAT-13, se considera a efectos de tensiones
aplicadas de paso y contacto, el 70% de la intensidad de corriente de puesta
a tierra, teniendo en cuenta que la instalación es de más de 100kV.
Su valor es:
Ig = 0,7 * I m = 0,7 * 16156,25 = 11309,375 A
1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra
El electrodo de puesta a tierra consistirá en una malla de cobre desnudo de
aproximadamente 2 m. x 1,81 m. de retícula. Estará enterrada a una
profundidad de 1,5m, estando las uniones entre cables realizadas mediante
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.108
soldadura aluminotérmica con objeto de minimizar los defectos y dotar de
gran consistencia a la unión.
Las estructuras soporte y resto de los elementos dejarán previstos bucles en
el cable de cobre de la malla para conectarse al electrodo. En el caso de
estructuras se realizará la derivación de dicho cable a una pletina de cobre
de 80mm. x 10 mm. a través de una pieza de conexión adecuada para subir
por la misma hasta el tornillo o puesta a tierra del aparato.
Una sección típica del electrodo de tierra suele ser de 120 mm2
, se
comprobará a continuación que esta sección cumple con las especificaciones
detalladas en el punto 3.1 de la MIE RAT 13.
Se considerará la intensidad de la malla y una duración de defecto de 0,25
segundos. De lo que se obtiene :
S electrod =
Im
16156,25
=
= 84,15mm 2
160 *1,2 160 *1,2
Con lo que la sección mínima sería de 84,15 mm2 ,así pues al ser menor que
120 mm2 podremos utilizar S=120 mm2 de tal modo que quede
sobredimensionado, dando así un cierto margen para que el electrodo se
encuentre holgado en sus condiciones de trabajo y presente una durabilidad
máxima.
1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla
Según el MIE-RAT 13, el cálculo de la resistencia a tierra de la malla
diseñada se obtendrá del siguiente modo:
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
R pt =
Pág.109
ρ
4
·
π
A
+
ρ
L
1


1
1

R pt = ρ ·  +
· 1 +
20 · A  1 + h · 20 / A 
 L
si h < 0.25 m
si 0.25 < h < 2.5 m
Rpt: Resistencia a tierra de la malla en Ω.
ρ: Resistividad del terreno en Ω·m
A: Área de extensión de la malla de tierra en m2
L: Longitud de cable enterrado para formar la malla en m
h: Profundidad de enterramiento de la malla de tierra en m
A =600 m2
ρ=90 Ω.m
L =720m
h =1,5m
Con lo que resulta una resistencia, Rpt =1,592 Ω
La caída de tensión que se dará en la malla de tierra es de :
Upt = Im × Rpt = 16156,25 × 1,592= 25720 V
1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto
La tensión de paso Es resultante es la que aparece entre la superficie sobre
la esquina de la red y 1 m de distancia en dirección diagonal y hacia fuera de
la misma. Éste es el punto de mayor gradiente de tensiones y, por lo tanto, el
más desfavorable. Se puede definir como la parte de la tensión a tierra que
puede ser puenteada por un ser humano entre los dos pies, considerándose
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.110
el paso de una longitud de un metro. Esta tensión es prácticamente igual al
gradiente de potencial en un punto del terreno.
La tensión de contacto Em resultante es la diferencia entre el potencial del
electrodo de tierra y del centro de una cuadrícula que ocupa la esquina.
Aunque la distancia del centro de la cuadrícula al electrodo sea mayor de lo
que puede abarcar un hombre, se considera como punto más desfavorable
por ser la cuadrícula con mayores diferencias de tensión y porque pueda
haber estructuras que acerquen la tensión del electrodo de tierra a esta
posición donde una persona podría tener contacto con ella. Puede ser
definida como la fracción de la tensión de puesta a tierra que puede ser
puenteada por una persona entre la mano y el pie (considerando un metro) o
entre ambas manos.
Cálculos teóricos de las tensiones:
Tensión de contacto
Tensión de paso
Em = ρ ∗ Km ∗ Ki ∗
Es = ρ ∗ Ks ∗ Ki ∗
Ig
L
Ig
L
Donde:
Ig = Corriente disipada a través de la malla:
L = Longitud del conductor enterrado: 720 m.
ρ = Resistividad del terreno natural: 90 Ω m.
Km =
1
2 ⋅π
  D2
( D + 2 ⋅ h )2 − h
+
1n
8 ⋅ D ⋅ dc
4 ⋅ dc
  16 ⋅ h ⋅ d c

 K ii
8
+
 K ⋅ 1n π ⋅ (2 ⋅ n − 1) 

h

Ki = 0, 656 + 0,172n
Ks =
(
1 1
1
1
+
+ 1 − 0,5 n − 2

π 2 ⋅ h D + h D
) si0,25m ≤ h ≤ 2,5m.

Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.111
Donde:
h=Profundidad de la malla = 1,5 m.
D =Separación entre conductores paralelos = 1,81 m.
n =Número de conductores paralelos a una dirección = 16
d =Diámetro del conductor = 0,01236 m (S =120mm2)
Kii =
1
= 0,648
( 2n) 2 / n
K h= 1 + h / ho = 1 + 1,5 / 1 = 1,581
ho = 1
En este caso los conductores paralelos a los lados mayor y menor (nM y nm)
son diferentes, con lo cual se adopta el siguiente criterio:
•
para el cálculo de la tensión de paso (Coeficientes Ki y Ks) se toma el
mayor.
•
para el cálculo de la tensión de contacto (Coeficientes Ki y Km) se
toma la media geométrica.
n = n M ⋅ nm
Se obtienen pues los siguientes valores para los coefiecientes en cuestión:
Km = 0,591 (n =14,7)
Kim = 3,184 (n =14,7)
Kis = 3,408
Ks = 0,378
Las tensiones teóricas de contacto y de paso quedan:
Em = 90 x0,591x3,408 x
11309,375
= 2847,31V .
720
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.112
Es = 90 x0,378 x3,408 x
11309,375
= 1821,13V .
720
Tensiones de paso y de contacto admisibles:
Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles se fijan con las
siguientes expresiones recogidas en el MIE-RAT 13:
•
Tensión de paso:
Es = Vp =
•
6ρ s 
10 K 
1+

n 
. 
t  1000
Tensión de contacto:
Em = Vc =
K  1,5ρ s 
1 +


.
t n  1000
Donde:
t = duración de la falta en segundos =0,25 s
K =72 y n =1 para tiempos inferiores a 0,9 s
ρs = resistividad superficial
Para el terreno en el interior del edificio se considerará una resistividad de
3000 Ω⋅m
De donde quedan los siguientes valores:
Vc =
72  1,5 x3000 
1 +
 = 1584V
0,25 
1.000 
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Vp =
Pág.113
10 x72  6 x3000 
 = 54720V
1 +
0,25 
1.000 
La tensión de contacto Vc no cumple con la norma, se aumentará la
resistividad superficial el doble. Con lo que tendremos una nueva resistividad
superficial de 6000 Ω⋅m.
El nuevo valor de Vc = 2880 V que es mayor al obtenido teóricamente, con lo
cual es válido el diseño.
Ahora los límites obtenidos para las dos tensiones son superiores en cada
caso a los obtenidos de forma teórica de con los datos de la subestación,
luego el diseño realizado no supera los límites establecido por la norma.
De cualquier forma después de construida la instalación de tierra, deberán
realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones
de paso y contacto aplicadas tal como se indica en el MIE-RAT 13.
1.2.3.3 SUBESTACIÓN CONVENCIONAL
1.2.3.3.1 Datos iniciales
Para el cálculo de la red de tierra se parte de los siguientes datos:
Datos del terreno.
Resistividad del terreno, ρ = 90 Ω.m.
Resistividad de capa superficial con grava, ρ = 3000 Ω.m.
Espesor de la capa superficial, hs = 0,1 m.
Datos generales.
Frecuencia, f = 50 Hz.
Temperatura ambiente, Ta = 35 ºC.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.114
Tiempo de despeje de la falta, tf = 0,25 s.
Datos geométricos.
•
Picas:
Número de picas, np = 30.
Diámetro de las picas, dp = 16 mm.
Longitud media de las picas, Lp = 2 m.
Profundidad de la malla, h = 1,5 m.
•
Malla rectangular:
Lado mayor, LM = 75 m.
Lado menor, Lm = 53,125 m.
Número de conductores paralelos al lado mayor, nM = 9.
Número de conductores paralelos al lado menor, nm = 8.
Longitud de conductor enterrado, L = 1100m.
Datos de los conductores.
Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia,
αr = 0,00393 ºC-1
Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de 0 ºC,
α0 = 0,00427 ºC-1.
Resistividad conductores, ρc =1,72 ∗ 10-6 Ω.cm.
Factor de capacidad térmica, TCAP = 3,42 J/cm3 . ºC.
Temperatura máxima permisible, Tm = 200 ºC.
Diámetro del conductor dc = 12,4mm
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.115
1.2.3.3.2 Corriente de puesta a tierra
Intensidad de defecto Id:
La corriente a considerar para el cálculo de la red de puesta a tierra será la
corriente de cortocircuito más desfavorable de las obtenidas con anterioridad.
Esto es Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A
Id=15213,04 A
Intensidad de malla Im:
La intensidad Im incluirá el efecto de la componente asimétrica ( en el caso de
la más desfavorable) durante el período subtransitorio.
Se determina una intensidad simétrica equivalente Im, multiplicando Id por un
coeficiente Df, que se define como:
t
Df = 1+ a
tf
−2⋅t f

⋅ 1 − e t a



 = 1,062


Donde:
ta = 0,032 s.
tf = 0,25 s.
Con lo cual se obtiene:
Im = Id ⋅ D f = 16156,25A
Intensidad de puesta a tierra Ipt:
Según el apartado 5. de la MIE RAT-13, se considera a efectos de tensiones
aplicadas de paso y contacto, el 70% de la intensidad de corriente de puesta
a tierra, teniendo en cuenta que la instalación es de más de 100kV.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.116
Su valor es:
Ig = 0,7 * I m = 0,7 * 16156,25 = 11309,375 A
1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra
El electrodo de puesta a tierra consistirá en una malla de cobre desnudo de
aproximadamente 9,4 m. x 7,6 m. de retícula. Estará enterrada a una
profundidad de 1,5m, estando las uniones entre cables realizadas mediante
soldadura aluminotérmica con objeto de minimizar los defectos y dotar de
gran consistencia a la unión.
Las estructuras soporte y resto de los elementos dejarán previstos bucles en
el cable de cobre de la malla para conectarse al electrodo. En el caso de
estructuras se realizará la derivación de dicho cable a una pletina de cobre
de 80mm. x 10 mm. a través de una pieza de conexión adecuada para subir
por la misma hasta el tornillo o puesta a tierra del aparato.
Una sección típica del electrodo de tierra suele ser de 120 mm2 , se
comprobará a continuación que esta sección cumple con las especificaciones
detalladas en el punto 3.1 de la MIE RAT 13.
Se considerará la intensidad de la malla y una duración de defecto de 0,25
segundos. De lo que se obtiene :
S electrod =
Im
16156,25
=
= 84,15mm 2
160 *1,2 160 *1,2
Con lo que la sección mínima sería de 84,15 mm2 ,así pues al ser menor que
120 mm2 podremos utilizar S=120 mm2 de tal modo que quede
sobredimensionado, dando así un cierto margen para que el electrodo se
encuentre holgado en sus condiciones de trabajo y presente una durabilidad
máxima.
1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.117
Según el MIE-RAT 13, el cálculo de la resistencia a tierra de la malla
diseñada se obtendrá del siguiente modo:
R pt =
ρ
4
·
π
A
+
ρ
si h < 0.25 m
L
1


