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SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA 110 / 25 / 6 KV
75 MVA
1. MEMORIA DESCRIPTIVA
2. MEMORIA DE CÁLCULO
3. PLANOS
4. PRESUPUESTO
5. PLIEGO DE CONDICIONES
AUTOR: Oscar Leal García.
DIRECTOR: Juan José Tena Tena.
Junio / 2002.
SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA 110 / 25 / 6 KV
75 MVA
1. MEMORIA DESCRIPTIVA
AUTOR: Oscar Leal García.
DIRECTOR: Juan José Tena Tena.
Junio / 2002.
Memoria Descriptiva
MEMORIA DESCRIPTIVA
1.1 – Objeto del Proyecto
1.2 – Emplazamiento
1.3 – Antecedentes
1.4 – Reglamentación
1.5 – Comparación de Posibles Soluciones
1.5.1 – Disposición de la Subestación
1.5.2 – Transformación
1.5.2.1– Conexión de los Transformadores
1.5.3 – Conexión de los Circuitos Principales
1.5.4 – Interruptores Automáticos
1.5.5 – Seccionadores
1.5.6 – Conductores
1.5.7 – Aisladores
1.6 – Soluciones Adoptadas
1.6.1 – Disposición de la Subestación
1.6.2 – Instalación a la Intemperie
1.6.3 – Instalación Interior
1.6.4 – Transformadores de potencia
1.6.4.1 – Transformadores de 30 MVA
1.6.4.2 – Transformadores de 7,5 MVA
1.6.5 – Embarrados
1.6.5.1 – 110 kV
1.6.5.2 – 25 kV
1.6.5.3 – 6 kV
1.6.6 – Interruptores Automáticos
1.6.6.1 – Generalidades
1.6.6.2 – Interruptores de 110 kV
1.6.6.3 – Interruptores de 25 kV
1.6.6.4 – Interruptores de 6 kV
Memoria Descriptiva
1.6.7 – Seccionadores
1.6.7.1 – Generalidades
1.6.7.2 – Seccionadores de 110 kV
1.6.7.3 – Seccionadores de 25 kV
1.6.7.4 – Seccionadores de 6 kV
1.6.8 – Compensador de Neutro
1.6.9 – Celdas de SF6
1.6.9.1 – Generalidades
1.6.9.2 – Distribución de Celdas de 25 kV
1.6.9.3 – Distribución de Celdas de 6 kV
1.6.10 – Conductores
1.6.11 – Aisladores
1.7 – Red de Tierra
1.7.1 – Generalidades
1.7.2 – Instalación de las líneas de tierra
1.8 – Compensación del Factor de Potencia
1.8.1 – Justificación
1.8.2 – Equipo Instalado
1.9 – Servicios Auxiliares
1.9.1 – Corriente Alterna
1.9.2 – Corriente Continua
1.10 – Equipos de Protección
1.10.1 – Justificación
1.10.2 – Protección de las Líneas de Llegada
1.10.3 – Protección de los Transformadores
1.10.4 – Protección de Cuba
1.10.5 – Protección homopolar líneas de alimentación a barras de 25 kV
1.10.6 – Protección diferencial de Barras
1.10.7 – Protección de las líneas de Salida
1.10.8 – Protección de Máxima y Mínima Tensión
1.10.8.1 – Protección de Máxima
1.10.8.2 – Protección de Mínima Tensión
Memoria Descriptiva
1.10.9 – Protección de Máxima y Mínima Frecuencia
1.10.10 – Protección contra Sobretensiones de Origen Atmosférico
1.10.10.1 – Pararrayos de 110 kV
1.10.10.2 – Pararrayos de 25 kV
1.10.10.3 – Pararrayos de 6 kV
1.11 – Transformadores de Medida y Protección
1.11.1 – Generalidades
1.11.2 – Transformadores de Intensidad
1.11.3 – Transformadores de Tensión
1.12 – Medidas de Seguridad
Memoria Descriptiva
1.1 – Objeto del Proyecto
El presente proyecto tiene por objeto la implantación de una Subestación
Transformadora 110/25 kV y 110/6 kV en la localidad de Hospitalet de l’Infant
(Tarragona).
Dicho proyecto aporta las soluciones y datos necesarios, mediante la descripción
y cálculos oportunos, para que la instalación quede definida técnica y
económicamente, de forma que pueda ser ejecutada bajo la dirección de un técnico
distinto a la dirección del proyecto.
Se solicita para las instalaciones proyectadas la correspondiente autorización
administrativa, así como la aprobación del Proyecto de Ejecución, para llevar a cabo
las mencionadas instalaciones de acuerdo con el artículo 6 del Decreto 351/ 1987, de
23 de noviembre, por el que se determinan los procedimientos administrativos
aplicables a las instalaciones eléctricas y el capítulo 3 del Decreto 2617 / 1966, de 20
de octubre, sobre las normas para otorgar autorización administrativa en materia de
instalaciones eléctricas, que continua en vigor de acuerdo con lo que prevé la
disposición transitoria 1 de la Ley 54 / 1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.
1.2 – Emplazamiento
La subestación se encuentra en el municipio Hospitalet-Vandellòs,
concretamente en terrenos de la pedanía de Hospitalet de l’Infant. Dichos terrenos se
encuentran el kilómetro 2 de la comarcal 2332 (carretera de Mora). El acceso hasta la
entrada de la subestación se hará a través del ya existente para acceder a la autopista
A-7 y habilitando una entrada desde dicho acceso al camino paralelo a la A-7.
La subestación será emplazada en terrenos destinados actualmente al cultivo, no
existiendo vivienda alguna en las proximidades de ésta.
1.3 – Antecedentes
Para asegurar un buen suministro eléctrico en la actualidad y en un futuro en la
zona costera del sur de la comarca del Baix Camp se hace necesario la construcción
de una Subestación Transformadora, ya que el progresivo desarrollo del área:
polígono industrial de reciente implantación; estación de bombeo del agua del río
Ebro; nueva planta depuradora y el crecimiento de los dos núcleos urbanos más
importantes (Hospitalet de l’Infant y Miami Playa) augura déficit en la distribución y
calidad del suministro eléctrico.
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Memoria Descriptiva
1.4 – Reglamentación
El presente proyecto recoge las características de los materiales, los cálculos que
justifican su empleo y la forma de ejecución de las obras a realizar, dando con ello
cumplimiento a las siguientes disposiciones:
•
Real Decreto 3151/1968 de 28 de noviembre, por el que se aprueba el
Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión.
•
Real Decreto 3275/1982 de 12 de noviembre, sobre Condiciones Técnicas y
Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de
Transformación, así como las Órdenes de 6 de julio de 1984, de 18 de
octubre de 1984 y de 27 de noviembre de 1987, por las que se aprueban y
actualizan las Instrucciones Técnicas Complementarias sobre dicho
reglamento.
•
Real Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que aprueba el
Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.
•
REAL DECRETO 2295/1985 , de 9 de octubre, por el que se adiciona un
nuevo párrafo al artículo 2 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión,
aprobado por el Decreto 2413/1973, de 20 septiembre.
•
Decreto de 12 de marzo de 1954, por el que se aprueba el Reglamento de
Verificaciones Eléctricas y Regularidad en el suministro de energía.
•
Normalización Nacional. Normas UNE.
•
Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre de 1997, sobre Disposiciones
mínimas de seguridad y salud en las obras.
•
Real Decreto 485/1997 de 14 de abril de 1997, sobre Disposiciones
mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo.
•
Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio de 1997, sobre Disposiciones
mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los
equipos de trabajo.
•
Condiciones impuestas por los Organismos Públicos afectados y
Ordenanzas Municipales.
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Memoria Descriptiva
1.5 – Comparación de Posibles Soluciones
En la proyección de una subestación eléctrica existen algunas decisiones que
deben ser estudiadas detalladamente con el fin de establecer una relación calidad,
coste satisfactorio.
Algunas de las posibles soluciones a adoptar son el tipo de subestación,
transformación, embarrado, elección de los interruptores automáticos, seccionadores y
demás aparamenta necesaria en la instalación.
Seguidamente, se describen algunas de las posibilidades a tener en cuenta en la
instalación.
1.5.1 – Disposición de la Subestación
Por la forma de montaje y dependiendo del coste y seguridad de los aparatos y
dispositivos eléctricos que la constituyen, las subestaciones pueden ser:
•
•
Subestaciones interiores, si todos los elementos que las constituyen
están instaladas en el interior de edificios apropiados.
Subestaciones exteriores o a la intemperie, si los elementos que las
constituyen están instalados al aire libre.
Algunos datos a tener en cuenta en la elección de una disposición u otra se
describen a continuación.
Las subestaciones de pequeña potencia están instaladas al aire libre pues la
seguridad de la instalación no hace necesaria la protección en el interior de un
edificio. Para potencias y tensiones medias, ya se hace preciso su montaje en el
interior de edificios construidos expresamente para este objeto. Por encima de
tensiones de 45 kV y para potencias elevadas las separaciones necesarias entre
conductores y el volumen de los interruptores y demás aparatos eléctricos se hacen
muy grandes, por lo que se precisan edificios enormes, en estos casos se vuelve a las
instalaciones de distribución a la intemperie, las que por causa del ahorro en edificios
resultan más económicas.
Los aparatos tienen que estar construidos para un montaje a la intemperie, por lo
que resultan más caros que los aparatos de interior, pero la diferencia se compensa
sobradamente con el ahorro de los edificios.
En las instalaciones interiores, lo más usual es disponer los diversos aparatos de
alta tensión correspondientes a un transformador o línea, en un recinto separado de los
vecinos por tabiques incombustibles denominados celdas de distribución.
La idea de instalar los aparatos en diversas celdas independientes obedece al
criterio de que pueden separarse las distintas partes de la instalación para el caso de
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Memoria Descriptiva
tener que proceder a revisión y trabajos de reparación, además, para que los arcos que
pudieran formarse entre los elementos de la instalación, queden localizados a los del
grupo en que se produce dicho incidente. De esta manera, el incendio originado por
la inflamación del aceite, no daña directamente las partes de la instalación situadas
fuera de la celda afectada.
Otra posible disposición es montar a la intemperie la parte de alta tensión,
mientras que la parte de baja tensión se instala en un edificio adecuado, procurando,
siempre que se pueda, la instalación de una sola planta para facilitar las operaciones
de explotación. En la actualidad, es la disposición más utilizada.
1.5.2 – Transformación
1.5.2.1 – Conexión de los Transformadores
Un transformador trifásico no tiene sentido propio de rotación de fases, sino que
este sentido está impuesto por la forma de conectar sus terminales a la red primaria.
Si se invierten entre sí dos conductores activos cualesquiera, se invierte el sentido de
rotación de las fases en el propio transformador. De esta manera puede conseguirse
siempre el sentido de rotación deseado.
Las conexiones entre arrollamientos de las distintas fases utilizadas en la
práctica están normalizadas en grupos de conexión. El grupo de conexión caracteriza
las conexiones de los dos arrollamientos y el desfase entre sus fuerzas
electromotrices. Cada grupo de conexión se identifica con un índice de conexión o
índice horario, que multiplicado por 30º da el ángulo de desfase δ.
A continuación, se estudian los grupos de conexión más empleados para poder
determinar el más favorable en nuestro caso.
•
Conexión estrella – estrella (Y – y)
Este tipo de conexión es el más utilizado y el preferido para transformadores de
pequeña y mediana potencia, con conductor neutro en el secundario y pequeño
desequilibrio entre cargas de las fases. Cuando el desequilibrio de las fases excede de
10%, es preferible la conexión en estrella-zigzag, que se trata más adelante.
En este grupo de conexión la relación de transformación es la siguiente:
n
r= 1
n2
Los transformadores que emplean la conexión estrella-estrella son los más
económicos, ya que el número de espiras por arrollamiento corresponde a la tensión
simple, es decir, U/√3 por lo que soporta una tensión menor, la intensidad crece en la
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Memoria Descriptiva
misma proporción, precisando, por tanto, conductores de mayor sección, lo que
proporciona rigidez a las bobinas y estas quedan mejor protegidas contra los esfuerzos
mecánicos debido a las corrientes de cortocircuito. También se necesita menor
aislamiento, por ser menor la tensión que soportan lo que, no solamente abarata el
coste del transformador, sino que también queda mayor espacio para las bobinas,
aumentando de esta forma la capacidad de carga del transformador para un mismo
volumen, en relación con otro tipo de conexión.
Otra ventaja importante es que esta conexión permite sacar un neutro
directamente, el cual se emplea en redes de baja tensión y en el lado de alta del
transformador, para su propia protección mediante la puesta a tierra.
Las ventajas citadas y relativas a este tipo de conexión solamente se han de tener
en cuenta cuando las cargas entre las fases están equilibradas; en caso contrario, se
presentan perturbaciones lo que, muchas veces, hace aconsejable la elección de otro
tipo de conexión.
Existen dos grupos de conexión posibles:
a)
b)
Neutros primario y secundario en terminales homólogos. El desfase, en
este caso, es nulo. Corresponde al grupo de conexión Y – y 0.
Neutros, primario y secundario en terminales de diferente polaridad. El
desfase entre el primario y el secundario es de 180º. Corresponde al
grupo de conexión Y – y 6.
Figura 1. Conexión estrella - estrella
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Memoria Descriptiva
•
Conexión triángulo – estrella (D – y)
Este sistema de conexión es el más utilizado en los transformadores elevadores
de principio de línea, es decir en los transformadores de central.
En todos los grupos de conexión triángulo-estrella, la relación de transformación
es la siguiente:
n1
r=
3 ⋅n2
En caso de cargas desequilibradas, no provoca la circulación de flujos
magnéticos por el aire, ya que el desequilibrio se compensa magnéticamente en las
tres columnas. Este sistema de conexión no es generador de terceros armónicos de
tensión en el circuito secundario, ya que el tercer armónico de la corriente
magnetizante se establece en el triángulo primario y no afecta, por lo tanto, al
arrollamiento secundario.
Puede establecerse un sistema sencillo de protección de la red secundaria,
poniendo a tierra el neutro de la estrella secundaria. El neutro en el secundario hace
posible aplicar este sistema de conexión a transformadores de distribución para
alimentación de redes de media y baja tensión con cuatro conductores. Hay que tener
en cuanta, sin embargo, que el fallo de un solo arrollamiento deja inutilizado el
sistema completo.
Como existen dos formas posibles de cerrar el triángulo primario y otras dos
formas de situar el punto neutro de la estrella secundaria, resultan cuatro posibilidades
de conexión:
D – y 1 (desfase de 30º); D – y 5 (desfase de 150º); D – y 11 (desfase de –30º);
D – y 7 (desfase de –150º). De estos grupos de conexión, en la práctica se utilizan el
D – y 5 y el D – y 11.
Figura 2. Conexión triángulo – estrella
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Memoria Descriptiva
•
Conexión estrella – triángulo (Y – d)
El empleo más frecuente y eficaz de este tipo de conexión es en transformadores
reductores para centrales, estaciones transformadoras y finales de línea.
En todos los grupos de conexión estrella-triángulo, la relación de transformación
es la siguiente:
3 ⋅ n1
n2
Las tensiones por arrollamiento son las más favorables ya que, en el primario,
con un número de espiras n1, se obtiene una tensión √3 veces mayor que con otros
sistemas de conexión; es por ello la razón que esta conexión resulta la más
conveniente para transformadores reductores.
r=
La presencia del triángulo en el secundario elimina los terceros armónicos del
flujo, como consecuencia, las tensiones secundarias no están afectadas de terceros
armónicos. Por el triángulo circulan terceros armónicos de corrientes. Respecto al
funcionamiento con cargas desequilibradas en el secundario, se transmiten al primario
en forma compensada para cada fase.
El punto neutro del primario puede ponerse a tierra como protección; pero si en
la central se ha tomado también esta precaución, el tercer armónico de corriente se
reparte entre el primario y el secundario, lo que puede provocar interferencias
inductivas en las líneas telefónicas próximas aunque, de todas formas, son siempre
menores que en el caso de conexión estrella-estrella. Añadir que la interrupción de
cualquier fase impide el funcionamiento del sistema.
Existen cuatro posibilidades de conexión, de los cuales, dos afectan a la
polaridad de los terminales y las otras dos a la interconexión de los arrollamientos; los
grupos de conexión posibles son:
Y – d 1 (desfase de 30º); Y – d 5 (desfase de 150º); Y – d 11 (desfase de –30º);
Y – d 7 (desfase de –150º). De estos grupos de conexión, el más utilizado en la
práctica es el Y – d 5, aunque algunas veces se emplea también el Y – d 11.
Figura 3. Conexión estrella - triángulo
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Memoria Descriptiva
•
Conexión estrella – zigzag (Y – z)
Este tipo de conexión se emplea para transformadores reductores de
distribución, de potencia, hasta 400 kVA; para mayores potencias resulta más
favorable el transformador conectado en triángulo-estrella, debido al mayor coste del
transformador estrella-zigzag. Como transformador elevador apenas se emplea ya
que habría de llevar, sobre una misma columna, dos secciones de alta tensión de
distinta fase, ente las cuales hay que disponer un aislamiento suplementario. El
montaje inverso, zigzag-estrella tampoco está justificado en la mayoría de casos.
La relación de transformación en los transformadores conectados en estrellazigzag es:
2 ⋅ n1
r=
3 ⋅n2
La conexión estrella-estrella tiene el gran inconveniente de que no funcionan
satisfactoriamente cuando las cargas son desequilibradas.
Para evitar este
inconveniente, sin perder ninguna ventaja, se recurre a conectar los arrollamientos
secundarios en zigzag.
Los grupos de conexión posibles en transformadores estrella-zigzag son:
a)
b)
c)
d)
Y – z 1 (desfase de 30º)
Y – z 5 (desfase de 150º)
Y – z 11 (desfase de –30)
Y – z 7 (desfase de –150)
De estos grupos de conexión, el más empleado es el Y – z 5, aunque algunas
veces se utiliza también el Y – z 11.
Figura 4. Conexión estrella - zigzag
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Memoria Descriptiva
•
Conexión triángulo – triángulo (D – d)
A pesar de las ventajas que puede presentar la conexión triángulo-triángulo, la
ausencia de neutro en ambos arrollamientos reduce su campo de aplicación que,
actualmente, está limitado a transformadores de pequeña potencia para alimentación
de redes de baja tensión, con corrientes de línea muy elevadas.
La relación de transformación para el grupo de conexión triángulo-triángulo es:
n
r= 1
n2
La conexión triángulo-triángulo permite la circulación local de los terceros
armónicos de intensidad, repartidos entre los arrollamientos primarios y secundarios,
sin provocar perturbaciones inductivas a lo largo de las líneas.
En lo que se refiere al funcionamiento con cargas desequilibradas, la corriente
en un solo puente de la línea secundaria, provoca otras corrientes primarias
distribuidas de igual forma que las corrientes secundarias y, por tanto, no aparecen
flujos magnéticos adicionales, limitándose el desequilibrio de fuerzas electromotrices
al que procede de las caídas internas de tensión.
Otra ventaja de esta conexión es que si se interrumpe un arrollamiento, el
transformador puede seguir funcionando aunque a potencia reducida, con la misma
tensión compuesta y con una intensidad de línea igual a la que permite una sola fase.
En la práctica se emplean solamente dos grupos de conexión que corresponden,
respectivamente, a un desfase nulo D – d 0 y aun desfase de 180º D – d 6.
Figura 5. Conexión triángulo – triángulo
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Memoria Descriptiva
1.5.3 – Conexión de los Circuitos Principales
Con el fin de obtener flexibilidad en el funcionamiento y la continuidad en el
servicio más conveniente para la explotación con unos gastos mínimos de instalación
y de mantenimiento, se realiza un estudio sobre las diferentes posibilidades de
conexión de los circuitos principales de la subestación. Algunas de las posibles
soluciones son:
•
Juego de barras sencillo
Es el más simple y económico, se utiliza preferentemente en instalaciones de
pequeña potencia.
Las ventajas que presenta son:
-
instalación simple y de maniobra sencilla
complicación mínima de conexionado
coste reducido
Los inconvenientes son:
- una avería en las barras, interrumpe totalmente el suministro de
energía
- la revisión de un disyuntor elimina del servicio la salida
correspondiente
- no es posible la alimentación separada de una o varias salidas
- resulta imposible la ampliación de las estación sin ponerla fuera de
servicio
Esta solución se puede complementar dividiendo la barra con interruptores y
seccionadores obteniendo mayor flexibilidad, pudiendo dejar un parte en
funcionamiento mientras se repara o revisa la otra.
Figura 6. Juego de barras simple
10
Memoria Descriptiva
•
Doble juego de barras
Con esta disposición, cada línea puede alimentarse indistintamente desde cada
uno de los juegos de barra y, por tanto, resulta posible dividir las salidas en dos
grupos independientes. También resulta posible conectar todas las líneas sobre un
juego de barras mientras se realizan trabajos de revisión sobre el otro juego de barras.
Para conectar las líneas de alimentación de uno a otro sistema de barras es
necesario añadir un disyuntor de amarre de barras.
Figura 7. Doble juego de barras
Más completa y más costosa, es el juego de barras doble con disyuntores
dobles; se emplea, generalmente, en instalaciones muy importantes donde es
imprescindible la continuidad del servicio. El sistema funciona con dos disyuntores
conectados a cada una de las barras de transferencia y asociados a cada una de las
líneas de salida. Si se produce una vería en uno de los interruptores o en uno de los
juegos de barras, el sistema de protección provoca automáticamente la conmutación
sobre el otro juego de barras, sin que se produzca interrupción en el servicio.
Otra variante consiste en adoptar un juego de barras principal y uno de
transferencia. Con esta disposición se pueden realizar trabajos de reparación o
mantenimiento sobre cualquier interruptor sin dejar fuera de servicio las líneas.
Además, se puede proteger la salida utilizando el interruptor de acoplamiento de
barras, transfiriendo a este la protección de la línea. Sin embargo, la inspección y
trabajos de los seccionadores obliga a dejar fuera de servicio la barra correspondiente.
11
Memoria Descriptiva
También sucede que, el sistema queda fuera de servicio cuando se produce una avería
en la barra principal.
•
Triple juego de barras
Se emplea frecuentemente para instalaciones con muy altas tensiones. El
sistema comprende dos juegos de barras principales y un juego auxiliar. Cada juego
de barras tiene su protección diferencial independiente para evitar la desconexión total
de la subestación. En caso de fallo, los juegos de barras principales permiten que la
mitad de las líneas se conecten a un juego y la otra mitad al otro. Las barras
auxiliares sirven para que el interruptor de acoplamiento pueda sustituir la operación
de cualquier interruptor del circuito. Esta solución permite dar mantenimiento o
reparación a cualquier interruptor sustituyéndolo por el de acoplamiento sin alterar el
suministro de energía.
Figura 8. Triple juego de barras
•
Juego de barras en anillo
Es un esquema muy flexible en su operación, pues permite una perfecta
continuidad de servicio, aun en el caso de que salga de servicio cualquier
transformador de línea ante la desconexión de un disyuntor. Al salir de servicio
cualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos interruptores adyacentes,
se cierran los interruptores de enlace y queda restablecido el servicio
instantáneamente.
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Memoria Descriptiva
Si falla un transformador o una línea, la carga se pasa al otro transformador o
línea, o se reparte entre los dos adyacentes. En caso de haber más de dos
transformadores, se puede usar un arreglo con doble anillo.
Figura 9. Juego de barras en anillo
Prácticamente requiere el mismo equipo que el juego de barras sencillo, con la
ventaja de que se ahorra la protección de barras.
1.5.4 – Interruptores Automáticos
Entre los casos que pueden presentarse en el funcionamiento de los interruptores
automáticos, destacan dos de ellos que han hecho evolucionar las técnicas de
funcionamiento y que obligan, en algunas circunstancias, a la elección de uno u otro
tipo de elección de interruptor.
Estos son el defecto kilométrico (cortocircuito a una distancia de 1 km) y
defecto evolutivo (corte de pequeñas corrientes), circunstancias éstas que provocan
grandes elevaciones de la tensión en los bornes del interruptor que ocasionan
importantes desperfectos.
Estos son algunos de los interruptores automáticos que se pueden encontrar en el
mercado.
13
Memoria Descriptiva
•
Interruptor en baño de aceite
Su funcionamiento esta basado en la inmersión de dos contactos de ruptura
de interruptor en aceite. No evita la formación del arco, pero la vaporización y
descomposición del aceite por el arco consigue que la energía consumida pueda
utilizarse para enfriar la columna del arco y los propios contactos.
La ruptura en aceite presenta las siguientes ventajas respecto a la ruptura en
el aire, que sería la natural.
-
Menor longitud del arco
Mejor aislamiento entre piezas
Por el contrario tiene los siguientes inconvenientes.
-
•
Inflamabilidad del aceite
Posibilidad de explosión en la mezcla de gases
Polución del aceite por el carbón producido por el arco,
obligando a periódicas inspecciones y limpieza de los
contactos.
No son adecuados para la ruptura en corriente continua.
Interruptores de pequeño volumen de aceite
En este tipo de interruptor se prescinde del aceite como aislante,
sustituyéndolo por un recipiente de material aislante, quedando el aceite
únicamente en la cámara de ruptura, más una reserva para renovar el que se
consuma
Cuentan con las siguientes ventajas.
-
•
Son autorregulables, es decir, se adaptan por si mismos al valor
de la corriente que ha de ser cortada.
Emplean unas veinte veces menos volumen de aceite que los de
baño de aceite.
Desionización rápida del trayecto del arco.
Baja caída de tensión en el arco
Mínima disipación de energía
Reducido deterioro de contactos.
Interruptores neumáticos
Utilizan la capacidad que tiene el aire comprimido para expansionarse y así
extinguir el arco. El principio de funcionamiento consiste en enviar una fuerte
14
Memoria Descriptiva
corriente de aire al centro del arco, desionizándolo al pasar la corriente por cero.
Esta corriente de aire es provocada por una cantidad de aire previamente
comprimida en un depósito independiente.
Ventajas:
-
Admite cortes de corriente para todas las tensiones y potencias
de ruptura.
Presenta menos posibilidades de peligro de incendio que los
interruptores que utilizan aceite para la extinción del arco.
Inconvenientes:
-
•
Necesidad de una instalación de aire comprimido, lo que
supone un coste adicional
Interruptores de soplado magnético
El principio de funcionamiento consiste en conducir la corriente hasta una
bobina de pocas espiras de núcleo de hierro y posteriormente al aparato de corte,
que esta situado en el campo magnético que engendra la corriente en el núcleo
de hierro. Cuando se produce el arco, éste resulta estirado por la fuerza que
sobre él ejerce el campo magnético. A causa de esta acción, el arco se alarga
hasta romperse y apagarse.
Presentan las siguientes ventajas:
-
Aparatos completamente autónomos, ya que no necesitan ni
aceite ni aire comprimido.
Robustez y seguridad.
Fácil mantenimiento.
Inconvenientes:
•
Dimensiones muy grandes para altas tensiones
Interruptores de hexafluoruro de azufre
Determinados gases poseen propiedades dieléctricas muy superiores a las de
aire, entre ellos el SF6 es uno de los más remarcables. Este gas no existe en
estado natural. Sus propiedades dieléctricas, así como su comportamiento frente
al arco eléctrico, hacen que este gas sea el más sobresaliente agente aislante y
extintor del arco eléctrico conocido hasta ahora.
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Memoria Descriptiva
Ventajas:
-
Una constante de arco de columna muy pequeña
Alta rigidez dieléctrica y una rápida recuperación del poder
aislante después de la extinción del arco.
Muy alta capacidad de ruptura
Siendo sus inconvenientes:
-
•
Pérdida de cualidades a presiones superiores a 3.5bar y
temperatura inferior a –40ºC.
El gas es insípido, inodoro e incoloro. En lugares cerrados hay
que tener cuidado de que no existan escapes, ya que desplaza el
aire por tener más densidad y puede provocar asfixia por falta
de oxígeno.
Interruptores de vacío
El aire con un grado de vacío de 10-4 a 10-5 Pa alcanza una rigidez superior a
los 199 kV/cm. Con esta rigidez dieléctrica, junto a que el arco en vacío tiene
una tensión muy pequeña y la rigidez dieléctrica del medio es muy grande, la
extinción del arco es casi instantánea. Esta es la base del funcionamiento de
estos interruptores.
Sus ventajas son las siguientes:
-
Es un interruptor muy compacto
Prácticamente no necesita mantenimiento
Los inconvenientes son:
-
Si por algún defecto o accidente se pierde el vacío, puede
reventar la cámara al no extinguirse el arco.
Debido a su rapidez, produce grandes tensiones entre sus
contactos y estos emiten ligeras radiaciones de rayos X.
La siguiente tabla relaciona los diferentes tipos de interruptores automáticos con
las tensiones de trabajo más adecuadas.
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Memoria Descriptiva
Baja tensión
Media tensión
Alta tensión
Baño de aceite
Peq. Vol. De aceite
Neumático
Soplado
magnético
SF6
Vacío
Tabla1. Relación interruptores y tensiones de trabajo
1.5.5 – Seccionadores
Los seccionadores se utilizan para separar diferentes componentes de la
instalación, se distinguen de los interruptores en que sus maniobras de conexión y
desconexión deben hacerse sin carga.
Los seccionadores tienen diferentes estructuras en función de la tensión nominal
de la instalación y, en menor medida, de la corriente y del espacio disponible.
En función de la forma de accionamiento de los contactos, podemos disponer de
los siguientes tipos de seccionadores.
•
Seccionador de cuchillas giratorias:
Se utilizan sobre todo para media tensión. Son dos aislantes de soporte, con
un muelle de contacto y una cuchilla que gira alrededor de un eje.
Es preferible que sean tripolares, aunque resulten más caros, debido a que, al
ir unidos por un eje común, permite el accionamiento conjunto. Según si
trabajan a la intemperie o en el interior, varían las dimensiones generales y los
aisladores.
•
Seccionador de cuchillas deslizantes:
La capacidad de conexión es menor que en los seccionadores de cuchillas
giratorias. Se emplean cuando el deslizamiento lateral de las cuchillas no es
posible, siendo este un desplazamiento longitudinal.
17
Memoria Descriptiva
•
Seccionador de columnas giratorias:
Su uso es en general en distribuciones a la intemperie de más de 30 kV.
Están compuestos por tres columnas, dos exteriores fijas y una en la parte media
giratoria. Esta última, al girar cierra o abre el circuito mediante una barra
instalada en la parte superior, haciendo de contacto móvil.
Este seccionador puede montarse con cuchillas de puesta a tierra, impidiendo
así cualquier falsa maniobra. El aislador central de los seccionadores de una
columna giratoria, puede ahorrarse si las dos columnas se hacen giratorias, en
cuyo caso, los brazos de contacto giran hasta conectarse.
•
Seccionadores de pantógrafo:
Han sido creados para simplificar la conexión y la realización de la
distribución en alta tensión a la intemperie, ya que se disminuye de forma
sensible la superficie requerida para la instalación de los seccionadores.
Están compuestos por una sola columna, el extremo de la cual tiene un
aislador donde se encuentra el pantógrafo que se desliza por el conductor. Los
mandos son, básicamente, pértiga, mecanismo de distancia y servomotor.
Desde un punto de vista económico, los diferentes tipos de seccionadores no
presentan diferencias importantes. Por ello, no es ésta una condición básica en la
elección del seccionador.
1.5.6 – Conductores
Los dos materiales empleados principalmente en la fabricación de conductores
eléctricos son el cobre y el aluminio; aunque en aplicaciones eléctricas se emplea más
el cobre, en líneas aéreas ha sido sustituido en gran parte por el aluminio. Si se
compara el cobre y el aluminio en una línea (para una misma caída de tensión) , como
la resistividad del aluminio es mayor, también será mayor la sección de los
conductores; esto es un inconveniente en el interior de las poblaciones, por lo que se
emplea preferentemente cobre y se deja el aluminio para líneas fuera de las
poblaciones, donde, al ser menos pesados, los soportes y aisladores empleados son
más económicos.
• Cobre
Los alambres pueden ser de cobre duro o recocido. No se puede fabricar un
cable formado únicamente por alambres de cobre recocido debido a su poca
resistencia a la rotura; por lo tanto, los cables empleados están formados por
alambres de cobre duro.
18
Memoria Descriptiva
• Cables de cobre con alma de acero
Este conductor tiene excelentes propiedades mecánicas y eléctricas. Es
superior al cobre en resistencia mecánica y superior al acero en
conductividad eléctrica.
• Aluminio
Los conductores de aluminio no son de gran aplicación debido a su
escasa dureza y poca resistencia a la rotura, lo cual obligaría a tensarlos con
menor tensión mecánica, con el consiguiente aumento de la flecha y de las
alturas de los postes como apoyos.
Una de las características ventajosas del aluminio es su duración
ilimitada, protegido por una capa de óxido contra la intemperie. El grado de
pureza óptimo ha de ser de 99% a 99,5%.
