Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV

.Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de las Tecnologías Industriales Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV Autor: Isabel Carretero Lara Tutor: Pedro Javier Zarco Periñán Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 iii Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de las Tecnologías Industriales Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV Autor: Isabel Carretero Lara Tutor: Pedro Javier Zarco Periñán Profesor Titular Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 v Proyecto Fin de Carrera: Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV Autor: Isabel Carretero Lara Tutor: Pedro Javier Zarco Periñán El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2023 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis compañeros A Javier A mi equipo A Isaac A Ferrovial ix Agradecimientos A Isaac Pradas y David Arregui, mis mentores, por darme esa oportunidad de conocer el mundo de las Subestaciones Eléctricas; acompañarme y guiarme en el camino, con confianza y determinación. A David García, Iván Pérez y al resto de mi equipo de Satel, por permitirme conocer cada día más acerca de la ingeniería eléctrica, de la obra civil, del control, y de la vida en general. Sois esos compañeros de trabajo que cualquiera desearía. Al equipo que me ha acompañado durante toda mi etapa universitaria, USRacing, dejándome ser participe de ese enorme proyecto, a veces desesperante, y por permitirme aprender algo de cada uno de los miembros y experiencias. Javi, Claudia, Mar, Juan, Manuele; aquellos que comenzaron siendo compañeros de clase y que, con el paso de los años, se han ido convirtiendo en amigos. ¡Cuántos malos ratos antes de los exámenes hemos compartido, y cuántas celebraciones hemos hecho cuando conseguíamos superarlos! A mis amigas del pueblo y de la infancia, por desesperarse, pero apoyarme, animarme y creer en mi en todo momento sin dudar. A mi hermano, por permitirme, de manera inconsciente, tenerlo como referencia, seguir sus pasos y demostrarme que aun no siendo los más listos del mundo, se puede llegar al mismo objetivo con trabajo y sacrificio. A mis padres, por hacerme crecer pensando que podría llegar tan lejos como quisiera, y que la única limitación sería yo misma. Por darme esos abrazos que tanto se necesitan en este Grado, cuando no ves claro que puedas llegar a conseguirlo y te llenas de frustración. Y, por último, por aguantar ese mal genio y esa desesperación en época de exámenes. Mamá, papá, ¡lo estamos consiguiendo! Isabel Carretero Lara Sevilla, 2023 Tabla 8-1. Características de la instalación. 54 Tabla 8-2.Niveles de aislamiento. 54 Tabla 8-3.Distancias 55 Tabla 9-1Valores admisibles de tensión de contacto aplicada Uca en función de la duración de la corriente de falta tf. 62 Tabla 9-2. Resumen resultados tensiones de paso y contacto. 68 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1.Configuración de simple barra 3 Figura 2-2. Planta de Subestación. Parque intemperie 5 Figura 2-3.Sistemas de con refrigeración 5 Figura 2-4. Montaje transformador de potencia 220 kV 6 Figura 2-5. Pararrayos 220 kV ZnO 6 Figura 2-6. Montaje autoválvula 220 kV 7 Figura 2-7. Montaje Transformador de Intensidad 220 kV 7 Figura 2-8. Montaje Interruptor automático 220 kV 8 Figura 2-9. Montaje de seccionador sin PaT. 220 kV 8 Figura 2-10. Montaje Transformador de Tensión 220 kV 9 Figura 2-11. Montaje Seccionador con PaT de 220 kV 9 Figura 2-12. Montaje Seccionador Unipolar 30 kV 10 Figura 2-13. Montaje reactancia trifásica 11 Figura 2-14. Montaje batería de condensadores 30 kV 11 Figura 2-15. Alzado de la subestación 12 Figura 2-16. Red de Tierras planta general 16 Figura 2-17. Cimentaciones planta general 16 Figura 4-1. Mapa de densidad de Impactos sobre el terreno 13 Figura 4-2.Esquema aclaratorio parámetros de la superficie 14 Figura 4-3. Volumen protegido 18 Figura 6-1.Esquema de metodología de coordinación de Aislamiento 35 Figura 6-2. Norma UNE-EN 60071-1 38 Figura 6-3.norma UNE-EN 60071-2 38 Figura 6-4. Norma UNE-EN 60071-2 44 Figura 9-1. Valores conductores comerciales. 64 Figura 9-2. Typical values of D_f 65 Figura 9-3.IEEE-Std.80-2013 66 1 INTRODUCCIÓN l presente proyecto trata de describir la estructura, en carácter general de una subestación diseñada para la evacuación de dos parques eólicos. En este, se presentan gran parte de los cálculos eléctricos que se deben realizar desde el diseño hasta la puesta en servicio de esta. La subestación tiene dos niveles de tensión: 220 kV y 30 kV, y presenta una configuración de simple barra, con una posición de línea y dos posiciones de transformador en lo que al sistema de alta tensión se refiere. Como se ha mencionado, esta subestación se realiza con el fin de evacuar la generación eléctrica renovable de dos parques eólicos: • El primer parque eólico, al que de aquí en adelante se le hará referencia como “Parque Eólico 1”, genera una potencia de 19,8 MW. • El segundo parque eólico, de aquí en adelante, “Parque Eólico 2”, genera una potencia de 25,2 MW. A lo largo del desarrollo del documento, se dará una idea general de los requisitos mínimos que debe cumplir la subestación con respecto a la fabricación, construcción, servicio, pruebas y finalmente, puesta en marcha. E 2 DESCRIPCIÓN GENERAL a construcción de la subestación en cuestión, consiste en un parque intemperie de un nivel de tensión de 220 kV con configuración de simple barra, y un segundo nivel de media tensión, el cual dispone tanto de sistema exterior como de interior. En el parque de interior, es decir, en el edificio, se presentan cabinas de media tensión aisladas en gas SF6, los cuadros de protección, control y servicios auxiliares. 2.1 Nivel de tensión de 220 kV El parque intemperie de la subestación tiene, como ya se ha comentado con anterioridad, una configuración de simple barra, con una posición de línea a un lado de las barras y una posición de transformador al otro lado de las mencionadas barras. Cabe destacar, que la configuración de simple barra, en lo que respecta a la fiabilidad, es la configuración que menor continuidad de suministro presenta, pero presenta una configuración muy sencilla y el mínimo coste. Esta configuración se utiliza cuando se tienen instalaciones pequeñas o de poca potencia, presenta distintas líneas o transformadores conectados al mismo nudo, es decir, a la barra, y, por último, no se tiene separación de salidas ya que se dispone únicamente de una barra (Figura 2.1) Figura 2-1.Configuración de simple barra 2.2 Nivel de tensión de 30 kV La posición de transformador tiene asociada en su lado de conexión con sistemas de 30 kV: una reactancia y un embarrado que deriva en los cables de media tensión (30 kV) que conecta este con las celdas de interior. Por último, en el recinto de la subestación también se instala una antena y fibra óptica que conecta con la subestación de modo que esta pueda ser monitorizada desde el centro de control. L Descripción general 4 2.3 Datos básicos de diseño La aparamenta que se va a instalar en la subestación debe cumplir lo valores mínimos de los niveles de tensión aplicables en la instalación. Dichos valores se obtienen de la NORMA ITC-RAT 12 del Reglamento de Alta Tensión y son los expresados en la siguiente tabla (Tabla 2-1): Tabla 2-1. Niveles de tensión Nivel de Tensión 220 kV 30 kV Tensión nominal (kV ef) 220 30 Tensión más elevada del material (kV ef) 245 36 Frecuencia nominal (Hz) 50 50 Tensión soportada impulse tipo rayo (kV cresta) 1050 145 Tensión soportada nominal a frecuencia industrial (kV eficaces) 460 70 Intensidad de cortocircuito, 1 segundo (kA) 40 25 2.3.1 Parque intemperie Los diferentes elementos que conforman el parque de intemperie de 220 kV son los siguientes: • Transformadores de potencia. • Autoválvulas o pararrayos. • Transformadores de intensidad. • Transformadores de tensión. • Seccionadores. • Interruptores automáticos. Estos elementos, se eligen en base a las características propias de la instalación para que puedan operar de manera correcta tanto en condiciones normales, como en caso de fallo; y su disposición en la parcela, se realiza respetando el reglamento vigente para facilitar el montaje, y sobre todo, el mantenimiento. En la Figura 2-2, se puede observar la disposición de cada uno de los elementos que conforman las diversas posiciones de la subestación. 