1
1

R pt = ρ ·  +
· 1 +
20 · A  1 + h · 20 / A 
 L
si 0.25 < h < 2.5 m
Rpt: Resistencia a tierra de la malla en Ω.
ρ: Resistividad del terreno en Ω·m
A: Área de extensión de la malla de tierra en m2
L: Longitud de cable enterrado para formar la malla en m
h: Profundidad de enterramiento de la malla de tierra en m
A =3986,25 m2
ρ=90 Ω.m
L =1100m
h =1,5m
Con lo que resulta una resistencia, Rpt =0,688 Ω
La caída de tensión que se dará en la malla de tierra es de :
Upt = Im × Rpt = 16156,25 × 0,688 = 11115,5 kV
1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto
Cálculos teóricos de las tensiones:
Tensión de contacto
Em = ρ ∗ Km ∗ Ki ∗
Ig
L
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Tensión de paso
Pág.118
Es = ρ ∗ Ks ∗ Ki ∗
Ig
L
Donde:
Ig = Corriente disipada a través de la malla:
L = Longitud del conductor enterrado: 1100 m.
ρ = Resistividad del terreno natural: 90 Ω m.
2
(
1   D2
D + 2 ⋅ h)
h

+
−
Km =
1n
2 ⋅ π   16 ⋅ h ⋅ d c
8 ⋅ D ⋅ dc
4 ⋅ dc

 K ii
8
+
⋅
1
n

 K
π ⋅ (2 ⋅ n − 1) 
h

Ki = 0, 656 + 0,172n
Ks =
1 1
1
1

+
+ (1 − 0,5 n − 2 ) si 0,25m ≤ h ≤ 2,5m.

π 2 ⋅ h D + h D

Donde:
H =Profundidad de la malla = 1,5 m.
D =Separación entre conductores paralelos = 9,4 m.
N =Número de conductores paralelos a una dirección = 9
d =Diámetro del conductor = 0,01236 m (S =120mm2)
Kii =
1
= 0,526
( 2n) 2 / n
K h= 1 + h / ho = 1 + 1,5 / 1 = 1,581
ho = 1
En este caso los conductores paralelos a los lados mayor y menor (nM y nm)
son diferentes, con lo cual se adopta el siguiente criterio:
•
para el cálculo de la tensión de paso (Coeficientes Ki y Ks) se toma el
mayor.
•
para el cálculo de la tensión de contacto (Coeficientes Ki y Km) se
toma la media geométrica.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.119
n = n M ⋅ nm
Se obtienen pues los siguientes valores para los coefiecientes en cuestión:
Km = 0,713
Kim = 2,211 (n =8,48)
Ks = 0,169
Kim = 2,204
Las tensiones teóricas de contacto y de paso quedan:
Em = 90 x0,713x 2,211x
Es = 90 x0,169 x 2,204 x
11309,375
= 1458,70V .
1100
11309,375
= 344,66V .
1100
Tensiones de paso y de contacto admisibles:
Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles se fijan con las
siguientes expresiones recogidas en el MIE-RAT 13:
•
Tensión de paso:
Es = Vp =
•
6ρ s 
10 K 
1+

n 
. 
t  1000
Tensión de contacto:
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Em = Vc =
Pág.120
K  1,5ρ s 

