Repositorio Institucional de Documentos

MEMORIA DESCRIPTIVA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TRANSFORMADORA 220 / 132 / 20 kV Proyecto Fin de Carrera Especialidad: ELECTRICIDAD AUTOR: PÉREZ SÁNCHEZ, PABLO TUTOR DE PROYECTO ANTONIO MONTAÑÉS PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 2 ÍNDICE MEMORIA 1. MEMORIA DESCRIPTIVA........................................................................................ 8 1.1. ANTECEDENTES.................................................................................................... 9 1.2. OBJETO DEL PROYECTO ..................................................................................... 9 1.3. EMPLAZAMIENTO................................................................................................. 9 1.4. NECESIDAD ............................................................................................................ 9 1.5. EMPRESA SUMINISTRADORA............................................................................ 9 1.6. REGLAMENTACIÓN Y DISPOSICIONES OFICIALES Y PARTICULARES . 10 1.7. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN .............................................................. 10 1.7.1. Subestación....................................................................................................... 10 1.7.2. Descripción General de la Subestación ............................................................ 11 1.7.2.1. Subestación de intemperie......................................................................... 11 1.7.2.2. Subestación de interior .............................................................................. 11 1.8. DESCRIPCIÓN DEL DIAGRAMA UNIFILAR ................................................... 12 1.8.1. Diagrama unifilar.............................................................................................. 12 1.8.1.1. Líneas de entrada de 220 kV ..................................................................... 12 1.8.1.2. Líneas de los transformadores T1 y T2. .................................................... 13 1.8.1.3. Líneas de los transformadores T3 y T4. .................................................... 14 1.8.1.4. Líneas de salida de 132 kV........................................................................ 15 1.8.1.5. Líneas de salida de 20 kV.......................................................................... 16 1.8.1.6. Embarrados................................................................................................ 16 1.8.1.7. Líneas de baterías de condensadores......................................................... 18 1.9. DESCRIPCIÓN DE LA OBRA CIVIL .................................................................. 18 1.9.1. Terreno.............................................................................................................. 18 1.9.2. Vallado ............................................................................................................. 19 1.9.3. Canalizaciones subterráneas............................................................................. 19 1.9.3.1. Generalidades ............................................................................................ 19 1.9.3.2. Tipos de canalizaciones empleados........................................................... 20 1.9.4. Estructuras........................................................................................................ 22 1.9.4.1. Apoyos....................................................................................................... 22 1.9.4.2. Vigas.......................................................................................................... 23 1.9.5. Aisladores......................................................................................................... 23 1.9.5.1. Nivel de 220 kV......................................................................................... 24 1.9.5.2. Nivel 132 kV ............................................................................................. 24 1.9.6. Soportes............................................................................................................ 24 1.9.7. Conductores...................................................................................................... 25 1.9.8. Edificio ............................................................................................................. 27 1.9.9. Cimentaciones .................................................................................................. 27 1.10. CARACTERÍSTICAS DE LA APARAMENTA ELEGIDA............................... 28 1.10.1. Interruptores ................................................................................................... 28 1.10.1.1. Generalidades .......................................................................................... 28 1.10.1.2. Interruptores del nivel de 220 kV............................................................ 29 1.10.1.3. Interruptores del nivel de 132 kV............................................................ 30 1.10.2. Seccionadores................................................................................................. 31 1.10.2.1. Generalidades .......................................................................................... 31 1.10.2.2. Seccionador del nivel de 220kV.............................................................. 33 1.10.2.3. Seccionador del nivel de 132 Kv............................................................. 34 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 3 1.10.3. Autoválvulas................................................................................................... 35 1.10.3.1. Generalidades .......................................................................................... 35 1.10.3.2. Autoválvulas del nivel de 220 kV ........................................................... 36 1.10.3.3. Autoválvulas del nivel de 132 kV ........................................................... 37 1.10.3.4. Autoválvulas del nivel de 20 kV ............................................................. 38 1.10.4. Transformadores de intensidad....................................................................... 39 1.10.4.1. Generalidades .......................................................................................... 39 1.10.4.2. Transformadores de intensidad del nivel de 220 kV............................... 40 1.10.4.3. Transformadores de intensidad del nivel de 132 kV............................... 41 1.10.5. Transformadores de tensión............................................................................ 42 1.10.5.1. Generalidades .......................................................................................... 42 1.10.5.2. Transformadores de tensión del nivel de 220 kV.................................... 42 1.10.5.3. Transformadores de tensión del nivel de 132 kV.................................... 43 1.10.6. Celdas de media tensión................................................................................. 44 1.10.6.1. Generalidades .......................................................................................... 44 1.10.6.2. Celdas de media tensión.......................................................................... 44 1.10.7. Terminal de empalme..................................................................................... 48 1.11.1. Transformadores T1 y T2............................................................................... 49 1.11.2. Transformadores T3 y T4............................................................................... 49 1.11.3. Accesorios y ensayos a realizar...................................................................... 49 1.11.3.1. Accesorios ............................................................................................... 50 1.11.3.2. Ensayos.................................................................................................... 50 1.11. RED DE TIERRAS............................................................................................... 51 1.11.1. Generalidades ................................................................................................. 51 1.11.2. Funciones de la red de tierras ......................................................................... 51 1.11.3. Instalación de la red de tierra.......................................................................... 52 1.11.3.1. Puesta a tierra de protección.................................................................... 52 1.11.3.2. Puesta a tierra de servicio........................................................................ 53 1.11.3.3. Interconexiones de las instalaciones de tierra.......................................... 53 1.11.3.4. Puesta a tierra del transformador de Sistemas Auxiliares ....................... 53 1.11.4. Conductores de tierra...................................................................................... 54 1.12. SERVICIOS AUXILIARES ................................................................................. 54 1.12.1. Circuitos ......................................................................................................... 54 1.12.2. Transformador de Servicios auxiliares........................................................... 55 1.12.3. Receptores de alumbrado................................................................................ 55 1.12.3.1. Luminarias............................................................................................... 56 1.13. BATERÍA DE CORRIENTE CONTINUA .......................................................... 60 1.13.1. Generalidades ................................................................................................. 60 1.13.2. Tensiones nominales....................................................................................... 60 1.13.3. Elección de las baterías de acumuladores....................................................... 60 1.13.3.1. Tipos de baterías de acumuladores.......................................................... 60 1.13.3.2. Datos básicos para su elección ................................................................ 61 1.13.4. Instalación....................................................................................................... 61 1.13.4.1. Locales..................................................................................................... 61 1.13.4.2. Condiciones de instalación...................................................................... 62 1.13.5. Protecciones eléctricas de la batería de acumuladores................................... 62 1.13.6. Equipo de carga de baterías de acumuladores................................................ 63 1.13.7. Solución adoptada........................................................................................... 63 1.14. BATERÍA DE CONDENSADORES.................................................................... 64 1.15. HILOS DE GUARDA........................................................................................... 64 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 4 1.16. PROTECCIONES DE LA S.E.T........................................................................... 64 1.16.1. Protecciones para 220 kV............................................................................... 67 1.16.1.1. Posición de línea...................................................................................... 67 1.16.1.2. Posición de transformador....................................................................... 67 1.16.2. Protecciones para 132 kV............................................................................... 68 1.16.2.1. Posición de línea...................................................................................... 68 1.16.2.2. Posición de transformador....................................................................... 68 1.16.3. Protecciones para 20 kV................................................................................. 69 1.17. APARATOS DE MEDIDA................................................................................... 69 1.17.1. Medida para 220 kV....................................................................................... 70 1.17.1.1. Posiciones de línea .................................................................................. 70 1.17.1.2. Posición de transformador....................................................................... 70 1.17.2. Medida para 132 kV....................................................................................... 71 1.17.2.1. Posiciones de línea .................................................................................. 71 1.17.2.2. Posición de transformador....................................................................... 71 1.17.3. Medida para 20 kV......................................................................................... 72 1.18. RESUMEN DE PRESUPUESTO......................................................................... 73 1.19. CONCLUSION, LUGAR, FECHA Y FIRMA..................................................... 74 2. ANEXO DE CÁLCULOS.......................................................................................... 75 2.1. AISLAMIENTO...................................................................................................... 76 2.1.1. Tensiones nominales normalizadas.................................................................. 76 2.1.2. Niveles de aislamiento...................................................................................... 76 2.1.2.1. Niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo A............... 77 2.1.2.2. Niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo B............... 79 2.1.2.3. Niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo C ............... 79 2.1.3. Nivel de 220 kV................................................................................................ 80 2.1.4. Nivel de 132 kV................................................................................................ 80 2.1.5. Nivel a 20 kV.................................................................................................... 81 2.2. CÁLCULO DE INTENSIDADES......................................................................... 81 2.2.1. Método de cálculo ............................................................................................ 81 2.2.2. Nivel de 220 kV................................................................................................ 81 2.2.2.1. Línea de entrada L 1 .................................................................................... 82 2.2.2.2. Línea de entrada L 2 ................................................................................... 82 2.2.2.3. Embarrado doble nivel 220 kV.................................................................. 82 2.2.2.4. Línea de primario T 1 L pT1 .......................................................................... 83 2.2.2.5. Línea de primario T 2 L pT2 .......................................................................... 83 2.2.3. Nivel de 132 kV................................................................................................ 83 2.2.3.1. Línea de salida L 3 ...................................................................................... 84 2.2.3.2. Línea de salida L 4 ...................................................................................... 84 2.2.3.3. Embarrado doble 132 kV........................................................................... 84 2.2.3.4. Línea de secundario T 1 L sT1 ....................................................................... 85 2.2.3.5. Línea de secundario T 2 L sT2 ....................................................................... 85 2.2.3.6. Línea de primario T 3 L pT3 .......................................................................... 86 2.2.3.7. Línea de primario T 4 L pT4 .......................................................................... 86 2.2.4. Nivel de 20 kV.................................................................................................. 86 2.2.4.1. Línea de secundario T 3 L sT3 ....................................................................... 87 2.2.4.2. Línea de secundario T 4 L sT3 ....................................................................... 87 2.2.4.3. Embarrado doble 20 kV............................................................................. 87 2.2.4.4. Línea de salida L 5 ...................................................................................... 88 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 5 2.2.4.5. Línea de salida L 6 ...................................................................................... 88 2.2.4.6. Línea de salida L 7 ...................................................................................... 88 2.2.4.7. Línea de salida L 8 ...................................................................................... 89 2.2.4.8. Línea de salida L 9 ...................................................................................... 89 2.2.4.9. Línea de salida L 10 ..................................................................................... 89 2.2.5. Resumen intensidades....................................................................................... 89 2.3. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO ...................................................................... 90 2.3.1. Origen del cortocircuito.................................................................................... 90 2.3.2. Método de cálculo ............................................................................................ 91 2.3.2.1. Cálculo de la reactancia hasta el punto de cortocircuito ........................... 91 2.3.2.2. Cálculo de la corriente de cortocircuito..................................................... 93 2.3.2.3. Cálculo de la corriente total asimétrica de cortocircuito........................... 94 2.3.3. Esquema unifilar............................................................................................... 94 2.3.3.1. Unifilar completo....................................................................................... 94 2.3.3.2. Valores de reactancia por unidad............................................................... 95 2.3.3.2. Esquema unifilar simplificado................................................................. 103 2.3.4. Puntos de cortocircuito................................................................................... 104 2.3.4.1. Punto A.................................................................................................... 105 2.3.4.2. Punto B.................................................................................................... 106 2.3.4.3. Punto C.................................................................................................... 107 2.3.4.4. Punto D.................................................................................................... 108 2.3.4.5. Resumen corrientes de cortocircuito ....................................................... 109 2.3.5. Cortocircuitos asimétricos.............................................................................. 109 2.4. AUTOVÁLVULAS .............................................................................................. 110 2.4.1. Introducción.................................................................................................... 110 2.4.2. Intensidad Nominal de descarga/capacidad de absorción de energía............. 110 2.4.3. Tensión nominal............................................................................................. 111 2.4.4. Capacidad para soportar sobretensiones temporales...................................... 111 2.4.5. Método de Cálculo ......................................................................................... 112 2.4.6. Autoválvulas Nivel 220 kV............................................................................ 114 2.4.7. Autoválvulas Nivel 132 kV............................................................................ 115 2.4.8. Autoválvulas Nivel 20 kV.............................................................................. 116 2.5. AISLADORES ..................................................................................................... 117 2.5.1. Generalidades ................................................................................................. 117 2.5.2. Características y dimensiones de los aisladores ............................................. 118 2.5.3. Elección del aislador....................................................................................... 118 2.5.3.1. Aisladores 220 kV................................................................................... 118 2.5.3.2. Aisladores 132 kV................................................................................... 119 2.6. CONDUCTORES.................................................................................................. 122 2.6.1. Generalidades ................................................................................................. 