5 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV Figura 2-2. Planta de Subestación. Parque intemperie Como se observa, en este caso se tienen tres posiciones diferentes que se describen a continuación: En primer lugar, se dispone de una posición de transformador (recuadro de color azul) constituida por los siguientes elementos: • Un transformador de potencia de 220/30 kV YNd11 con una potencia de 50 MVA. Cabe destacar, con respecto al sistema de refrigeración, la variedad que se encuentra de carácter general (como se puede apreciar en la figura 2-2). Figura 2-3.Sistemas de con refrigeración - ONAN: Aceite y refrigeración natural - ONAF: Aceite con circulación natural, pero el aire tiene ventilación forzada. - ODAF: Aceite con circulación forzada y dirigido a los puntos más calientes. Aire con ventilación forzada. - OFWF: Aceite con circulación forzada y dirigido a los puntos más calientes. Refrigeración por medio de circulación de agua en los cambiadores de calor. Los sistemas de refrigeración más utilizados son los siguientes: - ONAN/ONAF: En general utilizado en equipos de hasta 50 MVA. - ONAN/ONAF/ONAF: Aplicación más común para grandes transformadores de potencia. - ODAF o ODWF: En general utilizado para transformadores con una potencia mayor de 200 MVA. Permiten mejor control del punto caliente (Hot Spot) y llevan a un proyecto más compacto. Se recomienda limitar la velocidad del aceite y solicitar redundancia en las bombas. [1] - En el caso del transformador utilizado (Figura 2-4), la refrigeración es ONAN/ONAF. ONAN ONAF ODAF OFWF Descripción general 6 Figura 2-4. Montaje transformador de potencia 220 kV • 3 pararrayos (o autoválvulas) de protección del transformador de 220 kV. Estos presentan unas características muy concretas, como son las siguientes: - ZnO: el pararrayos es polimérico y su columna interior está constituida por bloques de óxido de Zinc (Figura 2-5) [2] Figura 2-5. Pararrayos 220 kV ZnO - Clase 3 / 10 kA. - Ur < 154 kV (Tensión de referencia) - Umax= 245 kV. A su vez cuenta con un contador de descargas en su estructura como se puede observar en la Figura 2- 6, que sirve a la hora del mantenimiento para ver el estado del aparato. 7 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV Figura 2-6. Montaje autoválvula 220 kV • 3 transformadores de intensidad para medida y protección. En el caso de los instalados en la posición de transformador, tienen cinco devanados, de los cuales dos de ellos son para medida (clase 0,2s), otro es tanto de medida como de protección (clase 0,5- 5P30) y los últimos dos devanados son de protección (clase 5P30). La elección de estos devanados se realiza en función de las necesidades del promotor, y siempre hay al menos un devanado de medida fiscal (0,2s), ya que es la clase que más precisión ofrece, y mínimo otro de protección (5P20 normalmente). Como en otros elementos de la aparamenta, encontramos un transformador por fase, pero únicamente un mando, que se presenta en una caja en la fase central, como se observa en la Figura 2-7. Figura 2-7. Montaje Transformador de Intensidad 220 kV Descripción general 14 2.3.3 Sistemas auxiliares 2.3.3.1 Corriente alterna En la instalación, la corriente alterna del secundario del transformador de servicios auxiliares (400 / 230 Vca) alimenta los siguientes sistemas: - Alumbrado interior de luminarias fluorescentes - Alumbrado exterior - Tomas de corriente - Calefacción - Rectificador y cargador de baterías - Alimentación de la ventilación forzada del transformador y del cambiador de tomas - Alimentación del equipo de alimentación ininterrumpida (alterna segura) Todo ello estará centralizado hacia el cuadro general de servicios auxiliares de alterna, dentro de la sala de los servicios auxiliares del edificio. Cabe destacar que, en caso de fallo, a través de un autómata programable se comienza a alimentar mediante el grupo electrógeno. 2.3.3.2 Corriente continua Dentro del edificio, se instalan dos baterías de 100 Ah junto con un rectificador, y estas, alimentadas desde los 230 Vca, proporcionan una fuente de energía adicional en el caso de que exista una ausencia de tensión de red, permitiendo mantener el control de la subestación durante un corto periodo de tiempo. Esta corriente continua alimenta los siguientes equipos: - Motores del tensado de los muelles de los interruptores - Equipos de protección - Equipos de mando - Equipos de señalización y alarmas 2.3.4 Control y protección La subestación se dota de un sistema integrado de medida, protección, control y mando, constituido a base unidades de control de protección (UCP) con relés independientes pero comunicados a la unidad de control de la subestación (UCS). Según se indica en [3]. La UCS se considera un elemento central para el control de la subestación al completo, y también se usa para controlar las comunicaciones con los centros de control, con las unidades de control de cada una de las posiciones, y con el despacho eléctrico, entre otras. Las principales funciones de la UCS son las siguientes: - Comunicación con las Unidades de Control de Posición (UCP). - Configuración local y remota de la base de datos del Sistema Integrado de Control y Protección (SICP) - Salvaguarda del registro Histórico de señales y mandos de la instalación, para su consulta local o remota. - Implementación de los tratamientos de Campo y Tratamientos de Telecontrol - Comunicación con el Terminal de Operación Local. 15 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV - Comunicación con el centro de control (On-line y Backup). - Comunicación con los sistemas de análisis de incidencias y motorización. - Sincronización horaria desde la Red de Comunicacines y desde equipos locales (GPS). - Sincronización horaria de todas las UCPs y del Terminal de Operación Local. Con respecto a las protecciones de la subestación, se dota a la misma de protección de barras (con la función 87B) y protección de línea (principal y secundaria, entre otras). 2.3.5 Telecontrol Con respecto al telecontrol, se instala un sistema integrado de control, protección y supervisión, permitiendo el mantenimiento a la vez que ofrece una supervisión individual que permanece activa siempre. Por otro lado, el control local de la subestación, el cual se comunica con las unidades de control y protección de las posiciones del nivel de tensión de 220 kV, se ubica en la sala de control, y permite tanto controlar la subestación a nivel local, como controlar en remoto todas las instalaciones dependientes de él. 2.3.6 Equipos comunicaciones Los servicios de telecomunicaciones se diferencian en externos e internos. Los externos se basan en canales de comunicación para las teleprotecciones de línea y el telecontrol y se hacen mediante fibra óptica. Las comunicaciones a nivel interno se realizan entre las protecciones, las UCPs y la UCS y también se realizan con fibra óptica. 2.3.7 Obra civil El terreno se debe acondicionar, realizando desbroce de la capa de vegetación, y extrayendo la capa superficial del terreno, realizando una excavación de 0,5 metros aproximadamente a lo largo de toda la superficie que es ocupada posteriormente por la subestación. Cuando se tiene realizada la excavación, se realiza una explanación y se nivela el terreno (con desmontes y terraplenes) llegando hasta un nivel de 0,15 m por debajo de la cota final de la instalación. 2.3.7.1 Red de tierras La red de tierras de la subestación se compone principalmente por conductor desnudo de Cobre de 120 mm2 y malla poligonal de 87 x 61,30 m con una profundidad de 0,6 metros. Estos conductores están directamente enterrados para facilitar la disipación de corriente y conectan todos los elementos metálicos de la subestación. El cálculo de esta se encuentra en el Anexo G y da un resultado final como el de la Figura 2-16. Descripción general 16 Figura 2-16. Red de Tierras planta general 2.3.7.2 Cimentaciones La cimentación de los edificios se realiza mediante zapatas aisladas tipo cáliz arriostradas entre sí y solera de hormigón armado. Con respecto a la cimentación de los elementos intemperie, se consideran zapatas aisladas y tienen unas dimensiones y características definidas. La planta general con las cimentaciones de los diferentes elementos, quedaría como se indica en la Figura 2-17). Figura 2-17. Cimentaciones planta general 17 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 2.3.8 Campos electromagnéticos Existe un reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y un Real Decreto (1066/2001, 28 de septiembre), en el que se indican las medidas mínimas necesarias para adecuar el diseño de la subestación con el fin de minimizar los campos magnéticos creados por la corriente a la frecuencia de 50 Hz cuando esta pasa cerca de edificios (Tabla 2-3) y que debe ser cumplido. Tabla 2-3. Niveles máximos establecidos para los campos magnéticos Niveles máximos establecidos Intensidad de campo (E) 5 V/m Intensidad de campo (H) 0,08 A/m Campo (B) 0,1 μT 3 PRUEBAS ELÉCTRICAS Y PUESTA EN SERVICIO DE LA INSTALACIÓN revio a la puesta en marcha de la subestación, es necesario realizar una serie de pruebas eléctricas con el fin de asegurar el correcto funcionamiento de la misma. 