• Conductores de aleación de aluminio
En algunos casos se emplea cable de aluminio con aleación de magnesio,
silicio y hierro cuya resistencia mecánica es algo menor que la del cobre.
• Conductor de aluminio –acero
Es el conductor 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, todos los alambres centrales
son de acero y todas las capas exteriores son de alambres de aluminio.
Este conductor tiene un inconveniente con respecto al de aluminio
exclusivamente: que es de mayor peso; si bien las ventajas prevalecen, como
es el caso de su gran resistencia mecánica, que hará disminuir el número de
apoyos al poderse aumentar los vanos.
1.5.7 – Aisladores
Los aisladores pueden ser de acuerdo al material de fabricación, de porcelana,
vidrio templado o esteatita y resinas epoxi.
• Aisladores de porcelana
Su estructura debe ser homogénea y, para dificultar las adherencias de la
humedad y polvo, la superficie exterior está recubierta por una capa de esmalte.
Están fabricados con caolín y cuarzo de primera calidad.
19
Memoria Descriptiva
• Aisladores de vidrio
Están fabricados por una mezcla de arena silícea y de arena calcárea, fundidas
con una sal de sodio a 1300 ºC, obteniéndose por moldeo. Son mecánicamente más
fuertes que la porcelana a la compresión y tienen aproximadamente la misma
resistencia mecánica a la tensión que la porcelana.
Tienen las siguiente ventajas sobre los aisladores de porcelana:
-
-
Se pueden observar las perforaciones y constituciones no homogéneas.
Después de una onda de sobrevoltaje un aislador fallado se puede
identificar más rápidamente porque el vidrio se estrella y la porcelana
se rompe cuando falla el dieléctrico.
El vidrio tiene menor coeficiente de expansión térmica lo cual minimiza
los esfuerzos causados por cambios en la temperatura ambiente.
Sufren un sobrecalentamiento menor debido a los rayos solares ya que
la mayoría de ellos pasan a través de estos y no son absorbidos como en
los de porcelana
• Aisladores de esteatita y resinas epoxi
Se emplean cuando han de soportar grandes esfuerzos mecánicos, debido a que
su resistencia mecánica es aproximadamente el doble que la de la porcelana, y sus
propiedades aislantes también son superiores; sin embargo, el inconveniente que
tienen es el de ser más caros.
1.6 – Soluciones Adoptadas
1.6.1 – Disposición de la Subestación
La subestación se situará en un terreno de aproximadamente 3630 m2, en el cual
se realizará una explanación del terreno formando una plataforma rectangular y de
dimensiones 55 x 66 m. El recinto estará vallado en su totalidad por un enrejado de
2,20 metros de altura, provisto de señales de advertencia de peligro por alta tensión,
con objeto de advertir sobre el peligro de acceso al recinto a toda persona ajena al
servicio.
Tanto el vallado como todas las partes metálicas que puedan estar en tensión por
averías, accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones de cualquier tipo, se
conectarán a la red mallada de tierra.
Según los planteamientos efectuados en el apartado 1.5.1 de la memoria
descriptiva, se efectúa una comparación entre las posibles disposiciones de la
subestación, llegando a la conclusión de que el tipo de subestación más aconsejable es
el de una disposición a la intemperie de la parte de 110 kV así como la
20
Memoria Descriptiva
transformación, quedando alojadas en el interior de un edificio de nueva construcción,
en celdas de SF6, las partes de 25 kV y 6 kV.
Por tratarse de una tensión elevada, la instalación no sería rentable si ésta se
dispusiera en el interior de un edificio a causa de las grandes separaciones entre
conductores y del tamaño importante de los elementos tales como :transformadores de
potencia, transformadores de intensidad, seccionadores, etc.
Igualmente, una instalación encapsulada en hexafluoruro de azufre de todos los
elementos de la subestación, supone un coste elevado que solamente en aquellos casos
en que por razones de falta de espacio y otros condicionantes está justificado. Pese a
que el espacio en este caso no es un inconveniente, se decide la instalación de celdas
blindadas en hexafluoruro de azufre para las partes de 25 kV y 6 kV. El empleo de
este sistema obedece a razones de explotación, continuidad de servicio y seguridad
personal.
Desde un punto de vista económico, inicialmente este sistema resulta más
costoso, pero debido a los bajos costes de instalación, vida útil y, sobretodo, a un
mantenimiento reducido, la rentabilidad está asegurada.
Se preveerán
canales subterráneos para el paso de cables desde los
transformadores a las celdas correspondientes, empleando tubo de PVC de 150 mm de
diámetro, así como conductos para la evacuación de aguas pluviales y conductos para
la recogida de aceites con su depósito correspondiente.
1.6.2 – Instalación a la Intemperie
La instalación a la intemperie consta en su estructura principal de las siguientes
partes:
-
Dos líneas de llegada
Embarrado de 110 kV
Líneas a transformadores
Transformadores de potencia de 110/25 kV y 110/6 kV
Toda la aparamenta irá montada encima del suelo de hormigón, en donde se
tendrán en cuenta los orificios necesarios para la colocación y empotramiento de las
estructuras, aparatos de medida y protección, además de las canalizaciones eléctricas
para el mando y el control.
La colocación en el plano de toda la aparamenta se ha hecho de manera que
queden libres a lo ancho y a lo alto para poderse mover con accesorios, recambios, ...
y evitando zonas de difícil acceso.
Los circuitos de potencia se montarán sobre pórticos y estructuras metálicas a
una altura adecuada según los reglamentos correspondientes. Tendrán la suficiente
21
Memoria Descriptiva
resistencia mecánica para soportar el peso de la aparamenta, conductores, ... y además
los esfuerzos transmitidos por los fenómenos meteorológicos y los ocasionales
cortocircuitos.
Las dos líneas de llegada están formadas por un seccionador de línea con puesta
a tierra, un transformador de tensión capacitivo, un transformador de intensidad, un
interruptor automático y un seccionador de barra. Además se dota a la subestación
con unas bobinas de bloqueo, situadas también en las líneas de entrada, para la
transmisión de informaciones.
Se adopta un embarrado de 110 kV de tipo sencillo dotándolo de un seccionador
de barras para poder hacer frente a posibles averías, quedando a cada lado del
seccionador una línea para transformación de 110 a 25 kV y otra de 110 a 6 kV a
modo de poder disponer siempre de los tres niveles de tensión aunque se produzca
una avería en dicho embarrado. El embarrado estará constituido por cable de
aluminio –acero tipo HALCÓN de 281,1 mm2.
Las líneas a transformadores estarán constituidas por un seccionador de barra, un
interruptor automático, así como los transformadores de intensidad para medida y
protección. Seguidamente estarán instaladas autoválvulas, necesarias para la
protección de sobretensiones. Esta aparamenta será común para las cuatro líneas hasta
los transformadores. Los conductores elegidos para las líneas a transformadores de
110/25 kV son de aluminio-acero de PIRELLI con una sección de 205,6 mm2 ,
mientras que para las líneas a transformadores de 110/6 kV se ha escogido cable de
aluminio-acero tipo LA-180 de 181,6 mm2.
A continuación estarán los transformadores de potencia.
Habrá dos
transformadores de 110/25 kV de 30 MVA y dos transformadores de 110/6 kV de 7,5
MVA. Estarán situados encima de un foso de recogida de aceite, apoyados sobre
unas zapatas aislante, aislándolo de la puesta a tierra de la cuba del transformador
mediante sus ruedas, pudiendo así protegerlo mediante la protección de cuba. A
ambos lados de los transformadores se tendrán muros de dimensiones suficientes para
evitar, en caso de explosión, la proyección del aceite y otros elementos al resto de
transformadores, manteniéndose así también cada uno aislado en caso de incendio.
Los transformadores de 110/25 kV tiene una conexión estrella – triángulo lo que
provoca una falta de neutro en el secundario. Por ello y a través de un bobinado zigzag se crea un neutro artificial necesario para las protecciones. Los conductores
siguen a través de canalizaciones subterráneas hasta el edificio.
1.6.3 – Instalación Interior
Por ser un nivel de tensión bastante menor respecto a las líneas de llegada, la
distancia entre conductores y la aparamenta es menor y, por este motivo, se tiene la
instalación de 25 y 6 kV en un edificio. El suelo de este, se mantendrá 1m por encima
del nivel de suelo del parque de intemperie.
22
Memoria Descriptiva
Habrá dos edificios, uno donde estarán ubicadas la sala de control, los servicios
y el almacén y otro donde se ubicaran las celdas de 25 y 6 kV. Este último estará
situado a continuación y en frente de los transformadores de potencia.
En la sala de control se tendrán todos los cuadros de control de la subestación.
estos cuadros son los de protección, mando y medida, y baja tensión. Bajo el suelo y
rodeando la sala se dispondrá una zanja cubierta con placas amovibles para distribuir
los cables de mando y medida entre los elementos correspondientes.
Mediante el cuadro de baja tensión se controlará el equipo rectificador, los
circuitos de fuerza para los motores de los seccionadores e interruptores, la
calefacción, la iluminación exterior e interior, así como los contadores de activa y
reactiva, y la protección de los distintos circuitos con interruptores magnetotérmicos y
diferenciales.
Mediante el cuadro de mando y medida se tendrá rápidamente la visión del
estado eléctrico de la subestación, comprobando las posiciones de cada interruptor y
seccionador. Se tendrá también, la medida de todas las magnitudes fundamentales en
los diferentes puntos eléctricos, como son la tensión, la frecuencia, la secuencia de
fases, la intensidad, la potencia activa y reactiva, y la cuenta de energía activa y
reactiva.
En el cuadro de protecciones se tiene la totalidad de los relés de protección,
teniendo las siguiente protecciones:
- Líneas de llegada: equipo de Carrier con relé de distancia, de
sobreintensidad y máxima y mínima frecuencia.
- Alimentación a transformadores: protección contra sobreintensidad y
diferencial en cada transformador.
- Alimentación a barras de 25 y 6 kV: protección de sobreintensidad
direccional, diferencial de barras, máxima y mínima
tensión.
- Salida de líneas: sobreintensidad.
Además están los relés de señalización de la protección de cuba de los
transformadores y los relés del neutro del zig-zag para la protección homopolar de
barras de 25 kV.
En la sala de celdas se tiene toda la aparamenta de 25 y 6 kV de interior, que
recibe la alimentación de los transformadores de potencia a los embarrados y de estos
a las líneas de salida.
La entrada y salida de energía se hace mediante zanjas cubiertas con placas
amovibles para facilitar su revisión.
23
Memoria Descriptiva
Cada celda estará formada principalmente por el interruptor automático,
transformador de intensidad, seccionador de barras y seccionador de puesta a tierra.
La sala tendrá ventilación natural y grandes ventanales para la iluminación
diurna. Dispondrá de calefacción para mantener la sala a una temperatura ambiente
adecuada en días fríos.
El acceso a la sala será con puertas con suficiente altura y anchura para el
transporte de aparatos, abriéndose en ambos sentidos.
A un lado del edificio donde se ubica la sala de control se instalarán los
transformadores de servicios auxiliares, cuya alimentación a 25 y 6 kV se hará bajo
zanja. La salida de baja tensión se realizará bajo zanja hasta el interior del edificio.
El almacén guardará todos los instrumentos y accesorios de recambio, estando
totalmente prohibido utilizar la sala de celdas como almacén.
El servicio cubrirá las necesidades propias de una subestación y estará situado
entre la sala de control y el almacén.
1.6.4 – Transformadores de potencia
1.6.4.1 – Transformadores de 30 MVA
Se instalarán dos transformadores de potencia trifásicos. Las unidades de
transformación serán en baño de aceite y preparadas para su servicio en intemperie.
Su servicio continuado permitirá una potencia de 30 MVA por unidad con una
relación de transformación de 110/25 kV, a una frecuencia de 50 Hz y un grupo de
conexión Ynd11.
Se ha escogido el tipo de conexión Ynd11 porque algunos de los inconvenientes
que presenta, no afectan a este tipo de instalación, como es el hecho de no tener
neutro en el secundario, el no poder disponer de dos tensiones y, además, dificulta la
detección de fallos al no estar conectado el neutro a tierra. Esto se subsana mediante
la instalación del bobinado zig-zag que suministra un neutro para las protecciones en
esta parte del sistema aislado de tierra.
Los inconvenientes que sí le afectan son que si se le corta una fase en el
bobinado secundario, deja de funcionar correctamente y la conexión del neutro del
primario a tierra, aunque sirve de protección para las líneas de llegada, da lugar a
armónicos, siempre perjudiciales.
Las ventajas que han hecho que sea este tipo de conexión la escogida son que, en
desequilibrio de corrientes en las líneas conectadas al secundario en triángulo, éste se
24
Memoria Descriptiva
transmite a las tres del primario, atenuándose de esta forma el desequilibrio, por lo
que es adecuado como reductor al final de líneas, como en este caso concreto.
Se podrá regular la tensión en carga en el lado de alta tensión. Esta opción es
preferible respecto la regulación en el lado de baja tensión, debido a que su coste
disminuye en virtud de que la intensidad de corriente es menor.
•
Descripción técnica del transformador
Marca:
Brow Boveri-Oerlikon
Potencia:
30 MVA
105 kV ± 13 %
Tensión primario:
Tensión secundario:
26,4 kV
Intensidad primario:
158 A
Intensidad secundaria:
693 A
Tensión de cortocircuito:
9,428 %
Refrigeración:
ONAF
Grupo de conexión:
Ynd11
Elevación de temperatura arrollamientos:
55ºC
Elevación temperatura aceite superior:
45ºC
Nivel de aislamiento al choque:
A.T. 550kV
B.T. 170 kV
Tensiones de ensayo a 50Hz/1min
A.T. 230 kV
B.T. 70 kV
Cuba resistente al vacío
Peso del aceite:
13560 kg
Peso total en servicio:
53440 kg
1.6.4.2 – Transformadores de 7,5 MVA
Se instalarán dos transformadores de potencia trifásicos. Las unidades de
transformación serán en baño de aceite y preparadas para su servicio en intemperie.
Su servicio continuado permitirá una potencia de 7,5 MVA por unidad con una
relación de transformación de 110/6 kV, a una frecuencia de 50 Hz y un grupo de
conexión Ynyn0.
25
Memoria Descriptiva
Se ha escogido este tipo de conexión por se uno de los más utilizado y el
preferido para transformadores de pequeña y mediana potencia, con conductor neutro
en el secundario y pequeño desequilibrio entre cargas de las fases, que es lo previsto
para el suministro a 6 kV. Todas las ventajas que presenta este tipo de conexión, que
se comentan a continuación, no serían reales si se presentara un desequilibrio de
cargas importante.
Los transformadores que emplean la conexión estrella-estrella son los más
económicos, ya que el número de espiras por arrollamiento corresponde a la tensión
simple, es decir, U/√3 por lo que soporta una tensión menor, la intensidad crece en la
misma proporción, precisando, por tanto, conductores de mayor sección, lo que
proporciona rigidez a las bobinas y estas quedan mejor protegidas contra los esfuerzos
mecánicos debido a las corrientes de cortocircuito. También se necesita menor
aislamiento, por ser menor la tensión que soportan lo que, no solamente abarata el
coste del transformador, sino que también queda mayor espacio para las bobinas,
aumentando de esta forma la capacidad de carga del transformador para un mismo
volumen, en relación con otro tipo de conexión.
Otra ventaja importante es que esta conexión permite sacar un neutro
directamente, el cual se emplea en redes de baja tensión y en el lado de alta del
transformador, para su propia protección mediante la puesta a tierra.
Se podrá regular la tensión en carga en el lado de alta tensión. Esta opción es
preferible respecto la regulación en el lado de baja tensión, debido a que su coste
disminuye en virtud de que la intensidad de corriente es menor.
•
Descripción técnica del transformador
Marca:
DIESTRE
Potencia:
7,5 MVA
105 kV ± 13 %
Tensión primario:
Tensión secundario:
6,3 kV
Intensidad primario:
40 A
Intensidad secundaria:
722 A
Tensión de cortocircuito:
9,89 %
Refrigeración:
ONAN
26
Memoria Descriptiva
Grupo de conexión:
Ynyn0
Elevación de temperatura arrollamientos:
65ºC
Elevación temperatura aceite superior:
60ºC
Nivel de aislamiento al choque:
A.T. 550kV
B.T. 60 kV
Tensiones de ensayo a 50Hz/1min
A.T. 230 kV
B.T. 20 kV
Peso del aceite:
8170 kg
Peso total en servicio:
27420 kg
1.6.5 – Embarrados
1.6.5.1 – 110 kV
Se adopta para el embarrado de 110 kV un juego de barras sencillo. Es el más
simple y económico.
Las ventajas que presenta son:
-
instalación simple y de maniobra sencilla
complicación mínima de conexionado
coste reducido
Los inconvenientes que presenta como la interrupción total de suministro si se
produce una avería en las barras o la poca flexibilidad, serán subsanados dividiendo la
barra con un seccionador, quedando la subestación partida simétricamente con dos
transformadores, uno de 110/25 kV y otro de 110/6 kV, a cada lado del embarrado.
El embarrado de 110 kV estará situado a continuación de las líneas de llegada.
Con un vano de 12 metros, distribuirá cuatro líneas a los transformadores de potencia,
dos para los transformadores de 30 MVA y otras dos para los transformadores de 7,5
MVA.
En función de los cálculos tanto eléctricos como mecánicos llevados a cabo en la
memoria de cálculo, el conductor empleado para el embarrado de 110 kV es un
conductor desnudo de aluminio-acero y tiene las siguientes características técnicas:
Denominación:
HALCÓN
Diámetro:
21,8 mm
27
Memoria Descriptiva
281,1 mm2
Sección:
Hilos:
26+7
Diámetro hilos:
3,4 ; 2,7 mm
Resist. Electr. a 20 ºC:
0,122 Ω/km
Peso:
975 kg/km
7700 kg/ mm2
Módulo elástico E:
Coef. de dilatación α:
18,9·10-6 ºC
Carga mínima de rotura:
8820 kg
1.6.5.2 – 25 kV
Para el embarrado de 25 kV se adopta un doble juego de barras. El hecho de
tener un gran número de salidas hace que con esta disposición, cada línea pueda
alimentarse indistintamente desde cada uno de los juegos de barra y, por tanto, resulta
posible dividir las salidas en dos grupos independientes. También resulta posible
conectar todas las líneas sobre un juego de barras mientras se realizan trabajos de
revisión sobre el otro juego de barras.
Para conectar las líneas de alimentación de uno a otro sistema de barras es
necesario añadir un disyuntor de amarre de barras.
Los conductores del embarrado de 25 kV entran a formar parte del conjunto de
celdas blindadas en SF6 suministradas por MESA S.A., siendo sometidos éstos a los
ensayos de serie y tipo que se especifican en la normativa UNE.
El juego está dispuesto en cubículos modulares realizados en acero inoxidable
de forma hermética y resistentes a presión, están unidos a los contiguos por
atornillamiento externo y por una placa pasatapas de segregación.
El embarrado de 25 kV está formado por dos pletinas de cobre electrolítico de
cantos redondeados con las zonas de contacto plateadas.
1.6.5.3 – 6 kV
Se adopta para el embarrado de 6 kV un juego de barras sencillo, al igual que en
el embarrado de 110 kV. Es el más simple y económico.
28
Memoria Descriptiva
Las ventajas que presenta son:
-
instalación simple y de maniobra sencilla
complicación mínima de conexionado
coste reducido
El hecho de contar con un número reducido de salidas a partir del embarrado,
hace posible hacer frente a las posibles desventajas que se puedan presentar. Por este
motivo se ha escogido un juego de barras simple.
Los conductores del embarrado de 6 kV, al igual que los del embarrado de 25
kV, entran a formar parte del conjunto de celdas blindadas en SF6 suministradas por
MESA S.A., siendo sometidos éstos a los ensayos de serie y tipo que se especifican
en la normativa UNE.
El juego está dispuesto en cubículos modulares realizados en acero inoxidable
de forma hermética y resistentes a presión, están unidos a los contiguos por
atornillamiento externo y por una placa pasatapas de segregación.
El embarrado de 6 kV está formado por una pletina de cobre electrolítico de
cantos redondeados con las zonas de contacto plateadas.
1.6.6 – Interruptores Automáticos
1.6.6.1 – Generalidades
Entre los casos que pueden presentarse en el funcionamiento de los interruptores
automáticos, destacan dos de ellos que han hecho evolucionar las técnicas de
funcionamiento y que obligan, en algunas circunstancias, a la elección de uno u otro
tipo de elección de interruptor. Estos son el defecto kilométrico (cortocircuito a una
distancia de 1 km) y defecto evolutivo (corte de pequeñas corrientes), circunstancias
éstas que provocan altas elevaciones de la tensión en los bornes del interruptor, que
ocasionan grandes desperfectos.
Se han escogido interruptores en SF6, gas pesado, muy estable, inodoro, inerte,
inflamable y no tóxico. Estas propiedades, junto con la elevada rigidez dieléctrica, su
gran conductividad térmica y que es uno de los gases más electronegativos, es lo que
otorga sus excelentes propiedades dieléctricas, además, de su gran poder de extinción
del arco.
Esto ha llevado a realizar cámaras selladas ya que el mantenimiento de los
contactos es nulo al no quedar residuos por el calentamiento del gas. La estanqueidad
de los interruptores de SF6 implica una serie de ventajas como la ausencia completa
de llamas y una considerable reducción del ruido producido por una ruptura. Además,
la construcción hermética elimina la posibilidad que el aire húmedo penetre en el
29
Memoria Descriptiva
interior, con el siguiente peligro de condensación, que causaría corrosión y
aumentaría las pérdidas superficiales de los aislantes. De lo expuesto, podemos
deducir que las principales averías de este tipo de interruptores son las fugas de gas,
lo cual requiere aparatos especiales para detectar el punto de fuga. En un aparato bien
instalado, las pérdidas de gas deben ser inferiores al 2% anual del volumen total de
gas encerrado dentro del aparato.
En los trifásicos conviene que en la apertura de los contactos haya una
dispersión de un milisegundo entre los tres polos, es decir, que la diferencia de tiempo
entre el instante de cierre del primer polo y el instante de cierre del último sea de una
milisegundo. De esta forma conseguiremos reducir las sobretensiones debidas a
impulsos maniobra.
Debido a las excepcionales propiedades aislantes del SF6, ha sido posible
reducir las distancias entre las partes bajo tensión y las que están a potencial de tierra,
en el interior de las cámaras.
Así, las ventajas del interruptor del SF6 para la interrupción de arcos eléctricos
son:
•
•
•
•
•
Después de la apertura de los contactos, los gases ionizados no
escapan al aire, por lo que la apertura del interruptor no produce casi
ruido.
El SF6 es estable. Expuesto el arco se disocia en SF4, SF2, y en
fluoruros metálicos, pero al enfriarse se recombinan de nuevo en SF6.
Una de tiempo, de la columna del arco, muy pequeña.
Alta rigidez dieléctrica y una rápida recuperación del poder aislante
después de la extinción del arco.
El circuito es cortado con una velocidad de aumento de la tensión de
recuperación excepcionalmente alta.
Por otro lado hay que tener en cuenta alguno de los inconvenientes como:
•
•
El SF6 al ser inodoro, incoloro e insípido, en lugares cerrados hay
que tener en cuidado que no existan escapes, ya que por tener mayor
densidad que el aire, lo desplaza provocando asfixia en las personas
por falta de oxígeno.
Los productos del arco son tóxicos y combinados con la humedad
producen ácido fluorhídrico que ataca la porcelana y el cemento de
sellado de las boquillas.
Los principales componentes de los interruptores de SF6 son:
•
Un filtro para la eliminación de pequeñas impurezas que se
desprenden por el contacto del gas con el arco.
30
Memoria Descriptiva
•
Un compresor para la circulación del gas y para el relleno de los
depósitos.
Un filtro para la eliminación de las posibles trazas de aceite en el gas.
Una válvula de seguridad para mantener el valor de la presión dentro
de los límites correctos
•
•
Para la elección del tipo de interruptor, se ha tenido en cuenta, básicamente, los
cálculos por cortocircuito:
-
corriente permanente de cortocircuito
capacidad de corte
corriente de choque
capacidad de cierre
Así como los valores nominales:
-
máxima tensión en servicio normal
grado de aislamiento
intensidad nominal
ciclo nominal de reenganche
1.6.6.2 – Interruptores de 110 kV
Se instalarán interruptores automáticos con mando tripolar y técnica de corte en
SF6 de la fabrica SPRECHER ENERGIE con las siguientes características.
Fabricación:
SPRECHER
ENERGIE
Modelo:
HGF – 311
Servicio:
Exterior
Número de polos:
3
Elemento extintor:
SF6
Accionamiento:
Motorizado
Intensidad nominal:
2000 A
Intensidad admisible de corta duración (1s). Límite térmico:
31,5 kA
31
Memoria Descriptiva
Valor de cresta de la intensidad admisible de corta duración
(1s). Límite dinámico:
80 kA
Tensión más elevada para el material:
123 kV
Tensión soportada a frecuencia industrial 50 Hz 1 min:
230 kV
Tensión soportada a impulsos tipo rayo 1,2/50 µs entre fases
y entre fases y masa:
550 kV
1.6.6.3 – Interruptores de 25 kV
Puesto que los interruptores de 25 kV forman parte del conjunto de celdas
blindadas en SF6 suministradas por MESA S.A., es dicha empresa suministradora la
que prescribe el uso del interruptor automático.
Estos interruptores son compactos y no requieren prácticamente mantenimiento,
poseen un poder de corte elevado, permiten efectuar gran número de maniobras y
dominan con seguridad casos de maniobras extremas.
El mecanismo de accionamiento se encuentra fuera del cubículo y fácilmente
accesible para su mantenimiento y revisión retirando su cubierta.
Fabricación:
MERLÍN GERIN
Modelo:
FB4
Servicio:
Interior
Número de polos:
3
Elemento extintor:
SF6
Accionamiento:
Eléctrico
Intensidad nominal en barras:
1600 A
Intensidad nominal entradas y salidas:
1250 A
Intensidad admisible de corta duración (1s). Límite térmico:
25 kA
Valor de cresta de la intensidad admisible de corta duración
(1s). Límite dinámico:
63 kA
Tensión más elevada para el material:
36 kV
32
Memoria Descriptiva
Tensión soportada a frecuencia industrial 50 Hz 1 min:
70 kV
Tensión soportada a impulsos tipo rayo 1,2/50 µs entre fases
y entre fases y masa:
170 kV
1.6.6.4 – Interruptores de 6 kV
Puesto que los interruptores de 6 kV forman parte del conjunto de celdas
blindadas en SF6 suministradas por MESA S.A., es dicha empresa suministradora la
que prescribe el uso del interruptor automático.
Estos interruptores son compactos y no requieren prácticamente mantenimiento,
poseen un poder de corte elevado, permiten efectuar gran número de maniobras y
dominan con seguridad casos de maniobras extremas.
El mecanismo de accionamiento se encuentra fuera del cubículo y fácilmente
accesible para su mantenimiento y revisión retirando su cubierta.
Fabricación:
MERLÍN GERIN
Modelo:
FB6
Servicio:
Interior
Número de polos:
3
Elemento extintor:
SF6
Accionamiento:
Eléctrico
Intensidad nominal en barras:
1800 A
Intensidad nominal entradas y salidas:
900 A
Intensidad admisible de corta duración (1s). Límite térmico:
25 kA
Valor de cresta de la intensidad admisible de corta duración
(1s). Límite dinámico:
63 kA
Tensión más elevada para el material:
7,2 kV
Tensión soportada a frecuencia industrial 50 Hz 1 min:
35 kV
Tensión soportada a impulsos tipo rayo 1,2/50 µs entre fases
y entre fases y masa:
85 kV
33
Memoria Descriptiva
1.6.7 – Seccionadores
1.6.7.1 – Generalidades
Los seccionadores se utilizan como elemento de separación entre los diferentes
elementos componentes de una instalación. Se caracterizan en que sus maniobras de
conexión y desconexión a la red deben hacerse en vacío, de forma que no se
interrumpa el funcionamiento del resto de la instalación.
La elección del tipo de seccionador utilizado en la instalación, depende sobre
todo de la tensión nominal de la instalación y, en menor grado, de la corriente que ha
de atravesar el seccionador, del espacio disponible y de consideraciones económicas.
Tal como refleja el esquema unifilar, en la subestación los seccionadores se
instalarán en el acoplamiento de las diferentes líneas a los embarrados precedidos de
los interruptores de potencia y, además, se emplearán junto con el interruptor de
acoplamiento de barras de 25 kV para la transferencia de un juego a otro.
En muchos casos, será necesario poner a tierra parte de la instalación cuando
deban realizarse trabajos de mantenimiento o reparación, para este propósito se
instalan también seccionadores de puesta a tierra.
Según estas consideraciones y las comparaciones efectuadas en el apartado 1.5.7
de este documento, los seccionadores elegidos son los siguientes.
1.6.7.2 – Seccionadores de 110 kV
Se han escogido seccionadores de cuchillas giratorias. Son dos aislantes de
soporte, con un muelle de contacto y una cuchilla que gira alrededor de un eje.
Serán tripolares, aunque resulten más caros, debido a que, al ir unidos por un eje
común, permite el accionamiento conjunto.
Las características técnicas de los seccionadores son las siguientes:
Marca:
MERLING GERIN
Tipo:
Cuchillas giratorias mod. XM34
Tensión nominal:
123 kV
Intensidad nominal:
2500 A
Intensidad admisible de corta duración dinámica:
80 kA
34
Memoria Descriptiva
Intensidad admisible de corta duración térmica 1s:
32 kA
Intensidad admisible de corta duración térmica 3s:
32 kA
Temperatura ambiente admisible:
-50 a 40 ºC
1.6.7.3 – Seccionadores de 25 kV
Los seccionadores de 25 kV forman parte del conjunto de celdas blindadas en
SF6 suministradas por MESA S.A., siendo sometidos éstos a los ensayos de serie y
tipo que se especifican en la normativa UNE.
Marca:
MERLING GERIN
Tipo:
Cuchillas deslizantes mod. A-03d
Tensión nominal:
26 kV
Intensidad nominal:
1600 A
Intensidad admisible de corta duración térmica:
15 kA
Intensidad admisible de corta duración dinámica:
40 kA
1.6.7.4 – Seccionadores de 6 kV
Los seccionadores de 6 kV forman parte del conjunto de celdas blindadas en
SF6 suministradas por MESA S.A., siendo sometidos éstos a los ensayos de serie y
tipo que se especifican en la normativa UNE.
Marca:
MERLING GERIN
Tipo:
Cuchillas deslizantes mod. A-05d
Tensión nominal:
7,2 kV
Intensidad nominal:
2000 A
Intensidad admisible de corta duración térmica:
20 kA
Intensidad admisible de corta duración dinámica:
60 kA
35
Memoria Descriptiva
1.6.8 – Compensador de Neutro
En el lado de 25 kV la conexión de los transformadores es triángulo y una falta a
tierra no se detectará, pues no existe el neutro y no habrá retorno de corriente. En el
lado de 6 kV no es preciso pues la conexión estrella en el secundario de los
transformadores con neutro rígido a tierra hace que pueda haber retorno de corriente
en caso de falta a tierra.
Para hacer un neutro accesible se crea un neutro artificial para poder detectar
estas faltas a tierra en un sistema aislado. Se adoptan unas bobinas en conexión zigzag en vez de estrella, pues presenta mayor impedancia con el mismo número de
espiras y deja pasar mejor las corrientes homopolares, que es lo que interesa en caso
de falta a tierra.
El neutro formado por las bobinas se unirá a tierra, dando así retorno a la
corriente. Se conectará lo más próximo posible del transformador de potencia
Las características del bobinado zig-zag son las siguientes:
Fabricante:
DIESTRE
Tipo:
DHR 744/36
Tensión nominal:
25 kV
Tensión más elevada para el material:
36 kV
Frecuencia nominal de servicio:
50 HZ
Conexión de los arrollamientos:
Zig-zag
Impedancia homopolar por fase:
2000 Ω
Intensidad circulatoria con falta monofásica:
10 A
1.6.9 – Celdas de SF6
1.6.9.1 – Generalidades
En la subestación se dispone de un total de ocho celdas de 25 kV y cinco celdas
de 6 kV blindadas con aislamiento en gas SF6 tipo CBG, instaladas por MESA
manufacturas eléctricas S.A.
Son celdas bajo envolvente metálica, de ejecución prefabricada para
instalaciones interiores y en conformidad con los ensayos tipo, según normas CEI-298
y aplicables. Se suministran sueltas para montaje autosoportante y se acoplan entre
36
Memoria Descriptiva
ellas mediante un doble juego de barras las sometidas a 25 kV y por un juego de
barras simple las de 6 kV, permitiendo en todo caso ampliar el conjunto de la
instalación.