1 +

.
t n  1000
Donde:
t = duración de la falta en segundos =0,25 s
K =72 y n =1 para tiempos inferiores a 0,9 s
ρs = 3000 resistividad superficial
Nota: se considera la adición de grava a la superficie para aumentar la
resistividad superficial debido a que sin la misma no se cumplen las valores
mínimos de tensiones de contacto y de paso.
De donde quedan los siguientes valores:
Vc =
72  1,5 x3000 
 = 1584V
1 +
1.000 
0,25 
Vp =
10 x72  6 x3000 
 = 54720V
1 +
1.000 
0,25 
Los límites obtenidos para las dos tensiones son superiores en cada caso a
los obtenidos de forma teórica de con los datos de la subestación, luego el
diseño realizado no supera los límites establecido por la norma.
De cualquier forma después de construida la instalación de tierra, deberán
realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones
de paso y contacto aplicadas tal como se indica en el MIE-RAT 13.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.121
1.2.4 CÁLCULOS ECONÓMICOS
Se procede a continuación a mostrar los cálculos del precio final de cada
subestación en función de su ubicación.
Los cálculos se han obtenido mediante hoja de cálculo, mostrando
gráficamente los resultados obtenidos.
Se ha partido de los precios desarrollados en el apartado de presupuestos,
fijando como una constante el valor del precio electromecánico de cada
subestación, la obra civil y los costes de mantenimiento para un horizonte de
25 años. Y trabajando como variable con el precio del terreno destinado a la
ubicación de la instalación.
Los cálculos están realizados para una serie de zonas características de la
provincia en cuestión, de las cuales se han buscado los rangos de precio de
suelo de los que disponen:
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.122
Núcleos
urbanos
Prec. max.(€)
VIGO
6000
PONTEVEDRA
5389
VILLAGARCÍA
6000
SANXENXO
6100
RURAL A
3000
RURAL B
10
Prec.
Medio(€)
4790
3892
4191
4491
1200
8
Prec. min.(€)
3000
2395
1796
2000
200
5
Presupuestos con costes de mantenimiento de las instalaciones sin incluir el
precio del suelo:
Presupuesto Blindada
4.026.853 €
PresupuestoConvencional 2.669.941,70 €
VIGO
PT(€/m2)
6000
5750
5500
5250
5000
4790
4500
4250
4000
3750
3500
3250
3000
PTc(€)
24000000
23000000
22000000
21000000
20000000
19160000
18000000
17000000
16000000
15000000
14000000
13000000
12000000
PTb(€)
4500000
4312500
4125000
3937500
3750000
3592500
3375000
3187500
3000000
2812500
2625000
2437500
2250000
Coste
Convencional(€)
26669941,7
25669941,7
24669941,7
23669941,7
22669941,7
21829941,7
20669941,7
19669941,7
18669941,7
17669941,7
16669941,7
15669941,7
14669941,7
Coste
blindada(€)
8526853
8339353
8151853
7964353
7776853
7619353
7401853
7214353
7026853
6839353
6651853
6464353
6276853
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.123
VIGO
Coste final de la subest
30000000
25000000
20000000
PT(€/m2)
Coste Convencional (€)
15000000
Coste blindada (€)
10000000
5000000
0
1 2
3
4 5
6
7 8
9 10 11 12 13
Precio de suelo en orden decreciente
PONTEVEDRA
PT(€/m2)
5389
5000
4750
4500
4250
4000
3892
3500
3250
3000
2750
2500
2395
PTc(€)
21556000
20000000
19000000
18000000
17000000
16000000
15568000
14000000
13000000
12000000
11000000
10000000
9580000
PTb(€)
4041750
3750000
3562500
3375000
3187500
3000000
2919000
2625000
2437500
2250000
2062500
1875000
1796250
Coste
Convencional(€)
24225941,7
22669941,7
21669941,7
20669941,7
19669941,7
18669941,7
18237941,7
16669941,7
15669941,7
14669941,7
13669941,7
12669941,7
12249941,7
Coste
blindada(€)
8068603
7776853
7589353
7401853
7214353
7026853
6945853
6651853
6464353
6276853
6089353
5901853
5823103
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.124
PONTEVEDRA
30000000
Coste final Subesta
25000000
20000000
PT(€/m2)
Coste Convencional (€)
15000000
Coste blindada(€)
10000000
5000000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13
Valor del suelo decreciente
VILLAGARCÍA
PT(€/m2)
6000
5500
5000
4500
4191
3750
3500
3000
2750
2500
2250
2000
1796
PTc(€)
24000000
22000000
20000000
18000000
16764000
15000000
14000000
12000000
11000000
10000000
9000000
8000000
7184000
PTb(€)
4500000
4125000
3750000
3375000
3143250
2812500
2625000
2250000
2062500
1875000
1687500
1500000
1347000
Coste
Convencional(€)
26669941,7
24669941,7
22669941,7
20669941,7
19433941,7
17669941,7
16669941,7
14669941,7
13669941,7
12669941,7
11669941,7
10669941,7
9853941,7
Coste
blindada(€)
8526853
8151853
7776853
7401853
7170103
6839353
6651853
6276853
6089353
5901853
5714353
5526853
5373853
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.125
VILLAGARCÍA
30000000
Coste final subesta
25000000
20000000
PT(€/m2)
Coste Convencional (€)
15000000
Coste blindada(€)
10000000
5000000
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Valor del suelo decreciente
RURAL A
PT(€/m2)
3000
2750
2500
2250
2000
1750
1500
1200
1000
750
500
250
200
PTc(€)
12000000
11000000
10000000
9000000
8000000
7000000
6000000
4800000
4000000
3000000
2000000
1000000
800000
PTb(€)
2250000
2062500
1875000
1687500
1500000
1312500
1125000
900000
750000
562500
375000
187500
150000
Coste
Convencional(€)
14669941,7
13669941,7
12669941,7
11669941,7
10669941,7
9669941,7
8669941,7
7469941,7
6669941,7
5669941,7
4669941,7
3669941,7
3469941,7
Coste
blindada(€)
6276853
6089353
5901853
5714353
5526853
5339353
5151853
4926853
4776853
4589353
4401853
4214353
4176853
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.126
RURAL A
16000000
Coste final Subesta
14000000
12000000
10000000
PT(€/m2)
8000000
Coste Convencional (€)
Coste blindada(€)
6000000
4000000
2000000
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Valor del suelo decreciente
RURAL B
PT(€/m2)
10
9
8
7
6
5
PTc(€)
40000
36000
32000
28000
24000
20000
PTb(€)
7500
6750
6000
5250
4500
3750
Coste
Convencional(€)
2709941,7
2705941,7
2701941,7
2697941,7
2693941,7
2689941,7
Coste
blindada(€)