3.1 Pruebas básicas Inicialmente se tiene la obligación de hacer unas primeras mediciones y pruebas. Se toman medidas de algunos puntos susceptibles del parque intemperie como por ejemplo los mandos de los seecionadores, y también se miden las tensiones de paso y contacto en el cerramiento. Se hacen medidas de aislamiento tras el tendido de los cables de fuerza, se verifican las conexiones e interconexiones de los diferentes elementos mediante timbrado y finalmente se realizan pruebas funcionales de los circuitos más importantes, como son el cierre y apertura del interruptor o de los seccionadores, para confirmar que se corresponde con lo diseñado en los esquemas desarrollados. 3.2 Pruebas Específicas Por otro lado, una vez terminadas las pruebas básicas, se deben realizar unas pruebas más concretas de algunos factores muy importantes. Se indican a continuación algunas de dichas pruebas: - Revisión del cumplimiento de las características de los transformadores de tensión e intensidad. - Pruebas de aislamiento. - Prueba de reflectometría en las comunicaciones de fibra óptica. - Revisión del cumplimiento de las características de los interruptores. - Prueba y verificación del buen funcionamiento de las tomas de corriente. P Anexo A: Cálculo de apantallamiento 12 12 4 ANEXO A: CÁLCULO DE APANTALLAMIENTO 4.1 Objeto En este cálculo, se tiene por objeto verificar la necesidad de protección frente a rayos mediante puntas Franklin, a la vez que se describe la instalación del sistema, así como un método para determinar la altura y ubicación de dichas puntas en el caso de que se comprobase que la instalación necesita protección contra caída directa de rayos. Para este, se tiene en consideración el manual “MES15645 Rev00 Manual for protection of substations by Franklin Rods”. 4.2 Datos de entrada e hipótesis del cálculo 4.2.1. Datos de entrada En la Tabla 4-1 se presentan los datos de partida conocidos de la subestación y necesarios para realizar los cálculos: Tabla 4-1. Dimensiones y datos de entrada Característica Largo (L) 87 m Ancho (W) 61 m Alto (H) 10,5 m Altura del cable aéreo o punta activa (Hc) 20 m Resistividad del terreno estimada (ρ) 150 Ω.m Longitud estimada de líneas en servicio (Lc) 1000 m Densidad media de rayos (Ng) 4 uds 4.2.2. Resistividad del terreno A la vista de los resultados arrojados por los sondeos eléctricos verticales, se obtiene una resistividad del terreno de 150 Ω.m. 13 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 4.2.3. Datos geométricos de la malla de puesta a tierra El cerramiento está puesto a tierra a través de la malla de tierra de la instalación, por tanto, se utilizan estas medidas para la realización de los cálculos. Longitud del lado mayor de la malla (L) .......................................................... 87 m Longitud del lado menor de la malla (W) ........................................................ 61 m 4.2.4. Dato densidad media de rayos (nivel isoceráutico) La frecuencia esperada de impactos, Ne, puede determinarse mediante la expresión: 𝑁𝑒=𝑁𝑔·𝐴𝑒·𝐶1·10−6 (4-1) siendo, Ng: densidad de impactos sobre el terreno (nº impactos/año, km2), obtenida según la Figura 1: Figura 4-1. Mapa de densidad de Impactos sobre el terreno Según el mapa de densidad de impactos sobre el terreno del CTE, el valor medio para la subestación tratada según su ubicación (Teruel), es un valor desde 4,00 Rayos/km2/año. Ae: superficie de captura equivalente en m2, que es la delimitada por una línea trazada a una distancia 3H de cada uno de los puntos del perímetro de la instalación, siendo H la altura mayor considerada como se puede observar en la (Figura 4-2): Anexo A: Cálculo de apantallamiento 14 14 Figura 4-2.Esquema aclaratorio parámetros de la superficie Para estructuras rectangulares sería (según la norma UNE-EN 62305-2): Ae = L · W + 6 · H · (L+W) + 9 ·  · H2 (4-2) Ae = 58 · 33 + 6 · 18,2 · (58+33) + 9 ·  · 18,22 =21212,04 m2 (4-3) C1: coeficiente relacionado con el entorno, según la Tabla 4-2: Tabla 4-2. Coeficiente C1 Situación del edificio C1 Próximo a otros edificios o árboles de esta o más altos 0,5 Ancho (W) 0,75 Alto (H) 1 Altura del cable aéreo o punta activa (Hc) 2 Se considera la instalación próxima a otros edificios de la misma altura o más altos. C1 = 0,5 Por lo tanto: Ne = Ng · Ae · C1 ·10-6 = 4 · 21212,04 · 0,5 · 10-6 = 0,0424 impactos/año (4-4) 15 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 4.3 Frecuencia admisible La frecuencia admisible, Na, puede determinarse mediante la siguiente expresión: 3 5432 a10 CCCC 55 N− =, (4-5) siendo C2, C3, C4 y C5 unos coeficientes que dependen del tipo de construcción, de lo que vaya a contener la construcción, uso de esta y necesidad de la continuidad de las actividades que se desarrollen en ella, respectivamente. Se obtienen de las siguientes tablas (Tabla 4-3, Tabla 4-4, Tabla 4-5, Tabla 4-6): Tabla 4-3. Coeficiente C2 Tabla 4-4. Coeficiente C3 Edificio con contenido inflamable 3 Otros contenidos 1 Tabla 4-5. Coeficiente C4 Edificios no ocupados normalmente 0,5 Usos Pública Concurrencia, Sanitario, Comercial, Docente 3 Resto de edificios 1 Tabla 4-6. Coeficiente C5 Edificios cuyo deterioro pueda interrumpir un servicio imprescindible (hospitales, bomberos…) o pueda ocasionar un impacto ambiental grave 5 Resto de edificios 1 En este caso quedaría: C2 = 0,5 C3 = 1 C4 = 0,5 C5 = 5 Cubierta metálica Cubierta de hormigón Cubierta de madera Estructura metálica 0,5 1 2 Estructura de hormigón 1 1 2,5 Estructura de madera 2 2,5 3 Anexo B: Cálculo de embarrados principales y secundarios 22 22 • Tubo 100/88 (para barras principales de 220 kV) da lugar a la tabla 5-2. Tabla 5-2. Características del tubo 100/88 Característica Aleación E-AlMgSiO,5 , F22 Diámetro exterior (D) interior (d) 100/88 mm Espesor de la pared (e) 6 mm Peso propio unitario (Ppt) 4,78 kg/m Sección (A) 1.772 mm2 Carga de rotura del material (aR) 195 N/mm2 Momento de inercia (J) 197 cm4 Momento resistente (W) 39 cm3 Módulo de elasticidad (Young) (E) 70.000 N/mm2 Límite de fluencia mínimo del material (Rpo2) 160 N/mm2 Coeficiente de dilatación lineal (s) 0,023 mm/mºC Intensidad máxima 1 2.040 A 5.4.2 Características de los aisladores soporte En los tramos del vano A, correspondientes a las barras principales de 220 kV, se instalan aisladores C10- 1050, siguientes características mecánicas, referenciadas en la tabla 5-3. Tabla 5-3.Características mecánicas 220 kV Características mecánicas (barras de 220 kV) Carga de rotura a flexión 10.000 N Carga de rotura a torsión 4.000 N Altura del asilador 2.300 mm Altura de la pieza soporte 170 mm 23 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV En los tramos del vano B, correspondientes a las barras de 30 kV, se instalan aisladores C10-170, de las siguientes características mecánicas, referenciadas en la tabla 5.4. Tabla 5-4.Características mecánicas 30 kV. Características mecánicas (barras de 220 kV) Carga de rotura a flexión 10.000 N Carga de rotura a torsión 2.500 N Altura del asilador 445 mm Altura de la pieza soporte 140 mm 5.5 Cálculo mecánico de los embarrados 5.5.1 Corriente de cortocircuito Como ya se ha comentado, la intensidad simétrica de cortocircuito trifásico (Icc), a efectos de los cálculos propuestos son, 40 kA en el parque de 220 kV y 25 kA en el parque de 30 kV. La intensidad de cresta, (S/ CEI 909) vale: 𝐼𝑝=𝑥· √2·𝐼𝑐𝑐 (5-1) Con: 𝑥=1,02+0,98·𝑒−3𝑅 𝑋 (5-2) R/X es la relación de impedancias equivalentes del sistema en el punto de cortocircuito que, para la red de transporte en este nivel de tensión, típicamente, vale 0,07. Así, x= 1,814 con lo que: Ip= 102,62 kA cuando Icc= 40 kA Ip= 64,13 kA cuando Icc= 25 kA 5.5.2 Tensión en el tubo Parque de 220 kV • Esfuerzos por viento: 𝐹𝑣=953· 150 (∅ 𝑡𝑢𝑏𝑜 𝑚𝑚)·10−3=142,9 𝑁 𝑚 (5-3) Anexo B: Cálculo de embarrados principales y secundarios 24 24 • Esfuerzos por peso propio: - Peso del tubo: 𝐹𝑝𝑝=94,43 𝑁/𝑚 - Peso del cable amortiguador (lapwing ) = 26,2 N/m en los 4/3 del vano, equivalentes con 34,9 N/m ( 4/3 · 26,2 ). 𝐹𝑝𝑝=129,30 𝑁/𝑚 • Esfuerzos por hielo: 𝐹ℎ=0,18·√ 150 =2,20𝑑𝑎𝑁 𝑚=22,00 𝑁/𝑚 (5-4) • Esfuerzos por cortocircuito: La fuerza estática por unidad de longitud entre dos conductores paralelos recorridos por una intensidad se obtiene de la siguiente expresión: 𝐹ℎ=0,866· 𝜇0· 𝐼𝑝 2 2·𝜋·𝑎 (5-5) Siendo: Ip = intensidad de cresta de cortocircuito trifásico. 