La utilización del gas SF6 como medio de aislamiento confiere a estos equipos
las siguientes ventajas:
-
Reducción del espacio necesario para su instalación.
-
Insensibilidad a la contaminación atmosférica, polvo, insectos,... de
todas las partes en tensión, así como máxima protección contra
contactos accidentales, gracias al blindaje hermético de las
envolventes.
-
Alta fiabilidad derivada de la insensibilidad a agentes externos.
-
Elevado grado de disponibilidad.
-
Mínimos requisitos de obra civil y facilidad de conexión de red.
-
Mantenimiento extremadamente reducido, contribuyendo así a
minimizar los costes de explotación.
-
Larga vida útil asegurada a través de la probada resistencia
eléctrica y mecánica, de la integridad de las envolventes frente a la
corrosión y de la insensibilidad ambiental de los equipos.
Algunas de las características eléctricas y mecánicas de las celdas CBG MESA
instaladas en la subestación son:
Tensión nominal
25 kV
6 kV
Doble juego
Juego
simple
Tensión de ensayo a frecuencia industrial 50 Hz
70 kV
22 kV
Tensión de ensayo a onda de choque tipo rayo:
170 kV
60 kV
Embarrado:
Gas de aislamiento:
Presión relativa nominal de gas a 20ºC
0,2 bar
37
Memoria Descriptiva
Presión relativa mínima de trabajo a 20ºC:
0,05 bar
Presión dimensional relativa:
0,45 bar
Presión de operación relativa de descompresión:
1 bar
Resistencia a corrientes de corta duración, 1s:
25 kA
Resistencia a corrientes de corta duración, valor de
cresta:
63 kA
Grado de protección componentes de A.T.:
IP-65
Grado de protección cubículo de B.T.:
IP-30
Temperatura ambiente:
Valor máximo:
40ºC
Valor medio máximo en 24h:
35ºC
Valor mínimo:
-5ºC
Normas:
CEI
Las celdas de maniobra no se pueden someter a alta tensión si no están
suficientemente llenas de SF6.
Los manómetros indican la presión relativa del gas que hay en el interior de la
celda.
Los manómetros dotados con contactos limitadores dan una señal eléctrica
cuando alcanzan la presión de servicio mínima o la máxima. Si la presión de gas
desciende a valores inadmisibles, hay que añadir SF6 observando la curva que indica
la relación entre la presión y la temperatura del gas.
Para la carga de SF6 por el método de desplazamiento, cada cubículo está
provisto de una válvula de llenado y otra de salida.
Una celda tipo CBG de doble juego de barras para 25 kV es como muestra la
figura.
38
Memoria Descriptiva
Figura 10. Celda tipo CBG
Donde:
A – Compartimiento de interruptor automático
B – Compartimiento de barras
C – Salida de cables y transformadores de intensidad
D – Panel frontal de baja tensión y mecanismos de mando
1
– Panel de mando del interruptor
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
2
3
4
– Carga de muelles del interruptor automático
– Indicaciones de posición del interruptor automático
– Pulsador mecánico de apertura del interruptor automático
– Aparatos de medida
– tapa del mecanismo de accionamiento del interruptor automático
– Manómetro y válvulas de llenado de SF6
– Indicadores de presencia de tensión
– Accionamiento manual de los seccionadores de barras
4.1 – Indicadores mecánicos del interruptor de vacío, seccionadores de
barras y seccionadores de puesta a tierra
39
Memoria Descriptiva
4.2 – Pulsadores de cierre y apertura eléctricos, del interruptor automático
de vacío, de seccionadores de barras y seccionadores de puesta a tierra.
5
6
7
8
– Armario de baja tensión
– Interruptor automático
– Transformadores de tensión
– Seccionadores de puesta a tierra
8.1 – Mando del seccionador de puesta a tierra
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
– Zócalos para la conexión de cables
– Cables de acometida
– Transformadores de intensidad
– Barras generales
– Seccionador de barras
– Clapetas de descompresión
– Conexión enchufable del interruptor automático
– Pasatapas de interconexión estancos entre compartimiento de barras y de
interruptor automático
– Tapa de acceso a compartimientos
–cerramiento posterior
– Patas regulables de ajuste y anclaje de celdas
– Pasatapas de interconexión estancos entre compartimientos de barras generales
1.6.9.2 – Distribución de Celdas de 25 kV
Las celdas de 25 kV numeradas de 1 a 8 tienen las siguientes funciones:
•
Celdas 1 y 2
Estas celdas alojarán las líneas procedentes de los dos transformadores de 30
MVA y alimentarán el embarrado de 25 kV.
Los equipos principales que constituyen estas celdas son:
•
seccionadores de barras
seccionador de puesta a tierra
transformadores de intensidad
transformadores de tensión
Celda 3
Esta celda está destinada a la salida de alimentación a las nuevas zonas
urbanas de Hospitalet de l’Infant.
40
Memoria Descriptiva
Los equipos principales que constituyen esta celda son los mismos que las
celdas 1 y 2.
•
Celda 4
Esta celda está destinada a la salida de alimentación a las nuevas
urbanizaciones de Miami Playa.
Los equipos principales que constituyen esta celda son los mismos que las
celdas 1 y 2.
•
Celda 5
Esta celda está destinada a la salida de alimentación al Polígono Industrial
“Les Tapies”.
Los equipos principales que constituyen esta celda son los mismos que las
celdas 1 y 2.
•
Celda 6
Esta celda alimentara al transformador de 25/0,38 kV que a su vez alimentará
los servicios auxiliares de la subestación.
Los equipos serán idénticos a los de las celdas 1 y 2.
•
Celda 7
La celda 7 será la conexión de la batería de condensadores con el embarrado
de 25 kV con el fin de permitir corregir el factor de potencia cuando así lo
requieran las circunstancias.
Los equipos serán idénticos a los de las celdas 1 y 2.
•
Celda 8
Esta celda alojará el interruptor de acoplamiento de barras y los
correspondientes seccionadores de barras y el seccionador de tierra.
41
Memoria Descriptiva
1.6.9.3 – Distribución de Celdas de 6 kV
Las celdas de 6 kV numeradas de 1 a 5 tienen las siguientes funciones:
•
Celdas 1 y 2
Estas celdas alojarán las líneas procedentes de los dos transformadores de 7,5
MVA y alimentarán el embarrado de 6 kV.
Los equipos principales que constituyen estas celdas son:
•
seccionadores de barras
seccionador de puesta a tierra
transformadores de intensidad
transformadores de tensión
Celda 3
Esta celda está destinada a la salida de alimentación a la estación de bombeo
de agua del río Ebro situada en el Coll de Balaguer de nueva creación.
Los equipos principales que constituyen esta celda son los mismos que las
celdas 1 y 2.
•
Celda 4
Esta celda está destinada a la salida de alimentación a las a la planta
depuradora de nueva creación, situada en el Coll de Balaguer.
Los equipos principales que constituyen esta celda son los mismos que las
celdas 1 y 2.
•
Celda 5
Esta celda alimentara al transformador reserva de 6/0,38 kV previsto para la
alimentación a servicios auxiliares en caso de fallo en el transformador principal
para dichos servicios..
Los equipos principales que constituyen esta celda son los mismos que las
celdas 1 y 2.
42
Memoria Descriptiva
1.6.10 – Conductores
Se han escogido conductores flexibles desnudos de aluminio-acero para las
líneas aéreas exteriores. Estos conductores están compuestos 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.
Este tipo de conductores tiene un inconveniente con respecto a los de aluminio
exclusivamente, es su mayor peso. No obstante, son mayores las ventajas ya que
tienen una mayor resistencia mecánica, pudiendo disminuir con ello el número de
apoyos y de aisladores al poderse aumentar la longitud de los vanos.
Son estos conductores los más ampliamente utilizados en las líneas aéreas de
media y alta tensión, ya que, al tener menor peso y precio, han desplazado a los
conductores de cobre.
Los conductores utilizados en la conducción de energía de los transformadores a
los embarrados de 25 y 6 kV son conductores de cobre, aislados y preparados para
canalización subterránea. La descripción del cable es la siguiente.
Conductor:
Metal: Hilos de cobre.
Forma: Redonda compacta.
Flexibilidad: clase 2; según IEC 228; UNE 21.022
Formación: constituidos por cuerdas redondas compactas de cobre o
aluminio, mediante un método patentado que permite obtener superficies más
lisas y diámetros de cuerdas menores que los de las cuerdas normales de igual
sección.
Semiconductora interna:
Capa extrusionada de material conductor.
La capa semiconductora forma un cuerpo único con el aislante y no se
separa del mismo ni aún con las dobladuras a que el cable pueda someterse,
constituyendo la verdadera superficie equipotencial del conductor. Los
eventuales espacios de aire quedan bajo esta superficie y, por lo tanto, fuera de
la acción del campo eléctrico.
Aislamiento:
Etileno-propileno, (EPR).
Sus características mecánicas, físicas, eléctricas, etc. superan a las de las
mejores gomas aislantes para cables empleadas hasta el momento, pero lo que
la distingue particularmente es su mayor resistencia al envejecimiento térmico
y su elevadísima resistencia al fenómeno de las "descargas parciales",
especialmente crítico en terrenos húmedos y en ambientes contaminados,
cuando se emplean otros aislamientos "secos". Esta extraordinaria resistencia
43
Memoria Descriptiva
al efecto corona o a las descargas parciales, unida a sus excelentes
características eléctricas, permite elevar el límite de seguridad dieléctrico y
elaborar, por tanto, con plena seguridad, cables aislados con goma para
tensiones de hasta 132 kV, sin tener que recurrir a protecciones especiales
contra la penetración de humedad en el cable.
Semiconductora externa:
Capa extrusionada de material conductor separable en frío.
La pantalla está constituida por una envolvente metálica ( cintas de cobre,
hilos de cobre, etc.) aplicada sobre una capa conductora externa, la cual, a su
vez, se ha colocado sobre el aislamiento con el mismo propósito con el que se
coloca la capa conductora interna sobre el conductor, que es el de evitar que
entre la pantalla y el aislamiento quede una capa de aire ionizable y zonas de
alta solicitación eléctrica en el seno del aislamiento.
Pantalla metálica:
Formada por una corona de hilos de cobre de sección nominal de 16
mm2:
Las pantallas desempeñan distintas misiones, entre las que destacan:
a. Confinar el campo eléctrico en el interior del cable.
b. Lograr una distribución simétrica y radial del esfuerzo eléctrico
en el seno del aislamiento.
c. Limitar la influencia mutua entre cables eléctricos.
d. Evitar, o al menos reducir, el peligro de electrocuciones.
Cubierta exterior:
Poliolefina termoplástica (Z1) VEMEX.
La cubierta especial termoplástica VEMEX desarrollada por Pirelli,
conjuga una gran resistencia y flexibilidad en frío, con una elevada resistencia
al desgarro a temperatura ambiente, a la vez que muy alta resistencia a la
deformación en caliente. El equilibrio conseguido con una adecuada
formulación y las propiedades intrínsecas del polímero utilizado, se traducen
en que el nuevo compuesto termoplástico tiene unas características mecánicas
y una resistencia al medio ambiente activo excepcionales, permitiendo un
mayor abanico de aplicaciones. Los nuevos EPROTENAX presentan, respecto
a los cables convencionales:
- mayor resistencia a la absorción de agua
- mayor resistencia al rozamiento y a la abrasión
- mayor resistencia a los golpes
- mayor resistencia al desgarro
- mayor facilidad de instalación en tramos tubulares
- mayor seguridad en el montaje todo lo cual hace que sea un cable
idóneo para tendido mecanizado.
44
Memoria Descriptiva
1.6.11 – Aisladores
Los aisladores elegidos son de vidrio templado. Es un material más barato que
la porcelana y presenta unas ventajas, descritas anteriormente, que han influido en su
elección. Las características son:
Clase:
U 120 BS (CEI – 305)
Tipo:
De caperuza y vástago
Material:
Vidrio templado
Paso
146 mm
Tensión de perforación en aceite:
130 kV
Línea de fuga
291 mm
Carga rotura mecánica
12000 kg
Diámetro del vástago:
16 mm
Peso neto aproximado:
3,8 kg
Las características del aislador y las dimensiones de sus herrajes están de
acuerdo con las Normas UNE 21-124-76 y 21-009-80 y con las publicaciones CEI
305 y 120, Norma 16 A. Los ensayos, según las especificaciones UNE 21-114-74 y
publicación CEI 383.
1.7 – Red de Tierra
1.7.1 – Generalidades
La red de tierra cumplirá con lo establecido en la instrucción MIE-RAT 13, y
tendrá las siguientes funciones:
•
•
•
•
Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación
de las corrientes de tierra, ya sea que se deban a una falta por
cortocircuito o a la operación de un pararrayos.
Evitar que durante la circulación de estas corrientes de tierra, puedan
producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la
subestación transformadora, implicando un peligro para el personal.
Facilitar, mediante sistemas de relés, la eliminación de las faltas a
tierra en los sistemas eléctricos.
Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico.
45
Memoria Descriptiva
De igual manera, en base a instrucción MIE-RAT 13, se establecerán dos
instalaciones de puesta a tierra:
- Puesta a tierra de protección: en la que se instalarán las partes metálicas que
no estén en tensión normalmente pero que puedan estarlo a consecuencia de averías,
accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones. Algunos de estos elementos son:
chasis y bastidores de aparatos, puertas metálicas, vallas, armaduras metálicas de los
edificios, tuberías, carcasas de transformadores... también se instalarán los pararrayos
y seccionadores de puesta a tierra.
- Puesta a tierra de servicio: en la que se instalarán los neutros de los
transformadores y los circuitos de baja tensión de los transformadores de medida.
Se tomarán medidas para evitar el contacto simultáneo con elementos
conectados a instalaciones de tierra diferentes, así como para evitar transferencias de
tensiones peligrosas de tensiones peligrosas de una instalación a otra.
El conjunto de la instalación dispondrá de una red general de tierras diseñada de
forma tal que, en cualquier punto donde las personas puedan circular o permanecer,
éstas queden sometidas como máximo a las tensiones de paso y contacto calculadas
en el apartado 2.5 de la memoria de cálculo.
El dimensionado de la red se ha realizado teniendo en cuenta la máxima
corriente de defecto en la subestación.
El conductor adoptado para la malla será de cobre desnudo, para que pueda
admitir valores altos de densidad de corriente y por su mayor resistencia a la
corrosión.
La naturaleza del terreno, arena arcillosa, hace deducir que la resistividad media
es de 50 Ω·m, valor lo suficientemente aceptable como para no tener que realizar
modificaciones en el terreno. Por su parte, la resistividad superficial ascenderá hasta
los 1000 Ω·m gracias a que se cubrirá toda la superficie de la subestación con una
capa de gravilla.
Para la disposición de la red de tierra existen tres posibles sistemas:
•
Sistema radial
Consiste en uno o varios electrodos a los cuales se conectan las derivaciones de
cada aparato. Es el sistema más económico pero el menos satisfactorio, ya que
al producirse una falta en un aparato, se producen grandes gradientes de
potencial.
46
Memoria Descriptiva
•
Sistema en anillo
Se obtiene colocando en forma de anillo un cable de cobre alrededor de la
superficie ocupada por el equipo de la subestación y conectando derivaciones a
cada aparto con un cable de menos sección. Es un sistema más costoso que el
sistema radial y más fiable.
•
Sistema de red mallada
Es el sistema más usado y consiste en una malla formada por cable de cobre,
generalmente, conectada a través de electrodos a partes más profundas para
buscar zonas de menor resistividad. Este sistema es más eficaz que los
anteriores y también el más caro.
Teniendo en cuenta la importancia hacia la personas que supone una buena
instalación de tierra, se adopta el sistema de red mallada, pues pese a ser el más
costoso es el que proporciona mayor fiabilidad a las personas y continuidad al
servicio eléctrico.
1.7.2 – Instalación de las líneas de tierra
Se instalará procurando que los conductores no hagan recorridos tortuosos o
curvas de poco radio. Todas las conexiones de la malla se harán mediante soldadura
autógena, para evitar la desoldadura por el paso de corrientes de tierra o su deterioro
debido a la corrosión. Las uniones de las estructuras se pintarán de amarillo para su
fácil localización.
El conductor empleado es cobre desnudo de 95 mm2 de la marca CRANE, tanto
para la puesta a tierra de protección como la puesta a tierra de servicio. Esta sección
cumple los requisitos que exige el RAT.
El conductor se enterrará a una profundidad de 0,8 metros ocupando un área de
4080 m2 en cuadrículas de 4x4 metros.
Se dispondrán 28 picas de tierra conectadas a la malla, de 2 m de longitud y 15
mm de diámetro para mejorar la puesta a tierra.
1.8 – Compensación del Factor de Potencia
1.8.1 – Justificación
La mayoría de aparatos conectados a una red consumen potencia activa y
reactiva. Todos los circuitos inductivos necesitan una potencia reactiva para
funcionar, por ejemplo, los transformadores para mantener el campo magnético.
47
Memoria Descriptiva
Un medio de producción de potencia reactiva son las baterías de condensadores.
Las baterías de condensadores de alta tensión están constituidas por unidades
monofásicas que por medio de conexiones serie-paralelo pueden convertirse en
baterías para todas las tensiones y potencias. Los condensadores constituyen el medio
más simple para reducir al costo más bajo la carga de los transformadores, red de
distribución y distribución de energía.
En principio, un condensador funciona como un generador que sólo produce
potencia reactiva. Cuando se instala con un aparato que consume potencia reactiva,
se reduce la carga de los generadores, líneas y transformadores, y se incrementa la
capacidad de la red para transmitir potencia activa.
Para estudiar el comportamiento del sistema frente al condensador, se comparan
las siguientes circunstancias:
-
Carga no compensada.
El gráfico muestra las relaciones entre la potencia aparente (S), la potencia
activa (P) y la potencia reactiva (Q) para un cierto factor de potencia cos ϕ de la
carga. La carga no está compensada y, si suponemos que la línea o el
transformador están a plena carga, el arco del círculo indica la potencia aparente
máxima que puede utilizarse.
-
Carga compensada
La toma de potencia reactiva (Q) de la red disminuye con la potencia del
condensador (Qc) a (Q1) con compensación. La carga total en la red disminuye
al mismo tiempo de (S) a (S1) para la misma toma de potencia activa. La
potencia de condensadores necesaria (Qc) para compensar hasta el factor de
potencia deseado (cos ϕ2). Con el condensador conectado se puede conectar
más carga .
-
Carga compensada cuando se ha incrementado la carga activa
La potencia activa aumenta de (P) a (P’) y la línea o el transformador está
completamente aprovechado cuando (S2) es igual a (S). Es decir, se trabaja con
la misma potencia aparente que cuando la carga no está compensada, pero con
un mayor rendimiento de la potencia activa.
El coste de una inversión en condensadores depende de la magnitud del valor del
factor de potencia. Si éste es bajo, una batería de condensadores da la posibilidad de
un incremento de la carga activa pudiendo conectar más consumos en la subestación,
mientras que la compensación para un factor de potencia ya alto, sólo permite un
pequeño incremento de la carga.
48
Memoria Descriptiva
El ahorro debido a la reducción de pérdidas de energía puede justificar a corto
plazo una gran parte de la inversión en una batería de condensadores.
1.8.2 – Equipo Instalado
Se decide la instalación de un banco de condensadores tipo SIKAP de la marca
ASEA KABEL AB: SIKAP presenta un diseño compacto en el que todas sus partes
en tensión se hallan protegidas contra contactos directos accidentales, sistema que
hace innecesario el uso de vallas u otros elementos de protección externa.
Salvo el control normal de los circuitos de protección, el equipo SIKAP no
precisa de otro mantenimiento.
Los condensadores están constituidos por un elevado número de elementos.
Cada elemento consiste en dos hojas de aluminio separadas por películas de plástico.
La película de plástico presenta un alto valor dieléctrico y disminuye las pérdidas. El
factor de pérdidas en los condensadores SIKAP de película de plástico es inferior a
0,2 W / kVAr incluidas las inevitables pérdidas producidas en los fusibles internos y
en la resistencia de descarga.
Cada elemento lleva en serie un fusible. La perforación de un elemento conlleva
la fusión instantánea de su fusible, permitiendo no obstante que la unidad continúe en
servicio con una ligera reducción de la potencia reactiva generada.
Una de las características más significativas de este equipo es la regulación
automática de la potencia reactiva a suministrar. Si la compensación carece de
regulación automática puede suceder que en determinados momentos de bajo
consumo de reactiva, exista una sobrecompensación de la red. Entonces la carga total
se hace capacitiva a muy baja carga activa.
Por otro lado, el aumento de tensión que dan los condensadores suele constituir
una ventaja cuando hay carga alta, pero cuando baja la carga, baja la caída de tensión
en la red y sube la tensión, pudiendo alcanzar valores demasiado elevados.
Para evitar los inconvenientes de sobrecompensación y sobretensión se dota a la
instalación de un control automático que conecta o desconecta los condensadores
según la carga. La conexión y desconexión las controla un regulador de potencia
reactiva que mantiene el valor de potencia al valor ajustado.
La regulación automática se realizará en cinco etapas, es decir, se instalará un
conjunto formado por cinco grupos de baterías de 5 MVAr en el que el primer grupo
será de conexión permanente y entrará en funcionamiento en el momento de puesta en
servicio del sistema, y el resto de grupos se conectarán o desconectarán de forma
automática según la carga.
49
Memoria Descriptiva
Las características técnicas de los condensadores son:
Designación:
SIKAP (ASEA KABEL AB)
Tensión nominal:
25 kV
Frecuencia:
Potencia reactiva:
50/60 Hz
20 MVAr (5 grupos de 4 MVAr)
Terminales:
Barras de Cu
Conexión:
Estrella
1.9 – Servicios Auxiliares
1.9.1 – Corriente Alterna
Con la finalidad de alimentar todos los servicios de corriente alterna de la
subestación, tales como la energía consumida por el alumbrado, los sistemas de
control, señalización, alarmas, etc. Se dispone de dos transformadores, uno principal y
otro de reserva, de 25/0,38 kV y 6/0,38 kV respectivamente. Se puede comprobar en
el esquema unifilar.
Los transformadores tienen las características siguientes:
•
Transformador Servicio Auxiliar 1 (Principal)
Marca:
ABB
Relación de transformación:
25 / 0,38 kV
Potencia nominal:
160 kVA
Grupo de conexión:
Dyn 11
Frecuencia:
50 Hz
Tensión de cortocircuito.
•
4%
Transformador Servicio Auxiliar 2 (Reserva)
Marca:
ABB
Relación de transformación:
6 / 0,38 kV
50
Memoria Descriptiva
Potencia nominal:
25 kVA
Grupo de conexión:
Dyn 11
Frecuencia:
50 Hz
Tensión de cortocircuito.
3,15 %
Pese a ser una conexión habitual en transformadores elevadores, la conexión
Dyn0 ha sido escogida porque en caso de cargas desequilibradas, no provoca la
circulación de flujos magnéticos por el aire, ya que el desequilibrio se compensa
magnéticamente en las tres columnas. Además, este sistema de conexión no es
generador de terceros armónicos de tensión en el circuito secundario, ya que el tercer
armónico de la corriente magnetizante se establece en el triángulo primario y no
afecta, por lo tanto, al arrollamiento secundario.
Otras ventajas son que puede establecerse un sistema sencillo de protección de la
red secundaria, poniendo a tierra el neutro de la estrella secundaria. El neutro en el
secundario hace posible aplicar este sistema de conexión a transformadores de
distribución para alimentación de redes de media y baja tensión con cuatro
conductores. Hay que tener en cuanta, sin embargo, que el fallo de un solo
arrollamiento deja inutilizado el sistema completo.
Ambos transformadores van provistos de un conmutador de tensión que,
variando las espiras del bobinado, permite obtener una mayor uniformidad en la
tensión de salida secundaria, compensando las variaciones de tensión de la red.
Este conmutador se acciona a mano, tanto por el lado de alta tensión como por el
de baja, mediante un mando situado sobre la tapa del transformador. Las posiciones
de regulación son como máximo cinco, con una amplitud de campo total del 10 %.
Los transformadores están debidamente protegidos por interruptores
magnetotérmicos dotados de protección diferencial en los casos necesarios.
1.9.2 – Corriente Continua
En la instalación se dispone de dos conjuntos de cargador – batería a 125 V,
para alimentar todos los servicios de corriente continua de la subestación.
Las baterías instaladas son:
Marca:
TUDOR
Tipo:
Batería Cd- Ni
Tensión:
125 V
Capacidad:
200 A·h
51
Memoria Descriptiva
Se decide instalar una batería tipo alcalina frente a la ácido. El motivo es porque
además de tener las cualidades de los acumuladores de plomo, las baterías de níquelcadmio presentan ciertas ventajas complementarias como: mantenimiento más
reducido y económico, gran duración, posibilidad de carga a regímenes variados,
nivel de electrolito visible en caso de elementos de caja de plástico, menor peso, etc.
La sala donde se ubican estas baterías está provista de extractores de gases que
deberán arrancar unos minutos antes de la apertura de la puerta de entrada del
personal, con el fin de extraer la posible acumulación de hidrógeno que se desprende
en las cargas y descargas de los elementos.
El consumo permanente de la batería lo suministra el cargador o rectificador. En
caso de falta de corriente alterna, la batería debe mantener, como mínimo, durante 4
horas la demanda normal de la subestación, incluyendo una corriente de pico de hasta
una duración de 10 segundos.
1.10 – Equipos de Protección
1.10.1 – Justificación
La protección de redes tiene por finalidad detectar de forma selectiva los
defectos y separar las partes de la red averiadas, además de limitar las
sobreintensidades y los defectos de los arcos eléctricos.
Cuando se disponen varios dispositivos de protección en serie, generalmente se
requiere que éstos sean selectivos, es decir, que provoquen la desconexión del
dispositivo de protección más próximo al punto de defecto por delante del mismo.
Para la elección se han tenido en cuenta las prescripciones del R.C.E.
1.10.2 – Protección de las Líneas de Llegada
Las líneas de llegada están sometidas permanentemente a las consecuencias de
los fenómenos meteorológicos y a los riesgos de ser afectadas por circunstancias
totalmente ajenas a la explotación. Como elemento que enlaza productores y
usuarios, cualquier interrupción en la línea, interrumpe la alimentación de energía.
Por estos motivos resulta importante una rápida y eficaz protección de las líneas.
•
Protección a distancia
Para las redes de transporte, la protección de distancia es la más empleada.
52
Memoria Descriptiva
La unidad de medida de los relés actúa en función del valor de la impedancia
por fase del elemento protegido. El tiempo de funcionamiento es proporcional a la
distancia en que ha ocurrido el defecto, de esta forma, al producirse una avería en un
punto cualquiera de la red, los relés más próximos a este punto disparan antes que los
más alejados.
En caso de cortocircuito en un punto de la línea, la intensidad será prácticamente
constante a lo largo de ella, mientras que la tensión variará de tal forma que en los
relés más próximos al cortocircuito el esfuerzo antagonista de los elementos
voltimétricos será menor que en los relés más alejados. Por esta razón, funcionarán
antes los primeros relés que los segundos. Si los esfuerzos de los dos elementos de
cada relé se combinan de tal manera que el tiempo de funcionamiento sea
directamente proporcional a la tensión e inversamente proporcional a la intensidad, el
tiempo de funcionamiento del relé será proporcional al cociente Z= E/I, es decir, a la
impedancia de la línea hasta el defecto.
Los tiempos de funcionamiento de los relés van siempre en aumento, cualquiera
que sea el punto donde se produce el cortocircuito.
Como protección de reserva, se emplea en combinación con los relés de
distancia, unos relés temporizados de sobreintensidad.
Los relés empleados serán de la marca MAYVASA.
•
Dispositivo de reconexión automática
La instalación se dota de un dispositivo de reconexión automática para mejorar
la continuidad del servicio. Este dispositivo de reenganche son de la marca
MAYVASA.
Los reenganchadores se excitan al recibir de los equipos de protección una señal
de disparo. Una vez desconectado el interruptor, si ha desaparecido la señal de
disparo y se dispone de una tensión de referencia (tensión de barras), se inicia la
cuenta del tiempo de espera para el reenganche.
Transcurrido el tiempo de espera, el equipo ordena la reconexión del interruptor.
Según el programa de reconexión elegido, se permitirá otro reenganche si se produce
un nuevo disparo inmediato, o bien se mantendrá el equipo bloqueado durante un
tiempo de seguridad del orden de 30 a 60 segundos, a partir del cual el equipo volverá
a su estado inicial.
53
Memoria Descriptiva
1.10.3 – Protección de los Transformadores
•
Protecciones internas
En la protección de un transformador se deben diferenciar las protecciones
internas de éste y las protecciones externas. Las protecciones internas las proporciona
el mismo suministrador del transformador, es decir, Brow Boveri-Oerlikon. Éstas
están constituidas básicamente por:
-
Relé Buchholz, con niveles de alarma y disparo
-
Termómetro, con niveles de alarma y disparo
-
Nivel de aceite en el depósito de expansión del transformador, con
alarma
-
Chimenea de alivio, sobrepresión de la cuba transformador, con
disparo
-
Una imagen térmica, con disparo
-
Una válvula de alivio de sobrepresión de la cuba del regulador
-
Un nivel de aceite del depósito del regulador
La actuación de disparo de estas protecciones dará orden de apertura a los
interruptores correspondientes.
•
Protección diferencial
Es una protección muy selectiva en el transformador, provocando el disparo ante
cualquier tipo de cortocircuito o contacto que ocasione una circulación de corriente
dentro de su margen de actuación, es decir, la zona comprendida entre los
transformadores de intensidad. Por esto, detecta tanto faltas internas en el
transformador como faltas externas, es decir, detecta desequilibrios entre la corriente
entrante y la corriente saliente del nudo eléctrico.
Los inconvenientes que presenta son que, forzadamente se tiene que limitar su
sensibilidad debido a los errores en los transformadores de intensidad; también en este
caso, a la regulación de tensión y las corrientes de vacío del transformador conectado.
Por estos motivos, se le debe dar un ajuste de intensidad a partir de la cual debe actuar
y por debajo de la cual no debe hacerlo.
De todos modos, estos inconvenientes son salvables y la mayoría de los fallos no
son de un grado relevante.
54
Memoria Descriptiva
El relé escogido es el modelo RD3T de la marca MAYVASA.
Los contactos a tierra en el lado triángulo de los transformadores de 30 MVA no
serán detectados por el relé aún estando conectado el bobinado zig-zag, ya que la
corriente circulatoria no alcanza la sensibilidad del relé diferencial.
La actuación del relé diferencial provocará la desconexión del transformador
afectado por completo, dando disparo en los disyuntores del primario y del secundario
al mismo tiempo.
El relé se alimenta con una fuente de continua entre 48 y 120 V ± 20 % sin
polaridad específica.
Tiene tres tarjetas, una por fase, para indicar los estados del relé y detectar los
armónicos de 2º y 5º orden.
En el último módulo están los ajustes de intensidad de cada fase.
El sistema de medida es totalmente estático, lo cual garantiza una gran precisión,
durabilidad y fiabilidad.
•
Protección de sobreintensidad
En el lado de A.T. la protección de sobreintensidad, con frenado por tensión, es
la más conveniente para tener selectividad de tiempos con las líneas de salida y la
protección de sobreintensidad direccional.
Se atenderá al arranque de estas protecciones en caso de sobrecarga para saber
cuando hay que conectar otro transformador en paralelo;: para ello se provocará una
señal acústica de la sobrecarga del transformador, para que el operario conecte la
unidad de transformación en paralelo si fuere necesario.
El relé es un relé de sobreintensidad trifásico con frenado por tensión RS3-F de
la marca MAYVASA.
Para la parte de B.T., alimentación a barras, se ha escogido una protección de
sobreintensidad direccional. Es muy difícil que ocurra un cortocircuito en el tramo
que protege, pues éste es muy corto tanto en su parte en la intemperie como en su
parte subterránea, pero un cortocircuito en esa zona sin esta protección dejaría la
subestación fuera de servicio. Con esta protección únicamente se desconectará el
transformador afectado, teniendo continuidad en el servicio.
El relé debe ser direccional para que sólo aísle el tramo afectado y, en caso de
que haya un transformador conectado en paralelo, no provoque también su disparo
por la corriente de retorno. Con esto, se consigue una buena selectividad aislando el
tramo afectado.
55
Memoria Descriptiva
Por estar el elemento direccional orientado eléctricamente hacia el
transformador, no actuará por sobrecargas, sólo lo hará debido a cortocircuitos en el
tramo afectado como consecuencia de la corriente de retorno. Si únicamente está
conectado uno de los dos transformadores, esta protección no actuará, quedando
protegido en este caso, por el relé primario del transformador.