4034353
4033603
4032853
4032103
4031353
4030603
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.127
RURAL B
4500000
Coste final subesta
4000000
3500000
3000000
Serie1
2500000
Serie2
Serie3
2000000
1500000
1000000
500000
0
1
2
3
4
5
6
Valor del suelo decreciente
Los resultados obtenidos son comentados en el documento 1.3 Estudio
Económico.
Madrid, Junio 2005
Fdo. Pablo Jorge Fuentes
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
1.3 ESTUDIO ECONÓMICO
Pág.128
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.129
ÍNDICE
Pag.
1.3.1 INTRODUCCIÓN................................................................................129
1.3.2 VARIABLES A TENER EN CUENTA EN EL ESTUDIO…………......131
1.3.3 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN EL PRECIO FINAL………..134
1.3.4 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA PONDERACIÓN DE
VARIABLES………………………………………………………………………142
1.3.4.1 Aplicación al caso del presente proyecto……………………………..144
1.3.5 CONCLUSIÓN FINAL…………………………………………………….146
1.3.1 INTRODUCCIÓN
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.130
El cometido final del presente proyecto es analizar la idoneidad a la hora de
implantar una subestación eléctrica en un determinado emplazamiento donde
sea requerida.
En este caso se trata de una subestación transformadora de distribución, que
transforma la tensión de reparto en una tensión de distribución, destinada a
dar cobertura a la demanda concreta de una población.
La decisión de la construcción de una nueva subestación transformadora de
distribución obedecerá a diversos motivos. Puede ser requerida debido a un
aumento de la demanda de potencia eléctrica en una ciudad o núcleo
urbano, también se puede proyectar una subestación eléctrica destinada a
dar suministro eléctrico a una nueva urbanización o barrio de nueva
construcción. Otra posibilidad es la de sustitución de una subestación antigua
por una nueva debido a circunstancias de límites de capacidad o por
deterioro de las instalaciones debido al paso del tiempo. También se
proyectan subestaciones destinadas únicamente a dar cobertura a núcleos
industriales que requieran unas determinadas condiciones de suministro de
potencia.
En este caso se analiza la planificación de una subestación con objeto de dar
suministro a un nuevo núcleo urbano de futura construcción con una
estimación de demanda de 60MVA.
El primer aspecto a resolver para la construcción de la instalación, no es otro
que el de seleccionar el tipo de tecnología a aplicar en cuanto al aspecto
electromecánico se refiere. Para ello se analizan una serie de aspectos
relacionados con la rentabilidad de la instalación según la zona. Esto será lo
que se desarrolle en este apartado, es decir, determinar qué tipo de
instalación resultará óptima de implantar desde el punto de vista de la
rentabilidad y costes de explotación, fijando como referencia un horizonte de
25 años de operación, de tal modo que el estudio pueda detectar una cierta
sensibilidad al coste de los mantenimientos requeridos si se diese el caso.
El estudio se centra en las dos tecnologías utilizadas en la práctica totalidad
de las situaciones y que se han desarrollado técnicamente en el proyecto con
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.131
anterioridad: instalación convencional (AIS) e instalación blindada (GIS).
Cabe destacar otro tipo de instalaciones que se encuentran a caballo entre
las dos mencionadas; son la denominadas subestaciones híbridas o
compactas (CAIS), estas son menos utilizadas y actualmente se trabaja en
su desarrollo para que puedan llegar a ser competitivas y utilizadas como
habitual alternativa a los otros dos tipos. El presente proyecto no aborda este
tipo de subestación debido a que no suele ser una opción preferencial de las
compañías eléctricas su implantación.
Asimismo dicho estudio, pretende establecer un criterio de decisión general
basado en las características económicas que se presenten para cada
situación. Por otra parte se llevará a cabo otro estudio que incorporará la
influencia de otras variables de diversa índole y que puedan resultar
relevantes a la hora de la elección.
El documento pretende abarcar de un modo general una provincia entera que
presente la máxima variedad de situaciones geográficas y posibles
escenarios de construcción de una subestación, con objeto de dotar de un
carácter lo más general posible a las conclusiones obtenidas. La provincia
seleccionada es Pontevedra, ya que su variedad geográfica, características
climáticas, y diversidad de escenarios de posible necesidad de una
subestación la dotan de muy variadas situaciones. Un vez llevado a cabo le
desarrollo de los modelos de decisión se aplicará al caso concreto
mencionado con anterioridad, con demanda de 60 MVA.
1.3.2 VARIABLES A TENER EN CUENTA EN EL ESTUDIO
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.132
Para llevar a cabo los análisis propuestos serán objeto de estudio las
siguientes variables, que por sus características resultan disponer de un
grado de influencia determinante:
•
Presupuesto electromecánico de la instalación
•
Precio del terreno en el que se construirá la subestación
•
Precio de la obra civil
•
Costes de mantenimiento
•
Impacto ambiental
•
Condiciones geográficas
•
Condiciones climatológicas
•
Grado de aceptación de la población próxima a la subestación
Las cuatro primeras variables son dependientes únicamente del precio
asociado a las mismas, y serán las utilizadas para establecer un primer
criterio. Posteriormente se desarrollará otro modelo de decisión que pretende
incluir la influencia de las otras cuatro variables el la toma de decisión.
A continuación se describen dichas variables con objeto de fijar la idea de la
importancia de cada una sobre el proyecto general.