122 2.6.2. Conductores de aluminio desnudos................................................................ 122 2.6.2.1. Características y dimensiones.................................................................. 122 2.6.2.2. Requisitos eléctricos................................................................................ 123 2.6.2.3. Temperaturas de servicio del conductor.................................................. 124 2.6.2.4. Requisitos mecánicos .............................................................................. 124 2.6.3. Cables aislados para líneas subterráneas ........................................................ 124 2.6.3.1. Condiciones generales............................................................................. 124 2.6.3.2. Cables ...................................................................................................... 125 2.6.4. Método de cálculo .......................................................................................... 125 2.6.4.1. Método de cálculo para conductores desnudos ....................................... 125 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 6 2.6.4.2. Método de cálculo para conductores aislados ......................................... 125 2.6.5. Elección de los conductores ........................................................................... 126 2.6.5.1. Nivel 220 kV ........................................................................................... 126 2.6.5.2. Nivel 132 kV ........................................................................................... 127 2.6.5.3. Nivel 20 kV ............................................................................................. 129 2.6.5.4. Embarrados de la Subestación................................................................. 130 7. CÁLCULO MECÁNICO......................................................................................... 133 2.7.1. Cargas y sobrecargas a considerar.................................................................. 133 2.7.1.1. Cargas permanentes................................................................................. 133 2.7.1.2. Fuerzas del viento sobre los componentes de las líneas aéreas............... 133 2.7.1.3. Sobrecargas motivadas por el hielo......................................................... 134 2.7.2. Conductores.................................................................................................... 135 2.7.2.1. Tracción máxima admisible..................................................................... 136 2.7.2.3. Flechas máximas de los conductores y cables de tierra........................... 137 2.7.3. Solución Subestación Eléctrica Transformadora............................................ 138 2.7.3.1. Ecuación de cambio de condiciones........................................................ 138 2.7.3.2. Conductor HALCÓN............................................................................... 138 2.7.4. Resumen ......................................................................................................... 143 2.8. DISTANCIAS ....................................................................................................... 144 2.8.1. Pasillos de servicio ......................................................................................... 144 2.8.2. Altura mínima sobre el terreno de los elementos en tensión sobre los pasillos .................................................................................................................................. 144 2.8.3. Distancia desde el exterior del recinto de la S.E.T......................................... 145 2.8.4. Distancia de los elementos en tensión hasta el edificio.................................. 146 2.8.5. Distancia de los conductores al terreno.......................................................... 147 2.8.6. Distancia de los conductores entre sí, y éstos a los apoyos............................ 148 2.8.7. Distancias y normas de seguridad para instalación interior ........................... 150 2.8.7.1. Inaccesibilidad......................................................................................... 150 2.8.7.2. Pasos y accesos........................................................................................ 150 2.8.8. Alturas de los soportes.................................................................................... 151 2.8.8.1. Nivel 220 kV ........................................................................................... 151 2.8.8.2. Nivel 132 kV ........................................................................................... 152 2.9. CIMENTACIONES .............................................................................................. 152 2.10. RED DE TIERRAS............................................................................................. 153 2.10.1. Parámetros.................................................................................................... 153 2.10.1.1. Resistividad del terreno......................................................................... 153 2.10.1.2. Resistividad superficial.......................................................................... 153 2.10.1.3. Tiempo de duración del defecto ............................................................ 154 2.10.1.4. Determinación de las intensidades de defecto para el cálculo de las tensiones de paso y contacto................................................................................. 155 2.10.1.5. Geometría de la red de tierras................................................................ 155 2.10.1.6. Resistencia de la red de tierras .............................................................. 156 2.10.1.7. Tensiones de paso y contacto admisibles .............................................. 158 2.10.1.8. Tensiones de paso y contacto reales...................................................... 159 2.10.2. Resistencia de puesta a tierra del transformador de SS.AA......................... 159 2.10.3. Justificación de la sección del hilo de guarda............................................... 160 2.11. SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................... 161 2.11.1. Circuitos ....................................................................................................... 161 2.11.2. Línea de alimentación................................................................................... 162 2.11.3. Transformador de Servicios auxiliares......................................................... 164 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 7 2.11.4. Conductores.................................................................................................. 165 2.11.4.1. Conductores de media: .......................................................................... 165 2.11.4.2. Conductor de baja tensión ..................................................................... 165 2.11.4.3. Cuadro de baja tensión .......................................................................... 166 2.12. HILO DE GUARDA........................................................................................... 166 2.12.1. Método de cálculo ........................................................................................ 167 2.12.1.1. Nivel de 220 kV..................................................................................... 168 2.12.1.2. Nivel de 132 kV..................................................................................... 168 2.13. BATERÍAS DE CORRIENTE CONTINUA...................................................... 169 2.13.1. Potencia consumida...................................................................................... 169 2.13.1. Criterio de selección..................................................................................... 170 2.13.2. Agrupación de circuitos............................................................................ 170 2.13.3. Módulo de alimentación............................................................................... 171 2.13.4. Prestaciones.................................................................................................. 172 2.13.5. Esquemas...................................................................................................... 173 2.13.6. Garantía de emergencia ................................................................................ 173 2.13.7. Cuadro de distribución.................................................................................. 174 2.14. BATERÍA DE CONDENSADORES.................................................................. 174 2.14.1. Justificación.................................................................................................. 175 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 8 1. MEMORIA DESCRIPTIVA PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 9 1.1. ANTECEDENTES Se redacta el presente proyecto de una instalación eléctrica de alta, y muy alta tensión de una Subestación Eléctrica Transformadora (S.E.T.) a petición del Excmo. Ayuntamiento de Zaragoza, y a instancia de la Consejería de Trabajo e Industria, Delegación Provincial de Aragón. 1.2. OBJETO DEL PROYECTO El objeto del presente proyecto es el de exponer ante los Organismos Competentes que la instalación que nos ocupa reúne las condiciones y garantías mínimas exigidas por la reglamentación vigente, con el fin de obtener la Autorización Administrativa y la de Ejecución de la instalación, así como servir de base a la hora de proceder a la ejecución de dicho proyecto. 1.3. EMPLAZAMIENTO La Subestación Eléctrica Transformadora se situará en el término municipal de San Gregorio, a 5,3 km del núcleo urbano del barrio rural de San Gregorio. A dicha instalación se tendrá acceso desde el camino de San Gregorio, carretera que une dicho barrio rural con el Pueblo de San Juan de Mozarrifar. Los planos 1.1. Localización y 1.2. Localización detallan el emplazamiento de la S.E.T. 1.4. NECESIDAD Debido al rápido crecimiento, tanto demográfico como energético en la zona sur de Zaragoza, comprendiendo el barrio de San Gregorio y San Juan de Mozarrifar, se procederá a la construcción de una Subestación Eléctrica Transformadora. Con esta instalación se dejarán las infraestructuras suficientes para la construcción tanto de zonas residenciales como de un polígono industrial, además de mejorar el anillo de 132 kV que rodea la ciudad de Zaragoza, mejorando de esta manera el servicio eléctrico de esta ciudad. 1.5. EMPRESA SUMINISTRADORA En nuestro caso, será RZ-ENDESA la empresa que nos suministre el servicio eléctrico, construyendo dos líneas de 220 kV a este fin. Estas dos líneas serán las dos líneas de entrada de la S.E.T. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 16 89-20 y 89-21 conectan la L3 con cada una de las barras del embarrado doble E2, mientras que los seccionadores 89-23 y 89-24 conectan la línea L4 con cada una de las barras del embarrado doble E2. UN DISYUNTOR EN CADA LÍNEA denominado 52-9 en la línea L3 y 52-10 en la línea L4. Estos disyuntores, en acción conjunta con los relés de protección, protegen a las líneas de entrada contra cortocircuitos y sirven para dar y quitar servicio a las líneas de entrada. TRES AUTOVÁLVULAS (una por cada fase) POR LÍNEA. LA función que realizan es proteger contra sobretensiones de tipo atmosférico o de maniobra que puedan entrar en el circuito de la S.E.T. por medio de las líneas de transporte. Por esto se colocarán al principio de las líneas de entrada. TRES TRANSFORMADORES DE TENSIÓN (uno por cada fase) POR LÍNEA. Su función será extraer una señal de tensión de las líneas de entrada que se utilizará para alimentar las bobinas de los aparatos de medida y protección. TRES TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD (uno por cada fase) POR LÍNEA. La función de este aparato será, al igual que los transformadores de tensión, extraer una señal de intensidad de las líneas de entrada que se utilizará para alimentar las bobinas de los aparatos de medida y protección. 1.8.1.5. Líneas de salida de 20 kV Estas líneas son las que alimentarán toda la zona rural de San Gregorio y van desde el embarrado doble de 20 kV que hay en el interior de las celdas de 20 kV. Se denominan L5, L6, L7, L8, L9 y L10 y son líneas subterráneas. El conductor empleado es aislado de media tensión del fabricante PIRELLI modelo AL VOLTALENE de 500 mm 2 de sección. Cada una de las líneas, que parten del embarrado de 20 kV de las celdas del fabricante ORMAZABAL tipo CGP-1, tienen en el interior un interruptor automático y dos seccionadores, tres transformadores de intensidad y otros tres transformadores de tensión. La función del interruptor es proteger las líneas, junto con los relés y transformadores de intensidad y tensión, además de dar y quitar servicio conjuntamente con los seccionadores. 1.8.1.6. Embarrados Como ya se ha descrito, hay tres embarrados en la S.E.T., uno de 220 kV denominado E1, otro de 132 kV denominado E2 y, por último uno de 20 kV denominado E3. 1.8.1.6.1. Embarrado de 220 kV PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 17 Este embarrado es aéreo y doble, y a él llegan dos líneas de entrada a 220 kV que alimentan a la subestación, y salen las dos líneas que alimentan a los transformadores T1 y T2. El conductor utilizado es tipo HALCON, ya que cumple con todos los requisitos tanto eléctricos como mecánicos, que marca el reglamento. Además, el embarrado posee una línea de acoplamiento constituida por un interruptor 52-8 y dos seccionadores 89-17 y 89-18, cuya función es dar o quitar servicio a barras uno o a barras dos. 1.8.1.6.2. Embarrado de 132 kV Este embarrado, como el anterior, es aéreo y doble, y a él llegan las dos líneas de los transformadores T1 y T2, y salen dos líneas que alimentan a los transformadores T3 y T4. Además, de este embarrado salen dos líneas hacia el anillo de 132 kV de Zaragoza. El conductor utilizado es tipo HALCON, ya que cumple con todos los requisitos tanto eléctricos como mecánicos, que marca el reglamento. Además, el embarrado posee una línea de acoplamiento constituida por un interruptor 52-15 y dos seccionadores 89-33 y 89-34, cuya función es dar o quitar servicio a barras uno o a barras dos. 1.8.1.6.3. Embarrado de 20 kV Este embarrado, a diferencia de los dos anteriores, está alojado en el interior de las celdas, del fabricante ORMAZABAL. También es doble, y está constituido por unas pletinas de cobre, cumpliendo así las características eléctricas y mecánicas que fija el reglamento. Las celdas de este embarrado tienen varias funciones, que son las siguientes: - Celdas de línea para los secundarios de los transformadores T3 y T4 con medida y protección. - Celdas de línea para seis salidas con medida y protección. - Celda de acoplamiento - Celda de salida para el transformador de servicios auxiliares - Celda de protección de la batería de condensadores PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 18 Las celdas de línea de los secundarios de los transformadores y las salidas se han explicado en el apartado anterior, ya que pertenecían a las líneas de secundario de los transformadores T3 y T4 y las líneas de salida hacia la zona rural de San Gregorio. La celda de salida para el transformador de servicios auxiliares de explicará junto con la línea de servicios auxiliares. La celda de acoplamiento, al igual que las líneas de acoplamiento de los embarrados E1 y E2, sirve para dar servicio a barras uno o a barras dos. Para ello posee un interruptor automático y dos seccionadores. Las celdas de protección de las baterías de condensadores se explicarán en el siguiente apartado. 1.8.1.7. Líneas de baterías de condensadores Las baterías de condensadores estarán conectadas al embarrado de 20 kV mediante una celda de línea con dos seccionadores y un interruptor automático. También poseerá tres transformadores de intensidad y otros tres de tensión para extraer las magnitudes eléctricas que se requieren para mando, medida y protección. 1.9. DESCRIPCIÓN DE LA OBRA CIVIL 1.9.1. Terreno La subestación Eléctrica Transformadora se construirá en un terreno llano de tierra compacta, y se colocará una capa de 10 cm de grava, consiguiendo de esta manera el filtrado del agua, la emanación de polvo y una mayor seguridad eléctrica en las tensiones de paso y contacto de la instalación. Se tomarán precauciones para evitar los encharcamientos de agua en la superficie del terreno, dando una pendiente al mismo. Además se construirá un foso por cada transformador de potencia. Este foso tendrá la capacidad suficiente para poder recoger en caso de fuga todo el aceite de la cuba del transformador. Por seguridad, se rellenará con grandes piedras. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 19 1.9.2. Vallado Toda la instalación estará protegida por una valla metálica, con base de obra civil, de una altura igual a 2’5 metros de altura medida desde el exterior y estará provista de señales de advertencia de peligro por alta tensión para advertir sobre el peligro de acceso al recinto a las personas ajenas al servicio. 1.9.3. Canalizaciones subterráneas 1.9.3.1. Generalidades Los conductores de energía eléctrica en el interior del recinto de la instalación se considerarán divididos en conducciones o canalizaciones de baja tensión y de alta tensión. Las primeras deberán ser dispuestas y realizadas de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. En cuanto a las segundas, se tendrá en cuenta, en la disposición de las canalizaciones, el peligro de incendio, su propagación y consecuencias, para lo cual de procurará reducir al mínimo sus riesgos adoptando las medidas que a continuación de indican: - Loas conducciones o canalizaciones no deberán disponerse sobre materiales combustibles no auto extinguibles, si de encontrarán cubierta por ellos. - Los revestimientos exteriores de los cables deberán ser difícilmente inflamables. - Los cables auxiliares de medida, manto, etc., se mantendrán, siempre que sea posible, separados de los cables con tensiones de servicio superiores a 1 kV o deberán estar protegidos mediante tabiques de separación o en el interior de canalizaciones o tubos metálicos puestos a tierra. En el diseño de estas canalizaciones deberá tenerse presente lo siguiente: - Tensión nominal entre conductores y éstos y tierra. - Nivel de aislamiento previsto. - Intensidades admisibles. - Disipación de calor. - Protecciones contra acciones de tipo mecánico (golpes, roedores y otras). - Radios de curvatura admisible por los conductores. - Intensidades de cortocircuito. - Corrientes de corrosión cuando exista envuelta metálica. - Vibraciones. - Propagación del fuego. - Radiación (solar, ionizante y otras). PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 20 Los cables aislados podrán ser de aislamiento seco termoplástico o termoestable, de papel impregnado, de aceite fluido u otros. La instalación de estos cables aislados podrá ser: a) Directamente enterrados en zanja abierta en el terreno con el lecho y relleno de arena debidamente preparado. Se dispondrá una línea continua de ladrillos o rasilla encima del cable, a modo de protección mecánica. Cuando el trazado discurra por zonas de libre acceso al público, se dispondrá asimismo una cinta de señalización de A.T. b) En tubos de hormigón, cemento o fibrocemento, plástico o metálicos, debidamente enterrados en zanjas. c) En atarjeas o canales revisables, con un sistema de evacuación de agua cuando estén a la intemperie. Este tipo de canalizaciones no podrá utilizarse en las zonas de libre acceso al público. d) En bandejas, soportes, palomillas o directamente sujetos a la pared, adoptando las protecciones mecánicas adecuadas cuando discurran por zonas accesibles a personas o vehículos. e) Colgados de cables fiadores, situados a una altura que permita, cuando sea necesario, la libre circulación sin peligro de personas o vehículos, siendo obligatorio la indicación el máximo galibo admisible. Cuando cualquiera de estas canalizaciones atravieses paredes, muros, tabiques o cualquier otro elemento que delimite secciones de protección contra incendios, se hará de forma que el cierre obtenido presente una resistencia al fuego equivalente. Los cables se colocarán de manera que no se perjudiquen sus propiedades funcionales (estanqueidad en las botellas terminales, mantenimiento de la presión de aceite, etc.) 1.9.3.2. Tipos de canalizaciones empleados Los tipos de canalizaciones empleados en la subestación serán los siguientes cuatro: - Canalizaciones de los conductores de media tensión. - Canalizaciones de los conductores de baja tensión (líneas de alumbrado exterior) para líneas alumbrado. - Canalizaciones de los conductores de baja tensión para mando, medida y protección. - Canalización del conductor de tierra. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 21 1.9.3.2.1. Canalizaciones de los conductores de media tensión La canalización de los conductores de media tensión se realizará directamente enterrada en zanja abierta en el terreno con el lecho y relleno de arena debidamente preparado. La profundidad, hasta la parte superior del cable más próximo será de 0,6 metros. La zanja será de anchura suficiente para permitir el trabajo de un hombre, salvo que el tendido del cable se haga por medios mecánicos. Los laterales de la zanja serán compactos y no desprenderán piedras o tierra, La zanja se protegerá con estribas u otros medios para asegurar su estabilidad, conforme a la normativa de riesgos laborales. Por encima del cable se dispondrá otra capa de 10 cm de espesor, que podrá ser arena o material con características equivalentes. Para proteger el cable frente a excavaciones hechas por terceros, los cables deberán tener una protección mecánica de ladrillos que en las condiciones de instalación soporte un impacto puntual de una energía de 20 J y que cubra la proyección en planta de los cables, así como una cinta de señalización que advierta la existencia del cable eléctrico de A.T. El fondo de la zanja deberá estar libre de piedras o guijarros que podrían dañar el cable y provocar un defecto. 1.9.3.2.2. Canalizaciones de los conductores de baja tensión (líneas de alumbrado exterior) para líneas de alumbrado Al igual que los cables de MT, los conductores de baja tensión se colocarán directamente enterrados, con las características que se muestran en el plano 28. Zanjas. 1.9.3.2.3. Canalizaciones de los conductores de baja tensión para mando, medida y protección Los conductores de baja tensión irán colocados en atarjeas o canales revisables según el apartado 2.1.4. de la ITC07 del Reglamento electrotécnico para baja tensión. Las características y dimensiones de los canales se muestran con detalle en el plano 28. Zanjas. 1.9.3.2.4. Canalización del conductor de tierra Para la colocación del conductor desnudo de tierra se realizará una zanja de 80 cm de profundidad, con una anchura de 50 cm. Dicho conductor se colocará en el fondo de la zanja siendo cubierto por arena de la excavación, previamente limpiada de grandes piedras o elementos que puedan dañar el cable de tierra. Los últimos 10 cm se rellenarán, al igual que en el resto de la subestación de gravilla, dando así una mayor seguridad frente a tensiones de paso y contacto. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 22 1.9.4. Estructuras La estructura se compone de postes de celosía distribuidos convenientemente sobre la planta del terreno, los cuales se unen por sus cabezas con vigas horizontales para formar pórticos, que soportan los esfuerzos de los cables de llegada-salida de línea, barras generales, barras de conexión a transformadores, etc. Como la unión de las vigas horizontales a los postes se realiza mediante tornillería, se consideran los nudos sin rigidez, esto es, como articulados. Por cumplimiento del Reglamento de Alta Tensión y recomendaciones de ENDESA se instalarán estructuras con las siguientes características, atendiendo a niveles de tensión y finalidad de la estructura: Nivel de 220 kV Nivel 1A: 21 metros para malla superior de protección. Nivel 2A: 17,5 metros para nivel superior del by-pass, entrada de líneas. Nivel 3A: 14,5 metros para barras de transformador, cables inferiores de by-pass. Nivel 4A: 11 metros para barras generales. Nivel de 132 kV Nivel 1B: 17,5 metros para malla superior de protección. Nivel 2B: 14,5 metros para nivel superior del by-pass, entrada de líneas. Nivel 3B: 11 metros para barras de transformador, cables inferiores de by-pass. Nivel 4B: 8 metros para barras generales. Con estas alturas se cumplen las distancias mínimas exigidas en el Reglamento de distancias del conductor al terreno, calculadas en el apartado 2.8.5. Distancia de los conductores al terreno del Anexo de Cálculos. 1.9.4.1. Apoyos Se utilizarán tres tipos de apoyos que serán los descritos a continuación: APOYO TIPO 1 Tendrá una longitud total de 22,85 metros, de los cuales 1,85 metros estarán enterrados en la cimentación del mismo. Esta estructura se utilizará para el nivel de 220 kV. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 23 Llevará tres posibles anclajes para vigas, según el nivel A requerido en la instalación, y en su altura posterior llevará instalado los anclajes para el hilo de guarda. El esquema de dicho apoyo se representa en el plano 18. ESQUEMA APOYO TIPO 1. APOYO TIPO 2 Tendrá una longitud total de 19 metros, y una altura sobre el suelo de 17,5 metros. Se empleará para el nivel de 132 kV, con la posibilidad de tres anclajes en el nivel B según la colocación en la Subestación, y en su altura posterior llevará instalado los anclajes para el hilo de guarda. El esquema de dicho apoyo se representa en el plano 19. ESQUEMA APOYO TIPO 2. 1.9.4.2. Vigas Se utilizarán dos tipos de vigas, que serán las siguientes: VIGA TIPO A Esta viga tendrá una longitud de 14,8 metros, con una distancia entre los puntos de amarre con las cadenas de aisladores (distancia entre fases) de 3,4 metros. Se colocará en el nivel de 220 kV, cumpliendo las distancias mínimas exigidas. El esquema de dicha viga se representa en el plano 20. ESQUEMA VIGA TIPO A. VIGA TIPO B Esta viga tendrá una longitud total de 11 metros, con una distancia entre los puntos de amarre con las cadenas de aisladores (distancia entre fases) de 2,5 metros. Se colocará en el nivel de 132 kV, cumpliendo las distancias mínimas exigidas. El esquema de dicha viga se representa en el plano 21. ESQUEMA VIGA TIPO B. 1.9.5. Aisladores La misión de los aisladores es la de unir los cables de potencia a la estructura metálica de la subestación de forma que ésta quede perfectamente aislada y protegida de la tensión de los conductores en todo tipo de circunstancias, tanto en condiciones normales como durante sobretensiones y cortocircuitos. Paro los niveles de 220 y 132 kV, se seleccionarán aisladores, cuyo número y características nominales se describen a continuación y se justifican en su correspondiente apartado en el anexo de cálculos. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 24 1.9.5.1. Nivel de 220 kV Para el nivel de 220 kV se colocará una cadena de 16 aisladores tipo caperuza-vástago E160 estándar con las siguientes características: - Clase: U 160 BS - Material: Vidrio templado - Peso neto aproximado: 6,3 kg - Línea de fuga: 370 mm - Paso: 150 mm - Tensión de perforación en aceite: 130 kV - Carga de rotura electromecánica: 160 kN - Ensayos según publicación CEI-383 - Dimensiones: - Diámetro Plato: 286 mm - Diámetro vástago 20 mm 1.9.5.2. Nivel 132 kV Para el nivel de 220 kV se colocará una cadena de 10 aisladores tipo caperuza-vástago E160 estándar con las siguientes características: - Clase: U 160 BS - Material: Vidrio templado - Peso neto aproximado: 6,3 kg - Línea de fuga: 370 mm - Paso: 150 mm - Tensión de perforación en aceite: 130 kV - Carga de rotura electromecánica: 160 kN - Ensayos según publicación CEI-383 - Dimensiones: - Diámetro Plato: 286 mm - Diámetro vástago 20 mm 1.9.6. Soportes La aparamenta utilizada en la Subestación de intemperie posee dimensiones concretas. Cada uno de los aparatos tiene una altura diferente, por lo tanto, para cumplir las exigencias del reglamento de altura mínima de los elementos en tensión respecto a tierra, estos aparatos se colocarán encima de soportes de celosía. Los soportes cumplirán con el documento del grupo ENDESA SDF001 “Criterios de diseño para la realización de estructuras y soportes en Subestaciones” PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 25 Para calcular dicha altura mínima, se tendrá en cuenta la altura del propio elemento hasta elementos en tensión, y de esta manera se calculará la altura del soporte: Hsoporte = Hmínima – Helemento Todos los cálculos justificativos se encuentran en el apartado 2.8.8. Altura de Soportes del Anexo de Cálculos. 1.9.7. Conductores En la Subestación objeto del presente proyecto, se emplearán los siguientes tipos de conductores: - Conductores desnudos de Alta Tensión - Conductores de tierra - Malla enterrada - Hilo de guarda - Neutro SS.AA. - Conductores aislados de Media Tensión - Conductores aislados de Baja Tensión - Conductores aislados de Baja Tensión para medida, protección y mando Conductores desnudos de Alta Tensión El conductor desnudo de Alta Tensión utilizado en los embarrados y líneas aéreas, es de aluminio-acero. Este conductor está compuesto de varios alambres de aluminio, de igual o diferente diámetro nominal, y de alambres de acero galvanizado. Los alambres van cableados en capas concéntricas. Los alambres centrales son de acero y las capas exteriores la forman alambres de aluminio. Dicho conductor está normalizado y presenta las siguientes características: Conductor: HALCÓN Sección: Aluminio 241,7 mm 2 ; ARL 39,4mm 2 ; Total 281,1 mm 2 . Equivalente en cobre: 157 mm 2 . Diámetro: Alma 8,04 mm; Total 21,8 mm. Composición: Alambres de aluminio: 26 alambres de 3,44 mm de diámetro. Alambres de ARL: 7 alambres de 2,68 mm de diámetro. Carga de rotura: 8.940 kgf / 8.760 daN Resistencia eléctrica a 20 ºC: 0,1131 Ω/km. Masa: Aluminio 667 kg/km; ARL 290 kg/km; Total 1,222 kg/km. Módulo De elasticidad: 7.300 kgf/mm 2 / 72.000 N/mm 2 . Coeficiente de dilatación lineal: 19,1x10 -6 ºC. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 32 Los seccionadores deberán ser de modelo y tipo adecuado a la índole de su función, a la instalación y a la tensión e intensidad de servicio. Los seccionadores, así como sus accionamientos correspondientes en su caso, tienen que estar dispuestos de manera tal que no maniobren intempestivamente por los efectos de la presión o de la tracción ejercida con la mano sobre el viraje, por la presión del viento, por precipitaciones, por la fuerza de la gravedad, o bajo esfuerzos electrodinámicos producidos por las corrientes de cortocircuito. En el caso de que los seccionadores estén equipados con servomecanismos de mando de cualquier tipo, la concepción de éstos será tal que no puedan producirse maniobras intempestivas por avería en los elementos de dichos mandos en sus circuitos de alimentación o por falta de la energía utilizada para realizar el accionamiento. Cuando los seccionadores estén equipados de cuchillas de puesta a tierra deberán estar dotados de un enclavamiento seguro entre las cuchillas principales y las de puesta a tierra. Para tensiones nominales de los seccionadores iguales o inferiores a 88 kV la tensión soportada entre los contactos de un mismo polo del seccionador en posición abierto debe ser superior a la tensión máxima soportada a tierra o entre polos diferentes, lo mismo a frecuencia industrial que a ondas de choque. Los aisladores de los seccionadores y de los seccionadores de puesta a tierra estarán dispuestos del tal forma que las corrientes de fuga vayan a tierra y no entre bornes de un mismo polo ni entre polos. La intensidad mínima de los seccionadores será de 200 amperios. Para la subestación se han elegido para los niveles de 220 kV y de 132 kV seccionadores de columna central giratoria, puesto que son los más utilizados para estos niveles. Seccionador de columna central giratoria: En este tipo de seccionador la cuchilla está fijada sobre una columna central que es giratoria. Con esta disposición se tiene una interrupción doble. Las dos columnas exteriores están montadas rígidamente sobre un soporte metálico de perfiles laminados y son las encargadas de sostener los contactos fijos. Seccionador de dos columnas giratorias: El seccionador dispone de dos columnas en lugar de tres como el modelo de columna giratoria central, siendo ambas columnas portadoras de cuchillas giratorias. En este caso se obtiene sólo un punto de aplicación de este seccionador, pero la apertura es más rápida que en el seccionador de columna central giratoria. Los seccionadores que posean puesta a tierra estarán indicados en el plano y poseerán la indicación TT al final de su denominación. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 33 1.10.2.2. Seccionador del nivel de 220kV Como ya se ha comentado, el seccionador elegido es de tipo columna central giratoria, o también llamados, de doble apertura lateral. El modelo Sg3CT-245/800 del fabricante MESA es el que se instalará en la S.E.T. A continuación se muestran sus características: CARACTERÍSTICAS FABRICANTE: MESA MODELO: SG3CT-245/800 Tensión nominal: 245 kV Intensidad nominal: 800 A Tensión de ensayo: A tierra y entre polos A frecuencia industrial bajo lluvia: 530 kV A impulso tipo rayo: 1050 kV Sobre la distancia de seccionamiento A frecuencia industrial bajo lluvia: 530 kV A impulsos tipo rayo: 1200 kV Intensidad de corta duración: 31,5 kA Valor de cresta de la intensidad: 80 kA Tipo de aislador: C4-1050 Dimensiones medidas en milímetros: A: 2045 B: 715 C: 400 E: 3000 F: 1500 H: 2560 I: 1100 K: 2200 L: 3630 R: 4500 S: 1468 V: 500 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 34 Imagen 3: Seccionador 220 kV 1.10.2.3. Seccionador del nivel de 132 Kv Para el nivel de 132 kV se ha elegido un seccionador de columna central giratoria, del fabricante MESA, modelo SG3CT-145/800 CARACTERÍSTICAS FABRICANTE: MESA MODELO: SG3CT-145/800 Tensión nominal: 145 kV Intensidad nominal: 800 A Tensión de ensayo: A tierra y entre polos A frecuencia industrial bajo lluvia: 275 kV A impulso tipo rayo: 650 kV Sobre la distancia de seccionamiento A frecuencia industrial bajo lluvia: 315 kV A impulsos tipo rayo: 750 kV Intensidad de corta duración: 31,5 kA Valor de cresta de la intensidad: 80 kA Tipo de aislador: C4-650 Dimensiones medidas en milímetros: A: 815 B: 315 C: 500 E: 2100 F: 1050 H: 1875 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 35 I: 550 K: 1100 L: 2730 R: 3000 S: 1020 V: 600 Imagen 4: Seccionador 132 kV 1.10.3. Autoválvulas 1.10.3.1. Generalidades Las instalaciones eléctricas deberán protegerse contra las sobretensiones peligrosas tanto de origen interno como de origen atmosférico cuando la importancia de la instalación, el valor de las sobretensiones y su frecuencia de ocurrencia, así lo aconsejen. Para ello se utilizarán, como regla general, pararrayos autoválvulas de resistencia variable. Los bornes de tierra de estas autoválvulas se unirán a la toma de tierra de acuerdo con lo establecido en la RAT-13. La protección anteriormente citada podrá también encomendarse a explosores, según las condiciones de explotación de la red, excepto en los casos siguientes: a) En los sistemas con neutro a tierra con intensidades defecto Id en A, tales que con la resistencia a tierra Rm en Ω de las masas, se cumplan Id·Rm ≥ 5.000 V b) En lugares de altitud superior a 1000 m, o en instalaciones conectadas a una línea de alta tensión que discurra por cotas superiores a 1000 m a distancias de la instalación menores a 3km. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 36 c) En zonas expuestas a frecuentes descargas atmosféricas clasificadas en el plano nº 1 con índice de frecuencia de tormentas “muy elevado” o “elevado”. Hay dos tipos de autoválvulas, óxidos metálicos y carbono de silicio. Para la S.E.T. se instalarán autoválvulas de óxidos metálicos, o también llamadas ZS. Los ZS han sido diseñados para su utilización en grandes subestaciones o en áreas donde la protección es lo primordial y se requiera una gran capacidad, tanto soportar altos valores energéticos, como para evacuar las altas presiones que puedan producirse. Todas las autoválvulas instaladas poseen un contador de descargas, el cual nos proporcionará datos estadísticos acerca de las condiciones atmosféricas para posteriores estudios, pudiendo mejor así las protecciones de la misma Subestación. 1.10.3.2. Autoválvulas del nivel de 220 kV Con los cálculos realizados en el apartado 2.4.6. se determinan unos mínimos, pero por recomendación de ENDESA se instalarán las siguientes autoválvulas: CARACTERÍSTICAS - REFERENCIA: 8110D0001J192 - FABRICANTE: INAEL - Tensión de servicio continuo Uc [kV]: 154 kV - Tensión asignada Ur [kV]: 192 kV - Corriente nominal de descarga onda 8/20µs [kA]: 10 - Clase de descarga de larga duración: 3 - Corriente de prueba del limitador de presión [kA]: 40 - Línea de fuga mínima fase tierra [mm]: 6125 Dimensiones medidas en milímetros - Altura total H: 1800 - Distancia en el aire: 206 - Distancia mínima entre ejes de los pararrayos: 2108 - Distancia mínima a cualquier pared: 1524 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 37 Imagen 5: Autoválvula 220 kV 1.10.3.3. Autoválvulas del nivel de 132 kV Con los cálculos realizados en el apartado 2.4.7. se determinan unos mínimos, pero por recomendación de ENDESA se instalarán las siguientes autoválvulas: CARACTERÍSTICAS - REFERENCIA: 8110D0001J120 - FABRICANTE: INAEL - Tensión de servicio continuo Uc [kV]: 92 kV - Tensión asignada Ur [kV]: 120 kV - Corriente nominal de descarga onda 8/20µs [kA]: 10 - Clase de descarga de larga duración: 3 - Corriente de prueba del limitador de presión [kA]: 40 - Línea de fuga mínima fase tierra [mm]: 3625 Dimensiones medidas en milímetros - Altura total H: 1268 - Distancia en el aire: 125 - Distancia mínima entre ejes de los pararrayos: 1194 - Distancia mínima a cualquier pared: 914 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 38 Imagen 6: Autoválvula 132 kV 1.10.3.4. Autoválvulas del nivel de 20 kV Con los cálculos realizados en el apartado 2.4.8. se determinan unos mínimos, pero por recomendación de ENDESA se instalarán las siguientes autoválvulas: CARACTERÍSTICAS - REFERENCIA: 8110D0001J21 - FABRICANTE: INAEL - Tensión de servicio continuo Uc [kV]: 17 kV - Tensión asignada Ur [kV]: 21 kV - Corriente nominal de descarga onda 8/20µs [kA]: 10 - Clase de descarga de larga duración: 3 - Corriente de prueba del limitador de presión [kA]: 40 Dimensiones medidas en milímetros - Altura total H: 554 - Distancia en el aire: 25 - Distancia mínima entre ejes de los pararrayos: 279 - Distancia mínima a cualquier pared: 229 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 39 Imagen 7: Autoválvula 20 kV 1.10.4. Transformadores de intensidad 1.10.4.1. Generalidades Los transformadores de medida y protección cumplirán con los prescrito en la norma UNE 21 088 y tendrán la potencia y grado de precisión correspondientes a las características de los aparatos que van a alimentar. En los transformadores de tensión e intensidad destinadas a la medida de energía suministrada o recibida por una instalación y que ha de ser objeto de posterior facturación se tendrá muy especialmente en cuenta lo que a este respecto determina el vigente Reglamento de Verificaciones Eléctricas y Regularidad en el Suministro de Energía. En los transformadores de intensidad destinados a alimentar relés de protección, se deberá comprobar que la saturación que se produce cuando están sometidos a elevadas corrientes de cortocircuito, no hace variar su relación de transformación y ángulo de fase en forma tal que impida el funcionamiento correcto de los relés de protección alimentados por ellos. Los transformadores de intensidad deberán elegirse de forma que puedan soportar los efectos térmicos y dinámicos de las máximas intensidades que puedan producirse como consecuencia de sobrecargas y cortocircuitos en las instalaciones en que están colocados. Es habitual que un transformador de intensidad disponga de dos arrollamientos secundarios, uno para medida y el otro para protección. Para la correcta instalación de los transformadores de intensidad de habrá tenido en consideración los siguientes parámetros: - Instalación de exterior. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 40 - Nivel de aislamiento. - Relación de transformación nominal. - Clase de protección. - Potencia nominal. - Frecuencia nominal. - Número de secundarios. - Dimensiones. Debido a la diferencia de corriente en los distintos puntos de la subestación, incluyendo dentro de los mismos niveles de tensión, en el apartado de corriente nominal del primario se mostrarán las distintas opciones que se han instalado en la subestación, indicando en el plano dónde se colocará cada en particular. 1.10.4.2. Transformadores de intensidad del nivel de 220 kV CARACTERÍSTICAS - FABRICANTE: ARTECHE - MODELO: CA-245 - Tensión nominal de aislamiento: 245 kV - Tensiones de ensayo: 460 kV/1050 kV - Corriente nominal del primario: 250/450A - Corriente nominal de los secundarios: 5 A - Línea de fuga: 6.865 mm - Tamaño de cabeza: G - Número de secundarios 6 - Potencia y precisión: Medida: 2x45 VA/0.5 Protección: 4x45 VA/5P20 Dimensiones medidas en milímetros C: 1030 D: 465 E: 565 F: 1800 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 41 Imagen 8: Transformador de Intensidad 220 Kv 1.10.4.3. Transformadores de intensidad del nivel de 132 kV CARACTERÍSTICAS - FABRICANTE: ARTECHE - MODELO: CA-145 - Tensión nominal de aislamiento: 145 kV - Tensiones de ensayo: 275 kV/650 kV - Corriente nominal del primario: 400/800/900 A - Corriente nominal de los secundarios: 5 A - Línea de fuga: 3625 mm - Tamaño de cabeza: E - Número de secundarios: 4 - Potencia y precisión: Medida: 2x50 VA/0.5 Protección: 4x50 VA/5P20 Dimensiones medidas en milímetros A: 350 T: 1665 H: 2095 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 48 Endurancia mecánica: M2 (1000 maniobras) Intensidad asignada: 630/1250/2000 (según punto de la instalación) Intensidad de corta duración: 31,5 kA – 1/3 segundos 1.10.6.2.5. Transformador de intensidad Transformador de intensidad ORMAZABAL Características eléctricas: Nivel de aislamiento: 0,72 kV Tensión alterna nominal soportable 3 kV/1 minuto Frecuencia nominal: 50 Hz Intensidad térmica permanente: 1,2 In Clase de aislamiento: E Relación: 600/1200/1600 – 5 A Medida: CL 0,5 Protección: 5P20 1.10.6.2.6. Transformador de tensión Transformador de tensión ORMAZABAL Características eléctricas: Tensión nominal: 20 kV Factor de tensión en permanencia: 1.2 Un Factor nominal de tensión Un/8h: 1,9 Tensión del secundario: 110/ 3 Potencia de precisión: 50 VA Clase de precisión Medida: 0,5 Protección: 6P 1.10.7. Terminal de empalme El terminal de empalme de cable aéreo desnudo con cable aislado se colocará después de la autoválvula en el nivel de tensión de 20 kV. Se utilizará un terminal del modelo APED 360 del fabricante MERLIN GERIN PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 49 1.11. TRANSFORMADORES DE POTENCIA La S.E.T. consta de 4 transformadores de potencia, dos de 80 MVA, llamados T1 y T2, y otros dos de 30 MVA, llamados T3 y T4. A continuación se muestran las características más relevantes de cada uno de ellos. 