Se ha escogido el relé de sobreintensidad trifásico direccional de la marca
MAYVASA.
1.10.4 – Protección de Cuba
Esta protección controla los contactos a la masa del transformador. La masa del
transformador está conectada a tierra.
Para poder aplicarse esta protección, es necesario que las ruedas del
transformador estén aisladas de tierra; se considera que están aisladas con un
aislamiento mínimo de 25 Ω.
La actuación de esta protección no significa que exista una avería, pues
cualquier contacto entre la masa de la cuba y un elemento en tensión, provocará la
actuación de dicha protección, como puede ser el caso de faltas provocadas por
animales.
Con un ajuste suficientemente bajo, se pueden detectar faltas próximas en el
interior del arrollamiento, como es el caso de la conexión estrella y una falta próxima
al neutro.
Se colocará un dispositivo de señalización que indique el paso de corriente por
la masa del transformador, de esta forma se sabrá que el transformador ha intervenido
en el contacto a tierra.
Esta protección no dará disparo, pues de ello se encargará la protección
diferencial o la protección homopolar direccional, únicamente señaliza el contacto a
masa. Por tanto, se conectará un transformador de intensidad en la puesta a tierra de
la masa del transformador de potencia con una relación de transformación 10/1 A.
El transformador de intensidad tendrá un núcleo para medida y no para
protección, para que así el núcleo se sature rápidamente con corrientes superiores a 10
A, y así no reproducir una corriente primaria elevada en el secundario.
El relé que señalizará la falta será un relé electrónico de sobreintensidad
monofásico a tiempo independiente de actuación instantánea en t < 30 ms.
El tiempo de actuación no es relevante pues sólo señaliza la falta (ópticoacústica) de que ha habido corriente a tierra.
56
Memoria Descriptiva
Se tendrán zapatas aislantes bajo las ruedas para conseguir que la protección sea
eficaz.
El relé será el modelo electrónico de sobreintensidad monofásico a tiempo
independiente de actuación instantánea de la marca MAYVASA.
1.10.5 – Protección homopolar en las líneas de alimentación a barras de 25 kV
Ésta protección es contra faltas a tierra.
Sirve para detectar faltas resistentes. La corriente está limitada o no existe
porque no hay retorno de corriente al no haber neutro conectado a tierra al ser
conexión en triángulo, por lo que la protección diferencial del transformador de
potencia no es sensible a la corriente de falta o no la detecta porque no hay derivación
de corriente.
Con el bobinado zig-zag se crea un neutro artificial cuya impedancia es la que
limita la corriente de falta. En el lado de 110 kV está con el neutro rígidamente unido
a tierra y no hace falta esta conexión. En el lado de 25 kV la conexión es triángulo y
una falta a tierra no se detectará, pues no existe el neutro y no habrá retorno de
corriente.
Para hacer un neutro accesible se crea un neutro artificial para poder detectar
estas faltas a tierra en un sistema aislado. Se adoptan unas bobinas en conexión zigzag en vez de estrella, pues presenta mayor impedancia con el mismo número de
espiras y deja pasar mejor las corrientes homopolares, que es lo que interesa en caso
de falta a tierra.
El neutro formado por las bobinas se unirá a tierra, dando así retorno a la
corriente. Se conectarán lo más próximo posible del transformador de potencia.
El relé que se utiliza para detectar estas faltas es un relé hompolar específico
para detectar este tipo de faltas a tierra ya que es muy sensible.
Se tendrá selectividad al ser direccional y así, una falta en uno de los
transformadores en paralelo no provocará el disparo del otro. No se producirá disparo
si hay arranque y la dirección no es la correcta.
Como es una protección de reserva, el tiempo de actuación será de 0,3 s, pues el
relé diferencial tiene un tiempo fijo de 0,15 s. Esta protección actuará cuando estén
conectados los dos transformadores de 30 MVA, pues si sólo está conectado uno, no
habrá corriente homopolar de retorno.
57
Memoria Descriptiva
1.10.6 – Protección diferencial de Barras
Los embarrados son puntos de gran concentración de energía, porque cualquier
defecto que se produzca puede comportar graves consecuencias, tanto en el deterioro
de la instalación como en la continuidad del servicio.
Como cualquier elemento eléctrico, también las barras necesitan elementos de
protección. El sistema más utilizado es la protección diferencial de barras. cualquier
defecto trifásico o bifásico dentro de su zona será detectado por esta protección.
La protección diferencial de barras consta de un relé al cual se conectan los
secundarios de los transformadores de intensidad de todas las posiciones conectadas a
la barra.
Todos los transformadores de intensidad deben tener la misma relación de
transformación para que las corrientes que lleguen al relé sean iguales en condiciones
normales de servicio.
Al comportarse las barras como un nudo eléctrico de corrientes, la suma de
intensidades que entran debe ser igual a la suma de intensidades que salen. Como
toda protección diferencial, una falta fuera de zona no le afecta.
El relé adoptado es un relé electrónico monofásico de sobreintensidad con
disparo instantáneo, t < 30 ms, de la marca MAYVASA.
El esquema trifilar se hará con montajes monofásicos, cada uno con su fase
homóloga, teniendo así tres relés independientes.
1.10.7 – Protección de las líneas de Salida
Las líneas de salida de los embarrados de 25 y 6 kV serán protegidas contra
sobreintensidades.
Se ha escogido un relé de sobreintensidad trifásica con frenado por tensión RS3F de la marca MAYVASA.
Esta protección actuará sobre el disyuntor
pertinente.
conectado a la línea de salida
1.10.8 – Protección de Máxima y Mínima Tensión
1.10.8.1 – Protección de Máxima Tensión
En la instalación hay la posibilidad de tener sobretensiones sostenidas. Por este
motivo se temporizará el disparo. Si se sostienen durante más de 5 s, el relé actúa
provocando el disparo.
58
Memoria Descriptiva
Los relés se conectarán a los transformadores de medida entre fases para que no
les afecten las sobretensiones de las fases sanas en caso de falta monofásico, ni por el
descenso de tensión en la fase afectada mientras dura la falta.
Teniendo en cuenta que la máxima tensión de servicio es de 123 kV y la tensión
nominal es 110 kV, el incremento que esto supone es de, aproximadamente, 10%.
Por este motivo, se ajustará el máximo al 110%, tomando como referencia de tensión
nominal los 110 V en el secundario del transformador de tensión.
El relé escogido es el MTA-1T-F de la marca MAYVASA. Es un relé de sobresubtensión a tiempo independiente, instantáneo o temporizado.
Se conmuta a temporizado a 5 segundos y a máxima tensión.
1.10.8.2 – Protección de Mínima Tensión
Se admite, en general, una caída de tensión de un 10 % para tener un
funcionamiento normal en los aparatos conectados a la red.
Esto supone que si las tensiones nominales son 25 kV y 6 kV, las mínimas
tensiones serán de 22,5 kV y 5,4 kV respectivamente. Por lo tanto , el ajuste de
tensión será de un 90% de la tensión nominal.
Se temporiza la subtensión a 2 segundos para permitir a los dispositivos
reguladores la corrección de la tensión.
La tensión de referencia será 110 V del secundario del transformador de
tensión. El relé escogido es el mismo que para máxima tensión, conmutado a 2
segundos de temporizado y mínima tensión.
1.10.9 – Protección de Máxima y Mínima Frecuencia
Las bajadas de frecuencia a menos de 49 Hz son frecuentes, más de una por año,
según las estadísticas. Ante esta situación, hay que tomar medidas para que no
degenere hasta 48 Hz o menos, lo cual provocaría una pérdida de estabilidad en el
sistema.
Esto se debe al déficit de generación de energía y, como último recurso, se
equilibra desconectando cargas, después de haber agotado todos los recursos
normales.
La separación de cargas empieza cuando la frecuencia baja de 49 Hz, teniendo
cuatro escalones de disparo según el plan nacional. Estos son: 49, 48.7, 48.4, y 48
Hz.
59
Memoria Descriptiva
Se escoge el escalón de 48.7 Hz, pues se trata de un consumo importante de
mantener, pero también importante de no mantener si no se recupera la estabilidad.
El relé de frecuencia cumplirá con las siguientes características:
Frecuencias de disparo:
Tiempo de disparo:
Frecuencia nominal:
48.7 y 51.3 Hz (50 Hz ± 2,6 %)
0,2 s ( el tiempo viene impuesto por el plan
nacional de separación de cargas)
50 Hz
El relé de frecuencia dispara todos los interruptores de conexión a barras, con el
fin de separar la subestación de la red nacional, sin reenganche de disparo.
El relé escogido para máxima y mínima frecuencia es de la marca MAYVASA
ajustado con valores fijos a ± 2,6 % de la frecuencia nominal.
1.10.10 – Protección contra Sobretensiones de Origen Atmosférico o Maniobra
De las ondas debidas a rayos, sólo llegan a la subestación aquellas cuya
magnitud es inferior al nivel de aislamiento de la línea y que, por lo tanto, no alcanzan
a contornear los aisladores de la instalación. Estas ondas pueden ser de polaridad
positiva o negativa, predominando estas últimas.
De las ondas debidas a la operación de interruptores, las sobretensiones más
elevadas se obtienen al efectuarse la apertura de líneas largas o cables de potencia en
vacío, apertura de corrientes de excitación de transformadores o reactancias y, sobre
todo, cuando se efectúan recierres en líneas que pueden haber quedado cargadas a una
tensión elevada, al producirse la desconexión inicial.
1.10.10.1 – Pararrayos de 110 kV
La instalación se protegerá contra sobretensiones peligrosas para el material,
tanto si la sobretensión es de origen atmosférico como si es de tipo maniobra.
Para este cometido se utilizan pararrayos autovalvulares que disminuyen su
resistencia a tierra conforme aumenta la tensión.
En la elección del pararrayos se ha escogido una tensión nominal adecuada para
que éste no opere con demasiada frecuencia, al estar expuesto a una mayor
posibilidad de faltas y, al mismo tiempo, para que la tensión de operación del
pararrayos no se acerque en exceso al nivel de aislamiento del equipo por proteger, lo
cual podría provocar que éste se dañara.
Se instalarán un pararrayos autovalvular por fase.
son:
60
Las características técnicas
Memoria Descriptiva
Marca:
Isodel-Sprecher
Denominación:
OERLIKON
Tensión nominal:
198 kV
Corriente de descarga:
10 kA
Tensión de cebado a 50 Hz:
55 kV
Tensión de descarga con onda de impulso:
240 kV
Tensión residual para corriente de choque:
300 kV
La correcta protección de un equipo altamente sensible a las sobretensiones,
como pueden ser los transformadores, depende de la distancia entre el punto en que se
sitúan los pararrayos y el punto en que se sitúa el equipo a proteger.
1.10.10.2 – Pararrayos de 25 kV
Para la elección de las autoválvulas de 25 kV se han tenido en cuenta los
mismos criterios que con el equipo de 110 kV.
Se dispondrá un pararrayos autovalvular por fase con las siguientes
características técnicas.
Marca:
Isodel-Sprecher
Denominación:
BHF5d
Tensión nominal:
30 kV
Corriente de descarga:
10 kA
Tensión de cebado a 50 Hz:
55 kV
Tensión de descarga con onda de impulso:
88 kV
Tensión residual para corriente de choque:
97 kV
Se instalará una autoválvula por fase en cada una de las líneas de salida,
montadas sobre los postes de principio de línea.
1.10.10.3 – Pararrayos de 6 kV
Para la elección de las autoválvulas de 6 kV se han tenido en cuenta los mismos
criterios que con el equipo de 110 kV.
Se dispondrá un pararrayos autovalvular por fase con las siguientes
características técnicas.
61
Memoria Descriptiva
Marca:
Isodel-Sprecher
Denominación:
BHF5d
Tensión nominal:
7,5 kV
Corriente de descarga:
10 kA
Tensión de cebado a 50 Hz:
14 kV
Tensión de descarga con onda de impulso:
22 kV
Tensión residual para corriente de choque:
24 kV
Se instalará una autoválvula por fase en cada una de las líneas de salida,
montadas sobre los postes de principio de línea.
1.11 – Transformadores de Medida y Protección
1.11.1 – Generalidades
Con objeto de disminuir el coste y el peligro de las altas tensiones dentro de los
tableros de control y protección, se dispone de estos dispositivos electromagnéticos
que representan, a escalas muy reducidas, las grandes magnitudes de corriente o de
tensión de los diferentes circuitos de la subestación.
Los transformadores escogidos realizan las funciones de medición y protección
simultáneamente. Por este motivo, poseen un circuito con el núcleo de alta precisión
para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más, con sus núcleos adecuados,
para los circuitos de protección.
Los transformadores de medida y protección se han escogido según los
siguientes criterios:
-
cumplimiento de las normas UNE 21088
máximo grado de precisión y fiabilidad
grado de aislamiento
fácil instalación
economía
1.11.2 – Transformadores de Intensidad
Son aparatos en los que la corriente secundaria, dentro de las condiciones
normales de operación, es prácticamente proporcional a ala corriente primaria, aunque
ligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y
aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta
tensión.
62
Memoria Descriptiva
Los transformadores de intensidad se conectan con el primario en serie con el
circuito por controlar y el secundarios en serie con las bobinas de corriente de los
aparatos de medición y de protección que requieran ser energizados.
A) Líneas de llegada
Se instalarán tres transformadores de intensidad en cada una de las dos líneas de
llegada, uno por fase, de la marca ABB, de las siguientes características:
Tipo:
IMBD – 123
Servicio:
Exterior
Aislamiento:
Aceite – porcelana
Conexión de los secundarios:
Estrella
Relación de transformación:
400/5-5 A
Número de núcleos secundarios:
2
Nivel de aislamiento:
123 kV
Potencia de precisión:
40 VA, 40 VA
Grado de precisión:
5P20, 5P20
Sobredimensiona del núcleo:
30%, 30%
Corriente máxima de corta duración (1s):
22 kA
Corriente máxima de choque:
55 kA
B) Líneas a transformadores
B.1) Líneas a transformadores de 30 MVA
Se instalarán tres transformadores de intensidad en cada una de las dos líneas a
transformadores de 30 MVA, uno por fase, de la marca ABB, de las siguientes
características:
Tipo:
IMBD – 123
Servicio:
Exterior
63
Memoria Descriptiva
Aislamiento:
Aceite – porcelana
Conexión de los secundarios:
Estrella
Relación de transformación:
200/5-5-5 A
Número de núcleos secundarios:
3
Nivel de aislamiento:
123 Kv
Potencia de precisión:
10 VA, 7,5 VA, 15 VA
Grado de precisión:
0.5, 5P20, 5P20
Sobredimensiona del núcleo:
0%, 30%, 50%
Corriente máxima de corta duración (1s):
22 kA
Corriente máxima de choque:
55 kA
B.1) Líneas a transformadores de 7,5 MVA
Se instalarán tres transformadores de intensidad en cada una de las dos líneas a
transformadores de 30 MVA, uno por fase, de la marca ABB, de las siguientes
características:
Tipo:
IMBD – 123
Servicio:
Exterior
Aislamiento:
Aceite – porcelana
Conexión de los secundarios:
Estrella
Relación de transformación:
100/5-5-5 A
Número de núcleos secundarios:
3
Nivel de aislamiento:
123 Kv
Potencia de precisión:
10 VA, 7,5 VA, 15 VA
Grado de precisión:
0.5, 5P20, 5P20
Sobredimensiona del núcleo:
0%, 30%, 50%
64
Memoria Descriptiva
Corriente máxima de corta duración (1s):
22 kA
Corriente máxima de choque:
55 kA
C) Líneas a embarrados
C.1) Transformadores de 750/5 A
Se instalarán en el secundario de los transformadores de potencia, tanto en las
línea a embarrado de 25 kV como al embarrado de 6 kV. Se dispondrán tres
transformadores de intensidad por cada línea a embarrado, uno por fase, de la marca
ARTECHE, de las siguientes características técnicas:
Tipo:
ACH-36; ACH-7,2
Modelo:
Soporte
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión de los secundarios:
Estrella
Relación de transformación:
750/5-5-5 A
Número de núcleos secundarios:
3
Nivel de aislamiento:
36 kV; 7,2 kV
Potencia de precisión:
10 VA, 10 VA, 10 VA
Grado de precisión:
0.5, 5P10, 5P10
Sobredimensiona del núcleo:
0%, 30%, 30%
Corriente máxima de corta duración (1s):
150 kA
Corriente máxima de choque:
150 kA
C.2) Transformadores de 750/1 A
Se instalarán en el secundario de los transformadores de potencia, tanto en las
línea a embarrado de 25 kV como al embarrado de 6 kV. Se dispondrán tres
65
Memoria Descriptiva
transformadores de intensidad por cada línea a embarrado, uno por fase, de la marca
ARTECHE, de las siguientes características técnicas:
Tipo:
ACH-36; ACH-7,2
Modelo:
Soporte
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión de los secundarios:
Paralelo fases homólogas
Relación de transformación:
750/1-1 A
Número de núcleos secundarios:
2
Nivel de aislamiento:
36 kV; 7,2 kV
Potencia de precisión:
2,5 VA; 2,5 VA
Grado de precisión:
5P10, 5P10
Sobredimensiona del núcleo:
30%, 30%
Corriente máxima de corta duración (1s):
150 kA
Corriente máxima de choque:
150 kA
D) Salida de líneas
D.1) Transformadores de 200/5
Se instalarán tres transformadores de intensidad por cada línea de salida de 25
kV, uno por fase, en el interior de las cabinas de salida de líneas, de la marca
ARTECHE, de las siguientes características técnicas:
Tipo:
ACH-36
Modelo:
Soporte
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
66
Memoria Descriptiva
Conexión de los secundarios:
Estrella
Relación de transformación:
200/5-5 A
Número de núcleos secundarios:
2
Nivel de aislamiento:
36 kV
Potencia de precisión:
10 VA; 50 VA
Grado de precisión:
0,5; 5P10
Sobredimensiona del núcleo:
0%, 30%
Corriente máxima de corta duración (1s):
150 kA
Corriente máxima de choque:
150 kA
D.2) Transformadores de 400/5
Se instalarán tres transformadores de intensidad por cada línea de salida de 6 kV,
uno por fase, en el interior de las cabinas de salida de líneas, de la marca ARTECHE,
de las siguientes características técnicas:
Tipo:
ACH-7,2
Modelo:
Soporte
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión de los secundarios:
Estrella
Relación de transformación:
400/5-5 A
Número de núcleos secundarios:
2
Nivel de aislamiento:
7,2 kV
Potencia de precisión:
10 VA; 50 VA
Grado de precisión:
0,5; 5P10
Sobredimensiona del núcleo:
0%, 30%
67
Memoria Descriptiva
Corriente máxima de corta duración (1s):
150 kA
Corriente máxima de choque:
150 kA
D.3) Transformadores de 750/1
Se instalarán tres transformadores de intensidad por cada línea de salida tanto de
25 kV como de 6 kV, uno por fase, en el interior de las cabinas de salida de líneas, de
la marca ARTECHE, de las siguientes características técnicas:
Tipo:
ACH-36; ACH-7,2
Modelo:
Soporte
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión de los secundarios:
Paralelo fases homólogas
Relación de transformación:
750/1 A
Número de núcleos secundarios:
2
Nivel de aislamiento:
36 kV; 7,2 kV
Potencia de precisión:
2,5 VA
Grado de precisión:
5P10
Sobredimensiona del núcleo:
30%
Corriente máxima de corta duración (1s):
150 kA
Corriente máxima de choque:
150 kA
E) Neutro del zig-zag
Para la protección contra faltas a tierra en barras, se necesita detectar la corriente
circulatoria en el bobinado zig-zag, lo cual se realiza mediante este transformador en
el neutro. Será de la marca ARTECHE, con las siguientes características.
Tipo:
ACH-36
68
Memoria Descriptiva
Modelo:
Soporte
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión de los secundarios:
Paralelo fases homólogas
Relación de transformación:
10/5 A
Número de núcleos secundarios:
1
Nivel de aislamiento:
36 kV
Potencia de precisión:
30 VA
Grado de precisión:
5P10
Sobredimensiona del núcleo:
30%
F) Protección de cuba
Se ha escogido un transformador toroidal con el fin de evitar tensiones de
contacto peligrosas ya que si, accidentalmente, se pone la cuba en tensión, el
transformador de intensidad deberá tener un aislamiento propio del lado del
transformador de potencia de alta tensión. Con un transformador toroidal se tiene
menor aislamiento, pues no hay contacto eléctrico con la masa del transformador. El
transformador presenta las siguientes características técnicas.
Tipo:
ACH-36; ACH-7,2
Modelo:
Soporte
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión de los secundarios:
Paralelo fases homólogas
Relación de transformación:
10/1 A
Número de núcleos secundarios:
1
Nivel de aislamiento:
36 kV; 7,2 kV
69
Memoria Descriptiva
Potencia de precisión:
2,5 VA
Grado de precisión:
0,5
Sobredimensiona del núcleo:
0%
Corriente máxima de corta duración (1s):
Prácticamente ilimitada
Corriente máxima de choque:
Prácticamente ilimitada
1.11.3 – Transformadores de Tensión
Son aparatos en los que la tensión secundaria, dentro de las condiciones
normales de operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque
ligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la tensión y
aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta
tensión.
Los transformadores de tensión se conectan con el primario en serie con el
circuito por controlar y el secundarios en serie con las bobinas de tensión de los
aparatos de medición y de protección que requieran ser energizados.
A) Líneas de llegada
Se instalarán tres transformadores de tensión en las líneas de llegada, uno por
fase, de la marca ABB, de las siguientes características técnicas.
Tipo:
CPDE 123-N-C
Modelo:
Capacitivo
Servicio:
Exterior
Aislamiento:
Aceite-porcelana
Conexión primario/secundario:
Estrella/estrella
Tensión nominal primaria:
110/√3 kV
Tensión nominal secundaria:
0,11/√3 kV
70
Memoria Descriptiva
Número de núcleos necesarios:
1
Nivel d aislamiento:
123 kV
Potencia de precisión:
140 VA
Grado de precisión:
0,2
B) Líneas a embarrados
Se instalarán tres transformadores de tensión por cada línea a embarrados, uno
por fase, de la marca ARTECHE, de las siguientes características técnicas.
Tipo:
UCP-36;UCP-7,2
Modelo:
Capacitivo
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión primario/secundario:
Estrella/estrella
Tensión nominal primaria:
25/√3 kV; 6/√3 kV
Tensión nominal secundaria:
0,11/√3 kV
Número de núcleos necesarios:
2
Nivel de aislamiento:
36 kV; 7,2 kV
Potencia de precisión:
30 VA ; 30 VA
Grado de precisión:
0,2 ; 0,2
C) Embarrados
Se instalarán tres transformadores de tensión por cada embarrado, uno por fase,
de la marca ARTECHE, de las siguientes características técnicas.
71
Memoria Descriptiva
Tipo:
UCP-36;UCP-7,2
Modelo:
Capacitivo
Servicio:
Interior
Aislamiento:
Resina seca
Conexión primario/secundario:
Estrella/estrella
Tensión nominal primaria:
25/√3 kV; 6/√3 kV
Tensión nominal secundaria:
0,11/√3 kV
Número de núcleos necesarios:
1
Nivel de aislamiento:
36 kV; 7,2 kV
Potencia de precisión:
300 VA ; 100 VA
Grado de precisión:
1;1
1.12 – Medidas de Seguridad
Se han tenido en cuenta las prescripciones del Reglamento de Centrales
Eléctricas correspondientes a las distancias de seguridad, vallas de cierre, placas de
peligro y demás señalizaciones.
Se han adoptado materiales y dispositivos de protección de tal forma que eviten
en lo posible la declaración de incendios y teniendo en cuenta:
-
La propagación del incendio a otras partes de la instalación
La posibilidad de propagación el incendio hacia el exterior de la
instalación
La presencia o ausencia del personal de servicios de la instalación
La naturaleza y resistencia al fuego de la estructura y cubierta del
edificio
La disponibilidad de los medios públicos de lucha contra incendios
72
Memoria Descriptiva
A tales efectos, se tienen instalados dispositivos de recogida de aceites en una
fosa colectora y equipos de extinción apropiados, con la instalación de extintores
distribuidos conforme a las indicaciones de las instrucciones MIE – RAT 14 y 15.
Se prohibirá el almacenamiento de materiales en locales y recintos que
alberguen instalaciones eléctricas.
Estarán a disposición del operador todos los elementos y dispositivos de
maniobra, cuidando su perfecto uso y mantenimiento; medida ésta que se llevará
acabo periódicamente.
Se colocarán placas con instrucciones sobre los primeros auxilios que deben
prestarse a los accidentado por contacto con elementos en tensión, disponiéndose de
los elementos indispensables para practicar los primeros auxilios en caso de
accidente, tales como botiquín de urgencias, camilla, mantas ignifugas e instrucciones
para su uso.
73
Memoria Descriptiva
Bibliografía Básica
INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN MEDIA Y BAJA TENSIÓN
José García Trasanos.
Ed. Paranimfo
LÍNEAS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA
Luis María Checa.
Ed. Marcombo
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y REDES DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA
ELÉCTRICA
Gilberto Enríquez Harper.
Ed. Limusa
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Günter G. Seip.- SIEMENS-
LÍNEAS ELÉCTRICAS
Lluis Massagués i Vidal / Lluis Guasch i Pesquer
CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN REDES TRIFÁSICAS
Richard Roeper –SIEMENS-
TECNOLOGÍA ELECTRICIDAD 5 – INSTALACIONES Y LÍNEAS Ed. Edebé
PROYECTOS PARA EL DESARROLLO DE INSTALACIONES
ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN
José Luis Sanz Serrano / José Carlos Toledano Gasca.
TRANSFORMADORES – CONVERTIDORES
Enciclopedia CEAC de electricidad
Ed. CEAC
74
Ed. Paraninfo
Memoria Descriptiva
DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
José Raúll Martínez
Ed. Mc Graw Hill
PROTECCIÓN EN LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Paulino Montané
Ed. Marcombo
CENTRALES ELÉCTRICAS I, II, III
J. M. Orille
Ed. UPC
Hospitalet de l’Infant,
24 de Mayo de 2002
Oscar Leal García
75
SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA 110 / 25 / 6 KV
75 MVA
2. MEMORIA DE CÁLCULO
AUTOR: Oscar Leal García.
DIRECTOR: Juan José Tena Tena.
Junio / 2002.
Memoria de Cálculo
MEMORIA DE CÁLCULO
2.1 – Cálculo de las Corrientes de Cortocircuito
2.1.1 – Introducción
2.1.2 – Esquema Unifilar Simplificado
2.1.3 – Esquema Equivalente de la Red e Impedancias
2.1.4 – Cálculo de Impedancias
2.1.5 – Esquema de Impedancias por Unidad
2.1.6 – Cálculo de la Corriente Permanente de Cortocircuito (Icc)
2.1.7 – Cálculo de la Corriente Máxima Asimétrica de Cortocircuito (Is).
2.1.8 – Capacidad de Ruptura y de Conexión
2.2 – Efectos de la Corriente de Cortocircuito
2.2.1 – Efectos Dinámicos de las Corrientes de Cortocircuito
2.2.2 – Efectos Térmicos de las Corrientes de Cortocircuito
2.3 – Cálculo de Conductores
2.3.1 – Densidad de Corriente
2.3.1.1 – Justificación
2.3.1.2 – Cálculo de las Intensidades Nominales (In)
2.3.1.3 – Conductores Elegidos
2.3.1.4 – Densidades de Corriente
2.3.2 – Cálculo Mecánico de Conductores
2.3.2.1 – Prescripciones Reglamentarias
2.3.2.2 – Embarrado de 110 kV
2.3.2.3 – Líneas a transformadores 110 / 25 kV
2.3.2.4 – Líneas a transformadores 110 / 6 kV
2.3.2.5 – Tabla Resumen del Cálculo Mecánico
2.3.3 – Niveles de Aislamiento
2.3.3.1 – Generalidades
2.3.3.2 – Niveles de Aislamiento para la Instalación
2.3.4 – Distancias de Seguridad
2.3.4.1 – Prescripciones Reglamentarias
2.3.4.2 – Distancias Mínimas según los Niveles de Aislamiento
Memoria de Cálculo
2.3.4.3 – Altura de los Conductores de 110 kV al Terreno
2.3.4.4 – Distancia Mínima entre los Conductores de 110 kV
2.3.4.5 – Distancia Mínima entre los Conductores y Masa
2.3.4.6 – Distancias Finales Adoptadas
2.3.5 – Efecto Corona
2.3.5.1 – Prescripciones Técnicas
2.3.5.2 – Cálculo de Pérdidas por Efecto Corona
2.3.5.2.1 – Embarrado de 110 kV
2.3.5.2.2 – Líneas a transformadores de 110/25 kV
2.3.5.2.3 – Líneas a transformadores de 110/6 kV
2.4 – Cadena de Aisladores
2.4.1 – Prescripciones Técnicas
2.4.2 – Aisladores para 110 kV
2.4.2.1 – Cálculo Eléctrico de Aisladores
2.4.2.2 – Cálculo Mecánico de Aisladores
2.4.2.2.1 – Embarrado de 110 kV
2.4.2.2.2 – Líneas a transformadores de 110/25 kV
2.4.2.2.3 – Líneas a transformadores de 110/6 kV
2.5 – Instalación de Puesta a Tierra
2.5.1 – Prescripciones Generales
2.5.2 – Datos de Partida
2.5.3 – Resistencia de la malla
2.5.4 – Intensidad de Defecto
2.5.5 – Comprobación de la Sección
2.5.6 – Tensión de Paso y de Malla Aplicadas
2.5.7 – Tensión de Máxima Aplicable al Cuerpo Humano
2.6 – Transformadores de Medida y Protección
2.6.1 – Generalidades
2.6.2 – Transformadores de Intensidad
2.6.2.1 – Líneas de Llegada
2.6.2.2 – Líneas a Transformadores de 110/25 kV
2.6.2.3 – Líneas a Transformadores de 110/6 kV
2.6.2.4 – Líneas a Embarrado de 25 kV
2.6.2.5 – Líneas a Embarrado de 6 kV
2.6.2.6 – Salida de Líneas a 25 kV
Memoria de Cálculo
2.6.2.7 – Salida de Líneas a 6 kV
2.6.2.8 – Transformador de Intensidad en el Neutro del Zig-Zag
2.6.2.9 – Transformador para la Protección de Cuba
2.6.3 – Transformadores de Tensión
2.6.3.1 – Líneas de Llegada
2.6.3.2 – Líneas a Embarrado de 25 kV
2.6.3.3 – Líneas a Embarrado de 6 kV
2.6.3.4 – Embarrado de 25 kV
2.6.3.5 – Embarrado de 6 kV
2.7 – Compensación del Factor de Potencia
2.7.1 – Justificación
2.7.2 – Cálculo de la Potencia Reactiva a Instalar
2.8 – Pararrayos
2.8.1 – Generalidades
2.8.2 – Pararrayos de 110 kV
2.8.3 – Pararrayos de 25 kV
2.8.4 – Pararrayos de 6 kV
Memoria de Cálculo
2.1 – Cálculo de las Corrientes de Cortocircuito
2.1.1 – Introducción
Al dimensionar y seleccionar aparatos, componentes e instalaciones eléctricas
deben tenerse en cuenta, de acuerdo con las determinaciones VDE, no solo las cargas
permanentes debidas a la corriente y a la tensión de servicio, sino también las
sobrecargas causadas por los cortocircuitos. Las corrientes de cortocircuito son en
general varias veces mayores que las nominales, por ello provocan sobrecargas
dinámicas y térmicas elevadas. Las corrientes de cortocircuito que circulen por tierra
pueden ser también la causa de tensiones de contacto y de interferencias inadmisibles.
Los cortocircuitos pueden provocar la destrucción de aparatos y componentes o
causar daños a personas, si al proyectar no se tienen en cuenta las corrientes máximas
de cortocircuito. También deben determinarse las corrientes mínimas de cortocircuito,
pues resultan importantes para dimensionar y seleccionar los dispositivos de
protección de la red.
Los diferentes tipos de cortocircuitos que se pueden dar en la red son:
•
•
•
•
•
Cortocircuito tripolar
Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra
Cortocircuito bipolar con contacto a tierra
Cortocircuito unipolar a tierra
Doble contacto a tierra
De todos ellos, el cortocircuito trifásico se considera generalmente como el que
genera los valores máximos de intensidad. En el caso de cortocircuito bipolar sin
contacto a tierra, la corriente no supera un valor de 0,5√3 veces la corriente del
cortocircuito trifásico, si bien, en función del tratamiento del neutro y de la
proximidad del cortocircuito a los elementos productores de corrientes de
cortocircuito, la corriente debida al cortocircuito bipolar con contacto a tierra y
unipolar a tierra puede llegar a ser mayor que la del cortocircuito trifásico. En este
proyecto, bastará calcular la corriente correspondiente al cortocircuito trifásico para
un correcto dimensionado y una correcta selección de los aparatos y componentes.