Presupuesto electromecánico de la instalación (PE)
El presupuesto electromecánico concierne al pecio de la instalación
electromecánica encargada de realizar la función propia de la subestación
(transformación de tensión), es decir, embarrados, interruptores,
seccionadores,
autoválvulas,
transformadores
(de
potencia), etc. tanto la parte de alta como la de media.
tensión,
corriente,
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.133
Las diferencias de precio entre un tipo de instalación y otro son bastante
considerables. Esta variable resulta bastante determinante a la hora de la
elección.
Precio del terreno en el que se construirá la subestación (PT)
Esta variable puede llegar a presentar unas oscilaciones realmente grandes,
se podría decir que junto con el PE es el factor más determinante y sobre el
que se centra la toma de decisión en la elección.
Dependiendo de este valor, se plantea la construcción de la instalación en un
determinado lugar.
El hecho de que entre las superficies requeridas para ambas instalaciones
exista una diferencia tan grande (dependiendo del caso, pero una situación
típica podría ser que la instalación GIS requiriera el 10% de la superficie
requerida por una subestación AIS, para las mismas condiciones de
operación, por lo que el precio del m2 resulta vital para la viabilidad
presupuestaria del proyecto), hace que el precio del suelo haya de ser
considerado y estudiado con especial atención e influirá considerablemente
en la elección de la tecnología a aplicar en la subestación.
Precio de la obra civil (POC)
Esta variable concierne a lo que cuesta realizar la obra civil para la
instalación electromecánica, salas de control, almacén, aseos, drenaje de
aguas, instalación hidráulica.
Existen diferencias entre los dos tipos, debidas a que las necesidades y
disposición de las instalaciones son diferentes, pero no resultan tan grandes
como en las variables mencionadas con anterioridad y su relevancia e
influencia será menor.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.134
Costes de mantenimiento (CM)
En esta variable se incluirán lo que cueste el mantenimiento de cada una de
las instalaciones durante 25 años, de tal modo que se dote de una cierta
relevancia económica a la explotación de la instalación y así incluir todos los
costes de forma más completa y con perspectivas globales de futuro, ya que
el mantenimiento de las instalaciones difiere considerablemente de una a
otra (fundamentalmente debido a la periodicidad y fiabilidad de las
instalaciones) y consecuentemente el coste asociado.
Impacto ambiental (IA)
Esta variable será ponderada en el segundo modelo que se planteará para
ambos tipos, de tal modo que se incluya la importancia de las consecuencias
para el medioambiente que pueda tener la implantación de una subestación
en una determinada zona.
Condiciones geográficas (CG)
Esta variable se ponderará con un valor en función de la geografía del
terreno o de la zona, teniendo en cuenta sobre todo la accesibilidad, el tipo
de suelo, tipo de orografía y proximidad del mar.
Condiciones climatológicas (CC)
Esta variable también será ponderada de tal modo que el clima de la zona
tenga una cierta influencia en la elección del tipo de subestación, plasmando
la conveniencia de un caso u otro según qué condiciones meteorológicas.
Grado de aceptación de la población próxima a la subestación
En este caso se pretende involucrar a la población próxima a la subestación,
previendo un posible rechazo, por lo general a la instalación convencional.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.135
1.3.3 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN EL PRECIO FINAL
En este caso se tomarán como variables de trabajo:
•
Presupuesto electromecánico de la instalación (PE)
•
Precio del terreno en el que se construirá la subestación (PT)
•
Precio de la obra civil (POC)
•
Costes de mantenimiento (CM)
Partiendo de la base de que el estudio se centra en la comparativa
económica de las subestaciones bajo las mismas condiciones de suministro
de potencia, tensiones y datos de red, para una situación donde estos datos
se hayan fijado, el concepto variable será el precio del terreno, ya que las
otras tres características serán las mismas para cada tipo de subestación en
cualquier caso, si bien podrían existir diferencias en el precio de la obra civil
según las condiciones de construcción, serán prácticamente despreciables
frente al coste total y no se tendrán en cuenta.
Así, para la implantación de una subestación convencional, tendremos el
coste total para su construcción en un determinado emplazamiento como:
Coste = PEc + POCc + CMc + PTc.
Donde PTc = PT × Superficie convencional.
Del mismo modo para la instalación blindada tendremos:
Coste = PEb + POCb + CMb + PTb.
Donde PTb = PT × Superficie blindada.
Se compararán pues, ambos costes y se determinará así la instalación más
rentable.
Se aplicará esta expresión, a la extensión de la provincia de Pontevedra
como se ha dicho con anterioridad, en función de los distintos precios del
terreno.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.136
Datos fijos
Los siguientes valores se encuentran calculados en los apartados 4.1 y 4. 2
del documento 4 Presupuestos.
Blindada:
•
PEb = 3672853 €
•
POCb = 304000 €
•
CMb = 50000 €
•
Superficie = 750 m2
Convencional:
•
PEc = 2415316,7 €
•
POCc = 174625 €
•
CMb = 80000 €
•
Superficie = 4000 m2
Datos variables
•
Precio del terreno
Se han recopilado los precios del terreno de las zonas características de la
provincia susceptibles de implantación de una subestación, dichos datos se
recogen en la siguiente tabla:
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.137
Núcleos
urbanos
VIGO
PONTEVEDRA
VILLAGARCÍA
SANXENXO
RURAL A
RURAL B
Prec.
max.(€)
6000
5389
6000
6100
1000
10
Prec.
Medio(€)
4790
3892
4191
4491
500