1.11.1. Transformadores T1 y T2 Fabricante ABB Potencia nominal 80 MVA Nivel de aislamiento: Primario: 1.050 kV Secundario: 650 kV Tensión del primario 229 kV Tensión del secundario 134 kV Frecuencia 50 Hz Regulación en tensión primaria: ± 20% Regulación en tensión secundaria: ± 20% Impedancia de cortocircuito: 10% Conexión Yd11 1.11.2. Transformadores T3 y T4 Fabricante ABB Potencia nominal 30 MVA Nivel de aislamiento: Primario: 650 kV Secundario: 125 kV Tensión del primario 132 Tensión del secundario20 Frecuencia 50 Hz Regulación en tensión primaria: ± 10% Regulación en tensión secundaria: ± 10% Impedancia de cortocircuito: 10% Conexión Yd11 1.11.3. Accesorios y ensayos a realizar Los transformadores están provistos de los siguientes accesorios estándar, y serán capaces de soportar las siguientes pruebas y/o ensayos PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 50 1.11.3.1. Accesorios - Pasatapas. - Conservador de aceite con indicador de nivel de aceite. - Válvulas de llenado y vaciado. - Válvula para toma de muestras de aceite. - Terminales para la puesta a tierra. - Ganchos para elevación. Bases de apoyos para gatos. - Radiadores desmontables. - Placa de características. - Rele Buchholz. - Indicador de temperatura de aceite. 1.11.3.2. Ensayos Ambos transformadores estarán construidos de acuerdo con las normas ISO, y serán probados individualmente según las normas UNE ENSAYOS DE RUTINA: - Medida de la resistencia de los bobinados. - Medida de la relación de transformación y control del grupo de conexión. - Medida de la tensión de impedancia, impedancia de cortocircuito y perdidas a la carga. - Medida de pérdidas y de la corriente de vacío. ENSAYOS DIELECTRICOS: - Ensayo de tensión aplicada a frecuencia industrial. - Ensayo de tensión inducida a frecuencia elevada ENSAYOS TIPO: - Ensayos de calentamiento. - Impulsos tipo rayo. ENSAYOS ESPECIALES: - Prueba PD. Prueba de onda truncada. - Medida de impedancia secuencia cero. - Prueba de cortocircuito. - Nivel de ruidos. - Medición de armónicos. - Pruebas de equipo auxiliares. - Prueba de conmutación en carga. - Comprobación de fugas. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 51 1.11. RED DE TIERRAS 1.11.1. Generalidades Toda la instalación eléctrica deberá disponer de una protección o instalación de tierra diseñada en forma tal que, en cualquier punto normalmente accesible del interior o exterior de la misma donde las personas puedan circular o permanecer, éstas queden sometidas como máximo a las tensiones de paso y contacto (durante cualquier defecto en la instalación eléctrica o en la red unida a ella) que resulten de la aplicación de las fórmulas que se recogen en el apartado 1.1 del la Instrucción MIE-RAT 13 del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación y de las normas ENDESA. 1.11.2. Funciones de la red de tierras Las funciones de la red de tierra son las siguientes: - Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación de las corrientes de tierra, ya sea que se deban a una falta de cortocircuito o a la operación de una autoválvula. - Evitar que durante la circulación de estas corrientes de tierra puedan producirse diferencia de potencial entre distintos puntos de la Subestación, significando un peligro para el personal. - Facilitar, mediante sistemas relevadores, la eliminación de las faltas a tierra en los sistemas eléctricos. - Dar mayor fiabilidad y continuidad al servicio eléctrico. En la S.E.T. se ha optado por una configuración de electrodos de tierra en forma mallada de conductores desnudos enterrados en el suelo. Esta configuración permite una buena calidad de tierra, así como un fácil acceso de todos los elementos de la subestación que deben ser conectados a tierra. Para el cálculo de la tierra se han considerado los siguientes elementos: - Planta del terreno y disposición de las instalaciones. - Niveles de tensión admisibles por el cuerpo humano. - Características del terreno. - Corrientes máximas de cortocircuito a tierra y tiempo de eliminación de las mismas. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 52 1.11.3. Instalación de la red de tierra La Subestación Eléctrica Transformadora ocupa una superficie de 12.600 m 2 . Se le ha instalado una red de tierra de conductor desnudo de 120 mm 2 de Cu, formando una malla con una retícula de 4 x 4 m. Esta malla está situada a una profundidad de 80 cm. Todas las uniones de la red mallada estarán unidas por una soldadura exotérmica, lo que permitirá así dar una configuración muy homogénea a la malla. En el plano 17. ESQUEMA TIERRAS se muestran con detalle los puntos de la instalación donde se conecta una parte de la Subestación con el mallado de tierra. Para más seguridad respecto al exterior de la subestación, la malla cubre la totalidad de la superficie de la S.E.T. y además un metro por cada lado de la misma. Con el fin de aumentar la resistividad del terreno, y su consecuente mejora en la seguridad de las tensiones de paso y contacto, se ha instalado a lo largo de toda la superficie interior una capa de 10 cm de grava, aumentando así notablemente la resistividad superficial del terreno. Para la protección contra las descargas atmosféricas, hay instalados calbes de guarda situados en la parte superior de la estructura metálica de la S.E.T. El cable utilizado es de tipo Guarda de 50 mm 2 . Con esta instalación y disposición de la red de tierras se garantiza que las tensiones de paso y contacto en el interior y el exterior del recinto sean inferiores a los máximos valores según la Instrucción MIE-RAT 13. 1.11.3.1. Puesta a tierra de protección Se pondrán a tierra las partes metálicas de una instalación que no estén en tensión normalmente pero que puedan estarlo a consecuencias de averías, accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones. Salvo las excepciones señaladas en los apartados que se citan, se pondrán a tierra los siguientes elementos: a) Los chasis y bastidores de aparatos de maniobra. b) Los chasis de los conjuntos de armarios metálicos. c) Las puertas metálicas de los locales d) Las vallas y cercas metálicas. e) Las columnas, soportes, pórticos. f) Las estructuras y armaduras metálicas de los edificios que contengan instalaciones de alta tensión. g) Los blindajes metálicos de los cables. h) Las tuberías y conductos metálicos. i) Las carcasas de transformadores, generadores, motores y otras máquinas. j) Hilos de guarda o cables de tierra de las líneas aéreas. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 53 1.11.3.2. Puesta a tierra de servicio Se conectarán a tierra los elementos de la instalación necesarios y entre ellos: a) Los neutros de los transformadores, que lo precisan en instalaciones o redes con neutro a tierra directa o a través de resistencias o bobinas. b) El neutro de los alternadores y otros aparatos o equipos que lo precisen. c) Los circuitos de baja tensión de los transformadores de medida. d) Los limitadores, descargadores, autoválvulas, pararrayos, para eliminación de sobretensiones o descargas atmosféricas. e) Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra. 1.11.3.3. Interconexiones de las instalaciones de tierra Las puestas a tierra de protección y de servicio de una instalación deberán interconexionarse, constituyendo una instalación de tierra general. Excepcionalmente, de esta regla general deben excluirse aquellas puestas a tierra a causa de las cuales puedan presentarse en algún punto tensiones peligrosas para las personas, bienes o instalaciones eléctricas. En este sentido se preverán tierras separadas, entre otros, en los casos siguientes: - Los señalados en la Instrucción MIE-RAT 13 para Centros de Transformación. - Los casos en que fuera conveniente separar de la instalación de tierra general los puntos neutros de los devanados de los transformadores. - Los limitadores de tensión de las líneas de corriente débil (telefónicas, telegráficas, etc.) que se extiendan fuera de la instalación. En las instalaciones en las que coexistan instalaciones de tierra separadas o independientes se tomarán medidas para evitar el contacto simultáneo inadvertido con elementos conectados a instalaciones de tierra diferentes, así como la transferencia de tensiones peligrosas de una a otra instalación. 1.11.3.4. Puesta a tierra del transformador de Sistemas Auxiliares Según el Reglamento y las normas UNE, el transformador de servicios auxiliares tendrá que ir puesto a tierra mediante una tierra independiente de la malla de tierra general de la Subestación. Para ello, el neutro den transformador de servicios auxiliares se colocará a una tierra independiente de la malla a una distancia de 20 metros como mínimo (según MIE-RAT 13 y normativa ENDESA) PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 54 Para dicho transformador se colocarán 6 picas de cobre de 4 metros de longitud, enterradas a una distancia de 0,8 metros de la superficie, y alejadas de la malla de tierra de la subestación una distancia de 20 metros. Estas picas, en forma de varilla de cobre, tendrán una sección de 20 mm 2 , y se separarán entre ellas una distancia de 5 metros, unidas entre sí por un conductor desnudo de cobre de 95 mm 2 . Para unir las picas de tierra con el neutro del transformador se utilizará un conductor aislado de 95 mm 2 de cobre. 1.11.4. Conductores de tierra Habrá que distinguir distintos tipos de conductor de tierra, atendiendo a las siguientes características: - Malla general: conductor de cobre desnudo de 120 mm 2 . - Unión transformador tierra independiente: conductor aislado de cobre de 95 mm 2 - Unión de carcasas y vallado con la red de tierra: conductor aislado de cobre de 50 mm 2 - Hilo de guarda: Conductor de acero de 50 mm 2 1.12. SERVICIOS AUXILIARES Para la alimentación de las protecciones de la aparamenta, luminarias y pequeña fuerza del edificio de obra civil, se instalará un transformador 50 kVA que dará servicio a todos los Servicios Auxiliares. 1.12.1. Circuitos El cuadro de baja tensión poseerá los siguientes circuitos descritos en la siguiente tabla: Línea Nombre Alimentación transformador (20 kV) SSAA Línea general LG Alumbrado interior 1 AL1 Alimentación interior 2 AL2 Alumbrado exterior 1 AL3 Alumbrado exterior 2 AL4 Alumbrado exterior Emergencias AL5 Alumbrado edificio AL6 Alumbrado de emergencia AL7 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 55 Tomas schucko T1 Baterías de corriente continua B1 Tabla 2: Circuito de SS.AA. Todos los circuitos están calculados en el apartado 2.11. Servicios Auxiliares del ANEXO DE CÁLCULOS. Además, en el plano 25. CUADRO B.T. se muestran las protecciones de cada línea de SS.AA. 1.12.2. Transformador de Servicios auxiliares Para dar servicio a todos los receptores que componen los Servicios Auxiliares se instalará un transformador de tipo seco en el interior de una cabina metálica en el edificio de obra civil. Dicho transformador poseerá las características detalladas en el apartado 1.12.3. Receptores de alumbrado Las luminarias serán conformes a los requisitos establecidos en las normas de la serie UNE-EN 60598. La masa de las luminarias suspendidas excepcionalmente de cables flexibles no deben exceder de 5 kg. Los conductores, que deben ser capaces de soportar este peso, no deben presentar empalmes intermedios y el esfuerzo deberá realizarse sobre un elemento distinto del borne de conexión. Las partes metálicas accesibles de las luminarias que no sean de Clase II o Clase III, deberán tener un elemento de conexión para su puesta a tierra, que irá conectado de manera fiable y permanente al conductor de protección del circuito. El uso de lámparas de gases con descargas a alta tensión (neón, etc), se permitirá cuando su ubicación esté fuera del volumen de accesibilidad o cuando se instalen barreras o envolventes separadoras. En instalaciones de iluminación con lámparas de descarga realizadas en locales en los que funcionen máquinas con movimiento alternativo o rotatorio rápido, se deberán tomar las medidas necesarias para evitar la posibilidad de accidentes causados por ilusión óptica originada por el efecto estroboscópico. Los circuitos de alimentación estarán previstos para transportar la carga debida a los propios receptores, a sus elementos asociados y a sus corrientes armónicas y de arranque. Para receptores con lámparas de descarga, la carga mínima prevista en voltiamperios será de 1,8 veces la potencia en vatios de las lámparas. En el caso de distribuciones monofásicas, el conductor neutro tendrá la misma sección que los de fase. Será aceptable un coeficiente diferente para el cálculo de la sección de los conductores, siempre y cuando el factor de potencia de cada receptor sea mayor o igual a 0,9 y si se conoce la carga que supone cada uno de los elementos asociados a las lámparas y las corrientes de arranque, que tanto éstas como aquéllos puedan producir. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 56 En este caso, el coeficiente será el que resulte. En el caso de receptores con lámparas de descarga será obligatoria la compensación del factor de potencia hasta un valor mínimo de 0,9. En instalaciones con lámparas de muy baja tensión (p.e. 12 V) debe preverse la utilización de transformadores adecuados, para asegurar una adecuada protección térmica, contra cortocircuitos y sobrecargas y contra los choques eléctricos. Para los rótulos luminosos y para instalaciones que los alimentan con tensiones asignadas de salida en vacío comprendidas entre 1 y 10 kV se aplicará lo dispuesto en la norma UNE-EN 50.107. Por recomendación del grupo ENDESA, se colocará una instalación de alumbrado que de un resultado siempre por encima de lo siguiente: - Sala Cuadro de Control 500 Lux - Parque AT 5 / 20 Lux - Puerta de acceso 20 Lux - Zona valla perimetral 20 Lux 1.12.3.1. Luminarias 1.12.3.1.1. Lámparas de emergencia Cuerpo rectangular con aristas redondeadas que consta de una base en poliester preimpregnado y reforzado con fibra de vidrio y de un difusor fabricado en policarbonato. Modelo Permanente: consta de una lámpara fluorescente que se ilumina si falla el suministro de red. En modelo Combinado: contiene dos lámparas fluorescentes; una de emergencia que sólo se ilumina si falla el suministro de red, y la otra que funciona como una luminaria normal que puede encenderse o apagarse a voluntad mientras se le suministre tensión. Sus características son: Potencia: 18W. Formato: Pantalla Estanca Funcionamiento: Permanente, No Permanente y Combinado Autonomía (h): 1h, 2h Lámpara en emergencia: FL 18 W o PL 36 W Lúmenes: 211 a 1200 Lm Piloto testigo de carga: Led Grado de protección: IP65 IK08 Aislamiento eléctrico: Clase I Dispositivo verificación: En modelos AutoTest y TCA PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 57 Imagen 14. Lámpara emergencia 18 W. 1.12.3.1.2. Lámparas fluorescentes Se trata de una lámpara fluorescente que es instalada en el edificio de obra civil. Sus características son: Potencia:2x36 W Marca: Philips Código de producto: 4IS120 Código IP: IP65 Luminaria: Master TL-D Xtra 36W/865 ISL (Lámpara de descarga de vapor de mercurio a baja presión (26 mm de diámetro) Imagen 15: Imagen luminaria. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 64 1.14. BATERÍA DE CONDENSADORES Para mejorar la calidad de la energía distribuida por la Subestación, se instalarán baterías de condensadores. La función de los mismos será la de compensar el factor de potencia. Por recomendaciones del grupo ENDESA, la potencia de las baterías de condensadores no podrá superar el 5% de la potencia de la instalación, debido a que se podrían ocasionar efectos de resonancias perjudiciales para la instalación de la Subestación. La batería de condensadores instalada poseerá una potencia de 6 MVAr y será un grupo único. Irá conectada a una salida de 20 kV, y poseerá las mismas protecciones que las líneas de salida de dicha tensión. El conjunto se instalará en el embarrado doble de 20 kV, y estará compuesto por todos los elementos, protecciones y accesorios necesarios para su correcto funcionamiento y protección, y todo ello irá en una envolvente metálica de protección conectada a tierra. 1.15. HILOS DE GUARDA Para proteger la SET contra las descargas directas de los rayos se utilizarán hilos de guarda de la misma sección que los que se usan en las líneas de transmisión cuando el nivel isoceráunico e smedianamente alto, o simples astas sobre los postes cualdo la probabilidad de rayos es muy reducida. Los hilos de guarda en la Subestación deben instalarse a una altura adecuada para proteger eficazmente los conductores y equipos bajo tensión Se ha optado por la colocación de conductores de acero desnudos con una sección de 50 mm2 1.16. PROTECCIONES DE LA S.E.T. Los dispositivos de protección expuestos hasta ahora garantizan que la instalación eléctrica quede protegida frente a los distintos tipos de faltas o defectos más habituales, como sobrecargas, cortocircuitos, sobretensiones, etc. No obstante, estas protecciones no aseguran un servicio continuo de la instalación. Es decir, en caso de falta de cualquier tipo, no existe ningún criterio selectivo que desconecte solo la parte mínima de la instalación que se ha visto afectada, y por tanto, garantice la continuidad del servicio de las partes no implicadas en la falta. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 65 La tarea de coordinar los distintos dispositivos de protección y maniobra para conseguir esa selectividad de las protecciones a la hora de actuar es tarea de los relés de protección. Los tipos más comunes de perturbaciones en alta tensión, que pueden afectar el servicio normal de los distintos elementos que componen una subestación son: - Defectos en los aislamientos - Descargas atmosféricas y sobretensiones interiores. - Destrucciones mecánicas. - Excesos de cargas conectadas. - Factores humanos. - Puestas a tierras intempestivas. Todas estas perturbaciones se traducen en diversos tipos de defectos o faltas en las instalaciones los cuales los podemos resumir en: - Cortocircuitos - Sobrecargas - Retornos de corriente - Subtensiones - Sobretensiones Faltas que deberían detectar los distintos relés de protección y actuar sobre los aparatos que las competan para eliminarlas lo antes posible y con el menos daño posible tanto en la aparamenta como en la continuidad del servicio. Atendiendo a su forma constructiva existen diversos tipos de relés, los cuales son: - Relés electromagnéticos: se basan en el principio de la fuerza de atracción ejercida entre piezas de material magnético. Su principal ventaja resido en que son simples y baratos, pero por el contrario son difíciles de ajustar y de regular. - Relés de inducción: se basan en el principio de la rueda de Barlow, es decir, el mismo principio que usan los contadores. Estos relés son de aplicación general por las múltiples combinaciones que admiten. - Relés electrodinámicos: están basados en un principio similar al de los aparatos de medida tipo galvanómetro. Estos relés tienen como ventaja una elevada sensibilidad, pero por el contrario, debido a la rapidez de los mismos se hace imposible su temporización, y son caros. - Relés electrónicos: son los más utilizados en la actualidad debido a su gran polivalencia, rapidez, capacidad de regulación y ausencia de mantenimiento debido a la eliminación de elementos mecánicos. De todos los tipos expuestos se seleccionarán relés de tipo electrónico debido a las grandes ventajas que poseen frente al resto. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 66 Dentro de los relés electrónicos existen diversos tipos de regulaciones atendiendo a las magnitudes eléctricas que se deseen controlar para cada uno de los tipos de faltas mencionadas anteriormente, de las cuales los más usuales son: - Protecciones de sobreintensidad: su misión es proteger las máquinas, transformadores y líneas contra cualquier elevación anormal de la temperatura como consecuencia de una sobreintensidad. Este tipo de actuación irá temporizado bien a tiempo dependiente o a tiempo independiente de la falta. - Protección de cortocircuito: su misión es similar a la de sobreintensidad, con la diferencia de que el tiempo de actuación esn la protección de cortocircuito es mucho más corto y está calibrada para un valor de intensidad de disparo muy superior a la de sobreintensidad. - Protección de mínima impedancia: la misión es similar a la de cortocircuito, pero con la diferencia de que este tipo de protección actúa si la impedancia de un circuito disminuye respecto a la de un valor consigna. - Protección diferencial: se basa en la comparación de las intensidades de ambos lados del circuito que se desea proteger, actúan según la primera ley de Kirchhoff, por lo que la actuación de la misma dependerá de que la suma de las corrientes que llegan al nudo, o zona protegida, no sea cero. Se trata de un tipo de protección selectivo, ya que si la falta se produce fuera de la zona protegida la protección no actuará. - Protección direccional a tierra: tiene como misión señalar y en ocasiones desconectar selectivamente el circuito puesto a tierra. Este tipo de protección dependerá de cómo tengamos el neutro de nuestro transformador, en nuestro caso, como tenemos neutro rígidamente puesto a tierra, el límite de la corriente de defecto lo impondrá la impedancia propia del arco eléctrico y la resistencia del terreno en el recorrido de la corriente de retorno al neutro del transformador. Esta corriente suele ser de un valor elevado. - Protección de sobretensión y subtensión: la aparamenta de la subestación se selecciona pensando en la tensión nominal de ésta, e incluso para soportar sobretensiones de un cierto porcentaje sin que sufra daño alguno. Pero en ciertas ocasiones se pueden presentar sobretensiones y subtensiones elevadas que pueden producir daños en la aparamenta. - Protección Bucholz: protección exclusiva para los transformadores de potencia que se encarga de controlar el estado del aceite del depósito y en caso de presentarse alguna anomalía que pudiese dar riesgo de explosión, se encarga de avisar y si la anomalía persiste o incrementa desconecta. - Protecciones de temperatura: al igual que la anterior, es propia de los transformadores de potencia y se encarga de vigilar la temperatura de los mismos y de dar la orden de desconectar en caso de peligro. De entro todos estos tipos de protecciones se irá seleccionando una u otras según sea necesario para cada una de las distintas posiciones de la subestación, las cuales se irán activando de los relés electrónicos compactos seleccionados para tal fin. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 67 1.16.1. Protecciones para 220 kV 1.16.1.1. Posición de línea Para la protección de las líneas a 220 kV, se ha optado por la elección de un relé electrónico, el cual irá alojado en el interior de una cabina destinada a la situación de todos los relés de protección, ubicada en el interior del edificio de obra civil dispuesto en la subestación. Las características del conexionado aparecen en el plano 4. PROTECCIONES LÍNEA ENTRADA 220KV De dicho relé electrónico, atendiendo a las protecciones antes expuestas y a las recomendaciones ENDESA, se activarán las siguientes protecciones para las líneas de 220 kV: - 27: Protección de mínima tensión. - 59: Protección de máxima tensión. - 64: Protección a tierra. - 50-51: Protección de sobreintensidad. - 79: Reenganchador trifásico. - 25: Sincronismo. - 21: Protección de línea. - 67: Homopolar. Los cuales actuarán sobre la bobina de disparo de sus respectivos interruptores y se conectarán según se indica en el plano de protecciónes de entrada 220 kV. 1.16.1.2. Posición de transformador Para la protección de la posición del transformador a 220 kV, se ha optado por la elección de un relé electrónico, el cual irá alojado en el interior de una cabina destinada a la situación de todos los relés de protección, ubicada en el interior del edificio de obra civil dispuesto en la subestación. Las características del conexionado aparecen en el plano 6. PROTECCIONES TRANSFORMADOR 220/132 KV. De dicho relé electrónico, atendiendo a las protecciones antes expuestas y a las recomendaciones ENDESA, se activarán las siguientes protecciones para las posiciones del transformador a 132 kV: - 27: Protección de mínima tensión. - 59: Protección de máxima tensión. - 64: Protección a tierra. - 51: Protección de sobreintensidad. - 87: Diferencial. - B: Relé Buchholz. - T: Relé de temperatura. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 68 Los cuales actuarán sobre la bobina de disparo de sus respectivos interruptores y se conectarán según se indica en el plano de conexiones de línea de transformador. 1.16.2. Protecciones para 132 kV 1.16.2.1. Posición de línea Para la protección de las líneas a 220 kV, se ha optado por la elección de un relé electrónico, el cual irá alojado en el interior de una cabina destinada a la situación de todos los relés de protección, ubicada en el interior del edificio de obra civil dispuesto en la subestación. Las características del conexionado aparecen en el plano 5. PROTECCIONES LÍNEA SALIDA 132 KV. De dicho relé electrónico, atendiendo a las protecciones antes expuestas y a las recomendaciones ENDESA, se activarán las siguientes protecciones para las líneas de 132 kV: - 27: Protección de mínima tensión. - 59: Protección de máxima tensión. - 64: Protección a tierra. - 50-51: Protección de sobreintensidad. - 79: Reenganchador trifásico. - 25: Sincronismo. - 21: Protección de línea. - 67: Homopolar. Los cuales actuarán sobre la bobina de disparo de sus respectivos interruptores y se conectarán según se indica en el plano de protecciones de línea de salida 132 kV. 1.16.2.2. Posición de transformador Para la protección de la posición del transformador a 132 kV, se ha optado por la elección de un relé electrónico, el cual irá alojado en el interior de una cabina destinada a la situación de todos los relés de protección, ubicada en el interior del edificio de obra civil dispuesto en la subestación. Las características del conexionado aparecen en el plano 6. PROTECCIÓNES TRANSFORMADOR 220/132 KV y 7. PROTECCIONES TRANSFORMADOR 132/20KV. De dicho relé electrónico, atendiendo a las protecciones antes expuestas y a las recomendaciones ENDESA, se activarán las siguientes protecciones para las posiciones del transformador a 132 kV: - 27: Protección de mínima tensión. - 59: Protección de máxima tensión. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 69 - 64: Protección a tierra. - 51: Protección de sobreintensidad. - 87: Diferencial. - B: Relé Buchholz. - T: Relé de temperatura. Los cuales actuarán sobre la bobina de disparo de sus respectivos interruptores y se conectarán según se indica en el plano 1.16.3. Protecciones para 20 kV Puesto que toda la instalación para 20 kV es de interior y va alojada en celdas blindadas tanto para las posiciones de línea como para las de transformador, se usarán los relés de protección electrónicos que vienen ya dispuestos de fabricación en cada una de las celdas del fabricante ORMAZABAL, cuyas protecciones son: - 50-51: Protección de sobreintensidad. - 59: Protección de máxima tensión. - 27: Protección de mínima tensión. - 67N: Protección homopolar. Los cuales actuarán sobre la bobina de disparo de sus respectivos interruptores y se conectarán según se indica en el plano de protecciones de línea de transformador. 1.17. APARATOS DE MEDIDA Para la correcta supervisión del funcionamiento de la subestación, además de las distintas protecciones conectadas a los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad, se deberán disponer en todas las posiciones, de aparatos de medida que permitan verificar visualmente el estado de las características eléctricas más relevantes de la subestación, así como la energía que se está consumiendo en todo momento por las cargas a ella conectadas. Por ello se dispondrán aparatos de medida en cabinas, situadas en el interior del edificio de la subestación, de forma que reflejen el estado de las siguientes magnitudes: - Amperímetros: cuya misión es la de reflejar en todo momento la intensidad que circula por cada una de las distintas posiciones. - Voltímetros: cuya misión es la de reflejar en todo momento la tensión a la que se encuentran las distintas posiciones. - Contador de activa: cuya misión es la de reflejar en todo momento la potencia activa que están consumiendo las cargas conectadas a cada una de las posiciones de la subestación. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 70 - Contador de reactiva: cuya misión es la de reflejar en todo momento la potencia reactiva que están consumiendo las cargas conectadas a cada una de las posiciones de la subestación. - Frecuencímetro: cuya misión es la de reflejar en todo momento la frecuencia de la red. - Factor de potencia: cuya misión es la de reflejar en todo momento el factor de potencia de cada una de las posiciones de la subestación debido a las coargas a ella conectadas. Por todo lo anterior y atendiendo a la misión de cada una de las partes de la subestación y a las recomendaciones ENDESA, se seleccionarán unos u otros dispositivos de medida. 1.17.1. Medida para 220 kV 1.17.1.1. Posiciones de línea Para las tareas de control y medida de las líneas a 220 kV, se instalará el mismo equipo electrónico, ya que a la vez que dispone de todas las protecciones necesarias para cada una de las partes de la subestación, incorpora los distintos aparatos de medida necesarios para la supervisión y control de dichas partes, tales como: - I: Amperímetro - V: Voltímetro - kW: Contador de potencia activa - KVar: Contador de potencia reactiva - kWh: Contador de kilowatios hora - kVarh: Contador de kilovoltiamperios reactivos hora - FP: Control del factor de potencia - F: Control de la frecuencia. De los cuales para las líneas de 220 kV se activará: contador de activa, contador de reactiva, amperímetro, voltímetro, frecuencímetro y factor de potencia. El esquema del panel de medida de 220 aparece en el plano 8. PANEL FRONTAL LÍNEA 220 kV. 1.17.1.2. Posición de transformador Para las tareas de control y medida de las posiciones de transformador a 220 kV, se instalará el mismo equipo electrónico, ya que a la vez que dispone de todas las protecciones necesarias para cada una de las partes de la subestación, incorpora los distintos aparatos de medida necesarios para la supervisión y control de dichas partes, tales como: - I: Amperímetro - V: Voltímetro PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 71 - kW: Contador de potencia activa - KVar: Contador de potencia reactiva - kWh: Contador de kilowatios hora - kVarh: Contador de kilovoltiamperios reactivos hora - FP: Control del factor de potencia - F: Control de la frecuencia. El esquema del panel de medida del transformador 220/132 kV aparece en el plano 9. PANEL FRONTAL TRANSFORMADOR 220/132 KV. 1.17.2. Medida para 132 kV 1.17.2.1. Posiciones de línea Para las tareas de control y medida de las líneas a 132 kV, se instalará el mismo equipo electrónico DMS multifunción del fabricante GENERAL ELECTRIC, ya que a la vez que dispone de todas las protecciones necesarias para cada una de las partes de la subestación, incorpora los distintos aparatos de medida necesarios para la supervisión y control de dichas partes, tales como: - I: Amperímetro - V: Voltímetro - kW: Contador de potencia activa - KVar: Contador de potencia reactiva - kWh: Contador de kilowatios hora - kVarh: Contador de kilovoltiamperios reactivos hora - FP: Control del factor de potencia - F: Control de la frecuencia. De los cuales para las líneas de 132 kV se activará: contador de activa, contador de reactiva, amperímetro, voltímetro, frecuencímetro y factor de potencia. El esquema del panel de medida de 220 aparece en el plano 10.PANEL FRONTAL LÍNEA 132 KV. 1.17.2.2. Posición de transformador Para las tareas de control y medida de las posiciones de transformador a 132 kV, se instalará el mismo equipo electrónico, ya que a la vez que dispone de todas las protecciones necesarias para cada una de las partes de la subestación, incorpora los distintos aparatos de medida necesarios para la supervisión y control de dichas partes, tales como: - I: Amperímetro - V: Voltímetro - kW: Contador de potencia activa - KVar: Contador de potencia reactiva - kWh: Contador de kilowatios hora PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 72 - kVarh: Contador de kilovoltiamperios reactivos hora - FP: Control del factor de potencia - F: Control de la frecuencia. El esquema del panel de medida del transformador 220/132 kV aparece en el plano 9. PANEL FRONTAL TRANSFORMADOR 220/132 KV y 11. PANEL FRONTAL TRANSFORMADOR 132/20 KV. 1.17.3. Medida para 20 kV Puesto que toda la instalación para 10 kV es de interior y va alojada en celdas blindadas, tanto para las posiciones de línea como para las de transformador, se usarán los dispositivos de medida electrónicos que vienen ya dispuestos de fabricación en cada una de las celdas. Las magnitudes a medir serán: - I: Amperímetro - V: Voltímetro - kW: Contador de potencia activa - KVar: Contador de potencia reactiva - kWh: Contador de kilowatios hora - kVarh: Contador de kilovoltiamperios reactivos hora - FP: Control del factor de potencia - F: Control de la frecuencia. Cuadros de mando Para maniobrar los interruptores y seccionadores de la parte de intemperie desde la propia SET se utilizarán cuadros de mando. Estos cuadros llevarán unos accionamientos que alimentarán a los motores de conexión y desconexión mediante los conductores de mando, que irán por las atarjeas o canales revisables. Los cuadros de mando se colocarán en el interior del edificio tal y como se muestra en el plano 24.ESQUEMA EDIFICIO OBRA CIVIL. Además, mostrarán la intensidad, tensión y potencia de las líneas a las cuales estén conectados, mediante la conexión oportuna con los transformadores de tensión e intensidad. En los planos se pueden observar la disposición de los mismos. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 73 1.18. RESUMEN DE PRESUPUESTO A continuación se presenta el resumen del presupuesto, detallando por apartados la cuantía del mismo: APARTADO PRESUPUESTO LÍNEAS DE ENTRADA 1 Y 2 A 220 kV 456.600,00 € LÍNEAS DE PRIMARIO DE LOS TRANSFORMADORES 1 Y 2 328.600,00 € LÍNEAS DE SECUNDARIO DE LOS TRANSFORMADORES 1 Y 2 152.838,00 € LÍNEAS DE SALIDA 1 Y 2 A 132 kV 218.638,00 € LÍNEAS DE PRIMARIO DE LOS TRANSFORMADORES 3 Y 4 152.838,00 € LÍNEAS DE SECUNDARIO DE LOS TRANSFORMADORES 3 Y 4 53.970,00 € LÍNEAS DE SALIDA 1, 2, 3, 4, 5 Y 6 A 20 kV 91.932,00 € LÍNEA DE BATERÍA DE CONDENSADORES 25.325,00 € EMBARRADOS A 220 kV, 132 kV Y 20 kV 180.030,33 € TRANSFORMADORES DE POTENCIA 2.557.600,00 € RED DE TIERRAS 32.537,45 € SERVICIOS AUXILIARES 38.674,95 € MANDO, MEDIDA Y PROTECCIÓN 52.939,00 € ESTRUCTURAS 92.077,00 € AISLADORES Y CONEXIONES 14.570,62 € OBRA CIVIL 149.674,25 € TOTAL SUBESTACIÓN ELÉCTRICA 4.598.844,60 € Presupuesto 4.598.844,60 € 13% de gastos generales 597.849,80 € 6% de beneficio industrial 275.930,68 € Suma 5.472.625,01 € 18% IVA 985.072,52 € Presupuesto total de la ejecución 6.457.697,59 € Asciendo el presupuesto total de ejecución a la expresada cantidad de seis millones cuatrocientas cincuenta y siete mil, seiscientos noventa y siete con cincuenta y nueve euros. La información detallada de los precios descompuestos se expone en el documento PRESUPUESTO SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TRANSFORMADORA 220 / 132 / 20 kV. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 80 Tabla 6: Aislamiento Grupo C Esta tabla da las combinaciones recomendadas entre las tensiones más elevadas para el material y el nivel de aislamiento. Cuando, debido a las características de la red, o a los métodos elegidos para controlar las sobretensiones de maniobra o de rayo el empleo de combinaciones distintas a las de la tabla quede justificado técnica y económicamente, los valores seleccionados deben tomarse de entre los que figuran en la tabla. En una misma red pueden coexistir varios niveles de aislamiento, correspondiente a instalaciones situadas en diferentes lugares de la red o a diferentes materiales pertenecientes a una misma instalación. 2.1.3. Nivel de 220 kV - Tensión nominal: 220 kV - Tensión más elevada: 245 kV - Tensión a impulso tipo rayo: 1050 kV - Tensión a frecuencia industrial de baja duración: 460 kV 2.1.4. Nivel de 132 kV - Tensión nominal: 132 kV - Tensión más elevada: 145 kV - Tensión a impulso tipo rayo: 650 kV - Tensión a frecuencia industrial de baja duración: 275 kV PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 81 2.1.5. Nivel a 20 kV - Tensión nominal: 20 kV - Tensión más elevada: 24 kV - Tensión a impulso tipo rayo lista 2: 125 kV - Tensión a frecuencia industrial de baja duración: 50 kV 2.2. CÁLCULO DE INTENSIDADES Para el correcto diseño y ejecución de la subestación, es muy importante calcular la intensidad que en circunstancias nominales circulará por la instalación. 2.2.1. Método de cálculo Para calcular la intensidad de la instalación, se utilizará la siguiente expresión: ϕ cos**3 Vn P I= (Fórmula corriente eléctrica) - I: Intensidad que circula por el punto de la instalación en estudio ( A ). - P: Potencia prevista en el punto de la instalación donde calcularemos la intensidad. ( kVA ). - Vn: Tensión nominal en el punto en estudio ( kV ). - cos φ: factor de potencia de la instalación, tomaremos como 1 por simplificación. 2.2.2. Nivel de 220 kV Para el cálculo de la intensidad en el nivel de 220 kV se estudiarán los siguientes puntos: - Línea de entrada L 1 - Línea de entrada L 2 - Embarrado doble 220 kV - Línea primario T 1 L pT1 - Línea primario T 2 L pT2 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 82 2.2.2.1. Línea de entrada L 1 Para el cálculo de esta línea tendremos en cuenta que deberá de ser capaz de soportar toda la potencia de la subestación, es decir, de los transformadores T 1 y T 2 . La potencia de ambos transformadores es de 80 MVA. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 160.000 kVA (80.000 kVA de T 1 + 80.000 kVA de T 2 ) - Vn: 220 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 491,88 A La intensidad nominal de la línea de entrada L 1 será de ≈ 420 A, de modo que aun en caso de avería en la línea de entrada L 2 la subestación pueda trabajar a modo completo. 2.2.2.2. Línea de entrada L 2 La línea de entrada L 2 será idéntica a la línea de entrada L 1 . Del mismo modo podrá soportar la potencia de los dos transformadores T 1 y T 2 . La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 160.000 kVA (80.000 kVA de T 1 + 80.000 kVA de T 2 ) - Vn: 220 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 419,88 A La intensidad nominal de la línea de entrada L 2 será de ≈ 420 A, de modo que aun en caso de avería en la línea de entrada L 1 la subestación pueda trabajar a modo completo. 2.2.2.3. Embarrado doble nivel 220 kV Se instalará en el nivel de 220 kV, un embarrado doble, capaz, al igual que las dos líneas de entrada, de soportar toda la potencia de los dos transformadores de potencia. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 160.000 kVA (80.000 kVA de T 1 + 80.000 kVA de T 2 ) - Vn: 220 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 419,88 A PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 83 La intensidad nominal de la línea del embarrado será de ≈ 420 A 2.2.2.4. Línea de primario T 1 L pT1 Esta línea L pT1 alimentará al transformador de potencia 1, y estará diseñada para soportar la intensidad nominal de dicho transformador, adaptando sus protecciones de acuerdo con los requisitos de Intensidad de éste. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 80.000 kVA - Vn: 220 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 209,94 A La intensidad nominal de la línea del primario del transformador de potencia 1 será de ≈ 210 A. 2.2.2.5. Línea de primario T 2 L pT2 Esta línea L pT2 , será idéntica en diseño a la línea L pT1 , por lo que será capaz de soportar la potencia del transformador de potencia 2. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 80.000 kVA - Vn: 220 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 209,94 A La intensidad nominal de la línea del primario del transformador de potencia 1 será de ≈ 210 A. 2.2.3. Nivel de 132 kV Para el cálculo de la intensidad en el nivel de 132 kV se estudiarán los siguientes puntos: - Línea de salida L 3 - Línea de salida L 4 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 84 - Embarrado doble 132 kV - Línea secundario T 1 L sT1 - Línea secundario T 2 L sT2 - Línea primario T 3 L pT3 - Línea primario T 4 L pT4 2.2.3.1. Línea de salida L 3 Para el cálculo de esta línea tendremos en cuenta que deberá de ser capaz de soportar toda la potencia de la subestación, es decir, de los transformadores T 1 y T 2 . La potencia de ambos transformadores es de 80 MVA. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 160.000 kVA (80.000 kVA de T 1 + 80.000 kVA de T 2 ) - Vn: 132 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 699,8 A La intensidad nominal de la línea de entrada L 3 será de ≈ 700 A. 2.2.3.2. Línea de salida L 4 La línea de salida L 4 será idéntica en estudio a la línea L 3 , por lo que de igual manera soportará toda la potencia de la subestación. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 160.000 kVA (80.000 kVA de T 1 + 80.000 kVA de T 2 ) - Vn: 132 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 699,8 A La intensidad nominal de la línea de entrada L 4 será de ≈ 700 A. 2.2.3.3. Embarrado doble 132 kV Para el cálculo del embarrado doble del nivel de 132 kV consideraremos que soportará toda potencia de la subestación, es decir, de los dos transformadores de potencia 1 y 2. La intensidad se calculará de la siguiente manera: PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 85 - P: 160.000 kVA (80.000 kVA de T 1 + 80.000 kVA de T 2 ) - Vn: 132 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 699,8 A La intensidad nominal del embarrado doble del nivel de 132 kVserá de ≈ 700 A, pudiendo soportar toda la potencia de la subestación. 