Para realizar el cálculo de las corrientes de cortocircuito se seguirán las
directrices VDE 0102, partes 1/11.71 y 2/11.75.
Existiendo dos métodos para llevar a cabo el cálculo, siendo uno, el cálculo por
impedancias absolutas y, el otro, el cálculo por impedancias adimensionales o por
unidad, se ha escogido el cálculo por unidad para el presente proyecto.
El método por unidad simplifica el cálculo cuando se tienen dos o más niveles
de tensión e interesa valores eficaces. Además presenta otras ventajas:
1
Memoria de Cálculo
• Los fabricantes especifican las impedancias en tanto por ciento de los
valores nominales que figuran en las placas de características.
• Las impedancias por unidad del mismo tipo de aparatos tienen valores
muy próximos, aunque sus valores en ohmios sean muy diferentes. Si no
conocemos la impedancia de un aparato, es posible seleccionarla a partir de
datos tabulados que proporcionan valores razonablemente correctos.
• La impedancia por unidad de un transformador es igual en el primario
que en el secundario y no depende del tipo de conexión de sus
arrollamientos.
Para seguir el método por unidad es preciso establecer dos valores arbitrarios,
estos condicionan a todos los demás. Normalmente los valores base escogidos son:
A[MVA] potencia para todo el circuito
B[kV] para un nivel de tensión
Para un nivel de tensión distinto, el valor de la tensión base ha de ser
multiplicado por la relación de transformación del transformador que separa ambos
niveles.
En el cálculo de las corrientes de cortocircuito es necesario conocer las
variaciones temporales desde que se produce el cortocircuito hasta que se alcanza la
corriente permanente de cortocircuito. Como en la práctica se corta lo más
rápidamente posible la corriente de cortocircuito mediante interruptores automáticos u
otros aparatos, el conocimiento de las variaciones temporales de las corrientes de
cortocircuito sólo es necesario para seleccionar y dimensionar los aparatos y los
componentes en algunos casos concretos.
El primer valor a conocer es (I”k).
I”k : es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito en el instante en
que se produce el cortocircuito. A partir de este valor se determinan las siguientes
corrientes.
Is : corriente máxima asimétrica de cortocircuito, es el máximo valor
instantáneo de la corriente, que se presenta después de producirse el cortocircuito.
También se conoce como valor de cresta o corriente de choque. Con este valor se
podrán conocer los esfuerzos electrodinámicos.
Icc : corriente permanente de cortocircuito, es el valor eficaz de la corriente
simétrica de cortocircuito, que perdura una vez terminados todos los fenómenos
transitorios. Permite determinar los esfuerzos térmicos sobre máquinas y aparatos.
Ia : corriente simétrica de corte, es el valor eficaz de la corriente simétrica de
cortocircuito que circula por un interruptor en el instante en que se inicia la
separación de los contactos. Permite determinar las características de funcionamiento
de los aparatos de corte.
En este proyecto se llevarán a cálculo los cortocircuitos tripolares, siendo estos,
cortocircuitos alejados del generador. Por ello hay que tener en cuenta, según VDE
0102 que los valores de la corriente permanente de cortocircuito (Icc) y de la corriente
2
Memoria de Cálculo
simétrica de corte (Ia) coinciden con el valor de la corriente inicial simétrica de
cortocircuito (I”k).
2.1.2 – Esquema Unifilar Simplificado
En el siguiente esquema se muestran, únicamente, los diferentes niveles de
tensión, así como la situación de los transformadores de potencia y las diferentes
salidas de la subestación, para poder realizar el cálculo de las corrientes de
cortocircuito.
REDDE110kV
Scc=750MVA
TR-1
110/25kV
9,428%
30MVA
TR-2
110/25kV
9,428%
30MVA
TR-3
110/6kV
9,89%
7,5MVA
TR-SA1
25/0,380kV
4%
160kVA
BATERÍADE
CONDENSADORES
HOSPITALET URBANIZACIONES POLÍGONO
MIAMI
INDUSTRIAL
SERVICIOS
AUXILIARES
TR-SA2
6/0,380kV
3,15%
25kVA
SERVICIOS
ESTACIÓNDE PLANTA
DEPURADORA AUXILIARES
BOMBEO
RESERVA
Figura 1. Esquema unifilar simplificado
3
TR-4
110/6kV
9,89%
7,5MVA
Memoria de Cálculo
2.1.3 – Esquema Equivalente de la Red e Impedancias
Para extraer el esquema equivalente basta con sustituir la red por un generador
con una determinada impedancia, que se calculará más adelante, y cada transformador
por su respectiva impedancia que viene especificada en su placa de características.
Las impedancias correspondientes a conductores y aparamenta son despreciables y no
serán incluidas en los esquemas ni cálculos. La presencia de motores asíncronos en el
circuito influye en el cálculo del valor de la corriente máxima de cortocircuito,
teniendo en cuenta los valores de las reactancias subtransitorias de estos motores. En
este proyecto, dado que la potencia unitaria de cada motor es muy inferior a la de los
transformadores de alimentación y que, generalmente, estos motores permanecen
fuera de servicio (las probabilidades de que coincidan con un cortocircuito son
remotas), a la hora del cálculo no serán considerados, evitando cálculos complejos y
obteniendo resultados con un error ínfimo.
El esquema equivalente queda reflejado en la figura 2. En la figura también son
señalizados los posibles puntos eléctricos donde pueden darse diferentes
cortocircuitos.
ZR
ZT1
ZT2
ZT3
ZT4
ZTS1
BATERÍA DE
CONDENSADORES
HOSPITALET URBANIZACIONES POLÍGONO
MIAMI
INDUSTRIAL
SERVICIOS
AUXILIARES
ZTS2
SERVICIOS
ESTACIÓNDE PLANTA
DEPURADORA AUXILIARES
BOMBEO
RESERVA
Figura 2. Esquema equivalente de impedancias
4
Memoria de Cálculo
2.1.4 – Cálculo de Impedancias
Para realizar el cálculo de las impedancias adaptadas al método por unidad hay
que fijar, en primer lugar, unos valores base arbitrarios. Estos valores determinarán
para cada elemento su intensidad por unidad.
Se toman como valores base:
• SB = 30 MVA
• UB = 110 kV para las barras de 110 kV
La tabla 1 refleja los valores por unidad partiendo de una potencia base igual
para todo el sistema de la subestación.
SB (MVA)
30
30
30
30
UB (kV)
110
25
6
0.380
IB (A)
157
693
2887
45580
Tabla 1. Valores base
Observaciones de la tabla:
SB = potencia aparente base en MVA para todo el sistema, valor arbitrario.
UB = tensión base para cada nivel de tensión en kV, se obtiene multiplicando
por la relación de transformación que separa dos niveles de tensión.
IB = intensidad por unidad en A para cada nivel de tensión, se obtiene de la
ecuación:
I =
1000 S
U
(1)
3
Los valores en tanto por ciento que presentan los transformadores hacen
referencia a su tensión de cortocircuito (Ucc), con lo que es la composición de sus
valores resistivos y reactivos, pero está demostrado que el valor reactivo de
cortocircuito (Xcc) es prácticamente igual al valor total de la impedancia de
cortocircuito (Zcc), por lo que el error que se comete omitiendo la resistencia es
mínimo y no influye en los resultados finales.
Zcc ≈ Xcc
Con los resultados de los valores base para cada nivel de tensión ya se puede
proceder al cálculo de las impedancias por unidad referidas a la potencia base, que en
este caso es 30 MVA. La ecuación genérica para dicho cálculo es:
Z(pu ) =
Zcc SB
100 SN
5
(2)
Memoria de Cálculo
Donde:
Zcc es la impedancia de cortocircuito en tanto por ciento.
SB es la potencia base.
Sn es la potencia nominal de la máquina eléctrica.
La impedancia equivalente de la red se obtiene de la siguiente forma:
ZR = Zcc / ZB = (U2/Scc)/(U2/SB) = SB / Scc
ZR =
SB
Scc
(3)
Donde:
SB es la potencia base.
Scc es la potencia de cortocircuito de la red.
Los resultados quedan reflejados en la tabla 2.
IMPEDANCIAS POR
COMPONENTE
CARACTERÍSTICAS
UNIDAD REFERIDAS A
SB = 30 MVA
RED
Scc = 750 MVA
ZR = 0.04 pu
TR1 – TR2
Sn = 30 MVA
Zcc = 9.428 %
ZT1 = ZT2 = 0.09428 pu
TR3 – TR4
Sn = 7.5 MVA
Zcc = 9.98 %
ZT3 = ZT4 = 0.3956 pu
TS1
Sn = 0.16 MVA
Zcc = 4 %
ZTS1 = 7.5 pu
TS2
Sn = 0.025 MVA
Zcc = 3.15 %
ZTS2 = 37.8 pu
Tabla 2. Impedancias por unidad del sistema
6
Memoria de Cálculo
2.1.5 – Esquema de Impedancias por Unidad
Los valores de las impedancias permiten construir el esquema unifilar definitivo,
a partir del cual, obtendremos las corrientes de cortocircuito. El esquema se ha
reducido al mínimo por comodidad. Para ello se han omitido los circuitos de salida y
se ha calculado la disposición en paralelo de los transformadores de 110/25 kV y de
110/6 kV, que al ser iguales, respectivamente, la impedancia global es la mitad de la
de cada uno de los transformadores. Teniendo en cuenta estos detalles, el esquema
queda como muestra la figura 3.
Z T1 //Z T2=0.04714
Z TS1=7.5
Z T3 //Z T4=0.1978
Z TS2=37.8
Z R=0.04
Figura 3. Esquema de impedancias por unidad.
Con la figura 3 se calculan las impedancias equivalentes para cada uno de los
puntos de cortocircuito. El cálculo consiste en sumar las impedancias del circuito
serie partiendo del generador y finalizando en el punto de cortocircuito.
PUNTO DE
CORTOCIRCUITO
IMPEDANCIA
EQUIVALENTE
A
zeqA = 0.04 pu
B
zeqB = 0.0871 pu
C
zeqC = 0.2378 pu
D
zeqD = 7.5871 pu
E
zeqE = 38.037 pu
Tabla 3. Impedancias equivalentes
7
Memoria de Cálculo
2.1.6 – Cálculo de la Corriente Permanente de Cortocircuito (Icc)
Como ya se ha citado anteriormente la corriente permanente de cortocircuito
(Icc) será igual a la corriente inicial simétrica (I”k) y a la corriente simétrica de corte
(Ia).
Icc = I”k = Ia
En el cálculo se utiliza la ecuación de la Ley de Ohm aplicando los valores de
cortocircuito por unidad.
icc = u / zeq
(4)
Siendo u = 1, al ser cálculo por unidad, y zeq el valor calculado en la tabla 3 para
cada punto.
A continuación, los valores resultantes se multiplican por el valor base de
intensidad, según sea el nivel de tensión (ver tabla 1), obteniendo el valor absoluto de
la intensidad permanente de cortocircuito en cada punto (tabla 4).
Icc = icc · IB
(5)
INTENSIDAD
Impedancia
equivalente (pu)
Intensidad
de cortoc.
(pu)
Intensidad
base (A)
A
zeqA = 0.04
iccA = 25
IB = 157
IccA = 3925
B
zeqB = 0.0871
iccB = 11.5
IB = 693
IccB = 7969
C
zeqC = 0.2378
iccC = 4.2
IB = 2887
IccC = 12125
D
zeqD = 7.5871
iccD = 0.13
IB = 45580
IccD = 5925
E
zeqE =38.037
iccE = 0.026
IB = 45580
IccE = 1185
PUNTO DE
CC.
PERMANENTE
DE CC. (A)
Tabla 4. Corrientes permanentes de cortocircuito
8
Memoria de Cálculo
2.1.7 – Cálculo de la Corriente Máxima Asimétrica de Cortocircuito (Is).
También llamada Corriente de Choque, es el máximo valor posible y su valor
viene dado por la ecuación:
Is = x 2 Icc
(6)
x es un factor que depende de la relación entre la resistencia efectiva y la
reactancia de la impedancia de cortocircuito. Como el valor resistivo es desconocido,
se toma x = 1.8, que es un valor aceptado para estos casos.
Así, siguiendo la ecuación (6), tomando como valor x = 1.8, la corriente de
choque de cada posible punto de cortocircuito tendrá el valor que muestra la tabla 5.
PUNTO DE
CORTOCIRCUITO
CORRIENTE
PERMANENTE DE CC.
(A)
CORRIENTE MÁXIMA
ASIMÉTRICA DE CC.
(A)
A
IccA = 3925
IsA = 10008
B
IccB = 7969
IsB = 20321
C
IccC = 12125
IsC = 30919
D
IccD = 5925
IsD = 15109
E
IccE = 1185
IsE = 3022
Tabla 5. Corrientes máximas asimétricas de cortocircuito o de choque
9
Memoria de Cálculo
2.1.8 – Capacidad de Ruptura y de Conexión
Para la elección de los interruptores son fundamentales dos variables:
•
Capacidad de ruptura (o poder de desconexión). Viene definida
por la corriente simétrica de corte (Ia). Se expresa en MVA.
Sr = 3 × Un × Ia
•
(7)
Capacidad de conexión (o poder de conexión): está definida por la
corriente máxima asimétrica de cortocircuito (Is). Se expresa en
MVA.
Sc = 3 × Un × Is
PUNTO
ELÉCTRICO
CORRIENTE POTENCIA
SIMÉTRICA
DE
DE CORTE
RUPTURA
(A)
(MVA)
(8)
CORRIENTE
DE CHOQUE
(A)
POTENCIA
DE
CONEXIÓN
(MVA)
A
IaA = 3925
SrA = 750
IsA = 10008
ScA = 1906
B
IaB = 7969
SrB = 345
IsB = 20321
ScB = 80
C
IaC = 12125
Src = 126
IsC = 30919
ScC = 321
D
IaD = 5925
SrD = 4
IsD = 15109
ScD = 10
E
IaE = 1185
SrE = 0.78
IsE = 3022
ScE = 2
Tabla 6. Potencias de ruptura y conexión
10
Memoria de Cálculo
2.2 – Efectos de la Corriente de Cortocircuito
Los cálculos del presente apartado se aplican a los conductores principales de la
instalación de forma que se establezcan límites fiables para que la explotación de la
misma no sufra perturbaciones anormales.
2.2.1 – Efectos Dinámicos de las Corrientes de Cortocircuito
Las corrientes de cortocircuito provocan esfuerzos electrodinámicos en
conductores, aisladores y demás elementos recorridos por dichas corrientes. Por
esto, es necesario comprobar que no provocarán desperfectos.
Según la ley de Biot y Savart, el campo creado en un punto que se encuentra a
una distancia de un hilo conductor cuando circula una corriente, viene dado por la
fórmula:
B=
µ0 I
⋅
2π d
(9)
Donde:
B = campo magnético en T.
µ0 = 4π·10-7en H/m, constante física universal de la permeabilidad del vacío.
I = intensidad que recorre el conductor en A.
d = distancia del punto a estudiar al conductor en m.
La fuerza por unidad de longitud que este campo (B) ejerce sobre un conductor
es:
F = B·I
(10)
Los valores de fuerza más desfavorables se dan cuando se produce el
cortocircuito bipolar.
Sustituyendo la fórmula (9) en la (10), se deduce que el esfuerzo máximo vale:
Fmax =
µ 0 I S2
I2
⋅ = 0,2 ⋅ S
2π d
d
(11)
Fmax = esfuerzo máximo en N/m
IS = intensidad de choque de cortocircuito bipolar en kA.
Las distancias entre conductores quedan fijadas en el apartado 2.3.4.6 de este
documento.
11
Memoria de Cálculo
Según las normas VDE 0103, Is se puede sustituir por 0,93·Is en cortocircuito
trifásico. El factor 0,93 considera el máximo esfuerzo que puede experimentar el
conductor medio en una configuración de un plano.
Fmax = 2,04 ⋅ 10 −2 ⋅
(0,93 ⋅ I S ) 2
d
(12)
Fmax = esfuerzo máximo en kg/m
Is = corriente de choque trifásica en kA
d = distancia entre conductores en m
•
Embarrado de 110 kV
- Esfuerzo máximo de cortocircuito:
Is = 10 kA
d =2,5 m
Fmax = 2,04 ⋅ 10 − 2 ⋅
(0,93 ⋅ 10) 2
= 0,70 kg / m
2,5
- Esfuerzo total:
Peso propio = 0,975 kg/m
Fmax = 0,70 kg/m
2
E T = P 2 + Fmax
= 0,975 2 + 0,70 2 = 1,2 kg/m
- Momento flector máximo:
l = 12 m
M=
E T ⋅ l 2 1,2 ⋅ 12 2
=
= 14,4 kg ⋅ m
12
12
- Momento resistente:
Conductor de sección circular con diámetro de 2,18 cm
w=
π ⋅ d 3 π ⋅ 2,18 3
=
= 1,02 cm 2
32
32
12
Memoria de Cálculo
- Coeficiente de trabajo a flexión:
σmax para cable HALCÓN es 3137 kg/cm2
σ=
M 1440
=
= 1411 kg/cm 2 ≤ σ max
w 1,02
- Esfuerzo sobre aisladores:
Fa = ET ·l = 1,2 · 12 = 14,4 kg
•
Líneas a transformadores de 110/25 kV
- Esfuerzo máximo de cortocircuito:
Is = 10 kA
d =2,5 m
Fmax = 2,04 ⋅ 10 − 2 ⋅
(0,93 ⋅ 10) 2
= 0,70 kg / m
2,5
- Esfuerzo total:
Peso propio = 0,823 kg/m
Fmax = 0,70 kg/m
2
E T = P 2 + Fmax
= 0,823 2 + 0,70 2 = 1,08 kg/m
- Momento flector máximo:
l = 15 m
M=
E T ⋅ l 2 1,08 ⋅ 15 2
=
= 20,25 kg ⋅ m
12
12
- Momento resistente:
Conductor de sección circular con diámetro de 1,856 cm
w=
π ⋅ d 3 π ⋅ 1,856 3
=
= 0,63 cm 2
32
32
13
Memoria de Cálculo
- Coeficiente de trabajo a flexión:
σmax para cable PIRELLI es 3341 kg/cm2
σ=
M 2025
=
= 3214 kg/cm 2 ≤ σ max
w 0,63
- Esfuerzo sobre aisladores:
Fa = ET ·l = 1,08 · 15 = 16,2 kg
•
Líneas a transformadores de 110/6 kV
- Esfuerzo máximo de cortocircuito:
Is = 10 kA
d =2,5 m
Fmax = 2,04 ⋅ 10 − 2 ⋅
(0,93 ⋅ 10) 2
= 0,70 kg / m
2,5
- Esfuerzo total:
Peso propio = 0,676 kg/m
Fmax = 0,70 kg/m
2
E T = P 2 + Fmax
= 0,676 2 + 0,70 2 = 0,97 kg/m
- Momento flector máximo:
l = 15 m
M=
E T ⋅ l 2 0,97 ⋅ 15 2
=
= 18,2 kg ⋅ m
12
12
- Momento resistente:
Conductor de sección circular con diámetro de 1,75 cm
w=
π ⋅ d 3 π ⋅ 1,75 3
=
= 0,53 cm 2
32
32
14
Memoria de Cálculo
- Coeficiente de trabajo a flexión:
σmax para cable LA-180 es 3650 kg/cm2
σ=
M 1820
=
= 3434 kg/cm 2 ≤ σ max
w 0,53
- Esfuerzo sobre aisladores:
Fa = ET ·l = 0,97 · 15 = 14,55 kg
2.2.2 – Efectos Térmicos de las Corrientes de Cortocircuito
A causa de las corrientes de cortocircuito, los aparatos y conductores
experimentan un esfuerzo térmico adicional que depende, esencialmente, del
cuadrado de la intensidad y de la duración del cortocircuito. Por tanto, debe
comprobarse si el calentamiento sufrido por las distintas partes de la instalación está
dentro de los límites establecidos para cada una de dichas partes.
Como base para la determinación del calentamiento, se toma el valor de la
corriente permanente de cortocircuito Icc y el tiempo t desde la iniciación del
cortocircuito hasta la desconexión de los interruptores correspondientes.
Es preciso tener en cuenta, también, la corriente máxima de cortocircuito o
corriente de choque Is, que en muchas ocasiones provoca un calentamiento superior al
producido por la corriente permanente de cortocircuito. Por ello, se introduce un
tiempo adicional ∆t, cuyo valor es:
∆t = (Icc/Is)2·T
(13)
T = factor de tiempo de las máquinas, en segundos
Para cortocircuito tripolar T = 0,3 a 0,15
Para simplificar los cálculos, se admiten estas condiciones previas:
1- Se puede despreciar la cesión de calor de las barras al ambiente en que están
situados los conductores, dado el breve tiempo del cortocircuito.
2- El calor específico del material permanece constante, a pesar de la creciente
temperatura que toma dicho material.
15
Memoria de Cálculo
Teniendo en cuenta estas condiciones, el calentamiento es:
θ=
k 2
⋅ I cc ⋅ (t + ∆t )
s2
(14)
θ = calentamiento en ºC
s =sección del conductor en mm2
k =constante del material
k = 0,0058 para el cobre
k = 0,0135 para el aluminio
Icc =corriente permanente de cortocircuito en A
t =tiempo desde la iniciación del cortocircuito hasta la desconexión del
interruptor, es segundos.
∆t =tiempo adicional para tener en cuenta la corriente choque, en segundos.
•
Embarrado de 110 kV
El tiempo adicional con el que se tiene en cuenta la corriente de choque es:
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 3925 A
Corriente de choque Is = 10008 A
Factor de tiempo T = 0,22 s
2
2
 Is 
 10008 
∆t = 
 ⋅T =
 ⋅ 0,22 = 1,43 s
Icc


 3925 
El calentamiento que se producirá en el cable será:
Constante del material k = 0,0135 para el aluminio
Sección del cable s = 281,1 mm2
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 3925 A
Tiempo hasta la desconexión del interruptor t = 0,5 s
θ=
k 2
0,0135
⋅ I cc ⋅ (t + ∆t ) =
⋅ 3925 2 ⋅ (0,5 + 1,43) = 5 º C
2
2
s
281,1
La temperatura máxima para el aluminio es 180 ºC
5 ºC < 180 ºC
16
Memoria de Cálculo
•
Líneas a transformadores de 110/25 kV
El tiempo adicional con el que se tiene en cuenta la corriente de choque es:
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 3925 A
Corriente de choque Is = 10008 A
Factor de tiempo T = 0,22 s
2
2
 Is 
 10008 
∆t = 
 ⋅T =
 ⋅ 0,22 = 1,43 s
 Icc 
 3925 
El calentamiento que se producirá en el cable será:
Constante del material k = 0,0135 para el aluminio
Sección del cable s = 205,6 mm2
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 7969 A
Tiempo hasta la desconexión del interruptor t = 0,5 s
θ=
k 2
0,0135
⋅ I cc ⋅ (t + ∆t ) =
⋅ 3925 2 ⋅ (0,5 + 1,43) = 9 º C
2
s
205,6 2
La temperatura máxima para el aluminio es 180 ºC
9 ºC < 180 ºC
•
Líneas a transformadores de 110/6 kV
El tiempo adicional con el que se tiene en cuenta la corriente de choque es:
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 10008 A
Corriente de choque Is = 3925 A
Factor de tiempo T = 0,22 s
2
2
 Is 
 10008 
∆t = 
 ⋅T =
 ⋅ 0,22 = 1,43 s
Icc


 3925 
El calentamiento que se producirá en el cable será:
17
Memoria de Cálculo
Constante del material k = 0,0135 para el aluminio
Sección del cable s = 181,6 mm2
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 3925 A
Tiempo hasta la desconexión del interruptor t = 0,5 s
θ=
k 2
0,0135
⋅ I cc ⋅ (t + ∆t ) =
⋅ 3925 2 ⋅ (0,5 + 1,43) = 12 º C
2
s
181,6 2
La temperatura máxima para el aluminio es 180 ºC
12 ºC < 180 ºC
•
Líneas a embarrado de 25 kV
El tiempo adicional con el que se tiene en cuenta la corriente de choque es:
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 7969 A
Corriente de choque Is = 20321 A
Factor de tiempo T = 0,22 s
2
2
 Is 
 20321 
∆t = 
 ⋅T =
 ⋅ 0,22 = 1,43 s
 Icc 
 7969 
El calentamiento que se producirá en el cable será:
Constante del material k = 0,0135 para el aluminio
Sección del cable s = 500 mm2
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 7969 A
Tiempo hasta la desconexión del interruptor t = 0,5 s
θ=
k 2
0,0135
⋅ I cc ⋅ (t + ∆t ) =
⋅ 7969 2 ⋅ (0,5 + 1,43) = 7 º C
s2
500 2
La temperatura máxima para el cobre es 200 ºC
7 ºC < 200 ºC
18
Memoria de Cálculo
•
Líneas a embarrado de 6 kV
El tiempo adicional con el que se tiene en cuenta la corriente de choque es:
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 12125 A
Corriente de choque Is = 30919 A
Factor de tiempo T = 0,22 s
2
2
 Is 
 30919 
∆t = 
 ⋅T =
 ⋅ 0,22 = 1,43 s
 Icc 
 12125 
El calentamiento que se producirá en el cable será:
Constante del material k = 0,0135 para el aluminio
Sección del cable s = 500 mm2
Corriente permanente de cortocircuito Icc = 12125 A
Tiempo hasta la desconexión del interruptor t = 0,5 s
θ=
k 2
0,0135
⋅ I cc ⋅ (t + ∆t ) =
⋅ 12125 2 ⋅ (0,5 + 1,43) = 15 º C
2
s
500 2
La temperatura máxima para el cobre es 200 ºC
15 ºC < 200 ºC
19
Memoria de Cálculo
2.3 – Cálculo de Conductores
Los cálculos del presente apartado se aplican a los conductores principales de la
instalación de forma que se establezcan límites fiables para que la explotación de la
misma no sufra perturbaciones anormales.
2.3.1 – Densidad de Corriente
2.3.1.1 – Justificación
La densidad de corriente es el primer factor importante para determinar el
conductor apropiado de las instalaciones. Viene definida por la ecuación.
δ =
In
s
(15)
Donde:
In = intensidad nominal en A.
s = sección del conductor en mm2.
Las densidades máximas de corriente en los conductores no pueden sobrepasar
los valores que fija el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión. Estos valores se
encuentran en el Capítulo Quinto, Art. 22 según la siguiente tabla.
.
Sección nominal
mm2
10
15
25
35
50
70
95
125
160
200
250
300
400
500
600
DENSIDAD DE CORRIENTE A/mm2
Aleación de
Cobre
Aluminio
aluminio
8,75
7,60
6,00
5,60
6,35
5,00
4,65
5,75
4,55
4,25
5,10
4,00
3,70
4,50
3,55
3,30
4,05
3,20
3,00
3,70
2,90
2,70
3,40
2,70
2,50
3,20
2,50
2,30
2,90
2,30
2,15
2,75
2,15
2,00
2,50
1,95
1,80
2,30
1,80
1,70
2,10
1,65
1,55
Tabla 7. Secciones y densidades de corriente.
20
Memoria de Cálculo
En el caso de realizarse en el proyecto el estudio de la temperatura alcanzada por
los conductores, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de la carga de la
línea, podrán admitirse valores diferentes.
Los valores de la tabla anterior se refieren a materiales de las resistividades
señaladas en la tabla del apartado 2 del artículo 8 del citado reglamento.
2.3.1.2 – Cálculo de las Intensidades Nominales (In)
Para el cálculo de las intensidades nominales (In) se utiliza la ecuación:
In =
Sn
(16)
3 Un
Donde:
Sn = potencia aparente en VA.
Un = tensión nominal en V.
CIRCUITO
TENSIÓN NOMINAL
(kV)
POT. APARENTE
(MVA)
In
(A)
Embarrado de 110 kV
110
75
394
110
30
158
110
7.5
40
Línea a embarrado
de 25 kV
25
30
693
Línea a embarrado
de 6 kV
6
7.5
722
Líneas a
transformadores de
110 / 25 kV
Líneas a
transformadores de
110 / 6 kV
Tabla 8. Corrientes nominales.
21
Memoria de Cálculo
2.3.1.3 – Conductores Elegidos
Los conductores elegidos para las líneas exteriores aéreas, sometidos a una
tensión de 110 kV, son conductores desnudos de aluminio-acero, material más
utilizado para estas circunstancias. Por otro lado están los conductores que van de los
transformadores a las celdas de 25 y 6 kV. Estos conductores son conducidos
mediante canalización subterránea en zanja. Son cables debidamente aislados y con
conductor de cobre.
Las características técnicas de estos conductores quedan reflejadas a
continuación, según la zona de la subestación que ocupan.
•
Embarrado 110 kV
Material:
Aluminio-acero
Denominación:
Diámetro:
HALCÓN
21,8 mm
Sección:
281,1 mm2
Hilos:
Diámetro hilos:
26+7
3,4 ; 2,7 mm
Resist. Electr. a 20 ºC:
0,122 Ω/km
Peso:
Módulo elástico E:
975 kg/km
7700 kg/ mm2
Coef. de dilatación α:
18,9·10-6 ºC
Carga mínima de rotura:
8820 kg
•
Líneas a transformadores de 110/25 kV
Material:
Aluminio-acero
Denominación:
PIRELLI
Diámetro:
18,56 mm
Sección:
205,6 mm2
Hilos:
30+7
Diámetro hilos:
3,4 ; 2,7 mm
Resist. Electr. a 20 ºC:
0,119 Ω/km
Peso:
823 kg/km
22
Memoria de Cálculo
Módulo elástico E:
6000 kg/ mm2
Coef. de dilatación α:
17,22·10-6 ºC
Carga mínima de rotura:
6870 kg
•
Líneas a transformadores de 110/6 kV
Material:
Aluminio-acero
Denominación:
LA – 180
Diámetro:
17,5 mm
Sección:
181,6 mm2
Hilos:
30+7
Diámetro hilos:
2,5 mm
Resist. Electr. a 20 ºC:
0,197 Ω/km
Peso:
676 kg/km
Módulo elástico E:
8200 kg/ mm2
Coef. de dilatación α:
17,8·10-6 ºC
Carga mínima de rotura:
6630 kg
•
Líneas a embarrado de 25 kV
Material:
Cobre
Denominación:
EPROTENAX H VEMEX
Diámetro exterior:
46,1 mm
Sección:
500 mm2
Peso:
6050 kg/km
Aislamiento:
Etileno-propileno (EPR)
Flexibilidad:
Clase 2 según IEC 228; UNE 21022
23
Memoria de Cálculo
•
Líneas a embarrado de 6 kV
Material:
Cobre
Denominación:
EPROTENAX H VEMEX
Diámetro exterior:
51,3 mm
Sección:
500 mm2
Peso:
6550 kg/km
Aislamiento:
Etileno-propileno (EPR)
Flexibilidad:
Clase 2 según IEC 228; UNE 21022
2.3.1.4 – Densidades de Corriente
Por último, se comprueba que los conductores elegidos cumplen con las
densidades de corriente que establece el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta
Tensión. Para ello se utiliza la ecuación (15).
Sección total (mm2) δ (A/mm2)
CIRCUITO
In (A)
Embarrado de 110 kV
394
281.1
1.40
158
205.6
0.76
40
181,6
0,22
Línea a embarrado
de 25 kV
693
500
1.38
Línea a embarrado
de 6 kV
722
500
1.44
Líneas a
transformadores de
110 / 25 kV
Líneas a
transformadores de
110 / 6 kV
Tabla 9. Densidades de corriente resultantes.
Pese a que las secciones de los conductores no las podemos encontrar
directamente en la Tabla 7, es fácil comprobar por reducción a lo absurdo que
24
Memoria de Cálculo
cumplen con la normativa vigente. Es evidente que, por ejemplo, si una sección de
250 mm2 debe tener δ < 2.3 y una de 300 mm2 una δ < 2.15, una sección de
281.1mm2 con δ = 1.40, cumple con el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión.
Esto es comprobable con todos los conductores elegidos.
2.3.2 – Cálculo Mecánico de Conductores
2.3.2.1 – Prescripciones Reglamentarias
Según el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión, en su capítulo sexto Art.
27 acerca del cálculo mecánico de conductores, para una instalación situada en zona
A, según la propia clasificación del mismo reglamento en el Art. 17, se determinará:
•
Tracción máxima admisible.-
La tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior a
su carga de rotura, dividida por 2,5 si se trata de cables, o dividida por 3 si se trata de
alambres, considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga siguiente en función
de las zonas de sobrecarga definidas en el artículo 17.
En zona A: Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de
viento según el artículo 16 a la temperatura de -5º.C.
•
Comprobación de fenómenos vibratorios.