42
Prec. min.(€)
3000
2395
1796
2000
200
5
Donde el precio máximo representa en todos los casos el precio por m2 que
se da en el casco urbano, el precio medio expresa una media ponderada
entre todos los precios que se dan en el núcleo en cuestión en función de la
superficie, y el precio mínimo corresponde al que se tiene en las afueras de
cada núcleo.
Los núcleos denominados “RURAL A” Y “RURAL B” conciernen a dos
ayuntamientos rurales tipo, situados tanto cerca de la costa como hacia el
interior y que abundan en la provincia.
A continuación se muestra la variación del precio de cada subestación bajo
las condiciones del presente proyecto, en cada uno de los núcleos
considerados, de tal modo que se observa la evolución del coste total en
función del pecio del m2.
En cada gráfica se reprendan los dos tipos de subestación, a fin de comparar
con facilidad las dos propuestas, las tablas asociadas muestran los valores
concretos de los dos tipos.
VIGO
Caso
PT(€/m2)
Coste
Convencional
(€)
Coste
blindada (€)
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.138
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
6000
5750
5500
5250
5000
4790
4500
4250
4000
3750
3500
3250
3000
26669941,7
25669941,7
24669941,7
23669941,7
22669941,7
21829941,7
20669941,7
19669941,7
18669941,7
17669941,7
16669941,7
15669941,7
14669941,7
8526853
8339353
8151853
7964353
7776853
7619353
7401853
7214353
7026853
6839353
6651853
6464353
6276853
VIGO
30000000
Coste final de la subesta
25000000
20000000
PT(€/m2)
15000000
Coste Convencional (€)
Coste blindada (€)
10000000
5000000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13
Precio de suelo en orden decreciente
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.139
En este caso resulta evidente la necesidad de implantación de subestación
interior, ya que las diferencias de precio final son demasiado elevadas para
cualquier zona estudiada.
PONTEVEDRA
Caso
Coste
Convencional
(€)
24225941,7
22669941,7
21669941,7
20669941,7
19669941,7
18669941,7
18237941,7
16669941,7
15669941,7
14669941,7
13669941,7
12669941,7
12249941,7
PT(€/m2)
5389
5000
4750
4500
4250
4000
3892
3500
3250
3000
2750
2500
2395
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Coste
blindada(€)
8068603
7776853
7589353
7401853
7214353
7026853
6945853
6651853
6464353
6276853
6089353
5901853
5823103
PONTEVEDRA
30000000
Coste final Subesta
25000000
20000000
PT(€/m2)
Coste Convencional (€)
15000000
Coste blindada(€)
10000000
5000000
0
1
2 3
4
5
6
7 8
9 10 11 12 13
Valor del suelo decreciente
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.140
Sucede lo mismo que en caso anterior, la instalación convencional no se
plantea.
VILLAGARCÍA
Caso
PT(€/m2)
6000
5500
5000
4500
4191
3750
3500
3000
2750
2500
2250
2000
1796
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Coste
Convencional
(€)
26669941,7
24669941,7
22669941,7
20669941,7
19433941,7
17669941,7
16669941,7
14669941,7
13669941,7
12669941,7
11669941,7
10669941,7
9853941,7
Coste
blindada(€)
8526853
8151853
7776853
7401853
7170103
6839353
6651853
6276853
6089353
5901853
5714353
5526853
5373853
VILLAGARCÍA
30000000
Coste final subesta
25000000
20000000
PT(€/m2)
15000000
Coste Convencional (€)
Coste blindada(€)
10000000
5000000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13
Valor del suelo decreciente
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.141
El caso es el mismo que el estudiado en los núcleos urbanos estudiados
hasta el momento.
RURAL A
Caso
PT(€/m2)
3000
2750
2500
2250
2000
1750
1500
1200
1000
750
500
250
200
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Coste
Convencional
(€)
14669941,7
13669941,7
12669941,7
11669941,7
10669941,7
9669941,7
8669941,7
7469941,7
6669941,7
5669941,7
4669941,7
3669941,7
3469941,7
Coste
blindada(€)
6276853
6089353
5901853
5714353
5526853
5339353
5151853
4926853
4776853
4589353
4401853
4214353
4176853
RURAL A
16000000
Coste final Subesta
14000000
12000000
10000000
PT(€/m2)
Coste Convencional (€)
8000000
Coste blindada(€)
6000000
4000000
2000000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13
Valor del suelo decreciente
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.142
En este caso se observa que para la situación objeto de estudio, en el caso
de que el precio del terreno disminuya de 500 €/m2, pudiera resultar más
rentable implantar una instalación intemperie antes que una interior, o al
menos igual de costoso.
Una vez que el precio disminuye por debajo de los 250 €/m2, ya se considera
con firmeza la solución de instalación intemperie.
RURAL B
Caso
PT(€/m2)
10
9
8
7
6
5
1
2
3
4
5
6
Coste
Convencional
(€)
2709941,7
2705941,7
2701941,7
2697941,7
2693941,7
2689941,7
Coste
blindada(€)
4034353
4033603
4032853
4032103
4031353
4030603
RURAL B
4500000
4000000
Coste final subesta
3500000
3000000
Serie1
2500000
Serie2
2000000
Serie3
1500000
1000000
500000
0
1
2
3
4
5
6
Valor del suelo decreciente
En este caso resulta a todas luces conveniente la implantación de
subestación intemperie debido a la diferencia de coste favorable a esta
instalación en este tipo de terrenos.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.143
1.3.4 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA PONDERACIÓN DE
VARIABLES
Este análisis surge para profundizar en el estudio de situaciones donde la
rentabilidad de la implantación de ambos modelos de subestación es similar
y no está determinado con claridad el modelo óptimo a implantar, como se ha
podido comprobar en caso RURAL A del apartado anterior. Así pues, lo que
aquí se pretende es establecer un modelo de decisión, sujeto a las
interpretaciones pertinentes que cada compañía suministradora considere.
Este estudio resultaría en vano para los casos donde la implantación de un
modelo se vea con claridad.
La estrategia adoptada será la de dar un valor a todas las variables citadas