𝜇0 = permeabilidad magnética del vacío (4π·10-7 N/A2). a = distancia media entre fases. Sustituyendo y operando: 𝐹𝑠=521,10 𝑁/𝑚 Los esfuerzos dinámicos dependen a su vez de la frecuencia de vibración propia del tubo, que es función tanto del tubo, como del vano y los apoyos; y permite calcular dos coeficientes determinados para el esfuerzo dinámico en cortocircuito sobre el tubo: V = factor que tiene en cuenta el efecto dinámico. Vr = factor que tiene en cuenta el reenganche. La frecuencia de vibración de un tubo vale (según la norma CEI 865): 𝑓𝑐=𝛾 𝑙2 · √ 𝐸𝐼 𝑚 (5-6) Siendo: I = inercia de la sección del tubo. 25 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV m = masa unitaria del tubo, incluido cable amortiguador. E = módulo de Young del material. l = longitud del vano. 𝛾 = coeficiente del tubo y los apoyos (1,57 en este caso). Sustituyendo y operando: 𝑓𝑐=1,53 𝐻𝑧 La relación entre la frecuencia de oscilación y frecuencia nominal del sistema establece los valores de V y Vr: 𝑓𝑐 50=0,031 En estas condiciones: V = 0,298 Vr = 1,8 La tensión de trabajo en el tubo por esfuerzo dinámico de cortocircuito, vale: 𝑚 =𝑉 ·𝑉r· 𝛽· 𝐹𝑠· 𝑙2 8·𝑍 (5-7) Siendo: 𝛽=1 según la norma CEI 865 Z= Módulo resistente de la sección del tubo Obteniendo, 𝑚 =65,3 𝑁/𝑚𝑚2 Por último, la tensión de trabajo total en el tubo vendrá dada por la suma geométrica característica de los voltajes producidos por los distintos esfuerzos, que se acumulan, en sus pertenecientes direcciones, a la calculada del cortocircuito. En este caso, considerando todas las cargas repartidas de manera uniforme, el resultado será: 𝑖 =1 8· 𝑃·𝑙2 𝑧 (5-8) Donde: L= longitud del vano z= módulo resistente de la sección P= carga repartida que produce el esfuerzo Entonces, las diferentes tensiones serán: Anexo B: Cálculo de embarrados principales y secundarios 26 26 • Por viento: 𝑣 =1 8· 142,9·13,52 120,32 =27,1 𝑁/𝑚𝑚2 (5-9) • Por peso propio: 𝑝 =1 8· 129,3·13,52 120,32 =24,5 𝑁/𝑚𝑚2 (5-10) • Por hielo: ℎ =1 8· 22,0·13,52 120,32 =4,2 𝑁/𝑚𝑚2 (5-11) • La tensión máxima será: 𝑚𝑎𝑥 =√(𝑣+𝑚)2+(𝑝+ℎ)2=97,8 𝑁/𝑚𝑚2 (5-12) El coeficiente de seguridad del tubo frente al límite de fluencia, considerando todas las cargas simultáneas, valdría: 160𝑚𝑎𝑥 ⁄ =1,64 En cuanto al esfuerzo en cortocircuito, teniendo en cuenta la norma CEI 865, se establece que el tubo soporta los esfuerzos si se encuentra dentro de los siguientes límites: 𝑚𝑎𝑥≤𝑞·𝑅𝑝0.2 (5-13) Donde: q= factor de resistencia del conductor (1,344 para el tubo Ø 150/134) Rp0,2 = 160 N/mm2 De esta forma se verifica: 𝑚𝑎𝑥≤1,344·160=215,04 𝑁/𝑚𝑚2 (5-14) Por tanto, como se observa, el tubo está lejos de alcanzar el límite impuesto. 27 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV Parque de 30 kV • Esfuerzos por viento: 𝐹𝑣=953· 100 (∅ 𝑡𝑢𝑏𝑜 𝑚𝑚)·10−3=95,3 𝑁𝑚 ⁄ (5-15) • Esfuerzos por peso propio (Peso del tubo): 𝐹𝑝𝑝=46,88 𝑁𝑚 ⁄ • Esfuerzos por hielo: 𝐹ℎ=0,18·√ 150 =1,80𝑑𝑎𝑁 𝑚=18,00 𝑁/𝑚 (5-16) • Esfuerzos por cortocircuito: La fuerza estática por unidad de longitud entre dos conductores paralelos recorridos por una intensidad se obtiene de la siguiente expresión: 𝐹ℎ=0,866· 𝜇0· 𝐼𝑝 2 2·𝜋·𝑎 (5-17) Siendo: Ip = intensidad de cresta de cortocircuito trifásico. 𝜇0 = permeabilidad magnética del vacío (4π·10-7 N/A2). a = distancia media entre fases. Sustituyendo y operando: 𝐹𝑠=1017,59 𝑁𝑚 ⁄ Los esfuerzos dinámicos dependen a su vez de la frecuencia de vibración propia del tubo, que es función tanto del tubo, como del vano y los apoyos; y permite calcular dos coeficientes determinantes para el esfuerzo dinámico en cortocircuito sobre el tubo: V = factor que tiene en cuenta el efecto dinámico. Vr = factor que tiene en cuenta el reenganche. La frecuencia de vibración de un tubo vale (Según la norma CEI 865): 𝑓𝑐=𝛾 𝑙2 · √𝐸𝐼𝑚 ⁄ (5-18) Siendo: I = inercia de la sección del tubo. m = masa unitaria del tubo, incluido cable amortiguador. E = módulo de Young del material. l = longitud del vano. Anexo B: Cálculo de embarrados principales y secundarios 28 28 𝛾 = coeficiente del tubo y los apoyos (1,57 en este caso). Sustituyendo y operando: 𝑓𝑐=4,91 𝐻𝑧 La relación entre la frecuencia de oscilación y frecuencia nominal del sistema establece los valores de V y Vr: 𝑓𝑐50 ⁄=0,098 En estas condiciones: V = 0,517 Vr = 1,620 La tensión de trabajo en el tubo por esfuerzo dinámico de cortocircuito, vale: 𝑚 =𝑉 ·𝑉r· 𝛽· 𝐹𝑠· 𝑙2 8·𝑧 (5-19) Siendo: 𝛽=1 según la norma CEI 865 Z= Módulo resistente de la sección del tubo Obteniendo, 𝑚 =133,85𝑁𝑚𝑚2 ⁄ Por último, como en el caso anterior, la tensión de trabajo total en el tubo vendrá dada por la suma geométrica de las tensiones producidas por los distintos esfuerzos, que se acumulan, en sus direcciones respectivas, a la calculada de cortocircuito. En este caso, y considerando todas las cargas uniformemente repartidas: 𝑖 =1 8· 𝑃·𝑙2 𝑧 (5-20) Donde: L= longitud del vano z= módulo resistente de la sección P= carga repartida que produce el esfuerzo Entonces, • Por viento: 𝑣 =1 8· 95,3·72 39 =14,97 𝑁/𝑚𝑚2 (5-21) 29 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV • Por peso propio: 𝑝 =1 8· 46,88·72 39 =7,36 𝑁/𝑚𝑚2 (5-22) • Por hielo: ℎ =1 8· 18,0·72 39 =2,83 𝑁/𝑚𝑚2 (5-23) • La tensión máxima será: 𝑚𝑎𝑥 =√(𝑣+𝑚)2+(𝑝+ℎ)2=149,17 𝑁/𝑚𝑚2 (5-24) El coeficiente de seguridad del tubo frente al límite de fluencia, considerando todas las cargas simultáneas, valdría: 160𝑚𝑎𝑥 ⁄ =1,07 En cuanto al esfuerzo en cortocircuito, teniendo en cuenta la norma CEI 865, se establece que el tubo soporta los esfuerzos si se encuentra dentro de los siguientes límites: 𝑚𝑎𝑥≤𝑞·𝑅𝑝0.2 (5-25) Donde: q= factor de resistencia del conductor (1,353 para el tubo Ø 100/88) Rp0,2 = 160 N/mm2 De esta forma se verifica: 𝑚𝑎𝑥≤1,353·160=216,4 𝑁/𝑚𝑚2 (5-26) Por tanto, como se observa, este tubo también se encuentra lejos de alcanzar el límite impuesto. 5.5.3 Reacciones sobre aisladores soporte El máximo esfuerzo se producirá en los aisladores intermedios, considerando dos veces el esfuerzo producido en el extremo de un vano, según la norma CEI 865. Cabe destacar que las acciones a considerar en este estudio son únicamente horizontales. Parque de 220 kV En primer lugar, se calcula la fuerza que el viento ejerce sobre el tubo: 𝐹𝑣=953· 150 (∅ 𝑡𝑢𝑏𝑜 𝑚𝑚)·10−3=142,95 𝑁𝑚 ⁄ (5-27) Anexo B: Cálculo de embarrados principales y secundarios 30 30 El cálculo del valor del esfuerzo en cortocircuito sobre los soportes se obtiene de la siguiente fórmula según la norma de referencia: F𝑑𝑎 =0,866·𝑉f ·𝑉r· 𝜇0· 𝐼𝑝3 2 2·𝜋·𝑎 (5-28) Donde Vf es el factor de carga, dependiente de la relación anteriormente expresada, fc 50 ⁄ =0,031 ; que en este caso vale 0,326. Por tanto, F𝑑𝑎 =306,15 𝑁𝑚 ⁄ La suma de esfuerzos sobre el soporte central, entre dos vanos, queda: F𝑡 =2 · (F𝑣+F𝑑𝑎)𝐼· 𝛼 𝑐𝑜𝑛 𝛼=0,5 (5-29) F𝑡 =6736,5 𝑁 Este esfuerzo se produce sobre el eje del tubo, que se encuentra situado 170 mm por encima de la cabeza del aislador, punto sobre el que el fabricante garantiza el esfuerzo. Por tanto: F′𝑡 =𝐹𝑡·2300 (𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟)+170 (𝑝𝑖𝑒𝑧𝑎) 2300 (𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟) =7234,4 𝑁 (5-30) El aislador trabajará, en las peores condiciones, con un coeficiente de seguridad frente a la carga inferior de rotura de: 10000 (𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑟𝑜𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑓𝑙𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟)𝐹′𝑡 ⁄=1,38 (5-31) Finalmente, se obtiene un coeficiente de seguridad de 1,38; mayor al recomendado (1,25). Parque de 30 kV En primer lugar, como en el parque de 220 kV, se calcula la fuerza que el viento ejerce sobre el tubo: 𝐹𝑣=953· 100 (∅ 𝑡𝑢𝑏𝑜 𝑚𝑚)·10−3=95,3 𝑁𝑚 ⁄ (5-32) El cálculo del valor del esfuerzo en cortocircuito sobre los soportes se obtiene de la siguiente fórmula según la norma de referencia: F𝑑𝑎 =0,866·𝑉f ·𝑉r· 𝜇0· 𝐼𝑝3 2 2·𝜋·𝑎 (5-33) Donde Vf es el factor de carga, dependiente de la relación anteriormente expresada, fc 50 ⁄ =0,098 ; que en este caso vale 0,58. Por tanto, F𝑑𝑎 =956,12 𝑁𝑚 ⁄ 31 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV La suma de esfuerzos sobre el soporte central, entre dos vanos, queda: F𝑡 =2 · (F𝑣+F𝑑𝑎)𝐼· 𝛼 𝑐𝑜𝑛 𝛼=0,5 (5-34) F𝑡 =3679,97 𝑁 Este esfuerzo se produce sobre el eje del tubo, que se encuentra situado 170 mm por encima de la cabeza del aislador, punto sobre el que el fabricante garantiza el esfuerzo. Por tanto: F′𝑡 =𝐹𝑡·445 (𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟)+140 (𝑝𝑖𝑒𝑧𝑎) 445 (𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟) =4837,7 𝑁 (5-35) El aislador trabajará, en las peores condiciones, con un coeficiente de seguridad frente a la carga inferior de rotura de: 10000 (𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑟𝑜𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑓𝑙𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟)𝐹′𝑡 ⁄=2,07 (5-36) Finalmente, se obtiene un coeficiente de seguridad de 2,07; bastante mayor al recomendado comentado en cálculos anteriores (1,25). 