2.2.3.4. Línea de secundario T 1 L sT1 Esta línea L sT1 alimentará al embarrado doble del nivel de 132 kV, alimentándose del transformador 1, y estará diseñada para soportar la intensidad nominal de dicho transformador, adaptando sus protecciones de acuerdo con los requisitos de Intensidad de éste. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 80.000 kVA - Vn: 132 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 349,90 A La intensidad nominal de la línea del secundario del transformador de potencia 1 será de ≈ 350 A. 2.2.3.5. Línea de secundario T 2 L sT2 La línea de secundario del transformador 2 será idéntica en diseño a la línea de secundario del transformador 1, por lo que será capaz de soportar la potencia del transformador 2. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 80.000 kVA - Vn: 132 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 349,9 A La intensidad nominal de la línea del primario del transformador de potencia 4 será de ≈ 350 A. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 86 2.2.3.6. Línea de primario T 3 L pT3 Para el cálculo de la línea de primario del transformador 3, tendremos en cuenta que deberá de ser capaz de soportar la potencia máxima del transformador 3, y estará diseñada para soportar la intensidad nominal de dicho transformador, adaptando sus protecciones de acuerdo con los requisitos de Intensidad de éste. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 30.000 kVA - Vn: 132 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 131,21 A La intensidad nominal de la línea del secundario del transformador de potencia 1 será de ≈ 132 A. 2.2.3.7. Línea de primario T 4 L pT4 La línea de primario del transformador 4 será idéntica en diseño a la línea de primario del transformador 3, por lo que será capaz de soportar la potencia del transformador 4. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 30.000 kVA - Vn: 132 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 131,21 A La intensidad nominal de la línea del primario del transformador de potencia 4 será de ≈ 131,21 A. 2.2.4. Nivel de 20 kV Para el cálculo de la intensidad en el nivel de 20 kV se estudiarán los siguientes puntos: - Línea de secundario T 3 L sT3 - Línea de secundario T 4 L sT4 - Embarrado doble 20 kV - Línea de salida L 5 - Línea de salida L 6 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 87 - Línea de salida L 7 - Línea de salida L 8 - Línea de salida L 9 - Línea de salida L 10 2.2.4.1. Línea de secundario T 3 L sT3 Esta línea L sT3 alimentará al embarrado doble del nivel de 20 kV, alimentándose del transformador 3, y estará diseñada para soportar la intensidad nominal de dicho transformador, adaptando sus protecciones de acuerdo con los requisitos de Intensidad de éste. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 30.000 kVA - Vn: 20 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 866,02 A La intensidad nominal de la línea del secundario del transformador de potencia 1 será de ≈ 867 A. 2.2.4.2. Línea de secundario T 4 L sT3 La línea de secundario del transformador 4 será idéntica en diseño a la línea de secundario del transformador 3, por lo que será capaz de soportar la potencia del transformador 4. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 30.000 kVA - Vn: 20 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 866,02 A La intensidad nominal de la línea del primario del transformador de potencia 4 será de ≈ 867 A. 2.2.4.3. Embarrado doble 20 kV PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 88 El embarrado doble del nivel de 20 kV deberá soportar toda la potencia de los transformadores de potencia 3 y 4. La intensidad se calculará de la siguiente manera: - P: 60.000 kVA (30.000 kVA de T 3 + 30.000 kVA de T 4 ) - Vn: 20 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 1732,04 A La intensidad nominal del embarrado doble del nivel 20 kV será de ≈ 1733 A. 2.2.4.4. Línea de salida L 5 Las líneas de salida L 5 de 20 kV estarán diseñadas para evacuar un máximo del 25% de la potencia total del embarrado de 20 kV. Las protecciones se ajustarán a este requisito. Todas las líneas de salida de 20 kV tendrán las mismas características. La intensidad por tanto se calculará de la siguiente manera: - P: 25 % 60.000 kVA (30.000 kVA de T 3 + 30.000 kVA de T 4 ) = 15000 kVA - Vn: 20 kV ϕ cos**3 Vn P I= = 433,01 A La intensidad nominal de la línea de salida L 5 de 20 kV será de ≈ 434 A. 2.2.4.5. Línea de salida L 6 La línea de salida L 6 de 20 kV será de las mismas características que la línea L 5 . La intensidad por lo tanto será la misma que el apartado anterior. La intensidad nominal de la línea de salida L 6 de 20 kV será de ≈ 434 A. 2.2.4.6. Línea de salida L 7 La línea de salida L 7 de 20 kV será de las mismas características que la línea L 5 . La intensidad por lo tanto será la misma que el apartado anterior. La intensidad nominal de la línea de salida L 7 de 20 kV será de ≈ 434 A. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 89 2.2.4.7. Línea de salida L 8 La línea de salida L 8 de 20 kV será de las mismas características que la línea L 5 . La intensidad por lo tanto será la misma que el apartado anterior. La intensidad nominal de la línea de salida L 8 de 20 kV será de ≈ 434 A. 2.2.4.8. Línea de salida L 9 La línea de salida L 9 de 20 kV será de las mismas características que la línea L 5 . La intensidad por lo tanto será la misma que el apartado anterior. La intensidad nominal de la línea de salida L 9 de 20 kV será de ≈ 434 A. 2.2.4.9. Línea de salida L 10 La línea de salida L 10 de 20 kV será de las mismas características que la línea L 5 . La intensidad por lo tanto será la misma que el apartado anterior. La intensidad nominal de la línea de salida L 10 de 20 kV será de ≈ 434 A. 2.2.5. Resumen intensidades En la siguiente tabla se resumirán todas las intensidades de la subestación, divididas sus líneas y embarrados por niveles de tensión: Nivel Línea Potencia (MVA) Tensión (kV) Intensidad (A) L1 160 220 419,89 L2 160 220 419,89 EMB. 1 160 220 419,89 LT1P 80 220 209,95 220 kV LT2P 80 220 209,95 LT1S 80 132 349,91 LT2S 80 132 349,91 EMB. 2 160 132 699,82 L3 160 132 699,82 132 kV L4 160 132 699,82 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 96 -Punto de enganche 2: Idéntica en diseño al punto de enganche 1, por lo que se calculará de la misma manera: P Pbase X enganche * 100 *% 2 = = 1 Ω - X enganche1 : reactancia en estudio, de la línea de entrada L 1 - %: como ya hemos especificado, se tomará el 100% de la potencia base. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 7.000 MVA - P: potencia en el punto de estudio, es decir, P será la potencia base: 7.000 MVA - Reactancia línea de entrada L 1 de 220 kV: Para el cálculo de la reactancia será necesario especificar la reactancia característica del conductor aéreo que conforma la línea, y su longitud, y dichas características son: - Conductor: HALCÓN - Resistencia kilométrica: 0,122 Ω /km - Longitud: 11’3 m Por lo que la reactancia por unidad quedará calculada de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 1 kV baseP X L Ω = = 1,7644*10 -2 Ω - X L1 : reactancia de la línea de entrada L 1 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. Y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 7.000.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 220 kV al cuadrado. - Reactancia línea de entrada L 2 de 220 kV: Idéntica en diseño a la reactancia de la línea de entrada L 1 , por lo que se calculará de la misma manera: 1000*)( .* 2 2 kV baseP X L Ω = = 1,7644*10 -2 Ω - X L2 : reactancia de la línea de entrada L 2 . PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 97 - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 7.000.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 220 kV al cuadrado. - Reactancia línea de entrada Transformador 1 de 220 kV Para el cálculo de la reactancia de entrada del transformador 1, tendremos en cuenta las características del conductor aéreo HALCÓN. La reactancia se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 1 kV baseP X pT Ω = = 1,7644*10 -2 Ω - X pT1 : reactancia de la línea de entrada del transformador 1 L pT1 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 7.000.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 220 kV al cuadrado. - Reactancia línea de entrada Transformador 2 de 220 kV Idéntica a la reactancia de línea de entrada de transformador 1, por lo que se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 2 kV baseP X pT Ω = = 1,7644*10 -2 Ω - X pT2 : reactancia de la línea de entrada del transformador 2 L pT2 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 7.000.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 220 kV al cuadrado. - Reactancia por unidad del Transformador 1: Para calcular la reactancia del transformador 1, deberemos tener presentes las características del propio transformador, de esta manera, el cálculo será el siguiente: PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 98 P Pbase X T * 100 *% 1 = = 10,5 Ω - X T1 : reactancia del Transformador 1 -%: reactancia de cortocircuito del transformador, facilitado por el fabricante. Para los transformadores de potencia de la subestación, dicho valor es 12% -Pbase: potencia base del sistema, 7.000 MVA -P: potencia del transformador 1: 80 MVA - Reactancia por unidad del Transformador 2: La reactancia por unidad del transformador 2 es idéntica al transformador 1, puesto que son ambos transformadores idénticos. De este modo el cálculo será el siguiente: P Pbase X T * 100 *% 2 = = 10,5 Ω - X T2 : reactancia del Transformador 2 -%: reactancia de cortocircuito del transformador, facilitado por el fabricante. Para los transformadores de potencia de la subestación, dicho valor es 12% -Pbase: potencia base del sistema, 7.000 MVA -P: potencia del transformador 2: 80 MVA - Reactancia línea salida Transformador 1 de 132 kV: Para el cálculo de la reactancia de la línea de salida del transformador 1, tendremos en cuenta las características del conductor aéreo HALCÓN. La reactancia se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 1 kV baseP X sT Ω = = 2,45*10 -2 Ω - X sT1 : reactancia de la línea de salida de transformador 1 L sT1 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 132 kV al cuadrado. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 99 - Reactancia línea de salida Transformador 2 de 132 kV: Idéntica en cálculo a la línea de salida del transformador 1, por lo que se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 2 kV baseP X sT Ω = = 2,45*10 -2 Ω - X sT2 : reactancia de la línea de salida del transformador 2 L sT2 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 132 kV al cuadrado. - Reactancia de salida línea 3 a 132 kV: Idéntica en cálculo a la línea de salida del transformador 1, por lo que se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 3 kV baseP X L Ω = = 2,45*10 -2 Ω - X L3 : reactancia de la línea de salida L 3 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 132 kV al cuadrado. - Reactancia de salida línea 4 a 132 kV: Idéntica en cálculo a la línea de salida del transformador 1, por lo que se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 4 kV baseP X L Ω = = 2,45*10 -2 Ω - X L4 : reactancia de la línea de salida L 4 . PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 100 - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 132 kV al cuadrado. -Punto de enganche 3: Idéntica en diseño al punto de enganche 1, por lo que se calculará de la misma manera: P Pbase X enganche * 100 *% 3 = = 1 Ω - X enganche3 : reactancia en estudio, de la línea de entrada L 3 - %: como ya hemos especificado, se tomará el 100% de la potencia base. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500 MVA - P: potencia en el punto de estudio, es decir, P será la potencia base: 3.500 MVA -Punto de enganche 4: Idéntica en diseño al punto de enganche 1, por lo que se calculará de la misma manera: P Pbase X enganche * 100 *% 4 = = 1 Ω - X enganche4 : reactancia en estudio, de la línea de entrada L 4 - %: como ya hemos especificado, se tomará el 100% de la potencia base. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500 MVA - P: potencia en el punto de estudio, es decir, P será la potencia base: 3.500 MVA - Reactancia de entrada del transformador 3 a 132 kV: Idéntica en cálculo a la línea de salida del transformador 1, por lo que se calculará de la siguiente manera: PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 101 1000*)( .* 2 3 kV baseP X pT Ω = = 2,45*10 -2 Ω - X pT3 : reactancia de la línea de entrada del transformador 3 L pT3 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 132 kV al cuadrado. - Reactancia de entrada del transformador 4 a 132 kV: Idéntica en cálculo a la línea de salida del transformador 1, por lo que se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 4 kV baseP X pT Ω = = 2,45*10 -2 Ω - X pT4 : reactancia de la línea de entrada del transformador 4 L pT4 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,122 Ω /km. y una longitud de 11,3 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 132 kV al cuadrado. - Reactancia por unidad del Transformador 3: Para calcular la reactancia del transformador 3, deberemos tener presentes las características del propio transformador, de esta manera, el cálculo será el siguiente: P Pbase X T * 100 *% 3 = = 14 Ω - X T3 : reactancia del Transformador 3 -%: reactancia de cortocircuito del transformador, facilitado por el fabricante. Para los transformadores de potencia de la subestación, dicho valor es 12% -Pbase: potencia base del sistema, 3.500 MVA -P: potencia del transformador 3: 30 MVA PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 102 - Reactancia por unidad del Transformador 4: Idéntica en cálculo a la reactancia por unidad del transformador 3, por lo que la reactancia por unidad se calculará de la siguiente manera: P Pbase X T * 100 *% 4 = = 14 Ω - X T4 : reactancia del Transformador 4 -%: reactancia de cortocircuito del transformador, facilitado por el fabricante. Para los transformadores de potencia de la subestación, dicho valor es 12% -Pbase: potencia base del sistema, 3.500 MVA -P: potencia del transformador 4: 30 MVA - Reactancia línea salida Transformador 3 de 20 kV: Para el cálculo de la reactancia de la línea de salida del transformador 3, tendremos en cuenta las características del conductor aéreo subterráneo. Dichas características son las siguientes: - Conductor: Pirelli - R. kilométrica: 0,0605 Ω /km - Longitud: 50 m. 1000*)( .* 2 3 kV baseP X sT Ω = = 0,529 Ω - X sT3 : reactancia de la línea de salida de transformador 3 L sT3 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,0605 Ω /km. y una longitud de 50 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 20 kV al cuadrado. - Reactancia línea salida Transformador 4 de 20 kV: Idéntica en cálculo a la reactancia por unidad del transformador 3, por lo que se calculará de la siguiente manera: 1000*)( .* 2 4 kV baseP X sT Ω = = 0,529 Ω PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 103 - X sT4 : reactancia de la línea de salida de transformador 4 L sT4 . - Ω : reactancia característica del conductor tipo HALCÓN de valor 0,0605 Ω /km. y una longitud de 50 m. - Pbase: exigida por compañía eléctrica, de valor 3.500.000 kVA - (kV) 2 : tensión en el punto de estudio, expresada en kV al cuadrado. En este caso 20 kV al cuadrado. Como podemos ver con claridad, las reactancias de las líneas (líneas de entrada o salida, o entrada o salida de transformadores) no son significativas con respecto a las reactancias de enganche y reactancias de los transformadores, por lo que para simplificación del cálculo las despreciaremos, sin cometer un error apreciable. Esta aproximación no será aplicable a las reactancias de salida de los transformadores en 20 kV. 2.3.3.2. Esquema unifilar simplificado Como se ha comentado en el apartado anterior, para el cálculo de corrientes de cortocircuito, se simplificará el esquema quedando de la siguiente manera: Imagen 20: esquema de cortocircuito simplificado PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 104 Las impedancias el valor mostrado en la siguiente tabla: REACTANCIA VALOR Ω Xenganche1 1 Xenganche2 1 X T1 10,5 X T2 10,5 X T3 14 X T4 14 Xenganche3 1 Xenganche4 1 X T3s 0,529 X T4s 0,529 Tabla 9: reactancias del sistema 2.3.4. Puntos de cortocircuito Se estudiarán los siguientes puntos, con vista de que serán los más significativos a la hora del cálculo: Imagen 21: puntos de cortocircuito PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 105 2.3.4.1. Punto A La situación más desfavorable en el punto A, se daría en la situación en que la línea de entrada L 2 esté desconectada, y el cortocircuito corriera hacia ese punto desde la línea de entrada L 1 y líneas de salida L 2 y L 3 , atravesando las líneas de los transformadores 1 y 2 Imagen 22: cortocircuito Punto A Calculamos la reactancia equivalente: X eq. = X enganche1 //(X enganche3 //X enganche4 +X T1 //X T2 ) = 0,8518 Ω Calculamos la potencia aparente de cortocircuito: . Xeq KVAbase KVAcc == 8.271.391,30 KVA - KVAcc: potencia aparente de cortocircuito - KVA base: potencia aparente, 7.000.000 kVA - Xeq: reactancia equivalente calculada de valor 0,8518 Ω Calculamos la corriente de cortocircuito: KVn KVAcc Icc *3 = = 21,565 A - Icc: corriente de cortocircuito - KVAcc: potencia aparente de cortocircuito calculada - kVn: tensión nominal en el punto de estudio en kV, que en el caso del punto A son 220 kV PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 112 una fase del circuito, produce una elevación de la tensión a tierra de las otras dos fases que, cuando el neutro está aislado o puesto a tierra por medio de una impedancia, pueden alcanzar valores iguales a la máxima entre fases. Con neutros rígidos a tierra, las sobretensiones no alcanzan valores superiores al 140% de la tensión máxima. La duración de estas sobretensiones es igual al tiempo que tarda en despejarse la falta. En las redes con eliminación automática de la falta a tierra este tiempo no es superior a 1s. En las redes con neutro aislado o puesto a tierra por medio de una bobina de compensación, la duración del defecto a tierra no suele ser superior a 10s. b) Pérdidas repentinas de carga: En las redes hasta 72 kV, la pérdida repentina de la carga puede producir sobretensiones con un valor máximo de 1,2 veces la tensión nominal y una duración de unos pocos minutos. En las grandes redes, la repentina pérdida de carga puede producir elevaciones de tensión que pueden alcanzar 1,5 veces la tensión a tierra o incluso algo más, cuando simultáneamente ocurren efectos Ferranti o de resonancia. El efecto de las sobretensiones es incrementar la corriente que circula por el pararrayos y en consecuencia aumenta la energía consumida por el mismo, produciéndose una elevación en su temperatura que puede, según los valores, afectar a la estabilidad térmica del pararrayos. Los tiempos que los pararrayos pueden soportar diferentes valores de sobretensiones se indican en las curvas correspondientes a cada tipo de pararrayos. Estos tiempos se han determinado sobre pararrayos que previamente han absorbido una importante energía, en términos generales la correspondiente a dos impulsos de larga duración más un determinado tiempo trabajando a la tensión máxima de funcionamiento continuo. 2.4.5. Método de Cálculo Tensión asignada (U r ): Para el cálculo de la tensión asignada, es imprescindible distinguir si el neutro de la instalación está aislado a rígidamente a tierra. - Neutro rígidamente a tierra: Tc Umáx U r 81,0* = - Neutro aislado: Tc Umáx U r = * Tc nos lo proporciona el fabricante, y corresponde a un valor de 1,22. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 113 Nivel de aislamiento (NA) Este nivel corresponde a la tensión de impulso tipo rayo en kV de cresta, calculado para cada nivel de protección en el apartado 1.1. AISLAMIENTO. Nivel de protección NP El nivel de protección se calculará eligiendo el mayor valor de, para cada nivel de tensión asignada: - U maniobra - U residual (10 kA) - U frente de onda / 1,15 Estos valores se obtendrán de la tabla que muestra el funcionamiento para los distintos casos de autoválvulas, según niveles de tensión e intensidades de descarga. La tabla se muestra a continuación: Tabla 12: elección autoválvulas Esta tabla es válida para tiempos de descarga correspondientes a la siguiente gráfica: PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 114 Imagen 26: tiempos de respuesta autoválvulas 2.4.6. Autoválvulas Nivel 220 kV Para este nivel, el neutro se colocará rígidamente a tierra, según normativa ENDESA. La tensión más elevada de 220 según el RAT será de 245 kV. - Tensión asignada: Tc Umáx U r 81,0* == 162,66 kV - Nivel de aislamiento: NA=1050 kV - Nivel de protección Según el nivel de tensión asignada 162,66, iremos a la tabla de tensiones autoválvulas y con el valor inmediatamente superior, el cual corresponde a 168 kV, elegiremos el mayor valor de: Umaniobra = 303 kV Uresidual a Id (10 kA) = 366 kV Ufrente de onda / 1,15 = 370 / 1,15 = 321,73 kV NP = 366 kV Calculamos el margen de protección: %3388,186100*1 366 1050 1001)( ≥=      −=      −= NP NA MP PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 115 El pararrayos seleccionado, protege adecuadamente la instalación para el nivel de 220 kV pues su margen de protección es mucho mayor al 33% mínimo exigido. Por normativa de ENDESA, y habiendo calculado el mínimo para una autoválvula del nivel de 220 kV, se colocará la siguiente autoválvula en la instalación: - Tensión de servicio continuo Uc [kV]: 154 kV - Tensión asignada Ur [kV]: 192 kV - Corriente nominal de descarga onda 8/20µs [kA]: 10 - Clase de descarga de larga duración: 3 - Corriente de prueba del limitador de presión [kA]: 40 - Línea de fuga mínima fase tierra [mm]: 6125 2.4.7. Autoválvulas Nivel 132 kV Para este nivel, el neutro se colocará rígidamente a tierra, según normativa ENDESA. La tensión más elevada de 132 según el RAT será de 145 kV. - Tensión asignada: Tc Umáx U r 81,0* == 96,27 kV - Nivel de aislamiento: NA=650 kV - Nivel de protección Según el nivel de tensión asignada 96,27, iremos a la tabla de tensiones autoválvulas y con el valor inmediatamente superior, el cual corresponde a 108 kV, elegiremos el mayor valor de: Umaniobra = 181 kV Uresidual a Id (10 kA) = 233 kV Ufrente de onda / 1,15 = 235 / 1,15 = 204,34 kV NP = 248 kV Calculamos el margen de protección: %3396,178100*1 233 650 1001)( ≥=      −=      −= NP NA MP El pararrayos seleccionado, protege adecuadamente la instalación para el nivel de 132 kV pues su margen de protección es mucho mayor al 33% mínimo exigido. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 116 Por normativa de ENDESA, y habiendo calculado el mínimo para una autoválvula del nivel de 132 kV, se colocará la siguiente autoválvula en la instalación: - Tensión de servicio continuo Uc [kV]: 92 kV - Tensión asignada Ur [kV]: 120 kV - Corriente nominal de descarga onda 8/20µs [kA]: 10 - Clase de descarga de larga duración: 3 - Corriente de prueba del limitador de presión [kA]: 40 - Línea de fuga mínima fase tierra [mm]: 3625 2.4.8. Autoválvulas Nivel 20 kV Para este nivel, el neutro se colocará aislado de tierra, según normativa ENDESA. La tensión más elevada de 20 según el RAT será de 24 kV. - Tensión asignada: Tc Umáx U r == 19,67 kV - Nivel de aislamiento: NA=125 kV - Nivel de protección Según el nivel de tensión asignada 96,27, iremos a la tabla de tensiones autoválvulas y con el valor inmediatamente superior, el cual corresponde a 21 kV, elegiremos el mayor valor de: Umaniobra = 39,6 kV Uresidual a Id (10 kA) = 51 kV Ufrente de onda / 1,15 = 51,5 / 1,15 = 44,78 kV NP = 51 kV Calculamos el margen de protección: %3309,145100*1 51 125 1001)( ≥=      −=      −= NP NA MP El pararrayos seleccionado, protege adecuadamente la instalación para el nivel de 20 kV pues su margen de protección es mucho mayor al 33% mínimo exigido. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 117 2.5. AISLADORES 2.5.1. Generalidades Los aisladores normalmente comprenden cadenas de unidades del tipo caperuza vástago o del tipo bastón, y aisladores rígidos de columna o peana. Pueden ser fabricados usando materiales cerámicos (porcelana), vidrio, aislamiento compuesto de goma de silicona, poliméricos u otro material de características adecuadas a su función. Se pueden utilizar combinaciones de esos aisladores sobre algunas líneas aéreas. Los aisladores deben ser diseñados, seleccionados y ensayados para que cumplan los requisitos eléctricos y mecánicos determinados en los parámetros de diseño de las líneas aéreas. Los aisladores deben resistir la influencia de todas las condiciones climáticas, incluyendo las radiaciones solares. Deben resistir la polución atmosférica y ser capaces de funcionar satisfactoriamente cuando estén sujetos a las condiciones de polución. Los aisladores, según la ITC-LAT-07 deben cumplir los siguientes requisitos: - Requisitos eléctricos normalizados : El diseño de aisladores deberá ser tal que se respeten las tensiones soportadas según esta ITC (valores de aislamiento normalizados) - Requisitos para el comportamiento bajo polución : Los aisladores deberán cumplir con los requisitos especificados para su comportamiento bajo polución. - Requisitos mecánicos : El diseño de los aisladores de una línea aérea deberá ser tal que satisfagan los requisitos mecánicos determinados en el apartado CÁLCULO MECÁNICO. - Requisitos de durabilidad : La durabilidad de un aislador está influenciada por el diseño, la elección de los materiales y los procedimientos de fabricación. Todos los materiales usados en la construcción de aisladores para líneas aéreas, deberán ser inherentemente resistentes a la corrosión atmosférica, que pueda afectar a su funcionamiento. Puede obtenerse un indicador de la durabilidad de las cadenas de aisladores de material cerámico o vidrio, a partir de los ensayos termo-mecánicos especificados en la norma UNE-EN 60383-1. En estos casos especiales, puede ser necesario considerar las características de fatiga, mediante los ensayos apropiados indicando las especificaciones del proyecto. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 118 2.5.2. Características y dimensiones de los aisladores Las características y dimensiones de los aisladores utilizados para la construcción de líneas aéreas deben cumplir, siempre que sea posible, con los requisitos dimensionales de las siguientes normas: - UNE-EN 60305 y UNE-EN 60433, para elementos de cadenas de aisladores de vidrio o cerámicos. - UNE-EN 61466-1 y UNE-EN 61466-2, para aisladores de aislamiento compuesto de goma de silicona. - CEI 60720, para aisladores rígidos de columna o peana. Se pueden incluir en las especificaciones del proyecto tipos de aisladores aprobados, con dimensiones diferentes de las especificadas por las normas anteriormente indicadas. El resto de las características deberán ser conformes con las normas aplicables según el tipo de aislador. 2.5.3. Elección del aislador Con la información antes citada se dispondrá a elegir los aisladores para los niveles de 220 y 132 kV. 2.5.3.1. Aisladores 220 kV Se colocará una cadena de aisladores tipo caperuza-vástago E 160 estándar de las siguientes características. - Clase: U 160 BS - Material: Vidrio templado - Peso neto aproximado: 6,3 kg - Línea de fuga: 370 mm - Paso: 150 mm - Tensión de perforación en aceite: 130 kV - Carga de rotura electromecánica: 160 kN - Ensayos según publicación CEI-383 - Dimensiones: - Diámetro Plato: 286 mm - Diámetro vástago 20 mm PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 119 Número de aisladores : Una vez elegido el tipo de aislador, se procederá al cálculo del número total de aisladores que en el nivel de 220 kV se colocarán. Tendremos en cuenta para ello las tensiones de aislamiento, que son las siguientes: - Tensión más elevada: 245 kV - Tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia industrial (valor eficaz): 460 kV - Tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo (valor de cresta): 1050 kV Para soportar estos niveles de tensión se colocarán mínimo 14 aisladores aguantando así las siguientes tensiones: - 695 kV de tensión soportada a frecuencia industrial en seco. - 485 kV de tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia - 1140 kV de tensión soportada a impulso tipo rayo 1,2/50 Como se puede apreciar, la tensión más crítica es la soportada a frecuencia industrial bajo lluvia, la cual tendrá que ser superior a la tensión industrial del material. Dicha tensión es muy poco más elevada que la máxima del material, luego por cuestiones de seguridad se procederá a colocar dos aisladores más en cada cadena, asegurando así un margen amplio de seguridad en la instalación. Dicha cadena de 16 aisladores soportará un aislamiento de las siguientes características: - 785 kV de tensión soportada a frecuencia industrial en seco. - 550 kV de tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia - 1290 kV de tensión soportada a impulso tipo rayo 1,2/50 Longitud cadena de aisladores : Cada cadena en el nivel de 220 kV poseerá 16 aisladores de una distancia de paso igual a 150 mm por lo que resultará una distancia total de: 16aisladores*150 mm de paso = 2400 mm = 2,4m La distancia total será de 2,4 metros en cada cadena de aisladores. 2.5.3.2. Aisladores 132 kV Se colocará una cadena de aisladores tipo caperuza-vástago E 160 estándar de las siguientes características. - Clase: U 160 BS PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 120 - Material: Vidrio templado - Peso neto aproximado: 6,3 kg - Línea de fuga: 370 mm - Paso: 150 mm - Tensión de perforación en aceite: 130 kV - Carga de rotura electromecánica: 160 kN - Ensayos según publicación CEI-383 - Dimensiones: - Diámetro Plato: 286 mm - Diámetro vástago 20 mm Número de aisladores : Una vez elegido el tipo de aislador, se procederá al cálculo del número total de aisladores que en el nivel de 132 kV se colocarán. Tendremos en cuenta para ello las tensiones de aislamiento, que son las siguientes: - Tensión más elevada: 145 kV - Tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia industrial (valor eficaz): 275 kV - Tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo (valor de cresta): 650 kV Para soportar estos niveles de tensión se colocarán mínimo 8 aisladores aguantando así las siguientes tensiones: - 430 kV de tensión soportada a frecuencia industrial en seco. - 290 kV de tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia - 675 kV de tensión soportada a impulso tipo rayo 1,2/50 Como se puede apreciar, la tensión más crítica es la soportada a frecuencia industrial bajo lluvia, la cual tendrá que ser superior a la tensión industrial del material. Dicha tensión es muy poco más elevada que la máxima del material, luego por cuestiones de seguridad se procederá a colocar dos aisladores más en cada cadena, asegurando así un margen amplio de seguridad en la instalación. Dicha cadena de 10 aisladores soportará un aislamiento de las siguientes características: - 520 kV de tensión soportada a frecuencia industrial en seco. - 360 kV de tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia - 835 kV de tensión soportada a impulso tipo rayo 1,2/50 Longitud cadena de aisladores : Cada cadena en el nivel de 132 kV poseerá 10 aisladores de una distancia de paso igual a 150 mm por lo que resultará una distancia total de: 10aisladores*150 mm de paso = 1500 mm = 1,5m PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 121 La distancia total será de 1,5 metros en cada cadena de aisladores. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 128 S I = δ = 1,244 A/mm 2 Como la composición del conductor es 26+7, el dato de densidad de corriente se multiplicará por 0,926 . 0,926* δ = 0,926*1,244 = 1,152 A/mm 2 Utilizando la tabla con las densidades admisibles que establece el reglamento, se observa que se cumple ampliamente que la densidad que circulará por el conductor será mucho menor que la máxima que establece el reglamento. 2.6.5.2.2. Líneas de salida L3 y L4 La intensidad nominal en régimen normal de funcionamiento, ya calculada anteriormente en el apartado 2.2.5. era de 699,82 A. Con este dato y el valor de la sección del conductor (conductor HALCON de 281,1 mm 2 ) se calculará la densidad de corriente, de la siguiente manera: S I = δ = 2,489 A/mm 2 Como la composición del conductor es 26+7, el dato de densidad de corriente se multiplicará por 0,926 . 0,926* δ = 0,926*2,489 = 2,305 A/mm 2 Utilizando la tabla con las densidades admisibles que establece el reglamento, se observa que la densidad del conductor es menos que la densidad que circulará por la instalación luego, se colocarán dos cables desnudos en paralelo, dando así una densidad de corriente de 1,153 A/mm 2 , para dar servicio de forma segura a la instalación. 2.6.5.2.3. Líneas de primario de los transformadores de potencia T3 y T4 La intensidad nominal en régimen normal de funcionamiento, ya calculada anteriormente en el apartado 2.2.5. era de 131,22 A. Con este dato y el valor de la sección del conductor (conductor HALCON de 281,1 mm 2 ) se calculará la densidad de corriente, de la siguiente manera: S I = δ = 0,467 A/mm 2 PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 129 Como la composición del conductor es 26+7, el dato de densidad de corriente se multiplicará por 0,926 . 0,926* δ = 0,926*0,467 = 0,432 A/mm 2 Utilizando la tabla con las densidades admisibles que establece el reglamento, se observa que se cumple ampliamente que la densidad que circulará por el conductor será mucho menor que la máxima que establece el reglamento. 2.6.5.3. Nivel 20 kV Para este nivel de tensión, se diferenciarán dos conductores en dos sectores distintos. De la salida de los transformadores de potencia T3 y T4, se evacuará la potencia en conductores desnudos tipo HALCON, se empalmarán con un conductor aislado PIRELLI. Conductor desnudo: HALCÓN Sección: Aluminio 241,7 mm 2 ; ARL 39,4mm 2 ; Total 281,1 mm 2 . Equivalente en cobre: 157 mm 2 . Diámetro: Alma 8,04 mm; Total 21,8 mm. Composición: Alambres de aluminio: 26 alambres de 3,44 mm de diámetro. Alambres de ARL: 7 alambres de 2,68 mm de diámetro. Carga de rotura: 8.940 kgf / 8.760 daN Resistencia eléctrica a 20 ºC: 0,1131 Ω /km. Masa: Aluminio 667 kg/km; ARL 290 kg/km; Total 1,222 kg/km. Módulo De elasticidad: 7.300 kgf/mm 2 / 72.000 N/mm 2 . Coeficiente de dilatación lineal: 19,1x10 -6 ºC. Densidad máxima Reglamentaria: 2,04 A/mm 2 . Conductor aislado: PIRELLI FABRICANTE: PIRELLI MODELO: Al Voltalene H 1 x500 12/20 kV Diámetro exterior: 52,5 mm Peso: 3.385 kg/km Tensión de aislamiento: 24 kV Resistencia eléctrica máxima a 20ºC: 0,0605 Ω /km Resistencia ala frecuencia de 50 Hz: 0,084 Ω /km Capacidad: 0,417 µ F/Km Carga máxima admisible: 590 A PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 130 2.6.5.3.1. Líneas de secundario de los transformadores de potencia T3 y T4 Este tramo se realizará en dos partes, la primera con conductor desnudo y la segunda con conductor aislado. La intensidad nominal en régimen normal de funcionamiento, ya calculada anteriormente en el apartado 2.2.5. era de 866,03 A. CONDUCTOR DESNUDO: Con este dato y el valor de la sección del conductor (conductor HALCON de 281,1 mm 2 ) se calculará la densidad de corriente, de la siguiente manera: S I = δ = 3,08 A/mm 2 Como la composición del conductor es 26+7, el dato de densidad de corriente se multiplicará por 0,926. 0,926* δ = 0,926*3,08 = 2,853 A/mm 2 Utilizando la tabla con las densidades admisibles que establece el reglamento, se observa que la densidad del conductor es menos que la densidad que circulará por la instalación luego, se colocarán dos cables desnudos en paralelo, dando así una densidad de corriente de 1,427 A/mm 2 , para dar servicio de forma segura a la instalación. CONDUCTOR DESNUDO: En este tramo, simulará la misma corriente que por el conductor aislado, es decir 866,03. Como el cable desnudo soporta una corriente máxima de 590 A, se colocarán dos cables aislados en paralelo, dando así un servicio garantizado de seguridad. 2.6.5.3.2. Líneas de salida L5, L6, L7, L8, L9 y L10 Este tramo de la instalación se realizará con conductor aislado PIRELLI. La intensidad nominal en régimen normal de funcionamiento, ya calculada anteriormente en el apartado 2.2.5. era de 433,01 A. Como la intensidad máxima del conductor aislado es de 590 A y es mayor a la corriente nominal de la instalación en este punto, que es de 433 A, cumplirá los requisitos de seguridad. 2.6.5.4. Embarrados de la Subestación 2.6.5.4.1. Embarrado 220 kV PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 131 Para la construcción del embarrado de 220 kV se colocará un conductor desnudo tipo HALCON. La intensidad nominal en régimen normal de funcionamiento, ya calculada anteriormente en el apartado 2.2.5. era de 419,89 A. Con este dato y el valor de la sección del conductor (conductor HALCON de 281,1 mm 2 ) se calculará la densidad de corriente, de la siguiente manera: S I = δ = 1,494 A/mm 2 Como la composición del conductor es 26+7, el dato de densidad de corriente se multiplicará por 0,926. 0,926* δ = 0,926*1,494 = 1,383 A/mm 2 Utilizando la tabla con las densidades admisibles que establece el reglamento, se observa que se cumple ampliamente que la densidad que circulará por el conductor será mucho menor que la máxima que establece el reglamento. 2.6.5.4.2. Embarrado 132 kV Para la construcción del embarrado de 132 kV se colocará un conductor desnudo tipo HALCON. La intensidad nominal en régimen normal de funcionamiento, ya calculada anteriormente en el apartado 2.2.5. era de 699,82 A. Con este dato y el valor de la sección del conductor (conductor HALCON de 281,1 mm 2 ) se calculará la densidad de corriente, de la siguiente manera: S I = δ = 2,489 A/mm 2 Como la composición del conductor es 26+7, el dato de densidad de corriente se multiplicará por 0,926. 0,926* δ = 0,926*2,489 = 2,305 A/mm 2 Utilizando la tabla con las densidades admisibles que establece el reglamento, se observa que la densidad del conductor es menos que la densidad que circulará por la instalación luego, se colocarán dos cables desnudos en paralelo, dando así una densidad de corriente de 1,246 A/mm 2 , para dar servicio de forma segura a la instalación. 2.6.5.4.3. Embarrado 20 kV PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 132 Para la construcción del embarrado de 20 kV se colocará una pletina de cobre, con una intensidad máxima a soportar de 2000 A. La intensidad nominal en régimen normal de funcionamiento, ya calculada anteriormente en el apartado 2.2.5. era de 1732,05 A. Como podemos ver, la intensidad máxima a soportar por la pletina de cobre es mayor a la intensidad nominal en ese punto de la instalación, luego cumplirá los requisitos de seguridad. Hasta el embarrado de 20 kV desde el terminal de empalme se llevará a través de 4 cables en paralelo de las mismas características que los cables de MT, es decir, PIRELLI AL VOLTALENE H 1x500. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 133 7. CÁLCULO MECÁNICO La filosofía de diseño que refleja este apartado para las líneas de alta tensión en general está basada en el método empírico indicado en las normas UNE-EN 50.341-1 Y UNE- EN 50.423-1. De acuerdo con ello, se utilizarán para las aplicaciones de las posibles solicitudes de cargas, fórmulas empíricas avaladas por la práctica que responderán a la duración, fiabilidad y garantía establecida en el Reglamento de Líneas de Alta Tensión. 2.7.1. Cargas y sobrecargas a considerar En el cálculo mecánico de los elementos constituyentes de la línea, cualquiera que sea la naturaleza de éstos, se efectuará bajo la acción de las cargas y sobrecargas que a continuación se indican, combinadas en la forma y en las condiciones que se fijan en los apartados siguientes. 2.7.1.1. Cargas permanentes Se considerarán las cargas verticales debidas al peso propio de los distintos elementos: conductores, aisladores, herrajes, cables de tierra, apoyos y cimentaciones. 2.7.1.2. Fuerzas del viento sobre los componentes de las líneas aéreas Se considerará un viento mínimo de 120 km/h de velocidad, excepto en las líneas de categoría especial, donde se considerará un viento mínimo de 140 km/h de velocidad. Se supondrá el viento horizontal, actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide. La acción del viento, en función de su velocidad Vv en km/h, da lugar a las fuerzas que a continuación se indican sobre los distintos elementos de la línea. 2.7.1.2.1. Fuerzas del viento sobre los conductores La presión del viento sobre los conductores causa fuerzas transversales a la dirección de la línea, al igual que aumenta las tensiones sobre los conductores. Considerando los vanos adyacentes, la fuerza del viento sobre un apoyo se calculará de la siguiente manera: 2 ** 21 aa dqFc + = [daN] (Fuerza del viento sobre conductores) - d: Diámetro del conductor en metros PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 134 - a 1 , a 2 : Longitudes de los vanos adyacentes en metros. La semisuma de a 1 , a 2 es el vano de viento o eolovano a v . - q: Presión del viento - 60*(Vv/120) 2 daN/m 2 para conductores de d ≤ 16mm - 50*(Vv/120) 2 daN/m 2 para conductores de d > 16mm 2.7.1.2.2. Fuerzas del viento sobre las cadenas de aisladores La fuerza del viento sobre cada cadena de aisladores será: Fc=q*A i [daN] (Fuerza del viento sobre cadena aisladores) - A i : Área de la cadena de aisladores proyectada horizontalmente en un plano vertical paralelo al eje de la cadena de aisladores, en m 2 . - q: Presión del viento = 70*(Vv/120) 2 daN/m 2 . 2.7.1.2.3. Fuerza del viento sobre apoyos de celosía La fuerza del viento sobre los apoyos de celosía será: Fc=q*A T [daN] (Fuerza del viento sobre apoyos de celosía) - A T : Área del apoyo expuesta al viento proyectada en el plano normal a la dirección del viento, en m 2 . - q: Presión del viento = 170*(Vv/120) 2 daN/m 2 . 2.7.1.3. Sobrecargas motivadas por el hielo A estos efectos, el país se clasifica en tres zonas: -Zona A: La situada a menos de 500 metros de altitud sobre el nivel del mar. -Zona B: La situada a una altitud entre 500 y 1000 metros sobre el nivel del mar. -Zona C: La situada a una altitud superior a 1000 metros sobre el nivel del mar. Las sobrecargas serán las siguientes: - Zona A: No se tendrá en cuenta sobrecarga alguna motivada por el hielo. -Zona B: Se considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a la sobrecarga de un manguito de hielo de valor: 0,18* d daN por metro lineal, siendo d el diámetro del conductor o cable de tierra en milímetros. - Zona C: Se considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a las sobrecargas de un manguito del hielo de valor: 0,36* d daN por metro lineal, siendo d el diámetro del conductor o cable de tierra en milímetros. Para altitudes mayor a 1500 metros, el proyectista deberá establecer las sobrecargas de hielo mediante estudios pertinentes, no pudiéndose considerar sobrecarga de hielo inferior a la indicada anteriormente. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 135 2.7.2. Conductores A la hora de realizar el cálculo mecánico de los conductores es necesario resaltar que la temperatura influye sobre los conductores de las líneas, de forma que si aumenta, crece la longitud del hilo, y, por tanto la flecha, si bien al propio tiempo disminuye la tensión T. Contrariamente, al disminuir la temperatura, la flecha se reduce y aumenta la tensión T. Por otra parte los conductores están sometidos a la acción del viento y a la carga del hielo, que produce en ellos una sobrecarga equivalente a un aumento de peso propio y por tanto una tracción mayor en el conductor. El cálculo mecánico del conductor se realiza empleando la <<Ecuación del Cambio de Condiciones>>. Esta ecuación se obtiene de igualar la diferencia de longitudes, que se produce en el conductor como consecuencia de un cambio de temperatura o de condiciones de sobrecarga o de tracción, con la suma algebraica de la dilatación o contracción debida a la variación de temperatura y del alargamiento o acortamiento elástico motivado por la diferencia de tensiones. Sean las condiciones iniciales y finales del conductor las reflejadas a continuación: Condiciones iniciales Condiciones finales Temperatura θ 1 (ºC) Temperatura θ 2 (ºC) Tensión horizontal: T 1 (daN) Tensión horizontal: T 2 (daN) Peso del conductor con su sobrecarga: P 1 =p*m 1 (daN/m) Peso del conductor con su sobrecarga: P 2 =p*m 2 (daN/m) Longitud: l 1 (m) Longitud: l 2 (m) Tabla13: Cambio de condiciones en el conductor La diferencia de longitud del conductor, entre los dos estados, aproximando la longitud del conductor a la longitud del vano, es: )(* * )/(*)(* 24 1212 2 1 2 1 2 2 2 2 3 12 TT ES a a T p T pa ll r r r −+−=−=− θθα (Ecuación de cambio de condiciones) Esta ecuación se puede escribir de la forma: BAtt =+ )(* 2 2 2 Donde: A=α*E*S*(θ 2 -θ 1 )+K K= 2 1 22 1 *24 *** t SEa t r ω +− B= 24 *** 22 SEa r ω PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 136 Siendo: S: Sección transversal del conductor en mm 2 . a r : Longitud proyectada del vano o vano de regulación en metros. p: Peso propio del conductor en daN/m ω= p/S : Peso por unidad de volumen del conductor en daN/m/mm 2 t 1 : Tensión por unidad de superficie en el estado inicial del conductor en daN/mm 2 , en unas condiciones de temperatura, sobrecarga y tensión dadas. t 1 = T 1 /S. θ 1 : Temperatura del conductor en el estado inicial en ºC. α: Coeficiente de dilatación lineal del conductor en ºC -1 E: Módulo de elasticidad del conductor en daN/mm 2 t 2 : Tensión por unidad de superficie en el estado final del conductor en daN/mm 2 , en unas condiciones de temperatura, sobrecarga y tensión dadas. t 2 = T 2 /S. θ 2 : Temperatura del conductor en el estado final en ºC. S: sección del conductor en mm 2 La ecuación anterior nos permite obtener la tracción mecánica que debe tener el conductor en unas condiciones dadas de temperatura y sobrecarga, partiendo de unas condiciones (hipótesis más desfavorables) prefijadas y exigidas por el RLAT. 2.7.2.1. Tracción máxima admisible La tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior a su carga de rotura, mínima dividida por 2,5, si se trata de conductores cableados, o dividida por 3, si se trata de conductores de un alambre, considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga de la siguiente tabla en función de que la zona sea A, B o C: ZONA A Hipótesis Temperatura (ºC) Sobrecarga Viento Sobrecarga Hielo Tracción máxima viento -5 Mínimo 120 o 140 km/h según la tensión de la línea No se aplica ZONA B Hipótesis Temperatura (ºC) Sobrecarga Viento Sobrecarga Hielo Tracción máxima viento -10 Mínimo 120 o 140 km/h según la tensión de la línea No se aplica Tracción máxima de hielo -15 No se aplica Según categoría Tracción máxima hielo+viento -15 Mínimo 60 km/h Según categoría ZONA C Hipótesis Temperatura (ºC) Sobrecarga Viento Sobrecarga Hielo PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 137 Tracción máxima viento -15 Mínimo 120 o 140 km/h según la tensión de la línea Tracción máxima de hielo -20 No se aplica Según categoría Tracción máxima hielo+viento -20 Mínimo 60 km/h Según categoría Tabla 14: Condiciones de la hipótesis que limitan la tracción máxima admisible 2.7.2.3. Flechas máximas de los conductores y cables de tierra De acuerdo con la clasificación de las zonas de sobrecarga definidas 2.4.1.3. se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las hipótesis siguientes: - En las zonas A,B,C a) Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su propio peso y a una sobrecarga de viento, para una velocidad de 120 km/h a la temperatura de +15ºC. b) Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su propio peso, a la temperatura máxima previsible, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de servicio de la línea. Para las líneas de categoría especial, esta temperatura no será inferior en ningún caso a +85 ºC para los conductores de fase ni inferior a +50ºC para los cables de tierra. Para el resto de líneas, tanto para los conductores como para los cables de tierra, esta temperatura no será en ningún caso inferior a +50ºC c) Hipótesis de hielo. Sometidos a la acción de su propio peso y a la sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, a la temperatura de 0ºC. * En las líneas de cualquier categoría, siempre que se prevea que en un futuro puedan trabajar con cargas (intensidades) superiores a las previstas inicialmente, por ejemplo en las líneas de salida de subestaciones a las que en un futuro se conectarán nuevas líneas, es necesario realizar el cálculo de la flecha a la temperatura máxima prevista que pueda llegar a alcanzar el conductor en estas condiciones de carga, por ejemplo +85ºC. Para el cálculo de las flechas utilizaremos la siguiente expresión: T aP f · 8 · 2 = P: peso del conductor en kg/m a: vano correspondiente en m T: tracción soportada por el conductor en kg PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 144 2.8. DISTANCIAS Según el Reglamento sobre Centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, se establecerán unas distancias mínimas de seguridad entre los diferentes elementos y las diferentes partes que forman la S.E.T. 2.8.1. Pasillos de servicio La anchura de los pasillos de servicio, según MIE-RAT 14, tiene que ser suficiente para permitir la fácil maniobra e inspección de las instalaciones, así como el libre movimiento por los mismos de las personas y el transporte de los aparatos en las operaciones de montaje o revisión de los mismos: - Pasillos de maniobra con elementos en tensión a un solo lado: 1 m. - Pasillos de maniobra con elementos en tensión a ambos lados: 1.2 m. - Pasillos de inspección con elementos en tensión a un solo lado: 0.8 m. - Pasillos de inspección con elementos en tensión a ambos lados: 1 m. En nuestra S.E.T. se dejará siempre pasillos de dos metros de anchura, habiendo elementos en tensión a uno, o ambos lados. Con esta distancia cumpliremos con el reglamento, para todos los niveles de tensión. 2.8.2. Altura mínima sobre el terreno de los elementos en tensión sobre los pasillos Los elementos en tensión no protegidos que se encuentren sobre los pasillos, deberán estar a una altura mínima “h” sobre el suelo medida en centímetros, igual a: h=250+d Siendo “d” el valor correspondiente de la siguiente tabla: Tensión nominal de la instalación KV ≤ 20 30 45 66 110 132 220 “d” en centímetros 20 27 38 57 95 110 185 Tabla 16: distancia “d” NIVEL 220 Kv d=185 cm h=250+185=435 cm Para el nivel de 220 kV se respetará una altura mínima no inferior a 5 metros, cumpliendo de esta manera el Reglamento y estando de cara a la seguridad. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 145 NIVEL 132 kV d=110 cm h=250+185=360 cm Para el nivel de 220 kV se respetará una altura mínima no inferior a 4 metros, cumpliendo de esta manera el Reglamento y estando de cara a la seguridad. En las zonas accesibles, cualquier elemento en tensión estará situado a una altura mínima sobre el suelo de 230 cm. En el caso en que dicha altura sea menor de 230 cm será necesario establecer sistemas de protección. A estos efectos se considerará en tensión la línea de contacto del aislador con su zócalo o soporte, si éste se encuentra puesto a tierra. 2.8.3. Distancia desde el exterior del recinto de la S.E.T. Para evitar los contactos accidentales desde el exterior del cierre del recinto de la instalación con los elementos en tensión, deberán existir entre éstos y el cierre las distancias mínimas de seguridad, medidas en horizontal y en centímetros, que a continuación se indican: - De los elementos en tensión al cierre cuando éste es una pared maciza de altura K<250 + d (cm). F= d + 100 - De los elementos en tensión al cierre cuando éste es una pared maciza de altura K ≥ 250 + d (cm) B= d + 3 - De los elementos en tensión al cierre cuando éste es un enrejado de cualquier altura K ≥ 220 (cm) G= d + 150 En la S.E.T. se colocará a lo largo del todo el perímetro un enrejado metálico de altura igual a 2,5 metros, por lo que la distancia del exterior del recinto a la S.E.T. quedará definida de la siguiente manera: NIVEL 220 kV d=185 cm G=185+150=335 cm NIVEL 132 kV d=110 cm PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 146 G=110+150=260 cm En todo el perímetro se respetará una distancia de 4 metros, cumpliendo así para ambos niveles de tensión y asegurando una mayor seguridad desde contactos accidentales desde el exterior. 2.8.4. Distancia de los elementos en tensión hasta el edificio Para las zonas de protección contra contactos accidentales en el interior del recinto de la instalación, los sistemas de protección que deban establecerse guardarán unas distancias mínimas medidas en horizontal a los elementos en tensión que se respetará en toda la zona comprendida entre el suelo y una altura mínima de 200 cm que, según el sistema de protección elegido y expresada en centímetros, serán: - De los elementos en tensión a paredes macizas de 180 cm de altura mínima: B= d + 3 - De los elementos en tensión a enrejados de 180 cm de altura mínima: C= d + 10 - De los elementos en tensión a cierres de cualquier tipo (paredes macizas, enrejados, barreras, etc.) con una altura que en ningún caso podrá ser inferior a 100 cm: E= d + 30, con un mínimo de 80 cm. NIVEL 220 kV d=185 cm B=185+3=183 cm NIVEL 132 kV d=110 cm B=110+3=113 cm Por motivos de seguridad y comodidad, no se dejará una distancia menor a 4 metros entre el edificio de obra civil y los elementos en tensión de la subestación, cumpliendo así de manera holgada el reglamento. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 147 2.8.5. Distancia de los conductores al terreno Según el reglamento de Líneas de Alta Tensión la altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su flecha máxima vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno a una altura mínima de: H=5,5+1,2 cm/kV metros, con un mínimo de 6 metros. NIVEL 220 kV H=5,5+1,2·245/100= 8,44 m A esta distancia se le sumaría la flecha máxima de 1,66 metros, lo que quedaría una altura mínima de: H= 10,1 m NIVEL 132 kV H=5.3+1,2·145/100= 7,04 m A esta distancia se le sumaría la flecha máxima de 0,572 metros, lo que quedaría una altura mínima de: H= 7,572 m Una vez calculado los mínimos, ENDESA exige unas distancias para cada nivel de tensión nunca inferior a éstos calculados. Estas distancias son las siguientes para cada nivel: NIVEL 220 kV Nivel 1 11 m. Barras generales. Nivel 2 14,5 m. Barras transformador, cables inferiores de by-pass. Nivel 3 17,5 m. Nivel superior de by-pass, entrada de líneas. Nivel 4 21 m. Malla superior de protección. NIVEL 132 kV Nivel 1 8 m. Barras generales. Nivel 2 11 m. Barras transformador, cables inferiores de by-pass. Nivel 3 14,5 m. Nivel superior de by-pass, entrada de líneas. Nivel 4 17,5 m. Malla superior de protección. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 148 2.8.6. Distancia de los conductores entre sí, y éstos a los apoyos Según el Reglamento de Líneas aéreas de alta tensión, las distancias de los conductores sometidos a tensión mecánica entre sí, así como entre los conductores y los apoyos, debe ser tal que no haya riesgo alguno de cortocircuito ni entre fases ni a tierra, teniendo presente los efectos de las oscilaciones de los conductores debidas a la fuerza del viento y al desprendimiento de la nieve acumulada sobre ellos. Con este objeto, la separación mínima entre conductores se determinará por la fórmula siguiente: D=K* LF ++K’*Dpp En la cual: - D: Separación entre conductores en metros - K: Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento. Se tomará 0,7 por ser el caso más desfavorable. - F: flecha máxima en metros. - L: longitud en metros de la cadena de suspensión - K’: coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea, K’=0,85 para líneas de categoría especial y K’=0,75 para el resto de líneas. -Dpp: Distancia mínima aérea especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente rápido o lento. Los valores de Dpp se indican en la siguiente tabla, en función de la tensión más elevada de la línea. Tensión más elevada de la red U m (kV) D el (m) Dpp (m) 3,6 0,08 0,10 7,2 0,09 0,10 12 0,12 0,15 17,5 0,16 0,20 24 0,22 0,25 30 0,27 0,33 36 0,35 0,40 52 0,60 0,70 72,5 0,70 0,80 123 1,00 1,15 145 1,20 1,40 170 1,30 1,50 245 1,70 2,00 420 2,80 3,20 Tabla 17: Distancias de aislamiento para evitar descargas PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 149 A continuación se calculará la distancia mínima de los conductores entre sí para los niveles de 220 kV y 132 kV, puesto que para el nivel de 20 kV no hay embarrados en la parte exterior. NIVEL 220 kV K=0,7 Flecha máxima= 1,66 m L= 2,4 m K’=0,75 Dpp=2,00 m D=K* LF ++K’*Dpp = 0,7* 4,266,1 ++0,75*2 = 2,91 m Para este nivel dejaremos una distancia igual a 3,4 metros, respetando así el mínimo exigido y estando de cara a la seguridad. NIVEL 132 kV K=0,7 Flecha máxima= 0,572 m L= 1,5 m K’=0,75 Dpp=1,4 m D=K* LF ++K’*Dpp = 0,7* 5,1572,0 ++0,75*1,4 = 2,06 m Para este nivel dejaremos una distancia igual a 2,5 metros, respetando así el mínimo exigido y estando de cara a la seguridad. Mientras, la separación mínima entre los conductores y sus accesorios no será nunca inferior a: 0,1+ 150 elevada Umetros NIVEL 220 kV 150 elevada U= 150 245 = 1,64 m 0,1+1,64= 1,74 m Como la longitud de la cadena de aisladores es 2,4 metros, cumplimos con holgura el reglamento. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 150 NIVEL 132 kV 150 elevada U= 150 145 ≈ 1 m 0,1+1= 1,1 m Como la longitud de la cadena de aisladores es 1,5 metros, cumplimos con holgura el reglamento. 2.8.7. Distancias y normas de seguridad para instalación interior 2.8.7.1. Inaccesibilidad Los edificios o locales destinados a alojar en su interior a instalaciones de alta tensión deberán disponerse de forma que queden cerrados de tal manera que se impida el acceso de las personas ajenas al servicio. Las puertas de acceso al recinto en que estén situados los equipos de alta tensión y se usen para el paso del personal de servicio, serán en general abatibles y abrirán siempre hacia el exterior del recinto. Cuando estas puertas abran sobre caminos públicos, deberán poder abatirse sobre el muro exterior de fachadas. Se admitirá el empleo en tales recintos de otro tipo de puertas, siempre que puedan quedar abiertas mientras exista en el interior personal de servicio. En estos casos, deberán existir en tales entradas unas protecciones que sean fácilmente franqueables desde el interior y que dificulten el acceso desde el exterior. 2.8.7.2. Pasos y accesos Todos los lugares de paso tales como salas, pasillos, escaleras, rampas, salidas, etc., deben ser de dimensiones y trazado adecuados y correctamente señalizados y deben estar dispuestos de forma que su tránsito sea cómodo y seguro y no se vea impedido por la apertura de puertas o ventanas o por la presencia de objetos que puedan suponer riesgos o que dificulten la salida en casos de emergencia. En las proximidades de elementos con tensión o de máquinas en movimiento no protegidas se prohíbe el uso de pavimentos deslizantes. Los recintos donde existan instalaciones de alta tensión dispondrán de puerta o puertas o salidas, del tal forma que su acceso sea lo más corto y directo posible. Si las características geométricas de dicho recinto lo hacen necesario, se dispondrá de más de una puerta de salida. Para salidas de emergencia se admite el uso de barras de deslizamiento, escaleras de pates u otros sistemas similares, siempre que su instalación sea de otro tipo fijo, PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 151 En los centros de transformación sin personal permanente para su servicio de maniobra no será necesario disponer de más de una puerta de salida. El acceso a las máquinas y aparatos principales deberá ser fácil y permitirá colocarlos y retirarlos sin entorpecimiento, exigiéndose la existencia de dispositivos instalados o rápidamente instalables que, en el caso de aparatos pesados, permitan su desplazamiento para su revisión, reparación o sustitución. 2.8.8. Alturas de los soportes Toda la aparamenta de Alta Tensión irá colocada en unos soportes de celosía los cuales les proporcionarán la altura necesaria para cumplimentar las distancias que se exponen con el reglamento. Debido a que la aparamenta tiene distintas medidas y dimensiones, habrá que calcular todos y cada uno de los soportes individualmente. Parte de la aparamenta ya viene provista de soporte de celosía, el cual será proporcionado por el fabricante contratado, por lo tanto aunque se realizará el cálculo mínimo, no se incluirá en el presupuesto. Para la realización del cálculo y teniendo en cuenta que la distancia mínima entre elementos en tensión y los pasillos según el apartado 2.8.2. Altura mínima sobre el terreno de los elementos en tensión sobre los pasillos del ANEXO DE CÁLCULOS es de: h = 250 + d se procederá de la siguiente manera: altura soporte = altura mínima – altura de la aparamenta donde: altura soporte: altura en estudio del soporte de celosía altura mínima: h = 250 + d (apartado 2.8.2. ) altura aparamenta: altura hasta un elemento en tensión en la aparamenta Todas las medidas se especificarán en milímetros 2.8.8.1. Nivel 220 kV Disyuntor hsoporte = 5.000 – 1.220 = 3.780 mm Seccionador hsoporte = 5.000 – 2.560 = 2.440 mm PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 152 Autoválvula hsoporte = 5.000 – 1.800 = 3.200 mm Transformador de intensidad hsoporte = 5.000 – 2.500 = 2.500 mm Transformador de tensión hsoporte = 5.000 – 3.210 = 1.790 mm 2.8.8.2. Nivel 132 kV Disyuntor hsoporte = 4.000 – 1.220 = 2.780 mm Seccionador hsoporte = 4.000 – 1.875 = 2.125 mm Autoválvula hsoporte = 4.000 – 1.268 = 2.732 mm Transformador de intensidad hsoporte = 4.000 – 2.095 = 1.905 mm Transformador de tensión hsoporte = 4.000 – 2.105 = 1.895 mm 2.9. CIMENTACIONES Para todas las cimentaciones que necesitarán las torres que sujetarán las vigas de embarrados, se acudirá a catálogos de fabricantes homologados los cuales junto con las torres indicarán el tamaño de la cimentación, tanto como los cálculos justificativos. De la misma manera sucederá para las cimentaciones que necesitarán las estructuras de la aparamenta de alta tensión, la cual se escogerá de fabricante homologado. De esta manera estaremos siempre en cumplimiento del Reglamento de Alta Tensión, Reglamento de Centrales y Subestaciones y de las recomendaciones del grupo ENDESA. PFC Subestación 220/132/20 kV ESCUELA UNIVERSITARIA DE INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL Pérez Sánchez, Pablo 153 2.10. RED DE TIERRAS El diseño del sistema de puesta a tierra está sometido al cumplimiento de la Instrucción MIE-RAT 13 del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación, además de las normativas que impone el Grupo ENDESA. 2.10.1. Parámetros Los parámetros más significativos en el diseño de la puesta a tierra de una instalación son los siguientes: - Resistividad del terreno - Resistividad superficial - Tiempo de duración del defecto - Geometría de la red de tierras - Resistencia de la red de tierras - Corriente de defecto a tierra - Corriente de puesta a tierra - Tensiones de paso y contacto 2.10.1.1. Resistividad del terreno Para diseñar correctamente una red de tierras, es necesario determinar la resistividad del terreno ya que a partir de ella, se podrá calcular la resistencia de la red de tierras y las tensiones de paso y contacto. Para ello, se realizarán medidas de la resistividad del terreno que permitan conocer las variaciones de la misma tanto en la superficie como en la profundidad. Para las mediciones de la resistividad se utilizará el método Wenner de los cuatro electrodos y se realizarán para una distancia de electrodos (equivalente a profundidad) de 1, 3, 5, 10, 15 y 20 metros en diferentes zonas del terreno. Los resultados de las mediciones realizadas in situ, de la S.E.T. objeto del presente proyecto han dado como resultado una resistividad de 150 Ω /m. 2.10.1.2. Resistividad superficial El terreno de la Subestación estará cubierto con una capa de grava con un espesor mínimo de 10 cm, en aquellas zonas donde no existen viales. Esta capa superficial aumenta la resistencia de contacto de los pies con el suelo y por tanto disminuye la tensión de paso y contacto aplicada al cuerpo humano.