En el caso de que en la zona atravesada por la línea sea de temer la aparición
de vibraciones en los conductores y cables de tierra, se deberá comprobar el estado
tensional de los mismos a estos efectos.
•
Flechas máximas de los conductores y cables de tierra.
De acuerdo con la clasificación de las zonas de sobrecarga definidas en el
artículo 17 se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en
las hipótesis siguientes:
En zonas A:
a) Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a una
sobrecarga de viento según el artículo 16 a la temperatura de +15º.C.
b) Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio, a la
temperatura máxima previsible teniendo en cuenta las condiciones
climatológicas y de servicio de la línea. Esta temperatura no será en ningún
caso inferior a más de 50º.C.
El estudio del cálculo mecánico se realiza según los parámetros de los
conductores elegidos para la instalación.
25
Memoria de Cálculo
2.3.2.2 – Embarrado de 110 kV
•
Tracción máxima admisible
Según RAT Art. 27, la tracción máxima de los conductores no resultará
superior a su carga de rotura, dividida por 2,5 si se trata de cables.
T1 =
Cr 8820
=
= 3528 kg
2.5
2.5
Esta tracción máxima se da en unas condiciones de –5ºC y a sobrecarga de
viento según Art.16 del RAT. Para estas condiciones la flecha será:
f1 =
a 2 ⋅ ω ⋅ m1
8t 1
(17)
Donde:
a = luz horizontal del vano (m)
ω = peso por unidad de superficie (kg/mm2)
m = coeficiente de sobrecarga
t = tracción por unidad de superficie (kg/mm2)
a = 12 m
t1 =
T1 3528
=
= 12.55 kg/mm 2
s
281.1
m1 =
pT
p
siendo:
pT = carga total
p =peso propio del conductor = 0.975 kg/m
pT = p2 + pv2
pv = sobrecarga de viento(kg/m)
p V = p' V d
p’v = presión de viento.
Según Art. 16 RAT, para d > 16 mm, p’v = 50 kg/m2
26
Memoria de Cálculo
p V = p' V d = 50 × 21.8 × 10 −3 = 1.09 kg/m
p T = 0.975 2 + 1.09 2 = 1.46 kg/m
m1 =
pT
1.46
=
= 1.49
p
0.975
ω =
p 0.975
kg
=
= 0.0035
s 281.1
m mm 2
Sustituyendo las variables en la ecuación (17) se obtiene la flecha para las
condiciones de tracción máxima.
f1 =
•
a 2 ω1 m1 12 2 ⋅ 0,0035 ⋅ 1,49
= 0,0074 m
=
8t 1
8 ⋅ 12,55
Fenómenos vibratorios
No se prevén la aparición de fenómenos vibratorios en los conductores, por
lo que no se comprobarán el estado tensional de los mismos.
•
Flechas máximas
Para el cálculo de las flechas máximas de los casos que contempla el
Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión en zona A, se utilizará la
ecuación del cambio de condiciones. Esta permite relacionar la tensión
mecánica de un cable en unas condiciones dadas 1, con la tensión mecánica en
unas condiciones 2, con la que se podrá conocer la flecha. La ecuación del
cambio de condiciones es la siguiente.
t 22 [t 2 − K + αE (θ 2 − θ1 )] = a 2 ϖ 2
E 2
m2
24
Las nuevas variables son:
α = coeficiente de dilatación del conductor
E = módulo de elasticidad
t2 = tracción en condiciones 2
27
(18)
Memoria de Cálculo
m2 = coeficiente de sobrecarga en condiciones 2
θ1 = temperatura en condiciones 1
θ2 = temperatura en condiciones 2
K es la constante de la ecuación del cambio de condiciones y se calcula a
partir de la siguiente fórmula.
K = t 1 − (a 2 ϖ 2
E
m12 )
2
24t 1
(19)
Sustituyendo las variables por los valores ya conocidos de los cálculos
anteriores y de las características del conductor obtenemos:
K =12,54
a) Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a una
sobrecarga de viento, según el artículo 16, de 50 kg/m2 y a la temperatura θ2 =
15ºC.
En primer lugar hay que conocer el valor de todos los parámetros que sean
posible.
m2 =
p 2 + p 2V
0,975 2 + 1,09 2
p2
=
=
= 1,49
p
p
0,975
α =18,9x10-6 ºC
E = 7700 kg/mm2
ω=
kg
p 0.975
=
= 0.0035
s 281.1
m mm 2
a = 12 m
θ2 = 15 ºC
θ1 = - 5 ºC
Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t2 en las
condiciones establecidas.
[
]
t 22 t 2 − 12,54 + 18,9 ⋅ 10 −6 × 7700(15 + 5) = 12 2 ⋅ 0,0035 2 ⋅
t 22 [t 2 − 9,64] = 1,25
t 2 = 9,64
kg
mm 2
28
7700
⋅ 1,49 2
24
Memoria de Cálculo
La tensión total en las condiciones 2 es:
T2 = t 2 × s = 9,64 × 281,1 = 2710 kg
Se observa que la tensión no supera la tracción máxima permitida. El
coeficiente de seguridad será, la carga de rotura del conductor entre la tensión
total 2:
8820
= 3,25
2710
El coeficiente de seguridad está por encima del mínimo exigido por el
Reglamento, que es de 2,5.
Y finalmente, la flecha del conductor en las condiciones 2 es, sustituyendo
en (17):
f2 =
a 2ω m2
8t 2
=
12 2 ⋅ 0,0035 ⋅ 1,49
= 0,0097 m
8 ⋅ 9,64
b) Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio y a la
temperatura θ3 = 50ºC.
Para realizar el cálculo de la flecha con la hipótesis de temperatura, se sigue
el mismo procedimiento que en el caso anterior.
m3 =
p2
p3
=
=1
p
p
α =18,9x10-6 ºC
E = 7700 kg/mm2
ω=
p 0.975
kg
=
= 0.0035
s 281.1
m mm 2
a = 12 m
θ3 = 50 ºC
29
Memoria de Cálculo
θ1 = - 5 ºC
Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t3 en las
condiciones establecidas 3.
[
]
t 32 t 3 − 12,54 + 18,9 ⋅ 10 −6 × 7700(50 + 5) = 12 2 ⋅ 0,0035 2 ⋅
7700 2
⋅1
24
t 32 [t 3 − 4,53] = 0,56
t 3 = 4,55
kg
mm 2
La tensión total en las condiciones 3 es:
T3 = t 3 × s = 4,55 × 281,1 = 1279 kg
Se observa que la tensión no supera la tracción máxima permitida. El
coeficiente de seguridad será, la carga de rotura del conductor entre la tensión
total 3:
8820
= 6,9
1279
El coeficiente de seguridad está por encima del mínimo exigido por el
Reglamento, que es de 2,5.
Y finalmente, la flecha del conductor en las condiciones 3 es, sustituyendo
en (17):
f3 =
a 2ω m3
8t 3
=
12 2 ⋅ 0,0035 ⋅ 1
= 0,0138 m
8 ⋅ 4,55
2.3.2.3 – Líneas a transformadores 110 / 25 kV
•
Tracción máxima admisible
Siguiendo de igual manera que en el apartado 2.3.2.2, la tracción máxima
de los conductores no resultará superior a su carga de rotura, dividida por 2,5 si
se trata de cables.
T1 =
Cr 6870
=
= 2748 kg
2.5
2.5
30
Memoria de Cálculo
Esta tracción máxima se da en unas condiciones de –5ºC y a sobrecarga de
viento según Art.16 del RAT. Para estas condiciones la flecha será:
f1 =
a 2 ⋅ ω ⋅ m1
8t 1
Donde:
a = luz horizontal del vano (m)
ω = peso por unidad de superficie (kg/mm2)
m = coeficiente de sobrecarga
t = tracción por unidad de superficie (kg/mm2)
a = 15 m
t1 =
T1 2748
=
= 13,40 kg/mm 2
s 205,1
m1 =
pT
p
siendo:
pT = carga total
p =peso propio del conductor = 0,823 kg/m
pT = p2 + pv2
pv = sobrecarga de viento(kg/m)
p V = p' V d
p’v = presión de viento.
Según Art. 16 RAT, para d > 16 mm, p’v = 50 kg/m2
p V = p' V d = 50 × 18,56 × 10 −3 = 0,928 kg/m
p T = 0,823 2 + 0,928 2 = 1,24
m1 =
pT
1,24
=
= 1,50
p 0,823
ω =
p 0,823
kg
=
= 0.0040
s 205,1
m mm 2
31
kg
m
Memoria de Cálculo
Sustituyendo las variables en la ecuación (17) se obtiene la flecha para las
condiciones de tracción máxima.
f1 =
•
a 2 ω1 m1 15 2 ⋅ 0,0040 ⋅ 1,50
=
= 0,012 m
8t 1
8 ⋅ 13,4
Fenómenos vibratorios
No se prevén la aparición de fenómenos vibratorios en los conductores, por
lo que no se comprobarán el estado tensional de los mismos.
•
Flechas máximas
Evidentemente, se plantean los mismos casos que en el apartado anterior.
Para el cálculo de las flechas máximas de los casos que contempla el
Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión en zona A, se utilizará la
ecuación del cambio de condiciones. Esta permite relacionar la tensión
mecánica de un cable en unas condiciones dadas 1, con la tensión mecánica en
unas condiciones 2, con la que se podrá conocer la flecha. La ecuación del
cambio de condiciones es la siguiente.
t 22 [t 2 − K + αE (θ 2 − θ1 )] = a 2 ϖ 2
E 2
m2
24
Las nuevas variables son:
α = coeficiente de dilatación del conductor
E = módulo de elasticidad
t2 = tracción en condiciones 2
m2 = coeficiente de sobrecarga en condiciones 2
θ1 = temperatura en condiciones 1
θ2 = temperatura en condiciones 2
K es la constante de la ecuación del cambio de condiciones y se calcula a
partir de la siguiente fórmula.
K = t 1 − (a 2 ϖ 2
E
m12 )
24t 12
Sustituyendo las variables por los valores ya conocidos de los cálculos
anteriores y de las características del conductor obtenemos:
32
Memoria de Cálculo
K =13,39
a) Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a una
sobrecarga de viento, según el artículo 16, de 50 kg/m2 y a la temperatura θ2 =
15ºC.
En primer lugar hay que conocer el valor de todos los parámetros que sean
posible.
m2 =
p 2 + p 2V
0,823 2 + 0,928 2
p2
=
=
= 1,50
p
p
0,823
α =17,22x10-6 ºC
E = 6000 kg/mm2
ω=
kg
p 0,823
=
= 0.004
s 205,1
m mm 2
a = 15 m
θ2 = 15 ºC
θ1 = - 5 ºC
Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t2 en las
condiciones establecidas.
[
]
t 22 t 2 − 13,39 + 17,22 ⋅ 10 −6 × 6000(15 + 5) = 15 2 ⋅ 0,004 2 ⋅
6000
⋅ 1,50 2
24
t 22 [t 2 − 11,32] = 2,025
t 2 = 11,33
kg
mm 2
La tensión total en las condiciones 2 es:
T2 = t 2 × s = 11,33 × 205,1 = 2324 kg
Se observa que la tensión no supera la tracción máxima permitida. El
coeficiente de seguridad será, la carga de rotura del conductor entre la tensión
total 2:
33
Memoria de Cálculo
6870
= 2,95
2324
El coeficiente de seguridad está por encima del mínimo exigido por el
Reglamento, que es de 2,5.
Y finalmente, la flecha del conductor en las condiciones 2 es, sustituyendo
en (17):
f2 =
a 2ω m 2
8t 2
=
15 2 ⋅ 0,004 ⋅ 1,50
= 0,014 m
8 ⋅ 11,33
b) Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio y a la
temperatura θ3 = 50ºC.
Para realizar el cálculo de la flecha con la hipótesis de temperatura, se sigue
el mismo procedimiento que en el caso anterior.
m3 =
p2
p3
=
=1
p
p
α =17,229x10-6 ºC
E = 6000 kg/mm2
ω=
kg
p 0,823
=
= 0.004
s 205,1
m mm 2
a = 15 m
θ3 = 50 ºC
θ1 = - 5 ºC
Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t3 en las
condiciones establecidas 3.
[
]
t 32 t 3 − 13,39 + 17,22 ⋅ 10 −6 × 6000(50 + 5) = 15 2 ⋅ 0,004 2 ⋅
34
6000 2
⋅1
24
Memoria de Cálculo
t 32 [t 3 − 7,70] = 0,9
t 3 = 7,71
kg
mm 2
La tensión total en las condiciones 3 es:
T3 = t 3 × s = 7,71 × 205,1 = 1581 kg
Se observa que la tensión no supera la tracción máxima permitida. El
coeficiente de seguridad será, la carga de rotura del conductor entre la tensión
total 3:
6870
= 4,34
1581
El coeficiente de seguridad está por encima del mínimo exigido por el
Reglamento, que es de 2,5.
Y finalmente, la flecha del conductor en las condiciones 3 es, sustituyendo
en (17):
f3 =
a 2ω m3
8t 3
=
15 2 ⋅ 0,004 ⋅ 1
= 0,014 m
8 ⋅ 7,71
2.3.2.4 – Líneas a transformadores 110 / 6 kV
•
Tracción máxima admisible
Siguiendo de igual manera que en el apartado 2.3.2.3, la tracción máxima
de los conductores no resultará superior a su carga de rotura, dividida por 2,5 si
se trata de cables.
T1 =
Cr 6630
=
= 2652 kg
2.5
2 .5
Esta tracción máxima se da en unas condiciones de –5ºC y a sobrecarga de
viento según Art.16 del RAT. Para estas condiciones la flecha será:
f1 =
a 2 ⋅ ω ⋅ m1
8t 1
35
Memoria de Cálculo
Donde:
a = luz horizontal del vano (m)
ω = peso por unidad de superficie (kg/mm2)
m = coeficiente de sobrecarga
t = tracción por unidad de superficie (kg/mm2)
a = 15 m
t1 =
T1 2652
=
= 14,60 kg/mm 2
s 181,6
m1 =
pT
p
siendo:
pT = carga total
p =peso propio del conductor = 0,676 kg/m
pT = p2 + pv2
pv = sobrecarga de viento(kg/m)
p V = p' V d
p’v = presión de viento.
Según Art. 16 RAT, para d > 16 mm, p’v = 50 kg/m2
p V = p' V d = 50 × 17,5 × 10 −3 = 0,875 kg/m
p T = 0,676 2 + 0,875 2 = 1,11
m1 =
pT
1,11
=
= 1,64
p 0,676
ω =
p 0,676
kg
=
= 0.0037
s 181,6
m mm 2
36
kg
m
Memoria de Cálculo
Sustituyendo las variables en la ecuación (17) se obtiene la flecha para las
condiciones de tracción máxima.
f1 =
•
a 2 ω1 m1 15 2 ⋅ 0,0037 ⋅ 1,64
=
= 0,012 m
8t 1
8 ⋅ 14,60
Fenómenos vibratorios
No se prevén la aparición de fenómenos vibratorios en los conductores, por
lo que no se comprobarán el estado tensional de los mismos.
•
Flechas máximas
Evidentemente, se plantean los mismos casos que en el apartado anterior.
Para el cálculo de las flechas máximas de los casos que contempla el
Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión en zona A, se utilizará la
ecuación del cambio de condiciones. Esta permite relacionar la tensión
mecánica de un cable en unas condiciones dadas 1, con la tensión mecánica en
unas condiciones 2, con la que se podrá conocer la flecha. La ecuación del
cambio de condiciones es la siguiente.
t 22 [t 2 − K + αE (θ 2 − θ1 )] = a 2 ϖ 2
E 2
m2
24
Las nuevas variables son:
α = coeficiente de dilatación del conductor
E = módulo de elasticidad
t2 = tracción en condiciones 2
m2 = coeficiente de sobrecarga en condiciones 2
θ1 = temperatura en condiciones 1
θ2 = temperatura en condiciones 2
K es la constante de la ecuación del cambio de condiciones y se calcula a
partir de la siguiente fórmula.
K = t 1 − (a 2 ϖ 2
E
m12 )
24t 12
Sustituyendo las variables por los valores ya conocidos de los cálculos
anteriores y de las características del conductor obtenemos:
37
Memoria de Cálculo
K =14,58
a) Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a una
sobrecarga de viento, según el artículo 16, de 50 kg/m2 y a la temperatura θ2 =
15ºC.
En primer lugar hay que conocer el valor de todos los parámetros que sean
posible.
m2 =
p 2 + p 2V
0,676 2 + 0,875 2
p2
=
=
= 1,64
p
p
0,676
α =17,8x10-6 ºC
E = 8200 kg/mm2
ω=
kg
p 0,676
=
= 0.0037
s 181,6
m mm 2
a = 15 m
θ2 = 15 ºC
θ1 = - 5 ºC
Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t2 en las
condiciones establecidas.
[
]
t 22 t 2 − 14,58 + 17,8 ⋅ 10 −6 × 8200(15 + 5) = 15 2 ⋅ 0,0037 2 ⋅
8200
⋅ 1,64 2
24
t 22 [t 2 − 11,66] = 2,83
t 2 = 11,68
kg
mm 2
La tensión total en las condiciones 2 es:
T2 = t 2 × s = 11,68 × 181,6 = 2121 kg
Se observa que la tensión no supera la tracción máxima permitida. El
coeficiente de seguridad será, la carga de rotura del conductor entre la tensión
total 2:
38
Memoria de Cálculo
6630
= 3,12
2121
El coeficiente de seguridad está por encima del mínimo exigido por el
Reglamento, que es de 2,5.
Y finalmente, la flecha del conductor en las condiciones 2 es, sustituyendo
en (17):
f2 =
a 2ω m2
8t 2
=
15 2 ⋅ 0,0037 ⋅ 1,64
= 0,014 m
8 ⋅ 11,68
b) Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio y a la
temperatura θ3 = 50ºC.
Para realizar el cálculo de la flecha con la hipótesis de temperatura, se sigue
el mismo procedimiento que en el caso anterior.
m3 =
p2
p3
=
=1
p
p
α =17,8x10-6 ºC
E = 8200 kg/mm2
ω=
kg
p 0,676
=
= 0.0037
s 181,1
m mm 2
a = 15 m
θ3 = 50 ºC
θ1 = - 5 ºC
Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t3 en las
condiciones establecidas 3.
[
]
t 32 t 3 − 14,58 + 17,8 ⋅ 10 −6 × 8200(50 + 5) = 15 2 ⋅ 0,0037 2 ⋅
39
8200 2
⋅1
24
Memoria de Cálculo
t 32 [t 3 − 6,55] = 1,05
t 3 = 6,57
kg
mm 2
La tensión total en las condiciones 3 es:
T3 = t 3 × s = 6,57 × 181,6 = 1193 kg
Se observa que la tensión no supera la tracción máxima permitida. El
coeficiente de seguridad será, la carga de rotura del conductor entre la tensión
total 3:
6630
= 5,55
1193
El coeficiente de seguridad está por encima del mínimo exigido por el
Reglamento, que es de 2,5.
Y finalmente, la flecha del conductor en las condiciones 3 es, sustituyendo
en (17):
f3 =
a 2ω m3
8t 3
=
15 2 ⋅ 0,0037 ⋅ 1
= 0,015 m
8 ⋅ 6,57
2.3.2.5 – Tabla Resumen del Cálculo Mecánico
Hipótesis de cálculo
Flechas (m)
Tensiones
(kg)
Tª (ºC) Sobrecarga
Vertic. Horiz.
Embarrado de
110 kV
-5
Viento
3528
0,0074
15
Viento
2710
0,0097 No previstos
50
Líneas a
transformador
es de 110/25
kV
Líneas a
transformador
es de 110/6 kV
Fenómenos
vibratorios
1279
-5
Viento
2748
15
Viento
2323
50
1581
0,0138
0,012
0,014
-5
Viento
2652
0,012
15
Viento
2121
0,014
50
1193
0,015
Tabla 10. Tabla cálculo mecánico conductores
40
No previstos
0,014
No previstos
Memoria de Cálculo
2.3.3 – Niveles de Aislamiento
2.3.3.1 – Generalidades
El aislamiento de los equipos que se emplean en las instalaciones de A.T. deberá
adaptarse a los valores normalizados indicados en la norma UNE 21 062, salvo en
casos especiales debidamente justificados por el proyectista de la instalación, según
MIE-RAT 12.
Los valores normalizados de los niveles de aislamiento nominales de los
aparatos de A.T., definidos por las tensiones soportadas nominales para distintos tipos
de solicitaciones dieléctricas, se clasifican en tres grupos según los valores de la
tensión más elevada para el material.
•
Grupo A. Tensión mayor de 1 kV y menor de 52 kV.
•
Grupo B. Tensión igual o mayor de 52 kV y menor de 300 kV.
•
Grupo C. Tensión igual o mayor de 300 kV.
2.3.3.2 – Niveles de Aislamiento para la Instalación
En la instalación existen tres niveles de tensión nominal: 110 kV; 25 kV y 6 kV.
En la tabla se notifican los diferentes valores de tensión exigidos para conocer el
nivel de aislamiento.
Tensión nominal
(kV)
Tensión más
elevada para el
material (kV)
Tensión
soportada a los
impulsos tipo
rayo (kV)
Tensión soportada
nominal de corta
duración a
frecuencia industrial
(kV)
110
123
550
230
25
36
170
70
6
7.2
95
20
Tabla 11. Niveles de aislamiento.
41
Memoria de Cálculo
2.3.4 – Distancias de Seguridad
2.3.4.1 – Prescripciones Reglamentarias
En la subestación los únicos conductores que se encuentran al aire libre como
conductores aéreos son aquellos que están a 110 kV de nivel de tensión nominal.
Así, los conductores que se encuentran a 25 kV y 6 kV no se le aplicarán las
distancias mínimas en el aire al ser conductores subterráneos.
En la subestación las distancias mínimas vienen determinadas por los niveles de
aislamiento descritos en el punto 2.3.3.2, según MIE-RAT 12.
Estos valores son los mínimos determinados por consideraciones de tipo eléctrico,
por lo que en ciertos casos deben ser incrementados para tener en cuenta otros
conceptos como tolerancias de construcción, efectos de cortocircuitos, efectos del
viento, seguridad personal, etc.
Otras distancias de aplicación en la subestación, calculadas basándose en el
Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión y, prevaleciendo a éstas, las distancias
determinadas en función a los niveles de aislamiento, son las que se enumeran a
continuación.
1.- Distancia de los conductores al terreno.- La altura de los apoyos será la
necesaria para que los conductores, con su máxima flecha vertical, queden situados
por encima de cualquier punto del terreno o superficies de agua no navegables, a una
altura mínima de:
h mín = 5 , 3 +
U
(m )
150
(20)
con un mínimo de 6 metros.
En la hipótesis del cálculo de flechas máximas bajo la acción del viento sobre
los conductores, se mantendrán una distancia inferior en un metro a la anteriormente
señalada, considerándose en este caso el conductor con la desviación producida por el
viento.
En lugares de difícil acceso, las anteriores distancias podrán ser reducidas en un
metro.
Entre la posición de los conductores con su flecha máxima vertical, y la posición
de los conductores con su flecha y desviación correspondiente a la hipótesis de viento
a) del apartado 3, del artículo 27, las distancias de seguridad al terreno vendrán
determinadas por la curva envolvente de los círculos de distancia trazados en cada
posición intermedia de los conductores, con un radio interpolado entre la distancia
42
Memoria de Cálculo
correspondiente a la posición vertical y a la correspondiente a la posición de máxima
desviación, en función lineal del ángulo de desviación.
2.- Distancia de los conductores entre sí, y entre éstos y los de apoyos.- La
distancia 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 al viento y al desprendimiento de la nieve acumulada sobre ellos.
Con este objeto, la separación mínima entre conductores se determinará por la
ecuación siguiente:
D = k
f + L +
U
(m )
150
(21)
Donde:
D = Separación entre conductores en metros.
K = Coeficiente que depende de a oscilación de los conductores con el
viento, que se tomará de la tabla adjunta.
Ángulo de oscilación
VALORES DE K.
Líneas de 1ª y 2ª categoríaLíneas de 3ª categoría
0,7
0,65
Comprendido entre 40º y 65º
0,65
0,6
Inferior a 40 º
0,6
0,55
Superior a 65º
Tabla 12. Coeficiente según el ángulo de oscilación con el viento.
F = Flecha máxima en metros, según el apartado 3 del artículo 27 del RAT.
L = Longitud en metros de la cadena de suspensión. En el caso de
conductores fijados al apoyo por cadenas de amarre o aisladores rígidos L=0.
U = Tensión nominal de la línea en kV.
Los valores de las tangentes del ángulo de oscilación de los conductores vienen
dados por el cociente de la sobrecarga de viento dividida por el peso propio, por
metro lineal de conductor, estando la primera determinada de acuerdo con el artículo
16.
43
Memoria de Cálculo
La fórmula anterior corresponde a conductores iguales y con la misma flecha.
En el caso de conductores diferentes o con distinta flecha, se justificará la separación
entre ellos, analizando sus oscilaciones con el viento.
La separación entre conductores y cables de tierra se determinará de forma
análoga a las separaciones entre conductores.
3.- La separación mínima entre los conductores y sus accesorios en tensión y los
apoyos, no será inferior a:
D mín = 0 ,1 +
U
(m )
150
(22)
con un mínimo de 0,2 metros.
En el caso de las cadenas de suspensión, la distancia de los conductores y sus
accesorios en tensión al apoyo, será la misma de la fórmula anterior, considerados los
conductores desviados bajo la acción de una presión de viento mitad de la fijada para
ellos en el artículo 16.
2.3.4.2 – Distancias Mínimas según los Niveles de Aislamiento
Como ya se ha comentado, en la subestación las distancias mínimas vienen
determinadas por los niveles de aislamiento descritos en el punto 2.3.3.2, según MIERAT 12. la tabla refleja estas distancias.
Tensión nominal
(kV)
Tensión
soportada a los
impulsos tipo
rayo (kV)
Distancia mínima
fase-tierra en el
aire (cm)
Distancia mínima
entre fases en el aire
(cm)
110
550
110
110
25
170
----
----
6
95
----
----
Tabla 13. Distancias mínimas según niveles de aislamiento.
44
Memoria de Cálculo
2.3.4.3 – Altura de los Conductores de 110 kV al Terreno
La altura de los conductores al terreno se halla mediante la ecuación (20),
teniendo en cuenta que sea cual sea el resultado deberá haber 6 metros como mínimo.
h mín = 5 , 3 +
110
= 6 . 03 m
150
2.3.4.4 – Distancia Mínima entre los Conductores de 110 kV
La distancia mínima entre conductores se determina a partir de la ecuación (21).
Se escoge como coeficiente K el valor más desfavorable que corresponde a un
ángulo de oscilación superior a 65º.
Los valores de las flechas máximas quedan recogidos en el apartado de cálculo
mecánico de las líneas, según el apartado 3 del Art. 27 capítulo sexto del RAT.
La longitud de la cadena de suspensión queda definida en el apartado 2.4.
Conductores
Flecha
Cadena
Coeficiente
oscilación máxima suspensión
K
(m)
(m)
Tensión
nominal
(kV)
Distancia
mínima (m)
Embarrado de
110 kV
0.7
0.0138
1,46
110
1.58
Líneas a
transformadores
de 110 / 25 kV
0.7
0.014
1,46
110
1.58
Líneas a
transformadores
de 110 / 6 kV
0.7
0.015
1,46
110
1.58
Tabla 14. Distancia mínima entre conductores.
45
Memoria de Cálculo
2.3.4.5 – Distancia Mínima entre los Conductores y Masa
El cálculo se lleva a cabo con la ecuación (22), teniendo en cuenta que deberá
quedar 0.2 m de mínimo. La tabla refleja los resultados.
NIVEL DE TENSIÓN (kV)
DISTANCIA MÍNIMA
CONDUCTORES-MASA (m)
110
0.83
25
0.26
6
0.14
γ
0.2
Tabla 15. Distancias conductores-masa.
2.3.4.6 – Distancias Finales Adoptadas
Conductores a
110kV
Conductores a
25kV
Conductores a 6
kV
Altura al terreno
(m)
7,5
----
----
Distancia entre
conductores (m)
2,5
----
----
Distancia
conductoresmasa (m)
1
0,5
0,5
Tabla 16. Distancias finales.
2.3.5 – Efecto Corona
2.3.5.1 – Prescripciones Técnicas
El Efecto Corona consiste en la ionización del aire circundante a los conductores
de las líneas aéreas cuando en el campo externo existen gradientes de potencial
suficientemente elevados (en la práctica, dadas las secciones impuestas por las
necesidades de los transportes, no ofrecen efecto corona las líneas con tensiones
inferiores a los 80 kV).
46
Memoria de Cálculo
Según el Art.23 del RAT, será preceptiva la comprobación del comportamiento
de los conductores al efecto corona en las líneas de 1ª categoría que puedan estar
próximas al límite inferior de dicho efecto, deberá realizarse la citada comprobación.
La tensión para la que el gradiente de potencial es igual a la rigidez dieléctrica
del aire, se llama tensión crítica disruptiva y viene dada por la fórmula de Peek:
Uc =
29,8
2
3 ⋅ m c ⋅ δ ⋅ m t ⋅ r ⋅ 2,302 ⋅ log
D
r
(23)
Siendo:
Uc = tensión crítica disruptiva de efecto corona en kV.
29,8 = valor máximo en kV/cm, de la rigidez dieléctrica del aire a 25ºC y a la
presión barométrica de 76 cmHg.
mc = coeficiente de rugosidad del conductor, de 0,83 a 0,87 para cables.
mt = coeficiente meteorológico para tener en cuenta la humedad. 1 para tiempo
seco y 0,8 para tiempo húmedo.
r = radio del conductor en cm.
D = distancia media geométrica entre fases en cm.
δ = factor de corrección de la densidad del aire, función de la altura sobre el
nivel del mar.
Este factor δ es directamente proporcional a la presión barométrica e
inversamente a la temperatura absoluta del aire. Se determina con la siguiente
fórmula:
δ=
p
3,921 ⋅ p
273 + 25
⋅
=
76
273 + θ 273 + θ
(24)
Donde:
p = presión barométrica en cmHg.
θ = temperatura en ºC, correspondiente a la altitud del punto a considerar.
p se calcula por la fórmula de Halley:
log p = log 76 −
y
19342,36
Siendo y = altitud en m sobre el nivel del mar.
47
(25)
Memoria de Cálculo
La pérdida de potencia por efecto corona, y para cada conductor, se calcula con
la siguiente fórmula, debida también a Peek:
2
241
r  U max U c 
−5
Pc =
⋅ (f + 25)
⋅
−
 ⋅ 10
D  3
δ
3
Donde:
Pc = pérdida de potencia por efecto corona en kW/km.
δ = factor de corrección de la densidad del aire.
f = frecuencia en Hz.
r = radio del conductor en cm.
D = distancia media geométrica entre fases en cm.
Uc = tensión crítica disruptiva de efecto corona en kV.
Umax = tensión compuesta más elevada en kV.
2.3.5.2 – Cálculo de Pérdidas por Efecto Corona
2.3.5.2.1 – Embarrado de 110 kV
Datos:
Categoría
1ª
Tensión
110 kV
Frecuencia
50 Hz
Longitud
12 m
Temperatura media
18 ºC
Altitud
45 m
Conductores:
Designación
Halcón
Número y clase
3 cables de aluminio-acero
Sección
281,1 mm2
Diámetro
21,8 mm
Radio
1,09 cm
48
(26)
Memoria de Cálculo
El coeficiente de rugosidad del conductor escogido es mc = 0,85.
El coeficiente meteorológico es el valor más desfavorable, es decir, para tiempo
húmedo. Si con este valor no se produce el efecto corona tampoco lo habrá para
tiempo seco, por lo tanto mt = 0,8.
La distancia media geométrica entre fases se calcula de la siguiente forma:
D1-2 = D2-3 = d , siendo d = 2,5 m. Distancia entre dos fases contiguas.
D1-3 = 2d
D = 3 D1-2 ⋅ D 2-3 ⋅ D1-3 = d3 2
D = 2,5 ⋅ 3 2 = 3,15 m = 315 cm
El factor de corrección de la densidad del aire se determina con la fórmula (24).
δ=
3,921 ⋅ p 3,921 ⋅ p
=
273 + θ 273 + 18
Y la presión p se calcula a partir de la fórmula (25).
log p = log 76 −
45
19342,36
P = 75,6 cmHg
δ=
3,921 ⋅ 75,6
= 1,02
273 + 18
Sustituyendo todos los datos en la fórmula (23) de Peek. Se obtiene una tensión
crítica disruptiva de:
Uc =
29,8
2
3 ⋅ 0,85 ⋅ 1,02 ⋅ 0,8 ⋅ 1,09 ⋅ 2,302 ⋅ log
315
1,09
Uc = 156 kV
Según el resultado, no habrá efecto corona puesto que:
U = 110 kV < Umax = 123 kV < Uc = 156 kV
49
Memoria de Cálculo
Como no se prevé la aparición de efecto corona, no es preciso calcular las
pérdidas de potencia que se darían en el embarrado de 110 kV.