5.6 Cálculo eléctrico de los embarrados 5.6.1 Intensidad nominal de las barras La intensidad nominal teórica del tubo elegido, según fabricante es de 3250 A (para tubo 150/134 mm en el parque de 220 kV) y 2.040 A (para tubo 100/88 mm en 30 kV), con 30º C de temperatura ambiente y 65º C de temperatura de trabajo del tubo. Según la norma DIN 43670, esta intensidad debe ser corregida con distintos factores en función de la composición del tubo, la altitud, la temperatura máxima de trabajo (Según la norma RAT 7). Así, deben tenerse en cuenta los siguientes factores: k1= 0,925 por la aleación elegida k2= 1,25 para temperatura final de 85º C k3 = 1 por ser tubo k4 = 0,95 para instalación a menos de 1000 m.s.n.m. Según la citada norma: I𝑚𝑎𝑥 =𝐼𝑛·𝑘1·𝑘2·𝑘3·𝑘4 (5-37) Por tanto: Imax= 3270 A, equivalentes con 1246 MVA, potencia muy superior a la necesaria para 220 kV. Imax= 2241 A, equivalentes con 116 MVA, potencia muy superior a la necesaria para 30 kV. Anexo C: Cálculo de Niveles de aislamiento y sobretensiones 38 38 𝑈𝑒𝑡=(1,25∙𝑈𝑒2−0,25)∙𝑈𝑏𝑎𝑠𝑒 (6-13) 𝑈𝑝𝑡=(1,25∙𝑈𝑝2−0,43)∙𝑈𝑏𝑎𝑠𝑒 (6-14) En donde: - 𝑈𝑒2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido (Ver figura 6-2). Figura 6-2. Norma UNE-EN 60071-1 - 𝑈𝑒𝑡: Valor de sesgado de la distribución de las sobretensiones fase a tierra. - 𝑈𝑝2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida (Ver figura 6-3). - Figura 6-3.norma UNE-EN 60071-2 39 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV - 𝑈𝑝𝑡: Valor de sesgamiento de la distribución de las sobretensiones fase a fase. • Para 220 kV: 𝑈𝑒2 = 3,5 pu 𝑈𝑒𝑡=(1,25∙3,5−0,25)∙200,04=825,17 𝑘𝑉 𝑈𝑝2 = 5,1 pu 𝑈𝑝𝑡=(1,25∙5,1−0,43)∙200,04=1189,25 𝑘𝑉 • Para 30 kV: 𝑈𝑒2 = 3,5 pu 𝑈𝑒𝑡=(1,25∙3,5−0,25)∙29,39=121,25 𝑘𝑉 𝑈𝑝2 = 5,1 pu 𝑈𝑝𝑡=(1,25∙5,1−0,43)∙29,39=174,75 𝑘𝑉 6.5.4.2 Impulsos que afectan a todos los equipos energización extremo local Tanto la energización como la re-energización, referentes al extremo emisor, da lugar a impulsos de sobretensión más favorables que los pertenecientes al extremo receptor, con el fin aumentar la seguridad se seleccionan los valores recomendados por la Norma. 𝑈𝑒𝑡 ′=(1,25∙𝑈𝑒2 ′−0,25)∙𝑈𝑏𝑎𝑠𝑒 (6-15) 𝑈𝑝𝑡 ′=(1,25∙𝑈𝑝2 ′−0,43)∙𝑈𝑏𝑎𝑠𝑒 (6-16) • Para 220 kV: 𝑈𝑒2 ′ = 2,5 pu 𝑈𝑒𝑡=(1,25∙2,5−0,25)∙200,04=575,12 𝑘𝑉 𝑈𝑝2 ′ = 3,75 pu 𝑈𝑝𝑡=(1,25∙3,75−0,43)∙200,04=851,68 𝑘𝑉 • Para 30 kV: 𝑈𝑒2 ′ = 2,5 pu 𝑈𝑒𝑡=(1,25∙2,5−0,25)∙29,39=84,51 𝑘𝑉 𝑈𝑝2 ′ = 3,75 pu 𝑈𝑝𝑡=(1,25∙3,75−0,43)∙200,04=125,14 𝑘𝑉 6.5.4.3 Impulsos en la entrada de la línea energización desde el extremo remoto Con el fin de controlar las sobretensiones por energización de la línea en el extremo remoto se instalan pararrayos en la entrada de la línea cuyas características cumplen con lo indicado en la Tabla 1 y Tabla 2 del ITC-RAT 12. - El NPM (𝑈𝑝2 ′ ,Nivel de protección al impulso tipo maniobra) es igual a la máxima tensión residual para impulsos de corrientes de maniobra, 1 kA. - El NPR (𝑈𝑝𝑙, Nivel de protección al impulso tipo rayo) es la tensión máxima residual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de descarga, 5-10 kA. Con el uso de pararrayos, las sobretensiones representativas pueden ser dadas directamente por 𝑈𝑝𝑠 para las sobretensiones fase a tierra o 2𝑈𝑝𝑠 para las sobretensiones fase a fase si los valores de protección son menores Anexo C: Cálculo de Niveles de aislamiento y sobretensiones 40 40 a los máximos esfuerzos de sobretensión 𝑈𝑒𝑡 y 𝑈𝑝𝑡 de frente lento. 𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 𝑈𝑝𝑠<𝑈𝑒𝑡 𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 2 ∙ 𝑈𝑝𝑠<𝑈𝑝𝑡 Se escogen los siguientes valores comerciales de NPM y NPR que cumplen las condiciones indicadas: • Para 220 kV: NPM (𝑈𝑝𝑠) = 381 kV NPR (𝑈𝑝𝑙)= 452 kV • Para 30 kV: NPM (𝑈𝑝𝑠) = 62 kV NPR (𝑈𝑝𝑙)= 78 kV 6.5.5 Resultados de cálculo. Sobretensiones representativas Se incluyen a continuación los valores de las tensiones descritas en este apartado, particularizadas para la Subestación objeto de estudio, descritas en la tabla C-16. Resultados. Sobretensiones Representativas. Tabla 6-3.Resultados. Sobretensiones Representativas Tensión a Frec. Industrial [kV] Ubicación del Equipo Sobretensión a Frec. Industrial [kV] Sobretensión de Frente Lento [kV] Pararrayos [kV] 𝑈𝑟𝑝 (p-e) 𝑈𝑟𝑝 (p-p) 𝑈𝑒𝑡 (p-e) 𝑈𝑝𝑡 (p-p) NPM (𝑈𝑝𝑠) NPR (𝑈𝑝𝑙) 220 Entrada ST 198,03 343,00 825,17 1189,25 381 452 220 Resto de Equipos 575,12 875,12 30 Entrada ST 29,10 50,40 121,25 174,75 62 78 30 Resto de Equipos 84,51 125,14 6.6 Determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw) 6.6.1 Sobretensiones temporales Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión representativa temporal, por lo tanto, el factor de coordinación Kc es igual a 1. 41 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 𝐾𝑐=𝑈𝑐𝑤 𝑈𝑟𝑝(𝑝−𝑒)=1 (𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) (6-17) 𝐾𝑐=𝑈𝑐𝑤 𝑈𝑟𝑝(𝑝−𝑝)=1 (𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒) (6-18) • Para 220 kV: 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑒)=𝑈𝑟𝑝(𝑝−𝑒)=212,18 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑝)=𝑈𝑟𝑝(𝑝−𝑝)=343,00 𝑘𝑉 • Para 30 kV: 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑒)=𝑈𝑟𝑝(𝑝−𝑒)=29,10 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑝)=𝑈𝑟𝑝(𝑝−𝑝)=50,40 𝑘𝑉 6.6.2 Sobretensiones de frente lento La tensión de coordinación de soportabilidad es obtenida multiplicando el valor máximo de la sobretensión representativa por un factor de coordinación 𝐾𝑐𝑑 el cual depende de la relación entre el nivel de protección al impulso de maniobra del pararrayos 𝑈𝑝𝑠 y el valor de la sobretensión fase a tierra 𝑈𝑒2, en la figura 6 de la norma UNE-EN 60071-2 se muestra la relación 𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 𝑈𝑝𝑠 𝑈𝑒2 ⇒𝐾𝑐𝑑 (6-17) 𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑈𝑝𝑠 𝑈𝑝2 ⇒𝐾𝑐𝑑 (6-18) La tensión de coordinación es, por tanto: 𝑈𝑐𝑤=𝐾𝑐𝑑∙𝑈𝑟𝑝 (6-19) • Para 220 kV: Equipos Entrada: 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑒)=1,1∙212,18=233,39 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑝)=1,1∙343,00=377,30 𝑘𝑉 Resto Equipos: 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑒)=1,084∙212,18=230,11 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑝)=1,1∙343,00=376,62 𝑘𝑉 • Para 30 kV: Equipos Entrada: 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑒)=1,1∙29,10=32,01 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑝)=1,1∙50,40=55,44 𝑘𝑉 Anexo C: Cálculo de Niveles de aislamiento y sobretensiones 42 42 Resto Equipos: 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑒)=1,06∙29,10=30,96 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑝−𝑝)=1,08∙50,40=54,65 𝑘𝑉 6.6.3 Sobretensiones de frente rápido La metodología estadística simplificada de la norma UNE-EN 60071-2 permite calcular la tensión mínima de soportabilidad de los equipos mediante la siguiente ecuación: 𝑈𝑐𝑤=𝑈𝑝𝑙+𝐴 𝑛∙𝐿 𝐿𝑠𝑝+𝐿𝑎 (6-20) Donde: - 𝑈𝑐𝑤 : Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico [kV] - 𝑈𝑝𝑙 : Nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos [kV] - 𝐴 : Factor dado en la Tabla F.2 de la norma UNE-EN 60071-2 que describe el comportamiento de la línea ante descargas eléctricas atmosféricas [kV] - 𝑛 : Número de líneas conectadas a la subestación - 𝐿 : Separación equivalente entre el pararrayos más cercano y el equipo en consideración. 𝐿=𝑎1+𝑎2+𝑎3+𝑎4 (6-21) 𝑎1 : Longitud de conexión del pararrayos en la línea [m] 𝑎2 : Longitud de conexión a tierra del pararrayos [m] 𝑎3 : Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger para el aislamiento interno y para el aislamiento externo [m] 𝑎4 : Longitud de la parte activa del pararrayos [m] - 𝐿𝑠𝑝 : Longitud del vano de las líneas [m] - 𝐿𝑎 : Sección de línea aérea calculada a partir de una tasa de salida igual a una tasa de falta aceptable. 𝐿𝑎=𝑅𝑎∙𝑅𝑘𝑚 (6-22) 𝑅𝑎 : Tasa de falta aceptable para el equipo, faltas/año. 𝑅𝑘𝑚 : Tasa de faltas por año del primer kilómetro de línea desde la subestación, faltas/año/km. • Para 220 kV: 𝑈𝑐𝑤(𝑖𝑛𝑡)=452+4500 4∙1,00 250+0,0025∙0,01=454,25 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑒𝑥𝑡)=452+4500 4∙2,10 250+0,0025∙0,01=456,73 𝑘𝑉 • Para 30 kV: 𝑈𝑐𝑤(𝑖𝑛𝑡)=78+4500 3∙0,5 250+0,0025∙0,01=78,75 𝑘𝑉 𝑈𝑐𝑤(𝑒𝑥𝑡)=78+4500 3∙0,5 250+0,0025∙0,01=79,50 𝑘𝑉 43 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 6.6.4 Resultados de cálculo. Sobretensiones soportadas de coordinación Se incluyen a continuación los valores de las tensiones descritas en este apartado, particularizadas para la Subestación objeto de estudio, representados en la tabla 6-5. Tabla 6-4. Resultados. Sobretensiones de Coordinación Tensión a Frec. Industrial [kV] Ubicación del Equipo Sobretensión a Frec. Industrial [kV] Sobretensión de Frente Lento [kV] Sobretensión de Frente Rápido [kV] Ucw (p-e) Ucw (p-p) Ucw (p-e) Ucw (p-p) Interior Exterior 220 Entrada ST 212,18 343,00 233,39 377,30 454,25 456,73 220 Resto de Equipos 230,11 376,62 30 Entrada ST 29,10 50,40 32,01 55,44 78,75 79,50 30 Resto de Equipos 30,96 54,65 6.7 Determinación de las sobretensiones soportadas requeridas (Urw) Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las tensiones de soportabilidad para coordinación dos factores de corrección: • 𝐾𝑠: Factor de seguridad. • 𝐾𝑎: Factor de corrección que tiene en cuenta la altitud de la instalación. 