en el apartado 1.6.2 en función de su importancia. De este modo la elección
de
la
subestación
presentará
sensibilidad
ante
impacto
ambiental,
condiciones geográficas, condiciones climatológicas y grado de aceptación
de la población próxima a la subestación.
Se obtendrá un valor resultante para las siguientes expresiones:
Convencional Æ Vconv. = Xc + Yc + Zc +Tc + Wc
Blindada Æ Vblind. = Xb + Yb + Zb +Tb + Wb
Donde:
Vi : es el valor que representa a cada subestación, y cuanto mayor sea más
inadecuada sería la implantación de la subestación en cuestión.
Xi : Representa el coste total de la subestación en cuestión, evaluado en el
apartado anterior, asignando a cada 50000 € la unidad.
Yi : Representa el impacto ambiental que provocará la subestación en el
entorno, teniendo en cuenta que cuanto más impacto, más medidas se
tendrán que adoptar para paliar los efectos. Se valorará de 0 a 3 según el
siguiente criterio:
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
•
0 Æ no existe impacto
•
1Æ impacto mínimo
•
2 Æ impacto medio
•
3 Æ impacto elevado
Pág.144
Estas características serán evaluadas por el pertinente estudio de impacto
que realice la empresa suministradora.
Zi : Representa las características geográficas de la zona en la que se
ubicará la subestación. Éstas podrán influir en el desarrollo de la obra
inmediato o a largo plazo, y serán evaluadas también de 0 a 3. Se tendrá en
cuenta el grado de polución de la zona, las características del suelo, la
orografía del terreno (escarpado, llano), la proximidad del mar (debido a la
corrosión que produce la salitre en el metal, etc. Se adopta el criterio:
•
0 Æ no influye la situación geográfica
•
1 Æ influencia mínima
•
2 Æ influencia media
•
3 Æ influencia máxima
Se calificará convenientemente según los criterios de la empresa.
Ti : Representa las condiciones climatológica habituales de la zona. Se
tendrá en cuenta la intensidad de los vientos, el nivel de lluvias, la frecuencia
de nevadas, las temperaturas máximas y mínimas. Se evaluará nuevamente
de 0 a 3 de menor influencia a mayor influencia sobre el modelo en cuestión:
•
0 Æ no existe influencia de las condiciones climátológicas
•
1 Æ influencia mínima
•
2 Æ influencia media
•
3 Æ influencia máxima
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.145
Wb : Representa el grado de aceptación de la gente con respecta a cada tipo
de instalación, se puede obtener a través de encuestas en los núcleos
próximos, en otras ubicaciones de iguales características ya existentes, o en
los futuros inquilinos de la urbanización.
Será evaluada de 0 a 2:
•
0 Æ la mayoría presenta una opinión indiferente
•
1 Æ la mayoría presenta una opinión negativa
•
2Æ la mayoría presenta una opinión muy negativa
Una vez obtenidos los resultados de Vconv. y Vblind. ,aquella instalación que
presente un valor más bajo será la más adecuada para la zona en cuestión.
1.3.4.1 Aplicación al caso del presente proyecto
Se estudiará el caso crítico de los obtenidos en el apartado 1.6.3, es decir
aquel en el que la diferencia entre los precios finales es la mínima, caso que
se da para el tipo de suelo denominado RURAL A, con precio de suelo 500
€/m2:
GIS
•
Xb = 88
•
Yb = 1; se considera un impacto mínimo.
•
Zb = 0; se considera que la situación geográfica no influye en la
instalación GIS.
•
Tb = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la
instalación GIS.
•
Wb = 1; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es reacia a
la implantación de un centro de este tipo.
•
Vb = 88 + 1 + 0 + 0 + 1 = 90
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.146
AIS
•
Xc = 93
•
Yc = 2; se considera un impacto medio.
•
Zc = 1; se considera que la situación geográfica influye debido a la
proximidad del mar y la posible corrosión en los elementos intemperie por
parte de la salitre del ambiente.
•
Tc = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la
instalación GIS.
•
Wc = 2; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es muy
negativa a la implantación de un centro de este tipo.
•
Vc = 93 + 2 + 1 + 0 + 2 = 98
CONCLUSIÓN
90<98 Æ SE ACONSEJA LA IMPLANTACIÓN DE SUBESTACIÓN GIS.
Análisis del segundo caso crítico, donde el precio del suelo es de 250 €/m2.
Se dispone de los siguientes datos:
GIS
•
Xb = 84
•
Yb = 1; se considera un impacto mínimo.
•
Zb = 0; se considera que la situación geográfica no influye en la
instalación GIS.
•
Tb = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la
instalación GIS.
•
Wb = 1; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es reacia a
la implantación de un centro de este tipo.
•
Vb = 84 + 1 + 0 + 0 + 1 = 86
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.147
AIS
•
Xc = 73
•
Yc = 2; se considera un impacto medio.
•
Zc = 1; se considera que la situación geográfica influye debido a la
proximidad del mar y la posible corrosión en los elementos intemperie por
parte de la salitre del ambiente.
•
Tc = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la
instalación GIS.
•
Wc = 2; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es muy
negativa a la implantación de un centro de este tipo.
•
Vc = 73 + 2 + 1 + 0 + 2 = 78
En este caso se aconsejaría la implantación de subestación AIS, si bien se
podía intuir el resultado debido a que la diferencia económica no resulta tan
estrecha como en al caso anterior.
1.3.5 CONCLUSIÓN FINAL
Para la situación del presente proyecto, donde se considera un suelo con un
precio de 500€/m2, propio de una zona próxima a la costa, pero alejada de
los núcleos urbanos ya existentes (Rural A), se decide implantar, según lo
estudiado, una subestación GIS de 132/20kV, capacitada para abastecer una
demanda de 60 MVA.
Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional.
1. Memoria
Pág.148
Madrid, Junio 2005
Fdo. Pablo Jorge Fuentes