2.3.5.2.2 – Líneas a transformadores de 110/25 kV
Datos:
Categoría
1ª
Tensión
110 kV
Frecuencia
50 Hz
Longitud
15 m
Temperatura media
18 ºC
Altitud
45 m
Conductores:
Designación
Pirelli
Número y clase
3 cables de aluminio-acero
Sección
205,6 mm2
Diámetro
18,56 mm
Radio
0,928 cm
El coeficiente de rugosidad del conductor escogido es mc = 0,85.
El coeficiente meteorológico es el valor más desfavorable, es decir, para tiempo
húmedo. Si con este valor no se produce el efecto corona tampoco lo habrá para
tiempo seco, por lo tanto mt = 0,8.
La distancia media geométrica entre fases se calcula de la siguiente forma:
D1-2 = D2-3 = d , siendo d = 2,5 m. Distancia entre dos fases contiguas.
D1-3 = 2d
D = 3 D1-2 ⋅ D 2-3 ⋅ D1-3 = d3 2
D = 2,5 ⋅ 3 2 = 3,15 m = 315 cm
El factor de corrección de la densidad del aire se determina con la fórmula (24).
50
Memoria de Cálculo
δ=
3,921 ⋅ p 3,921 ⋅ p
=
273 + θ 273 + 18
Y la presión p se calcula a partir de la fórmula (25).
log p = log 76 −
45
19342,36
P = 75,6 cmHg
δ=
3,921 ⋅ 75,6
= 1,02
273 + 18
Sustituyendo todos los datos en la fórmula (23) de Peek. Se obtiene una tensión
crítica disruptiva de:
Uc =
29,8
2
3 ⋅ 0,85 ⋅ 1,02 ⋅ 0,8 ⋅ 0,928 ⋅ 2,302 ⋅ log
315
0,928
Uc = 136 kV
Según el resultado, no habrá efecto corona puesto que:
U = 110 kV < Umax = 123 kV < Uc =136 kV
Como no se prevé la aparición de efecto corona, no es preciso calcular las
pérdidas de potencia que se darían en las líneas a los transformadores de 110/25 kV.
2.3.5.2.3 – Líneas a transformadores de 110/6 kV
Datos:
Categoría
1ª
Tensión
110 kV
Frecuencia
50 Hz
Longitud
15 m
Temperatura media
18 ºC
51
Memoria de Cálculo
Altitud
45 m
Conductores:
Designación
LA-180
Número y clase
3 cables de aluminio-acero
Sección
181,6 mm2
Diámetro
17,5 mm
Radio
0,875 cm
El coeficiente de rugosidad del conductor escogido es mc = 0,85.
El coeficiente meteorológico es el valor más desfavorable, es decir, para tiempo
húmedo. Si con este valor no se produce el efecto corona tampoco lo habrá para
tiempo seco, por lo tanto mt = 0,8.
La distancia media geométrica entre fases se calcula de la siguiente forma:
D1-2 = D2-3 = d , siendo d = 2,5 m. Distancia entre dos fases contiguas.
D1-3 = 2d
D = 3 D1- 2 ⋅ D 2-3 ⋅ D1-3 = d3 2
D = 2,5 ⋅ 3 2 = 3,15 m = 315 cm
El factor de corrección de la densidad del aire se determina con la fórmula (24).
δ=
3,921 ⋅ p 3,921 ⋅ p
=
273 + θ 273 + 18
Y la presión p se calcula a partir de la fórmula (25).
log p = log 76 −
45
19342,36
P = 75,6 cmHg
δ=
3,921 ⋅ 75,6
= 1,02
273 + 18
52
Memoria de Cálculo
Sustituyendo todos los datos en la fórmula (23) de Peek. Se obtiene una tensión
crítica disruptiva de:
Uc =
29,8
2
3 ⋅ 0,85 ⋅ 1,02 ⋅ 0,8 ⋅ 0,875 ⋅ 2,302 ⋅ log
315
0,875
Uc = 130 kV
Según el resultado, no habrá efecto corona puesto que:
U =110 kV < Umax = 123 kV < Uc = 130 kV
Aunque se observa que el valor de la tensión máxima está muy cercano a la
tensión crítica disruptiva, no se prevé la aparición ni pérdidas por efecto corona.
53
Memoria de Cálculo
2.4 – Cadena de Aisladores
2.4.1 – Prescripciones Técnicas
Según el Art. 29 del RAT el criterio de ruina será la rotura o pérdida de sus
cualidades aislantes, al ser sometidos simultáneamente a tensión eléctrica y
solicitación mecánica del tipo al que realmente vayan a encontrarse sometidos.
La característica resistente básica de los aisladores será la carga electromecánica
mínima garantizada, cuya probabilidad de que aparezcan cargas menores es inferior al
2% -valor medio de la distribución menos 2,06 veces la desviación típica.
La resistencia mecánica correspondiente a una cadena múltiple, puede tomarse
igual al producto del número de cadenas que la formen por la resistencia de cada
cadena simple, siempre que tanto en estado normal como con alguna cadena rota, la
carga se reparta por igual entre todas las cadenas intactas.
El coeficiente de seguridad mecánica no será inferior a 3.
Si la carga de rotura electromecánica mínima garantizada se obtuviese mediante
control estadístico en la recepción, el coeficiente de seguridad podrá reducirse a 2,5.
En tanto no se dicten instrucciones complementarias sobre esta materia, los
ensayos de aisladores se verificarán de acuerdo con las normas correspondientes de la
Comisión Electrotécnica Internacional.
La justificación de los resultados de ensayos de aisladores, se hará mediante la
certificación de ensayo del fabricante.
Deberá deducirse de los ensayos, que la tensión que puedan soportar supere los
valores marcados en el Art. 24 del RAT.
2.4.2 – Aisladores para 110 kV
Los aisladores escogidos como elementos de fijación de los conductores a los
diferentes pórticos y apoyos para la instalación de 110 kV son cadenas de ejecución
en vidrio templado.
Sus características son las siguientes:
Clase:
Tipo:
U 120 BS (CEI – 305)
De caperuza y vástago
Material:
Vidrio templado
Paso
146 mm
54
Memoria de Cálculo
Tensión de perforación en aceite:
130 kV
Línea de fuga
291 mm
Carga rotura mecánica
Diámetro del vástago:
Peso neto aproximado:
12000 kg
16 mm
3,8 kg
2.4.2.1 – Cálculo Eléctrico de Aisladores
El nivel de aislamiento, definido como la relación entre la longitud de la línea de
fuga de un aislador y la tensión máxima entre fases de la línea eléctrica, recomendado
para zonas forestales y agrícolas es de 1,7 a 2 cm/kV. Se escoge el más desfavorable
de 2cm/kV.
El número mínimo de aisladores en la cadena para obtener un nivel de
aislamiento de 2cm/kV se calcula a partir de la siguiente ecuación.
n=
N ⋅ Uf
d
(27)
Siendo:
n = número mínimo de aisladores.
N =nivel de aislamiento en cm/kV.
Uf = tensión máxima entre fases en kV.
d = longitud de la línea de fuga en cm.
n=
2 ⋅ 123
= 8,45
29,1
Es obvio que el número mínimo de aisladores debe ser el número entero superior
al número decimal que proporciona la ecuación, En este caso sería n = 9. Aun así, el
número de aisladores escogidos será n = 10.
Para n = 10 el nivel de aislamiento obtenido es:
N=
n ⋅ d 10 ⋅ 29,1
=
= 2,37 cm/kV
Uf
123
El nivel de aislamiento es superior al mínimo exigido.
55
Memoria de Cálculo
2.4.2.2 – Cálculo Mecánico de Aisladores
Una vez hecho el cálculo eléctrico de las cadenas de aisladores, es necesario
comprobar si el coeficiente de seguridad mecánica no es inferior a 3, como indica el
Art. 29 del RAT. Este coeficiente relaciona la carga de rotura del aislador con sus
cargas, tanto normales como anormales. Su expresión es:
Cs =
Cr
C
(28)
2.4.2.2.1 – Embarrado de 110 kV
•
Cargas normales
Al tratarse de una subestación en zona A (altitud inferior a 500 metros), no se
tiene en cuenta sobrecarga alguna provocada por hielo.
Peso del conductor (12 m)
11,70 kg
Peso de 10 aisladores
1 grillete recto
38,00 kg
0,60 kg
1 anilla de bola
0,45 kg
1 rótula horquilla
1 yugo
0,80 kg
5,00 kg
2 horquillas reviradas
1,50 kg
2 grapas de suspensión
3,10 kg
PESO TOTAL
61,15 kg
Aplicando la ecuación (28), se obtiene que el coeficiente de seguridad es:
Cs =
•
12000
= 196 > 3
61,15
Cargas Anormales
Según el Art. 19 del RAT, el valor mínimo admisible del esfuerzo de rotura que
deberá considerarse será del 50% de la tensión del cable roto en las líneas de 1 ó 2
conductores por fase y circuito.
56
Memoria de Cálculo
Ca = 0,5 x Tmax
La carga mínima de rotura del conductor tipo HALCÓN es 8820 kg.
Tmax = 8820 / 3 = 2940 kg
Ca = 0,5 x 2940 = 1470 kg
Aplicando ahora la ecuación (28), se obtiene un coeficiente de:
Cs =
12000
= 8,16 > 3
1470
Los aisladores elegidos para el embarrado de 110 kV cumplen los criterios de
seguridad marcados por el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión.
2.4.2.2.2 – Líneas a transformadores de 110/25 kV
•
Cargas normales
Al tratarse de una subestación en zona A (altitud inferior a 500 metros), no se
tiene en cuenta sobrecarga alguna provocada por hielo.
Peso del conductor (15 m)
12,35 kg
Peso de 10 aisladores
1 grillete recto
38,00 kg
0,60 kg
1 anilla de bola
0,45 kg
1 rótula horquilla
1 yugo
0,80 kg
5,00 kg
2 horquillas reviradas
1,50 kg
2 grapas de suspensión
3,10 kg
PESO TOTAL
61,80 kg
Aplicando la ecuación (28), se obtiene que el coeficiente de seguridad es:
Cs =
12000
= 194 > 3
61,80
57
Memoria de Cálculo
•
Cargas Anormales
Según el Art. 19 del RAT, el valor mínimo admisible del esfuerzo de rotura que
deberá considerarse será del 50% de la tensión del cable roto en las líneas de 1 ó 2
conductores por fase y circuito.
Ca = 0,5 x Tmax
La carga mínima de rotura del conductor tipo HALCÓN es 8820 kg.
Tmax = 6870 / 3 = 2290 kg
Ca = 0,5 x 2290 = 1470 kg
Aplicando ahora la ecuación (28), se obtiene un coeficiente de:
Cs =
12000
= 10,48 > 3
1145
Los aisladores cumplen los criterios de seguridad marcados por el Reglamento
de Líneas Aéreas de Alta Tensión.
2.4.2.2.3 – Líneas a transformadores de 110/6 kV
•
Cargas normales
Al tratarse de una subestación en zona A (altitud inferior a 500 metros), no se
tiene en cuenta sobrecarga alguna provocada por hielo.
Peso del conductor (15 m)
10,14 kg
Peso de 10 aisladores
1 grillete recto
38,00 kg
0,60 kg
1 anilla de bola
0,45 kg
1 rótula horquilla
1 yugo
0,80 kg
5,00 kg
2 horquillas reviradas
1,50 kg
2 grapas de suspensión
3,10 kg
PESO TOTAL
59,59 kg
58
Memoria de Cálculo
Aplicando la ecuación (28), se obtiene que el coeficiente de seguridad es:
Cs =
•
12000
= 201 > 3
59,59
Cargas Anormales
Según el Art. 19 del RAT, el valor mínimo admisible del esfuerzo de rotura que
deberá considerarse será del 50% de la tensión del cable roto en las líneas de 1 ó 2
conductores por fase y circuito.
Ca = 0,5 x Tmax
La carga mínima de rotura del conductor tipo HALCÓN es 8820 kg.
Tmax = 6630 / 3 = 2210 kg
Ca = 0,5 x 2290 = 1105 kg
Aplicando ahora la ecuación (28), se obtiene un coeficiente de:
Cs =
12000
= 10,86 > 3
1105
Los aisladores cumplen los criterios de seguridad marcados por el Reglamento
de Líneas Aéreas de Alta Tensión.
2.5 – Instalación de Puesta a Tierra
2.5.1 – Prescripciones Generales
Según MIE-RAT 13 1.1, toda 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 para ello existentes.
Así mismo se establece un procedimiento para el diseño de la red de tierra MIERAT 13 2.1.
59
Memoria de Cálculo
2.5.2 – Datos de Partida
La naturaleza del terreno es arena arcillosa de la cual se ha deducido una
resistividad interna, ρ =50 Ω·m.
La resistividad superficial del terreno es de ρs = 1000 Ω·m gracias a una capa de
gravilla de 10 cm de espesor que recubrirá todo el área de la subestación.
La red general de tierra estará formada por una malla que se extenderá en un
área de 60x68 m2, en cuadrículas de 4x4 m2. Se contabilizan un total de 2168 m de
conductor.
Se dispondrán 28 picas de tierra conectadas a la malla, de 2 m de longitud y 15
mm de diámetro para mejorar la puesta a tierra.
El conductor escogido será de cobre desnudo con una sección de 95 mm2 y
enterrado a una profundidad de 0,8 m.
2.5.3 – Resistencia de la malla
La resistencia empírica de una malla según MIE-RAT 13 4.2, viene dada por la
expresión:
R=
ρ π ρ
⋅
+
4 A L
(29)
ρ = resistividad del terreno en Ω·m
ρ = 50 Ω·m
A = superficie ocupada por la malla en m2
A = 60 x 68 = 4080 m2
L = longitud total de los conductores enterrados en m
L = 2168 + 28x 2 = 2224 m
R=
50
π
50
+
= 0,37 Ω
⋅
4
4080 2224
60
Memoria de Cálculo
2.5.4 – Intensidad de Defecto
La intensidad de cortocircuito permanente máxima que se prevé en la subestación
es 12125 A.
Según MIE - RAT 13 5, en instalaciones de 100 kV o superior con neutro rígido a
tierra, se utilizará el 70 % del valor de la intensidad de defecto, al tener en cuenta la
escasa probabilidad de coincidencia de las condiciones más desfavorables. Por lo
tanto:
Id = 0,7 x 12125 = 8487 A
2.5.5 – Comprobación de la Sección
Para comprobar si la sección elegida de 95 mm2 es correcta se utilizan dos
métodos que tiene en cuenta dos factores diferentes. El primero, según el Reglamento
de Alta Tensión, tiene en cuenta la densidad de corriente a través del conductor; el
segundo, según la AIEE número 80 de 1961, permite conocer la sección necesaria
para evitar la fusión de los conductores .
•
Según MIE-RAT 13 3.1
A efectos de dimensionado de las secciones, el tiempo mínimo a considerar para
la duración del defecto a la frecuencia de la red será de un segundo y no podrán
superarse la siguiente densidad de corriente:
Para cobre: 160 A/mm2.
Lo que corresponde a una temperatura final de 200 ºC, pudiéndose admitir un
aumento de esta temperatura hasta 300 ºC si no supone riesgo de incendio. La
sección mínima admisible para el cobre no será inferior a 25 mm2.
La densidad de corriente que circulará por los conductores de tierra del centro
será:
δ = 8487 A / 95 mm2 = 89 A/mm2
Densidad inferior a la máxima permitida por el Reglamento.
•
Según la AIEE número 80 de 1961
La sección necesaria para evitar la fusión de los conductores viene dada por la
expresión:
61
Memoria de Cálculo
s=
Id
(30)
 θ − θr

log m
+ 1
 θa + θr

K· t
s = sección del conductor en mm2
Id = intensidad de defecto en kA
Para t =0,5 s y una temperatura de referencia θr = 20 ºC que, de acuerdo con el
cobre, los parámetros de la expresión anterior son:
K = 8,5
θa = 234 ºC
θm = 1000 ºC
De este modo la sección mínima sería:
s=
8,487
 1000 − 20 
log
+ 1
 234 + 20

8,5· 0,5
= 21,1 mm 2
Queda comprobado que la sección elegida de 95 mm2 cumple las condiciones
mínimas necesarias.
2.5.6 – Tensión de Paso y de Malla Aplicadas
Los mayores valores de tensión en la red son:
-
-
El de tensión de contacto a estructuras conectadas a tierra al centro del
rectángulo de la malla, tensión que se denomina tensión de malla
aplicada. Esta tensión se considera superior a las tensiones de contacto a
1 metro de la malla.
Tensión de paso aplicada en la periferia de la malla.
A efectos de estudio y cálculos, se admite que:
a)
la resistencia del cuerpo humano (Rc) es de 1000 Ω para todo tipo de
contacto.
62
Memoria de Cálculo
b) la resistencia entre el suelo y un pie, resistencia superficial (Rs) es 3·ρs. En
el centro Rs = 3000 Ω
•
Tensión de paso aplicada
La expresión que define la tensión de paso aplicada es:
Upa = Up ⋅
Rc
Rc + 2Rs
Up = Kp · K¡ · ρ · i
(31)
(32)
Siendo:
Kp = coeficiente que tiene en cuenta la influencia del número de secciones n en
paralelo, sus dimensiones y su distribución enterrada. n = 18
Kp =
1 1
1
1
1
1 
⋅ +
+
+
+ ⋅⋅⋅ +
π  2h D + h 2D 3D
(n − 1)D 
(33)
D = separación entre conductores de cada malla en m.
D=4m
h = profundidad de la red mallada en m.
h = 0,8 m
Kp = 0,46
K¡ =factor corrector que tiene en cuenta la corriente de paso a tierra no uniforme
para cada conductor de la red.
K¡ = 0,65 + 0,172·n
(34)
K¡ = 0,65 + 0,172 · 18 = 3,746
ρ =resistividad media del terreno en Ω·m.
ρ = 50 Ω·m
i = intensidad de corriente de defecto por unidad de longitud de la malla en A/m.
i = 8487 / 2224 = 3,81 A/m
La tensión de paso será según fórmula (32):
63
Memoria de Cálculo
Up = 0,46 · 3,746 · 50 · 3,81 = 328 V
Y la tensión de paso aplicada es según fórmula (31):
Upa = 328 ⋅
•
1000
= 47 V
1000 + 2 ⋅ 3000
Tensión de malla aplicada
La tensión de contacto aplicada esta definida por la expresión:
Uma = Um ⋅
Rc
Rs
Rc +
2
Um = Km · K¡ · ρ · i
(35)
(36)
Siendo:
Km = coeficiente que tiene en cuenta el efecto del número n de secciones de
conductor en paralelo, según una dirección determinada.
n = 18
Km =
1  D 2  1  3 5 7 2n − 3 
ln
+ ln ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
2π  16 ⋅ h ⋅ d  π  4 6 8 2n − 2 
(37)
D = separación entre conductores de cada malla en m.
D=4m
h = profundidad de la red mallada en m.
h = 0,8 m
d = diámetro del conductor en m.
d = 0,011 m
Km = 0,338
K¡ =factor corrector que tiene en cuenta la corriente de paso a tierra no uniforme
para cada conductor de la red, aplicando la fórmula (34).
K¡ = 0,65 + 0,172 · 18 = 3,746
ρ =resistividad media del terreno en Ω·m.
ρ = 50 Ω·m
64
Memoria de Cálculo
i = intensidad de corriente de defecto por unidad de longitud de la malla en A/m.
i = 8487 / 2224 = 3,81 A/m
La tensión de malla será, según fórmula (36):
Um = 0,338 · 3,746 · 50 · 3,81= 241 V
Y la tensión de malla aplicada es, según fórmula (35):
Uma = 241 ⋅
1000
= 96,4 V
3000
1000 +
2
2.5.7 – Tensión de Máxima Aplicable al Cuerpo Humano
La tensión máxima de contacto aplicada, en voltios, que se puede aceptar se
determina en función del tiempo de duración del efecto, según la fórmula siguiente:
(MIE-RAT 13 1.1):
U=
K
tn
(38)
Siendo K = 72 y n = 1, para tiempos inferiores a 0,9 s.
La tensión máxima aplicable al cuerpo humano en la subestación es:
U=
72
= 144 V
0,5
Upa = 47 V < U = 144 V
Uma = 96,4 V < U = 144 V
Queda comprobado que las tensiones de paso y malla aplicadas no superarán la
tensión máxima aplicable al cuerpo humano.
65
Memoria de Cálculo
2.6 – Transformadores de Medida y Protección
2.6.1 – Generalidades
Según la instrucción MIE-RAT 08 los transformadores de medida y protección
cumplirán con lo prescrito en la norma UNE 21088 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 destinados 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
que están colocados.
Asimismo se tendrán en cuenta las sobretensiones que tengan que soportar, tanto
por maniobra como por la puesta a tierra accidental de una fase, en especial en los
sistemas de neutro aislado o por otras de origen atmosférico.
2.6.2 – Transformadores de Intensidad
2.6.2.1 – Líneas de Llegada
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
394 A
3925 A
10000 A
400/5 A
2
Primer núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA
66
Memoria de Cálculo
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 90
=
⋅
= 0,263 Ω
s 57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 90 m
S =sección del conductor = 6mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,263·52 = 6,575 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,1 + 6,575 = 6,675 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 400 / 5 = 80
Is = 3925 / 80 = 49 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 49 / 5 = 9,8 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 40 VA, 5p20 y 30 % sobredimensionado.
b) Segundo núcleo (Para protección de distancia)
Conexión...................................Estrella
67
Memoria de Cálculo
Carga.........................................Relé Carrier trifásico 0,04 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 90
=
⋅
= 0,263 Ω
s 57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 90 m
S =sección del conductor = 6mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,263·52 = 6,575 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,04·52 + 6,575 = 7,575 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 400 / 5 = 80
Is = 3925 / 80 = 49 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 49 / 5 = 9,8 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 40 VA, 5p20 y 30% sobredimensionado.
68
Memoria de Cálculo
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
(40)
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
(41)
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito =3925 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅ 3925 = 4022 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 400 =40000 A >> 4022 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
(42)
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
(43)
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 10000 A
69
Memoria de Cálculo
Idin > 2,5 · 10000 = 25000 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 40000 = 100000 A >> 25000 A
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
2.6.2.2 – Líneas a Transformadores de 110/25 kV
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
158 A
3925 A
10000 A
200/5 A
3
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga:
Contador de activa.......................... 1 VA
Contador de reactiva....................... 0,31 VA
Amperímetro................................... 1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 75
=
⋅
= 0,131 Ω
s 57 10
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 75 m
S =sección del conductor = 10mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,131·52 = 3,275 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1 + 0,31 + 1 + 3,275 = 5,6 VA
70
Memoria de Cálculo
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
Se adopta un núcleo de 10 VA y clase 0,5.
b) Segundo núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 70
=
⋅
= 0,1228 Ω
s 57 10
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 70 m
S =sección del conductor = 10mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,1228·52 = 3,07 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,1 + 3,07 = 3,17 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 200 / 5 = 40
Is = 3925 / 40 = 98 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
71
Memoria de Cálculo
n = 98 / 5 = 19,6 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 7,5 VA, 5p20 y 30% sobredimensionado.
c)
Tercer núcleo (Para protección diferencial)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé diferencial trifásico 0,08 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 70
=
⋅
= 0,1228 Ω
s 57 10
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 70 m
S =sección del conductor = 10 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,1228·52 = 3,07 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,08·52 + 3,07 = 5,07 VA
Para 200 A primarios se tienen 15 VA de potencia de precisión y un
sobredimensionado del núcleo de un 50 %.
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 200 / 5 = 40
72
Memoria de Cálculo
Is = 3925 / 40 = 98 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 98 / 5 = 19,6 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 15 VA, 5p20 y 50 % sobredimensionado.
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito =3925 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅ 3925 = 4022 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 200 =20000 A >> 4022 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
73
Memoria de Cálculo
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 10000 A
Idin > 2,5 · 10000 = 25000 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 20000 = 50000 A >> 25000 A
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
2.6.2.3 – Líneas a Transformadores de 110/6 kV
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
40 A
3925 A
10000 A
100/5 A
3
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga:
Contador de activa.......................... 1 VA
Contador de reactiva....................... 0,31 VA
Amperímetro................................... 1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 75
=
⋅
= 0,131 Ω
s 57 10
74
Memoria de Cálculo
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 75 m
S =sección del conductor = 10mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,131·52 = 3,275 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1 + 0,31 + 1 + 3,275 = 5,6 VA
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
Se adopta un núcleo de 10 VA y clase 0,5.
b) Segundo núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 70
=
⋅
= 0,1228 Ω
s 57 10
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 70 m
S =sección del conductor = 10mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,1228·52 = 3,07 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,1 + 3,07 = 3,17 VA
Factor de sobrecarga (n):
75
Memoria de Cálculo
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 100 / 5 = 20
Is = 3925 / 20 = 196 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 196 / 5 = 39,2 > 20
Al ser un factor de sobrecarga superior a 20, se comprueba la intensidad límite
de precisión, que viene dada por la siguiente expresión:
e2l = Ilp · (Zr + Zs) = n · Ins · (Zc + Zs)
(44)
Donde:
E2l = fuerza electromotriz secundaria en V
Ilp = intensidad límite de precisión en A
Zr = impedancia real de carga en Ω
Zrele = 0,004 Ω
Zs = impedancia del secundario del transformador de intensidad en Ω
Zs = 0,09 Ω
Zc =carga de precisión para la potencia de precisión en Ω
Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω
n = factor de sobrecarga nominal
n = 20
Ins = intensidad nominal del secundario en A
Ins = 5 A
76
Memoria de Cálculo
Despejando Ilp, queda la expresión:
Ilp =
20 ⋅ 5 ⋅ (0,6 + 0,09)
= 318 A
0,004 + 0,1228 + 0,09
La Ilp supera el valor real:
Ilp = 318 A > 196 A
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario
Se adopta un núcleo de 7,5 VA, 5p20 y 30% sobredimensionado.
c)
Tercer núcleo (Para protección diferencial)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé diferencial trifásico 0,08 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 70
=
⋅
= 0,1228 Ω
s 57 10
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 70 m
S =sección del conductor = 10 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,1228·52 = 3,07 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,08·52 + 3,07 = 5,07 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
77
Memoria de Cálculo
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 100 / 5 = 20
Is = 3925 / 20 = 196 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 196 / 5 = 39,2 > 20
Al ser un factor de sobrecarga superior a 20, se comprueba la intensidad límite
de precisión, que viene dada por la siguiente expresión:
e2l = Ilp · (Zr + Zs) = n · Ins · (Zc + Zs)
Donde:
E2l = fuerza electromotriz secundaria en V
Ilp = intensidad límite de precisión en A
Zr = impedancia real de carga en Ω
Zrele = 0,08 Ω
Zs = impedancia del secundario del transformador de intensidad en Ω
Zs = 0,12 Ω
Zc =carga de precisión para la potencia de precisión en Ω
Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω
n = factor de sobrecarga nominal
n = 20
Ins = intensidad nominal del secundario en A
Ins = 5 A
Despejando Ilp, queda la expresión:
78
Memoria de Cálculo
Ilp =
20 ⋅ 5 ⋅ (0,6 + 0,12)
= 223 A
0,08 + 0,1228 + 0,12
La Ilp supera el valor real:
Ilp = 223 A > 196 A
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 15 VA, 5p20 y 50 % sobredimensionado.
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito =3925 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅ 3925 = 4022 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 100 =10000 A >> 4022 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
79
Memoria de Cálculo
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 10000 A
Idin > 2,5 · 10000 = 25000 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 10000 = 25000 A = 25000 A
El resultado no ofrece plenas garantías, pero observando las características
técnicas del transformador de intensidad se puede ver que soporta hasta 55 kA de
corriente de choque por lo que el transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
2.6.2.4 – Líneas a Embarrado de 25 kV
•
Transformadores de 750/5 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
693 A
7969 A
20321 A
750/5 A
3
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga:
Contador de activa.......................... 1 VA
Contador de reactiva....................... 0,31 VA
Amperímetro................................... 1 VA
Pérdidas en el conductor:
80
Memoria de Cálculo
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,117 Ω
s 57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,117·52 = 2,925 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
Se adopta un núcleo de 10 VA y clase 0,5.
b) Segundo núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,28 Ω
s 57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
81
Memoria de Cálculo
P = 0,28·52 = 7 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,1 + 7 = 7,1 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 5 = 150
Is = 7969 / 150 = 53 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 53 / 5 = 10,6 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario
Se adopta un núcleo de 10 VA, 5p10.
c)
Tercer núcleo (Para protección diferencial)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé diferencial trifásico 0,08 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,117 Ω
s 57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
82
Memoria de Cálculo
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,117·52 = 2,925 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,08·52 + 2,925 = 4,925 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 5 = 150
Is = 7969 / 150 = 53 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 53 / 5 = 10,6 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 10 VA, 5p10.
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
83
50
⋅ Icc
f
Memoria de Cálculo
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito = 7969 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅ 7969 = 8165 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 8165 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 20321 A
Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 50802 A
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
84
Memoria de Cálculo
•
Transformadores de 750/1 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
693 A
7969 A
20321 A
750/1 A
2
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga ................................................................ 1,2 Ω
Impedancia del conductor bifilar:
R = 2 ⋅ρ ⋅
L
1 40
= 2⋅ ⋅
= 0,561 Ω
s
57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 1 A)
P = 0,561·12 = 0,561 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1,2 + 0,561= 1,561 VA
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
Se adopta un núcleo de 2,5 VA y clase 5p10.
b) Segundo núcleo (Para protección diferencial de barras)
Conexión................................... Fases homologas en paralelo
Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico 0,06 Ω
Pérdidas en el conductor:
85
Memoria de Cálculo
Impedancia del conductor:
R = 2 ⋅ρ ⋅
1 40
L
= 2⋅ ⋅
= 0,234 Ω
57 6
s
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 1 A)
P = 0,234·12 = 0,234 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 1 = 750
Is = 7969 / 750 = 10,6 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 1 A
n = 10,6 / 1 = 10,6 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario
Se adopta un núcleo de 2,5 VA, 5p10.
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
86
Memoria de Cálculo
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito = 7969 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅ 7969 = 8165 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 8165 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 20321 A
Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 50802 A
87
Memoria de Cálculo
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
2.6.2.5 – Líneas a Embarrado de 6 kV
•
Transformador de 750/5 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
722 A
12125 A
30919 A
750/5 A
3
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga:
Contador de activa.......................... 1 VA
Contador de reactiva....................... 0,31 VA
Amperímetro................................... 1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,117 Ω
s 57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,117·52 = 2,925 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
88
Memoria de Cálculo
Se adopta un núcleo de 10 VA y clase 0,5.
b) Segundo núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,28 Ω
s 57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,28·52 = 7 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,1 + 7 = 7,1 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 5 = 150
Is = 12125 / 150 = 81 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 81 / 5 = 16,2 < 20
89
Memoria de Cálculo
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario
Se adopta un núcleo de 10 VA, 5p10
c)
Tercer núcleo (Para protección diferencial)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé diferencial trifásico 0,08 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,117 Ω
s 57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,117·52 = 2,925 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,08·52 + 2,925 = 4,925 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 5 = 150
Is = 12125 / 150 = 81 A
90
Memoria de Cálculo
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 81 / 5 = 16,2 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 10 VA, 5p10.
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito = 12125 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅12125 = 12425 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 12425 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
91
Memoria de Cálculo
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 30919 A
Idin > 2,5 · 30919 = 77297 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 77297 A
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
•
Transformadores de 750/1 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
722 A
12125 A
30919 A
750/1 A
2
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga ................................................................ 1,2 Ω
Impedancia del conductor bifilar:
R = 2 ⋅ρ ⋅
L
1 40
= 2⋅ ⋅
= 0,561 Ω
s
57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
92
Memoria de Cálculo
Potencia consumida (In = 1 A)
P = 0,561·12 = 0,561 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1,2 + 0,561= 1,561 VA
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
Se adopta un núcleo de 2,5 VA y clase 5p10.
b) Segundo núcleo (Para protección diferencial de barras)
Conexión................................... Fases homologas en paralelo
Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico 0,06 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = 2 ⋅ρ ⋅
L
1 40
= 2⋅ ⋅
= 0,234 Ω
s
57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 1 A)
P = 0,234·12 = 0,234 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
93
Memoria de Cálculo
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 1 = 750
Is = 7969 / 750 = 10,6 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 1 A
n = 10,6 / 1 = 10,6 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario
Se adopta un núcleo de 2,5 VA, 5p10.