6.7.1 Factor de seguridad Ks El factor de seguridad es aplicable a cualquier tipo de sobretensión fase a fase y fase a tierra (temporal, frente lento, frente rápido). • Para aislamiento interno Ks = 1,15. • Para aislamiento externo Ks = 1,05. 6.7.2 Factor de seguridad Ka Según la norma UNE-EN 60071-2, el factor de corrección atmosférico está definido por la siguiente ecuación: 𝐾𝑎= 𝑒𝑚∙( 𝐻 8150) (6-23) Donde: - H Altura sobre el nivel del mar [m] - m De acuerdo con la Figura 6-4: Anexo C: Cálculo de Niveles de aislamiento y sobretensiones 44 44 Figura 6-4. Norma UNE-EN 60071-2 Los coeficientes de mayoración utilizados para cada nivel de tensión son los siguientes: • Para 220 kV: 𝐾𝑎(𝑖𝑛𝑑𝑢𝑠𝑡𝑟𝑖𝑎𝑙)= 𝑒0,5∙(908 8150) =1,057 𝐾𝑎(𝑙𝑒𝑛𝑡𝑜,𝑝−𝑒)= 𝑒1∙(908 8150) =1,114 𝐾𝑎(𝑙𝑒𝑛𝑡𝑜,𝑝−𝑝)= 𝑒1,34∙(591 8150) =1,154 𝐾𝑎(𝑟𝑎𝑝𝑖𝑑𝑜)= 𝑒1∙(908 8150) =1,118 • Para 30 kV: 𝐾𝑎(𝑖𝑛𝑑𝑢𝑠𝑡𝑟𝑖𝑎𝑙)= 𝑒0,5∙(908 8150) =1,058 𝐾𝑎(𝑙𝑒𝑛𝑡𝑜,𝑝−𝑒)= 𝑒1,04∙(908 8150) =1,125 𝐾𝑎(𝑙𝑒𝑛𝑡𝑜,𝑝−𝑝)= 𝑒1,40∙(908 8150) =1,172 𝐾𝑎(𝑟𝑎𝑝𝑖𝑑𝑜)= 𝑒1∙(908 8150) =1,120 6.7.3 Tensiones soportadas requeridas Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos aplicando la siguiente ecuación: 𝑈𝑟𝑤=𝑈𝑐𝑤∙𝐾𝑠∙𝐾𝑎 (6-23) 45 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 6.7.4 Resultados de cálculo. Tensiones soportadas Se incluyen a continuación los valores de las tensiones descritas en este apartado, particularizadas para la Subestación objeto de estudio, descritas en la tabla 6-5. Sobretensiones a frecuencia industrial y 6-6. Resultados. Tensiones Soportadas Requeridas. Tabla 6-5.Sobretensiones a frecuencia industrial. Tensión Nom.[kV] Sobretensión a Frec. Industrial [kV] Aisl. Interior Aisl. Exterior 𝑈𝑟𝑤 (p-e) 𝑈𝑟𝑤 (p-p) 𝑈𝑟𝑤 (p-e) 𝑈𝑟𝑤 (p-p) 220 244,00 394,45 235,55 380,78 30 33,46 57,96 32,33 56,00 Tabla 6-6. Resultados. Tensiones Soportadas Requeridas. Tensión Nom. [kV] Ubicación del Equipo Sobretensión de Frente Lento [kV] Sobretensión de Frente Rápido [kV] Aisl. Interior Aisl. Exterior Aisl. Interno Aisl. Externo 𝑈𝑟𝑤 (p- e) 𝑈𝑟𝑤 (pp) 𝑈𝑟𝑤 (p- e) 𝑈𝑟𝑤 (pp) 𝑈𝑟𝑤 𝑈𝑟𝑤 220 Entrada ST -- -- 272,98 457,31 522,39 536,08 220 Resto de Equipos 264,63 433,12 269,14 456,49 30 Entrada ST -- -- 37,79 68,23 90,56 93,46 30 Resto de Equipos 35,61 62,85 36,56 67,26 Anexo C: Cálculo de Niveles de aislamiento y sobretensiones 46 46 6.8 Conversion a tensiones normalizadas soportadas En el rango I (hasta 245 kV) el nivel de aislamiento es normalmente descrito por la tensión soportada a frecuencia industrial y la tensión soportada al impulso tipo rayo. La siguiente tabla, Tabla 6-7 Tensiones Normalizadas UNE-EN 60071-2, muestra los factores de conversión requeridos, obtenidos de la Tabla 2 de la norma UNE- EN 60071-2. Tabla 6-7.Tensiones Normalizadas UNE-EN 60071-2. Aislamiento Tensión de corta duración a frecuencia industrial Tensión a impulso tipo rayo Aislamiento Externo Fase a tierra 0,6 + Urw / 8500 1,05 + Urw / 6000 Fase a fase 0,6 + Urw / 12700 1,05 + Urw / 9000 Aislamiento limpio, húmedo 0,6 1,3 Aislamiento Interno GIS 0,7 1,25 Aislamiento inmerso en líquido 0,5 1,10 Aislamiento sólido 0,5 1,00 Se han tomado los factores de conversión más desfavorables, tanto con aislamiento externo seco como con aislamiento externo húmedo. 6.8.1 Conversión a tension soportada de corta duración a frecuencia industrial (SDW) Aplicando los factores de corrección indicados en la tabla anterior a las Tensiones Soportadas Requeridas de Frente Lento (𝑈𝑟𝑤), se realiza la conversión a los siguientes resultados de SDW (considerando condiciones exteriores en Seco y aislamiento interior tipo Líquido), Tabla 6-8: Tabla 6-8. Resultados. Tensiones Normalizadas a frecuencia industrial Tensión a Frec. Industrial [kV] Equipo a la entrada de la línea Otros Equipos Aislamiento Exterior [kV] Aislamiento Interior [kV] Aislamiento Exterior [kV] SDW (p-e) SDW (p-p) SDW (p-e) SDW (p-p) SDW (p-e) SDW (p-p) 220 172,55 290,85 132,32 216,56 170,01 290,30 30 22,85 41,30 17,80 31,43 22,09 40,71 6.8.2 Conversión a tension soportada a impulse tipo rayo (LIWL) Aplicando los factores de corrección indicados en la tabla anterior a las Tensiones Soportadas Requeridas de Frente Lento (𝑈𝑟𝑤), se realiza la conversión a los siguientes resultados de LIWL (considerando condiciones exteriores en Húmedo y aislamiento interior tipo Líquido), visualizados en la tabla 6-9. Resultados. Tensiones Normalizadas a impulsos tipo rayo: 47 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV Tabla 6-9. Resultados. Tensiones Normalizadas a impulsos tipo rayo Tensión a Frec. Industrial [kV] Equipo a la entrada de la línea Otros Equipos Aislamiento Exterior [kV] Aislamiento Interior [kV] Aislamiento Exterior [kV] LIWL (p-e) LIWL (p-p) LIWL (p-e) LIWL (p-p) LIWL (p-e) LIWL (p-p) 220 354,87 594,50 291,09 476,43 349,89 593,43 30 49,13 88,70 39,17 69,14 47,53 87,44 6.9 Selección de las tensiones soportadas normalizadas 6.9.1 Sistema eléctrico de 220 kV A continuación, se incluye en la tabla 6-10. Comprobación de Aislamientos. Sistema Eléctrico de 220 kV, indicando las tensiones de soportabilidad Requeridas y de Conversión, para su verificación con respecto a los valores normalizados de aislamiento seleccionados para los equipos de la Subestación. Se indica tanto la Tensión de Soportabilidad Requerida, 𝑈𝑟𝑤(s), como la Tensión Normalizada Soportada, 𝑈𝑟𝑤 (s). Tabla 6-10.Comprobación de Aislamientos. Sistema Eléctrico de 220 kV SISTEMA DE 132 kV Equipo a la entrada de la línea Otros Equipos Tipo de Sobretensión Aislamiento Exterior [kV] Aislamiento Exterior [kV] Aislamiento Interior [kV] Urw (s) Urw (c) Urw (s) Urw (c) Urw (s) Urw (c) Frecuencia Industrial Fase - Tierra 235,55 172,55 235,55 170,01 244,00 132,32 Fase - Fase 380,78 290,85 380,78 290,30 394,45 216,56 Impulso de Maniobra Fase - Tierra 272,98 -- 269,14 -- 264,63 -- Fase - Fase 457,31 -- 456,49 -- 433,12 -- Impulso Atmosférico Fase - Tierra 536,08 354,87 536,08 349,89 522,39 291,09 Fase - Fase 536,08 594,50 536,08 593,43 522,39 476,43 Conforme a la Tabla 2 de la norma UNE-EN 60071‐1, ya presentada anteriormente se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión máxima Um = 245 kV. Estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento externo e interno fase‐fase y fase‐tierra. De la tabla, se extraen los valores para el aislamiento interno y externo, con las siguientes tensiones normalizadas: - 245 kV como tensión más elevada del material, para los equipos de 220 kV de la subestación. - 460 kV para la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial, fase a tierra y entre fases. Anexo E: Cálculo de distancias eléctricas de tensión 54 54 8.3 Niveles de aislamiento y Distancias de seguridad Se indican en la tabla 8-1. Características de la instalación, las características principales de la instalación: Tabla 8-1. Características de la instalación. CARACTERÍSTICA NIVEL 220 KV NIVEL 30 KV Tensión nominal de la red 220 kV 30 kV Tensión más elevada para el material (Um) 245 kV 36 kV Tipo de instalación Intemperie Interior Frecuencia nominal 50 Hz 50 Hz Línea de fuga (mínima) 7595 mm 1116 mm Régimen de neutro Rígido a tierra Puesta a tierra a través de REA 8.4 Niveles de aislamiento Los niveles de aislamiento asociados a los valores normalizados de la tensión más elevada, para materiales de los grupos A y B, de acuerdo con los niveles de tensión según ITC-RAT 12 y según la tabla 8-2. Niveles de aislamiento, serán: Tabla 8-2.Niveles de aislamiento. TENSIÓN NOMINAL DE LA RED (KV) TENSIÓN MÁS ELEVADA PARA EL MATERIAL (UM) KVEFICACES TENSIÓN SOPORTADA ONDA DE CHOQUE KVCRESTA TENSIÓN SOPORTADA DE CORTA DURACIÓN 50 HZ, KVEFICACES 220 245 1050 460 30 36 170 70 Las instalaciones del nivel de tensión 245 kV son convencionales de intemperie y están expuestas a descargas atmosféricas, por lo que se instalarán autoválvulas a la salida de las líneas de la subestación. Se instalarán pararrayos atmosféricos, tipo punta Franklin, que eviten las descargas atmosféricas sobre el parque intemperie de la instalación. Las instalaciones del nivel de tensión 30 kV son de interior, con equipos de maniobra blindados aislados en SF6 y el transformador de Servicios Auxiliares aislado en aceite. 55 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 8.5 Distancias de fase-tierra y entre fases Las distancias mínimas entre fases y entre fase y tierra para estos niveles de aislamiento vienen fijadas en el reglamento (ITC-RAT 12 Tablas 1 y 2), y la opción elegida se representa en la tabla 8-3. Distancias: Tabla 8-3.Distancias TENSIÓN NOMINAL DE LA RED (KV) DISTANCIA MÍNIMA EN AIRE FASE-TIERRA Y ENTRE FASES (MM) (d) 220 2100 30 320 8.6 Distancias de seguridad en instalaciones de exterior El presente apartado será de aplicación para los sistemas de 220 kV que se instalan en exterior. Según lo indicado en la ITC-RAT 15 que establece las características de instalaciones de exterior se establecen las siguientes distáncias de seguridad. 8.6.1 Vallado Todo el recinto correspondiente a los equipos de intemperie del nivel de tensión 220 kV estarán protegidos perimetralmente por una valla metálica enrejada con una altura “k” mínima de 2,20 m. desde el exterior, provista de señales de advertencia de peligro por alta tensión en cada una de sus orientaciones, y adecuada para disuadir de su escalada. 8.6.2 Pasillos de servicio Según se define en la norma ITC-RAT 15: “La anchura de los pasillos de servicio 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. Esta anchura no será inferior a la que a continuación se indica según los casos: a) Pasillos de maniobra con elementos en alta tensión a un solo lado 1,0 m. b) Pasillos de maniobra con elementos en alta tensión a ambos lados 1,2 m. c) Pasillos de inspección con elementos en alta tensión a un solo lado 0,8 m. d) Pasillos de inspección con elementos en alta tensión a ambos lados 1,0 m. En cualquier otro caso, la anchura de los pasillos de maniobra no será inferior a 1,0 m, y la de los pasillos de inspección a 0,8 m. Los anteriores valores deberán ser totalmente libres, es decir, medidos entre las partes salientes que pudieran existir, tales como mandos amovibles de aparatos, barandillas, etc. El ancho libre del pasillo será al menos de 0,5 m cuando las partes móviles o las puertas abiertas de los equipos, interfieran en la ruta hacia la salida. En las zonas accesible, la parte más baja de cualquier elemento aislante, por ejemplo, el borde superior de la base metálica de los aisladores estará situado a la altura mínima sobre el suelo de 230 cm, de acuerdo con lo prescrito en la ITC-RAT 15. Los elementos en tensión no protegidos que se encuentran sobre los pasillos, deberán estar a una altura mínima "H" sobre el suelo, medida en centímetros, igual a H= 250 + d. En este caso, para el nivel de tensión de 220 kV, dicha distancia es”: Anexo E: Cálculo de distancias eléctricas de tensión 56 56 H (220 kV) = 460 cm. “En aquellas zonas que se prevea el paso de aparatos o maquinaria, la distancia mínima que deberá existir entre los elementos en tensión y estos aparatos o maquinaria será T= d + 10 con un mínimo de 50 cm., que en este caso será”: T (220 kV) = 260 cm. 8.6.3 Zonas de protección contra contactos accidentals en el interior del recinto También refiriéndose a la norma ITC-RAT 15: “Los sistemas de protección que deban establecerse guardarán unas distancias mínimas medidas en horizontal a los elementos en tensión que se respetarán en toda zona comprendida entre el suelo y una altura de 200 cm que, según el sistema de protección elegido y expresadas en centímetros, serán”: “1º De los elementos en tensión a paredes macizas de 180 cm de altura mínima: B = d + 3”. En este caso, dicha distancia es”: B (220 kV) = 213 cm. “2º De los elementos en tensión a enrejados de 180 cm de altura mínima: C = d + 10”. En este caso, dicha distancia es: C (220 kV) = 220 cm. “3º 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 125 cm”. En este caso, dicha distancia es: E (220 kV) = 240 cm “4º Para barreras no rígidas y enrejados los valores de las distancias de seguridad en el aire deben incrementarse para tener en cuenta cualquier posible desplazamiento de la barrera o enrejado”. “En cualquiera de los casos anteriores, la cuadrícula del enrejado cuando la hubiese será de tamaño no superior a 50 x 50 mm”. 8.6.4 Zonas de protección contra contactos accidentals desde el interior del recinto de la instalación Haciendo de nuevo referencia a la norma ITC-RAT 15: “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”: “1º De los elementos en tensión al cierre cuando éste es una pared maciza de altura k < 250 + d (cm): F = d + 100”. En este caso, dicha distancia es: F (220 kV) = 310 cm. “2º De los elementos en tensión al cierre cuando éste es una pared maciza de altura k ≥250 + d (cm): B = d + 3.” En este caso, dicha distancia es: 57 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV B (220 kV) = 213 cm. “3º De los elementos en tensión al cierre cuando éste es un enrejado de cualquier altura k ≥ 220 cm.: G = d + 150”. En este caso, dicha distancia es: G (220 kV) = 360 cm. “En cualquiera de los casos anteriores, la cuadrícula del enrejado cuando la hubiere, será de tamaño no superior a 50 x 50 mm”. 8.7 Distancias de seguridad en instalaciones de interior “Las instalaciones de 30 kV se situarán en el interior de un edificio prefabricado”, que estará de acuerdo a lo indicado en la ITC-RAT 14. “Los equipos de maniobra serán encapsulados sin partes en tensión accesibles. Los transformadores de Servicios Auxiliares serán aislados al aire con elementos de protección contra contactos accidentales”, con referencia a la también a la norma ITC-RAT 14. 8.7.1 Condiciones de acceso y paso “El edificio prefabricado destinado a alojar en su interior instalaciones de 30 kV deberá disponerse de forma que quede cerrado para impedir el acceso de las personas ajenas al servicio” Las puertas de acceso al recinto en que estén situados los equipos de 30 kV, se usan para el paso del personal de servicio o para permitir su maniobra, serán en general abatibles y abrirán siempre hacia el exterior del recinto. Las puertas tendrán un sistema de retención de forma que puedan quedar abiertas mientras exista en el interior personal de servicio. Cuando estas puertas abran sobre caminos públicos, deberán poder abatirse sobre el muro exterior de fachadas”. “Cuando en la instalación de alta tensión se trabaje con las puertas de acceso abiertas se tomarán medidas preventivas que impidan el acceso inadvertido a las personas ajenas al servicio. Cuando los accesos existentes en el pavimento, destinados a escaleras, pozos o similares estén abiertos, deberán disponerse protecciones perimetrales señalizadas para evitar accidentes”. “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”. Todo esto referente a la norma ITC-RAT 14. 8.7.2 Pasillos de servicio En referencia a la norma mencionada anteriormente (ITC-RAT 14): “La anchura de los pasillos de servicio 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 estos”. “Esta anchura no será inferior a la que a continuación se indica según los casos”: a) Pasillos de maniobra con elementos en alta tensión a un solo lado 1,0 m. b) Pasillos de maniobra con elementos en alta tensión a ambos lados 1,2 m. c) Pasillos de inspección con elementos en alta tensión a un solo lado 0,8 m. Anexo E: Cálculo de distancias eléctricas de tensión 58 58 d) Pasillos de inspección con elementos en alta tensión a ambos lados 1,0 m. “En cualquier otro caso, la anchura de los pasillos de maniobra no será inferior a 1,0 m, y la de los pasillos de inspección a 0,8 m”. “Los anteriores valores deberán ser totalmente libres, es decir, medidos entre las partes salientes que pudieran existir, tales como mandos amovibles de aparatos, barandillas, etc. El ancho libre del pasillo será al menos de 0,5 m cuando las partes móviles o las puertas abiertas de los equipos, interfieran en la ruta hacia la salida”. “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 250 + d. que en nuestro caso sería”: F (30 kV) = 282 cm “En las zonas de transporte de aparatos deberá mantenerse una distancia, entre los elementos en tensión y el punto más próximo del aparato en traslado, no inferior a 40 centímetros”. “En cualquier caso, estos pasillos deberán estar libres de todo obstáculo hasta una altura de 230 cm. A estos efectos no se considerarán pasillos los sótanos de cables o servicio”. 59 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 9 ANEXO G: CÁLCULO DE LA RED DE TIERRAS 9.1 Objeto La subestación en cuestión 30/220 kV se trata de una subestación de evacuación que recoge la energía producida por dos parques eólicos en 30 kV, y la eleva a una tensión 220 kV. El objeto de este anexo es definir el diseño de la malla de puesta a tierra enterrada de la subestación, y comprobar que con el diseño propuesto no se superan los límites máximos de tensión de paso y contacto que se establecen en la ITC-RAT 13. De esta forma, se puede justificar, desde el punto de vista técnico, la solución adoptada en la subestación para cumplimiento de la ITC-RAT 13 y la norma IEEE Std.80-2013 para asegurar que las tensiones de paso y contacto a los que pueden estar sometidas personas durante cualquier defecto en la instalación no superen los umbrales permitidos por dichas normas. 9.2 Normativa Los cálculos que se realizan a continuación cumplen con la normative vigente en España referente a este tipo de instalaciones y está basado en las siguientes Normas y Reglamentos: • Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-RAT 01 a 23. • IEEE Std.80-2013 “IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding”. • UNE-EN 50522 “Puesta a tierra en instalaciones de tensión superior a 1 kV en corriente alterna.” 9.3 Condiciones ambientales Las condiciones ambientales a las que se someterá el suministro descrito son las siguientes: • Tipo de instalación: Intemperie • Clase de servicio: Continuo • Altitud: <1000 m.s.n.m • Temperatura máxima: 45ºC • Temperatura mínima: -15ºC • Nivel de contaminación: Alta(25mm/kV) • Viento: 120 km/h • Hielo: <10 mm • Coeficiente sísmico (NCSE-02) ≤ 0,04 g Anexo G: Cálculo de la red de tierras 60 60 9.4 Desarrollo de cálculos Se desarrolla el procedimiento de cálculo indicado en la MIE-RAT 13: • Características del suelo. • Tensiones máximas de paso y contacto admisibles en la instalación. • Diseño del Sistema de red de tierras. Cálculo de la Resistencia de la red de tierras. • Determinación de las Corrientes máximas de puesta a tierra y tiempo máximo de eliminación del defecto. • Cálculo de las tensiones de paso y contacto • Verificación de la validez de los valores calculados. 9.4.1 Datos de partida Se toman los siguientes datos de partida para el diseño del sistema de puesta a tierra de la subestación: Intensidad máxima de defecto monofásica: 14 kA Duración de la falta: 𝑡𝑐= 0,5 s para los cálculos de tensiones de paso y contacto. 𝑡𝑐=1 s para el cálculo de la sección del conductor 9.4.2 Características del suelo La principal característica del entorno que se tendrá en cuenta en el diseño de la malla de tierras es la resistividad del terreno, la cual se puede modelar a partir de los resultados de un ensayo de resistividad eléctrica. Resistividad del terreno natural Del estudio geotécnico realizado en la parcela donde se sitúa la subestación, se recogen los resultados de las mediciones de resistividad eléctrica, según el cual, el terreno se puede modelar como un terreno de resistividad uniforma con un valor que apenas varía con la profundidad y se sitúa en 97,9 Ω∙m. Dado que en el trabajo de preparación de la explanada se contemplan desmontes y terraplén, no se tiene seguridad a priori de la resistividad que se obtendrá, pero se puede suponer que tras la compactación se puede obtener un valor de resistividad que no será superior a 200 Ω∙m. Dado que dicha capa no será uniforme en toda la superficie, se modelará el terreno como si tuviera resistividad uniforme, pero se le asignará un valor que será la media aproximada de los valores indicados anteriormente, 150 Ω∙m, realizando de esta manera los cálculos desde un punto de vista más conservador que si se tomara el valor de resistividad del terreno natural. Por lo tanto, para el desarrollo de la presente memoria se tomará un valor: ρ=150 Ω∙m. 9.4.2.1 Resistividad superficial Toda la superficie del parque intemperie de la subestación donde se instala la aparamenta y estructuras metálicas se cubrirá sobre el nivel del terreno explanado con una capa de grava de 10 cm de espesor que se extenderá hasta una distancia de al menos 1 metro por fuera del cerramiento perimetral. Esta capa superficial aumenta la resistencia de contacto de los pies con el suelo y por tanto disminuye la tensión 61 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV de paso y de contacto aplicada al cuerpo humano. Consideramos que la resistividad eléctrica de esta capa superficial tiene un valor de 3000 Ω∙m. ρ*=3000 Ω∙m. 9.4.2.2 Resistividad equivalente La resistividad equivalente será el valor de resistividad que se utilice en los cálculos, el cual tiene en cuenta tanto la resistividad del terreno como la de la capa superficial de gravas. Para ello, calculamos un coeficiente reductor Cs que tendrá en cuenta este efecto. Utilizaremos para su cálculo, la formulación propuesta en la ITC-RAT 13: 𝐶𝑠=1−0,106· 1− ρ ρ∗ 2ℎ𝑠+0,106 (9-1) donde: • 𝐶𝑠 es el coeficiente reductor de la resistividad de la capa superficial. • 𝐻𝑠 es el espesor de la capa superficial (0,1 m) • ρ es la resistividad del terreno natural (70 Ω∙m) • ρ* es la resistividad de la capa superficial (3000 Ω∙m) sustituyendo valores tenemos un resultado: 𝐶𝑠 = 0,671 De esta forma, la resistividad superficial equivalente teniendo en cuenta la capa superficial es: ρ𝑠=𝐶𝑠 · ρ∗=0,662·3000=2.012,745 Ω∙ m 9.4.3 Tensiones mñaximas admisibles de paso y contacto en la instalación Determinaremos los valores límite en la instalación de las tensiones de paso y contacto, considerando los valores admisibles del cuerpo humano y las condiciones del terreno. Se definen unos “valores aplicados admisibles” como aquellos que directamente puede soportar el ser humano durante el tiempo de duración de la falta. Consideraremos para el cálculo de las tensiones de paso y contacto un tiempo de falta 𝑡𝑐) de 0,5 segundos, si bien, la duración del defecto en realidad será menor al tener las protecciones tiempo de respuesta inferiores. Consideramos el valor admisible de la tensión de contacto aplicada 𝑈𝑐𝑎 según los indicados en la tabla 1 de la ITC-RAT 13 para el tiempo de falta considerando los valores de la tabla 9-1: Anexo G: Cálculo de la red de tierras 62 62 Tabla 9-1Valores admisibles de tensión de contacto aplicada Uca en función de la duración de la corriente de falta tf. Duración de la corriente de falta, tf (s) Tensión de contacto aplicada admisible, Uca (V) 0.05 735 0.10 633 0.20 528 0.30 420 0.40 310 0.50 204 1.00 107 2.00 90 5.00 81 10.00 80 <10.00 50 Considerando que el valor de tensión de contacto aplicada máxima se considera entre las manos y los pies, mientras que el valor de tensión de paso aplicada es el considerado entre los dos pies en contacto con el suelo separados por 1 metro. 9.4.3.1 Tensión de contacto máxima admisible A partir de los valores anteriores calcularemos los valores máximos de tensión de paso y contacto admisibles en la instalación, considerando las resistencias adicionales a la propia del cuerpo humano. 𝑈𝑐=𝑈𝑐𝑎(1+𝑅𝑎1+𝑅𝑎2 2𝑍𝐵) (9-2) donde: 𝑈𝑐 Máxima tensión de contacto admisible, en voltios. 𝑈𝑐𝑎 = 204 V Máxima tensión de contacto aplicada admisible. 𝑍𝐵 = 1000 Ω Impedancia del cuerpo humano. 𝑅𝑎1=2000 Ω Resistencia equivalente del calzado de un pie cuya suela sea aislante. 𝑅𝑎2=6.038,235 Ω Resistencia a tierra del punto de contacto con el terreno de un pie. 𝐶𝑠·ρ* =2.012,745 Ω∙m Resistividad equivalente (calculado anteriormente) Sustituyendo valores, diferenciamos los valores máximos obtenidos dentro del recinto y fuera del mismo (sin tener en cuenta el efecto de la grava superficial): • 𝑈𝑐_𝑖𝑛𝑡= 1.024 V (dentro del recinto con grava superficial) • 𝑈𝑐_𝑒𝑥𝑡= 454 V (fuera del recinto sin grava superficial) 63 Subestación de evacuación conectada a parques eólicos 30 a 220 kV 9.4.3.2 Tensiones de paso máximas admisibles La tensión de paso máxima admisible tanto dentro como fuera del recinto viene dada por la expresión: 𝑈𝑝=𝑈𝑝𝑎(1+2𝑅𝑎1+2𝑅𝑎2 𝑍𝐵) (9-3) donde: 𝑈𝑝 Máxima tensión de paso admisible, en voltios. 𝑈𝑝𝑎 = 10 * 𝑈𝑐𝑎 Máxima tensión de paso aplicada admisible. 𝑍𝐵 = 1000 Ω Impedancia del cuerpo humano. 𝑅𝑎1=2000 Ω Resistencia equivalente del calzado de un pie cuya suela sea aislante. 𝑅𝑎2=3•𝐶𝑠•ρ* Resistencia a tierra del punto de contacto con el terreno de un pie. 𝐶𝑠*ρ* =1.986 Ω∙m Resistividad equivalente (calculado en un anterior) Sustituyendo valores: 𝑈𝑝_𝑖𝑛𝑡 = 34.836 V (dentro del recinto con grava superficial) 𝑈𝑝_𝑒𝑥𝑡= 10.200 V (fuera del recinto sin grava superficial) 9.4.4 Diseño del Sistema de la red de tierras. Cálculo de la Resistencia de la red de tierras Se propone una red de tierra formada por una malla de conductor de cobre desnudo enterrado a 0,8 m de profundidad desde el nivel de terreno explanado. La malla propuesta tiene una forma rectangular, formada por una cuadrícula irregular para evitar que los conductores atraviesen la posición de las cimentaciones. Las características geométricas de la malla son: 𝐿𝑇= 1841,44 m Longitud total de los conductores que forman la malla 𝐴 4082,89 m Área ocupada por la malla 𝐿𝑝= 267,74 m Longitud perímetro ℎ= 0,8 m Profundidad a la que se entierra la malla 𝐿𝑥 = 86,87 m Máxima longitud del conductor longitudinal. 𝐿𝑦 = 47 m Máxima longitud del conductor transversal. 𝑁𝑥 = 12 Número de conductores en la dirección X. 𝑁𝑦 = 17 Número de conductores en la dirección Y. 9.4.4.1 Resistencia de la malla de puesta a tierra Calculamos la resistencia de la malla utilizando la formulación propuesta por la ITC-RAT 13 y por la IEEE- Std.80-2013. Según la ITC-RAT 13, la resistencia de una malla de cable de cobre desnudo viene dada por la expresión: 𝑅= ρ 4𝑟+ρ 𝐿 (9-4) Glosario 70 70 GLOSARIO ISO: International Organization for Standardization 4 UNE: Una Norma Española 4