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito = 12125 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅12125 = 12425 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 12425 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
94
Memoria de Cálculo
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 30919 A
Idin > 2,5 · 30919 = 77297 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 77297 A
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
2.6.2.6 – Salida de Líneas a 25 kV
•
Transformadores de 200/5 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
173 A
7969 A
20321 A
200/5 A
2
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga:
Contador de activa.......................... 1 VA
Contador de reactiva....................... 0,31 VA
Amperímetro................................... 1 VA
Pérdidas en el conductor:
95
Memoria de Cálculo
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,117 Ω
s 57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,117·52 = 2,925 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
Se adopta un núcleo de 10 VA y clase 0,5.
b) Segundo núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,28 Ω
s 57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
96
Memoria de Cálculo
P = 0,28·52 = 7 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,1+ 7 = 7,1 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 200 / 5 = 40
Is = 7969 / 40 = 199 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 199 / 5 = 39,8 > 20
Al ser un factor de sobrecarga superior a 20, se comprueba la intensidad límite
de precisión, que viene dada por la siguiente expresión:
e2l = Ilp · (Zr + Zs) = n · Ins · (Zc + Zs)
(44)
Donde:
e2l = fuerza electromotriz secundaria en V
Ilp = intensidad límite de precisión en A
Zr = impedancia real de carga en Ω
Zrele = 0,004 Ω
Zs = impedancia del secundario del transformador de intensidad en Ω
Zs = 0,12 Ω
Zc =carga de precisión para la potencia de precisión en Ω
Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω
97
Memoria de Cálculo
n = factor de sobrecarga nominal
n = 20
Ins = intensidad nominal del secundario en A
Ins = 5 A
Despejando Ilp, queda la expresión:
Ilp =
20 ⋅ 5 ⋅ (0,6 + 0,12)
= 178 A
0,004 + 0,28 + 0,12
La Ilp no supera el valor real:
Ilp = 178 A < 196 A
Al no superar la Ilp el valor real, se aumenta la potencia de precisión a 30 VA y
la sección del conductor a 10 mm2.
Ahora los parámetros son los siguientes:
Zrele = 0,004 Ω
Zs = 0,2 Ω
Zc = 30 VA / 52 A = 1,2 Ω
Zcond = (1/57) · (40/10) =0,07 Ω
La intensidad límite de precisión es ahora:
Ilp =
20 ⋅ 5 ⋅ (1,2 + 0,2 )
= 510 A
0,004 + 0,07 + 0,2
Ilp supera el valor real de intensidad que circulará por el secundario.
Ilp = 510 A >> 196 A
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 30 VA, 5p20
98
Memoria de Cálculo
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
(40)
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
(41)
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito =7969 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅ 7969 = 8165 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 200 =20000 A >> 8165 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
(42)
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
(43)
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 20321 A
99
Memoria de Cálculo
Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 20000 = 50000 A < 50802 A
El resultado no ofrece plenas garantías, pues está prácticamente en el límite,
pero observando las características técnicas del transformador de intensidad se puede
ver que soporta hasta 150 kA de corriente de choque por lo que el transformador
soportará los esfuerzos dinámicos.
•
Transformadores de 1500/1 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
173 A
7969 A
20321 A
1500/1 A
1
Primer núcleo (Para protección diferencial de barras)
Conexión................................... Fases homologas en paralelo
Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico 0,06 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = 2 ⋅ρ ⋅
L
1 40
= 2⋅ ⋅
= 0,234 Ω
s
57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 1 A)
P = 0,234·12 = 0,234 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
100
Memoria de Cálculo
Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 1 = 750
Is = 7969 / 750 = 10,6 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 1 A
n = 10,6 / 1 = 10,6 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario
Se adopta un núcleo de 2,5 VA, 5p10.
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito = 7969 A
101
Memoria de Cálculo
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅ 7969 = 8165 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 8165 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 20321 A
Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 50802 A
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
2.6.2.7 – Salida de Líneas a 6 kV
•
Transformador de 400/5 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
361 A
12125 A
30919 A
400/5 A
2
102
Memoria de Cálculo
a)
Primer núcleo (Para medición)
Conexión ........................................................... Estrella
Carga:
Contador de activa.......................... 1 VA
Contador de reactiva....................... 0,31 VA
Amperímetro................................... 1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,117 Ω
s 57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,117·52 = 2,925 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA
Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturará
rápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.
Se adopta un núcleo de 10 VA y clase 0,5.
b) Segundo núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Conexión...................................Estrella
Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
103
Memoria de Cálculo
R = ρ⋅
L 1 40
=
⋅
= 0,28 Ω
s 57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 0,28·52 = 7 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,1 + 7 = 7,1 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 400 / 5 = 80
Is = 12125 / 80 = 151 A
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 5 A
n = 151 / 5 = 30,2 > 20
Al ser un factor de sobrecarga superior a 20, se comprueba la intensidad límite
de precisión, que viene dada por la siguiente expresión:
e2l = Ilp · (Zr + Zs) = n · Ins · (Zc + Zs)
Donde:
e2l = fuerza electromotriz secundaria en V
Ilp = intensidad límite de precisión en A
Zr = impedancia real de carga en Ω
104
(44)
Memoria de Cálculo
Zrele = 0,004 Ω
Zs = impedancia del secundario del transformador de intensidad en Ω
Zs = 0,12 Ω
Zc =carga de precisión para la potencia de precisión en Ω
Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω
n = factor de sobrecarga nominal
n = 20
Ins = intensidad nominal del secundario en A
Ins = 5 A
Despejando Ilp, queda la expresión:
Ilp =
20 ⋅ 5 ⋅ (0,6 + 0,12)
= 178 A
0,004 + 0,28 + 0,12
La Ilp supera el valor real de intensidad:
Ilp = 178 A > 151 A
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario.
Se adopta un núcleo de 10 VA, 5p10
•
Esfuerzos Térmicos
Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:
Iterm = 100 · In
El valor deberá ser superior a:
105
Memoria de Cálculo
I term ≥ ( t + 0,05 ⋅
50
⋅ Icc
f
Donde:
Iterm = intensidad térmica
t : tiempo de desconexión = 1 s
f = frecuencia de red = 50 Hz
Icc = intensidad de cortocircuito =12125 A
I term ≥ (1 + 0,05 ⋅
50
) ⋅12125 = 12424 A
50
La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):
Iterm = 100 · 400 =40000 A >> 12125 A
Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.
•
Esfuerzos dinámicos
La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:
Idin = 2,5 · Iterm
El valor deberá ser superior a:
Idin > 2,5 · Ich
Donde:
Idin = intensidad límite dinámica, A
Ich = intensidad de choque = 30919 A
Idin > 2,5 · 30919 = 77297 A
La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):
Idin = 2,5 · 40000 = 100000 A > 77297 A
El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.
106
Memoria de Cálculo
•
Transformador de 1500/1 A
- Intensidad nominal
- Corriente de cortocircuito
- Corriente de choque
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
361 A
12125 A
30919 A
1500/1 A
1
Primer núcleo (Para protección diferencial de barras)
Conexión................................... Fases homologas en paralelo
Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico 0,06 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor:
R = 2 ⋅ρ ⋅
L
1 40
= 2⋅ ⋅
= 0,234 Ω
s
57 6
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 40 m
S =sección del conductor = 6 mm2
Potencia consumida (In = 1 A)
P = 0,234·12 = 0,234 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA
Factor de sobrecarga (n):
n = Is / Ins < 20
Siendo:
Is = intensidad secundaria máxima en A
rt = 750 / 1 = 750
Is = 12125 / 750 = 16,1 A
107
Memoria de Cálculo
Ins = intensidad nominal secundaria en A
Ins = 1 A
n = 16,1 / 1 = 16,1 < 20
Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en el
secundario
Se adopta un núcleo de 2,5 VA, 5p10.
2.6.2.8 – Transformador de Intensidad en el Neutro del Zig-Zag
- Intensidad nominal
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
10 A
10/5 A
1
Primer núcleo (Para protección de sobreintensidad)
Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico, 0,06 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor (bifilar):
R = 2 ⋅ρ ⋅
L
1 75
= 2⋅ ⋅
= 1,053 Ω
s
57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 75 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 5 A)
P = 1,053·52 = 26,3 VA
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = (0,06 · 52)+ 26,3 = 27,8 VA
108
Memoria de Cálculo
Se adopta un núcleo de 30 VA, 5p10
No es necesario comprobar nada más, pues no está afectado por las corrientes de
cortocircuito de las fases, ni por los esfuerzos electrodinámicos, ni por los esfuerzos
térmicos.
2.6.2.9 – Transformador para la Protección de Cuba
Se ha escogido un transformador toroidal con el fin de evitar tensiones de
contacto peligrosas.
- Intensidad nominal
- Relación de transformación
- Número de núcleos necesarios
a)
10 A
10/1 A
1
Primer núcleo (Para medición)
Por razones técnicas se necesita un núcleo de medición para protección, ya que
se debe medir dos niveles de intensidad con un transformador. Se ajustará al nivel
bajo, cumpliendo para la protección, pues con un nivel alto también funcionará.
Con el fin de no perjudicar el relé con un nivel alto, se ha escogido un núcleo
para medición que se saturará rápidamente si la intensidad aumenta excesivamente.
Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico. 0,06 Ω
Pérdidas en el conductor:
Impedancia del conductor (bifilar):
R = 2 ⋅ρ ⋅
L
1 75
= 2⋅ ⋅
= 1,053 Ω
s
57 2,5
Donde:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 75 m
S =sección del conductor = 2,5 mm2
Potencia consumida (In = 1 A)
P = 1,053·12 = 1,053 VA
109
Memoria de Cálculo
Carga total a suministrar por el transformador:
Pt = (0,06 · 12)+ 1,053 = 1,113 VA
Se adopta un núcleo de 2,5 VA, clase de precisión 0,5.
Se saturará rápidamente con corrientes superiores a 10 A.
No es necesario comprobar nada más, pues no está afectado por las corrientes de
cortocircuito de las fases, ni por los esfuerzos electrodinámicos, ni por los esfuerzos
térmicos.
2.6.3 – Transformadores de Tensión
2.6.3.1 – Líneas de Llegada
Por cada línea de llegada se tiene:
a)
Relación de transformación ....................................... 110/√3 - 0,11/√3 kV
Número de secundarios necesarios ............................ 1
Conexión del primario ............................................... Estrella
Primer secundario (Para protección)
Conexión del secundario ....................................................... Estrella
Potencia de precisión ............................................................ 140 VA
Carga:
Relé de distancia Carrier .................................. 30 VA
1 Voltímetro ..................................................... 5 VA
1 Frecuencímetro .............................................. 1 VA
Relé de frecuencia ............................................ 6 VA
Frenado por tensión del relé de sobreint. ......... 30 VA
Carga total:
72 VA
Clase de precisión ............................................................... 0,2
Caída de tensión admisible ................................................ 0,5 V
Cálculo del conductor:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
110
Memoria de Cálculo
L = longitud del conductor = 90 m
V = tensión = 110 V
I = intensidad = 72 / (110 · √3) = 0,37 A
S = sección = 1/57 · (90/0,5) · 0,37 = 1,193 mm2
Se adopta una sección de 1,5 mm2.
Se elige un transformador de tensión capacitivo CPDE 123-N-C de la marca
ABB para servicio exterior.
2.6.3.2 – Líneas a Embarrado de 25 kV
a)
Relación de transformación ....................................... 25/√3 - 0,11/√3 kV
Número de secundarios necesarios ............................ 2
Conexión del primario ............................................... Estrella
Primer secundario (Para medición)
Conexión del secundario ....................................................... Estrella
Potencia de precisión ............................................................ 30 VA
Carga:
Relé de máxima tensión .................................... 5 VA
Relé de mínima tensión ..................................... 5 VA
1 Voltímetro ...................................................... 5 VA
1 Vatímetro ....................................................... 7 VA
1 Varímetro ....................................................... 7 VA
Relé de sobreintensidad direccional ................. 1 VA
Carga total:
30 VA
Clase de precisión ............................................................... 0,2
Caída de tensión admisible ................................................ 0,1 V
Cálculo del conductor:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 45 m
V = tensión = 110 V
I = intensidad = 32 / (110 · √3) = 0,16 A
S = sección = 1/57 · (45/0,1) · 0,16 = 1,32 mm2
Se adopta una sección de 1,5 mm2.
111
Memoria de Cálculo
b) Segundo secundario (Para protección)
Conexión del secundario ....................................................... Estrella
Potencia de precisión ............................................................ 30 VA
Carga:
Relé direccional hompolar............. ................. 0,8 VA
Clase de precisión ............................................................... 0,2
Caída de tensión admisible ................................................ 0,5 V
Cálculo del conductor:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 45 m
V = tensión homopolar = 110/√3 V
I = intensidad = 0,8 / (110 · √3) = 0,004 A
S = sección = 1/57 · (45/0,5) · 0,004 = 0,006 mm2
Se adopta una sección de 1,5 mm2.
Se elige un transformador de tensión capacitivo UCP-36 con dos núcleos de la
marca ARTECHE para servicio interior de la marca ABB para servicio interior.
2.6.3.3 – Líneas a Embarrado de 6 kV
a)
Relación de transformación ....................................... 6/√3 - 0,11/√3 kV
Número de secundarios necesarios ............................ 2
Conexión del primario ............................................... Estrella
Primer secundario (Para medición)
Conexión del secundario ....................................................... Estrella
Potencia de precisión ............................................................ 30 VA
Carga:
Relé de máxima tensión .................................... 6 VA
Relé de mínima tensión .................................... 6 VA
1 Voltímetro ..................................................... 5 VA
1 Vatímetro ...................................................... 7 VA
1 Varímetro ...................................................... 7 VA
112
Memoria de Cálculo
Relé de sobreintensidad direccional ................ 1 VA
Carga total:
32 VA
Clase de precisión ............................................................... 0,2
Caída de tensión admisible ................................................ 0,1 V
Cálculo del conductor:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 45 m
V = tensión = 110 V
I = intensidad = 32 / (110 · √3) = 0,16 A
S = sección = 1/57 · (45/0,1) · 0,16 = 1,32 mm2
Se adopta una sección de 1,5 mm2.
b) Segundo secundario (Para protección)
Conexión del secundario ....................................................... Estrella
Potencia de precisión ............................................................ 30 VA
Carga:
Relé direccional hompolar............. ................. 0,8 VA
Clase de precisión ............................................................... 0,2
Caída de tensión admisible ................................................ 0,5 V
Cálculo del conductor:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 45 m
V = tensión homopolar = 110/√3 V
I = intensidad = 0,8 / (110 · √3) = 0,004 A
S = sección = 1/57 · (45/0,5) · 0,004 = 0,006 mm2
Se adopta una sección de 1,5 mm2.
Se elige un transformador de tensión capacitivo UCP-7,2 con dos núcleos de la
marca ARTECHE para servicio interior de la marca ABB para servicio interior.
113
Memoria de Cálculo
2.6.3.4 – Embarrado de 25 kV
Por cada embarrado se tiene:
a)
Relación de transformación ....................................... 25/√3 - 0,11/√3 kV
Número de secundarios necesarios ............................ 1
Conexión del primario ............................................... Estrella
Primer secundario (Para medición)
Conexión del secundario ....................................................... Estrella
Potencia de precisión ............................................................ 300 VA
Carga:
Alimentación de frenado por tensión de la protección de
sobreintensidad en las líneas de salida ............. 8 relés X 30 VA
Carga total:
240 VA
Clase de precisión ............................................................... 1
Caída de tensión admisible ................................................ 0,5 V
Cálculo del conductor:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 45 m
V = tensión = 110 V
I = intensidad = 300 / (110 · √3) = 1,57 A
S = sección = 1/57 · (45/0,5) · 1,57 = 2,48 mm2
Se adopta una sección de 2,5 mm2.
Se escoge un transformador de tensión modelo VCS-36, con 1 núcleo, de la
marca ARTECHE para servicio interior.
2.6.3.5 – Embarrado de 6 kV
-
Relación de transformación ....................................... 6/√3 - 0,11/√3 kV
Número de secundarios necesarios ............................ 1
Conexión del primario ............................................... Estrella
114
Memoria de Cálculo
a)
Primer secundario (Para medición)
Conexión del secundario ....................................................... Estrella
Potencia de precisión ............................................................ 100 VA
Carga:
Alimentación de frenado por tensión de la protección de
sobreintensidad en las líneas de salida ............. 3 relés X 30 VA
Carga total:
90 VA
Clase de precisión ............................................................... 1
Caída de tensión admisible ................................................ 0,5 V
Cálculo del conductor:
ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m
L = longitud del conductor = 45 m
V = tensión = 110 V
I = intensidad = 300 / (110 · √3) = 1,57 A
S = sección = 1/57 · (45/0,5) · 1,57 = 2,48 mm2
Se adopta una sección de 2,5 mm2.
Se escoge un transformador de tensión modelo VCS-7,2, con 1 núcleo, de la
marca ARTECHE para servicio interior.
2.7 – Compensación del Factor de Potencia
2.7.1 – Justificación
Muchos de los aparatos conectados a una red no sólo consumen potencia activa
sino que también consumen potencia reactiva. Con la finalidad de compensar el
factor de potencia de la carga se instalan baterías de condensadores.
La compensación del factor de potencia se llevará a cabo en los transformadores
de 110/25 kV, que es donde se prevé un factor de potencia desfavorable. En los
transformadores de 110/6 kV no será preciso realizar la compensación del factor de
potencia porque sus cargas se prevén constantes y con un factor de potencia nunca
inferior a cos ϕ = 0,85.
115
Memoria de Cálculo
El factor de potencia más desfavorable que se prevé en los transformadores de
110/25 kV es cos ϕ1 = 0,75. Teniendo en cuenta que la potencia aparente máxima
entre ambos transformadores es de 60 MVA, los valores de potencia activa y reactiva
en el caso más desfavorable son:
P = S · cos ϕ = 60 · 0,75 = 45 MW
Q = S · sen ϕ = 60 · 0,66 = 39,6 MVAr
Esto supone un consumo de energía reactiva importante, con lo que el
desaprovechamiento de la energía activa provoca las consecuentes pérdidas
económicas.
Con esta situación, la instalación de baterías de condensadores que suministren
la potencia reactiva necesaria para tener un factor de potencia más adecuado,
permitirá un mayor aprovechamiento de la potencia activa, pudiendo, así, aumentar el
número de cargas a la subestación cuando sea necesario, rentabilizando la inversión
de las baterías a corto plazo.
2.7.2 – Cálculo de la Potencia Reactiva a Instalar
El factor de potencia deseado es cos ϕ2 = 0,9
La potencia reactiva (Qc) que deberá suministrar la batería de condensadores
manteniendo la potencia activa consumida, se calcula a partir de la ecuación:
Qc = P · (tan ϕ1 – tan ϕ2)
(39)
Siendo:
P = potencia activa de la subestación en MW.
ϕ1 = ángulo para el factor de potencia más desfavorable, cos ϕ1 = 0,75.
ϕ2 = ángulo para el factor de potencia deseado, cos ϕ2 = 0,9 .
La ecuación (39) es fácilmente deducible a partir del siguiente gráfico:
116
Memoria de Cálculo
ϕ1
ϕ2
Figura 4. Compensación energía reactiva
Qc = 45 · (tan 41,4º - tan 25,8º) ≈ 18 MVAr
Por lo tanto, la potencia reactiva consumida de los transformadores será:
Q’ = Q – Qc = 39,6 – 18 =21,6 MVAr
Así, la nueva potencia aparente (S’) será:
S’2 = P2 + Q’2
S ≈ 50 MVA
Siendo sensiblemente inferior a la necesitada en principio para una misma
potencia activa. Esto permitirá poder aumentar la carga.
La potencia activa y reactiva consumida en la subestación será:
P = 60 · 0,9 = 54 MW
Q = 60 · 0,43 = 25,8 MVAr
2.8 – Pararrayos
2.8.1 – Generalidades
La tensión nominal de descarga para la que están preparados los pararrayos
viene definida por la expresión:
Vn = Ke · Vmáx
117
Memoria de Cálculo
Donde:
Ke = factor de conexión a tierra
Vmáx = tensión máxima para el material
Por su parte, la intensidad nominal de descarga para la que están preparados los
pararrayos viene definida por la expresión:
Id = 2 · NBI / Zo
Siendo:
NBI = nivel básico de aislamiento
Zo = impedancia hompolar
2.8.2 – Pararrayos de 110 kV
•
Tensión nominal de descarga
La tensión máxima para los materiales es 123 kV.
Las partes de 110 kV están conectadas a tierra a través de los neutros de los
transformadores de potencia, por lo que se tiene un coeficiente de reducción de 0,87.
Vn = 0,87 · 123 = 108 kV
•
Intensidad de descarga
Para los equipos de 110 kV corresponderá, de acuerdo con el R..A.T., un nivel
básico de aislamiento a los impulsos de tensión tipo rayo de 550 kV. Mientras que se
estima una impedancia homopolar de 125 Ω.
Id = 2 · 550 / 125 = 8,8 kA
Se adoptará un pararrayos autovalvular con una intensidad de descarga de 10
kA.
2.8.3 – Pararrayos de 25 kV
•
Tensión nominal de descarga
La tensión máxima para los materiales es 36 kV.
118
Memoria de Cálculo
Las partes de 25 kV están conectadas a tierra a través del bobinado zig-zag, por
lo que se tiene un coeficiente de reducción de 0,87.
Vn = 0,87 · 36 = 31,32 kV
•
Intensidad de descarga
Para los equipos de 25 kV corresponderá, de acuerdo con el R..A.T., un nivel
básico de aislamiento a los impulsos de tensión tipo rayo de 170 kV. Mientras que se
estima una impedancia homopolar de 35 Ω.
Id = 2 · 170 / 35 = 9,7 kA
Se adoptará un pararrayos autovalvular con una intensidad de descarga de 10
kA.
2.8.4 – Pararrayos de 6 kV
•
Tensión nominal de descarga
La tensión máxima para los materiales es 7,2 kV.
Las partes de 110 kV están conectadas a tierra a través de los neutros de los
transformadores de potencia, por lo que se tiene un coeficiente de reducción de 0,87.
Vn = 0,87 · 7,2 = 6,2 kV
•
Intensidad de descarga
Para los equipos de 6 kV corresponderá, de acuerdo con el R..A.T., un nivel
básico de aislamiento a los impulsos de tensión tipo rayo de 60 kV. Mientras que se
estima una impedancia homopolar de 15 Ω.
Id = 2 · 60 / 15 = 8 kA
Se adoptará un pararrayos autovalvular con una intensidad de descarga de 10
kA.
Hospitalet de l’Infant,
24 de Mayo de 2002
Oscar Leal García
119
SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA 110 / 25 / 6 KV
75 MVA
3. PLANOS
AUTOR: Oscar Leal García.
DIRECTOR: Juan José Tena Tena.
Junio / 2002.
PLANOS
3.1 – Situación
3.2 – Emplazamiento
3.3 –Planta
3.4 – Sección A – A
3.5 – Sección B – B
3.6 – Sección C – C
3.7 – Esquema Unifilar
3.8 – Red de Tierra
3.9 – Conexión, Grapa y Pica Puesta a Tierra
3.10 – Estructura Metálica Embarrado 110 kV
3.11 – Estructura Metálica – Detalles – Embarrado 110 kV
3.12 – Aislador 110 kV
3.13 – Cubeto Trafo 30 MVA
3.14 – Zanjas
MASBOQUERA
MASRIUDOMS
Ctr
a. C
-23
3
CASTELLO
De
sdo
bla
me
nt
FF
CC
Ba
rce
lon
a-V
ale
nci
a
L´HOSPITALET DE
L´INFANT
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
B
A
B.C.E.
ALMACÉN
C
C
W.C.
OFICINA
SALA DE
CONTROL
TR - 3
TR - 1
TR - 4
TR - 2
TR
S.S.A.A.
A
B
DEPÓSITO DE ACEITE
SALA DE CELDAS
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
110 / 0,11 kV
110 / 0,11 kV
B.B.
B.B.
400 / 5 - 5 A
400 / 5 - 5 A
I0
I2
ACOPLAMIENTO
DE BARRAS
110 kV
I1
I4
BATERÍAS DE
CONDENSADORES
200 / 5 - 5 - 5 A
750 / 1 A
200 / 5 - 5 A
25 / 0,11 kV
I4
10 / 1 A
200 / 5 - 5 A
750 / 1 A
200 / 5 - 5 A
25 / 0,11 kV
TR - 1
110/25 kV
9,428 %
30 MVA
I1
I1
I1
100 / 5 - 5 - 5 A
100 / 5 - 5 - 5 A
200 / 5 - 5 - 5 A
TR - 3
110/6 kV
9,89 %
7,5 MVA
10 / 1 A
TR - 4
110/6 kV
9,89 %
7,5 MVA
10 / 1 A
10 / 5 A
10 / 1 A
TR - 2
110/25 kV
9,428 %
30 MVA
10 / 5 A
I4
750 / 1 A
TRSA - 1
25/0,38 kV
4%
160 kVA
SERVICIOS
AUXILIARES
I0
750 / 5 - 5 - 5 A
25 / 0,11 kV
200 / 5 - 5 A
750 / 1 A
750 / 5 - 5 - 5 A
25 / 0,11 kV
750 / 1 - 1 A
I2
I4
MIAMI PLAYA
750 / 1 - 1 A
I2
I4
HOSPITALET DE
L'INFANT
750 / 5 - 5 - 5 A
750 / 5 - 5 - 5 A
750 / 1 - 1 A
750 / 1 - 1 A
6 / 0,11 kV
I3
6 / 0,11 kV
POLÍGONO
INDUSTRIAL "LES
TAPIES"
6 / 0,11 kV
I3
6 kV
I5
I5
I5
400 / 5 - 5 A
400 / 5 - 5 A
400 / 5 - 5 A
750 / 1 A
750 / 1 A
750 / 1 A
25 kV
200 / 5 - 5 A
750 / 1 A
ESTACIÓN DE
BOMBEO
PLANTA
DEPURADORA
TRSA - 2
6/0,38 kV
3,15 %
25 kVA
SERVICIOS AUXILIARES (RESERVA)
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
CABLE DE Cu 95 mm2 DESNUDO
PICA DE TIERRA 2m
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Escala 1:1
Escala 1:5
Escala 1:25
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
AISLADOR DE CADENA
PARA 110 kV
σ>2
A
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
Subestación Transformadora
110/25/6 kV 75 MVA
SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA 110 / 25 / 6 KV
75 MVA
4. PRESUPUESTO
AUTOR: Oscar Leal García.
DIRECTOR: Juan José Tena Tena.
Junio / 2002.
Presupuesto
PRESUPUESTO
4.1 – Cuadro de Precios
4.2 – Mediciones
4.3 – Aplicación de Precios
4.4 – Resumen del Presupuesto
Presupuesto
4.1 – Cuadro de Precios
Nº
Precio
Unitario
DESIGNACIÓN
Ud.
Medida
Capítulo I. Obra civil de la subestación
1
Explanación del terreno
6,79
m2
2
Excavación del terreno para cimentaciones, apoyos
y soportes
18,63
m3
3
Hormigón fundación CPA-350 σ > 225 kg/ cm2 de
canto rodado tamaño máx. 40 mm
25,96
m3
4
Hormigonado en masa para fundiciones como
solera de regulación y nivelación de 10 cm de
espesor
23,64
m3
5
Hormigón pobre CPA-5 σ > 2 kg/cm2 para soporte
viga railes
9,12
m3
6
Arqueta de derivación con 0.75m de profundidad,
0,9m de ancho y 0,7m de largo para paso aceite
40,56
U
7
Suministro de grava seleccionada hasta la obra
2,75
m3
8
Edificio para disposición de sala de control,
almacén, despacho y servicio
60101,21
U
9
Edificio para disposición de sala de celdas
480880,96
U
10
Muro cortafuegos de hormigón entre
transformadores
721,21
U
1
Presupuesto
Capítulo II. Aisladores, soportes, estructuras y accesorios
11
Cadenas de aisladores 110 kV
9,42
U
12
Conjunto de grapas de suspensión
1,86
U
13
Enrejado de malla metálica
4,81
m2
14
Estructura metálica L-70.70.7 embarrado 110 kV y
línea de llegada
2704,55
U
15
Perfiles L-40.40.4 unión estructuras metálicas
1803,03
U
16
Tornillería calidad 5.6 según Norma DIN 7990
0,63
U
17
Apoyos de interruptores
184,33
U
18
Apoyos de seccionadores de línea
172,41
U
19
Apoyos de seccionadores de tierra
173,69
U
20
Apoyos de trafo de tensión
154,86
U
21
Apoyos bobinado zig-zag
210,15
U
22
Apoyos de trafo de intensidad
156,28
U
23
Placas de aviso ACME
6,16
U
2
Presupuesto
Capítulo III. Red de tierras
24
Conductor de tierra de Cu desnudo de sección 95
mm2 marca CRANE
6,61
m
25
Tubo aislante IP – 7
4,21
m
26
Soldaduras aluminotérmicas
17,36
U
27
Electrodo de grafito PROCAINSA
39,94
U
Capítulo IV. Transformadores de Potencia
28
Brow Boberi-Oerlikon 110/25 kV 30MVA
376984,84
U
29
Brow Boberi-Oerlikon 110/6 kV 7,5MVA
308018,70
U
30
Diestre 25 / 0,380 kV 160 kVA
29.437,57
U
31
Diestre 6 / 0,380 kV 25 kVA
15.960,87
U
Capítulo V. Equipos 110 kV
32
Interruptores automáticos de hexafluoruro de
azufre de 110 kV SPRECHER ENERGIE
22.718,26
U
33
Seccionadores mod. XM34
8.755,88
U
34
Bobinas de bloqueo
6.010,10
U
3
Presupuesto
35
Pararrayos autovalvulares OERLIKON
1.807,84
U
Capítulo VI. Equipos de 25 kV
36
Interruptores automáticos de hexafluoruro de
azufre de 25 kV FB4 SPRECHER ENERGIE
11.407,21
U
37
Seccionadores mod.
4.747,94
U
38
Pararrayos autovalvulares OERLIKON BHF3d
1025,23
U
39
Conjunto de celdas blindadas aisladas en gas SF6
7.095,22
U
A-03d
Capítulo VII. Equipos de 6 Kv
40
Interruptores automáticos de hexafluoruro de
azufre de 6 kV FB6 SPRECHER ENERGIE
6525,21
U
41
Seccionadores mod.
2925,65
U
42
Pararrayos autovalvulares OERLIKON BHF5d
854,21
U
43
Conjunto de celdas blindadas aisladas en gas SF6
6.124,23
U
A-05d
Capítulo VIII. Conductores
44
Conductor de embarrado 110 kV HALCÓN
6,13
m
45
Conductor PIRELLI a transformadores 110/25 kV
5,75
m
4
Presupuesto
46
Conductor LA-180 a transformadores 110/6 kV
4,23
m
47
Conductor EPROTENAX H VEMEX a
cabinas de 25 kV
4,87
m
48
Conductor EPROTENAX H VEMEX a
cabinas de 6 kV
3,17
m
49
Pirepol. 10 mm2
0,96
m
50
Pirepol. 6 mm2
0,6
m
51
Pirepol. 4 mm2
0,39
m
52
Pirepol. 2,5 mm2
0,24
m
Capítulo IX. Equipos Auxiliares
53
Baterías de condensadores 25 kV 4 MAVr SIKAP
1875,45
U
54
Equipo de baterías y rectificador TUDOR
8356,80
U
Capítulo X. Transformadores de Tensión
55
CPDE 123-N-C. 1 núcleo. ABB
2.829,56
U
56
UCP-36. 2 núcleos. ARTECHE
691,16
U
57
UCP-36. 1 Núcleo. ARTECHE.
546,92
U
5
Presupuesto
58
UCP-7,2. 2 núcleos. ARTECHE
451,98
U
59
UCP-7,2. 1 Núcleo. ARTECHE.
390,50
U
Capítulo XI. Transformadores de Intensidad
60
IMBD-123. 2 núcleos. 400/5-5 A. ABB
2.824,76
U
61
IMBD-123. 3 núcleos. 200/5-5-5 A. ABB
3.155,31
U
62
IMBD-123. 3 núcleos. 100/5-5-5 A. ABB
2954,23
U
63
ACH-36. 3 núcleos. 750/5-5-5 A. ARTECHE
873,97
U
64
ACH-36. 2 núcleos. 750/1-1 A. ARTECHE
810,86
U
65
ACH-36. 2 núcleos. 200/5-5 A. ARTECHE
690,66
U
66
ACH-36. 1 núcleo. 750/1 A. ARTECHE
744,75
U
67
ACH-36. 1 núcleo. 10/5 A. ARTECHE
450,25
U
68
AVD-36. 1 núcleo. 10/1 A. ARTECHE
426,21
U
69
ACH-7,2. 3 núcleos. 750/5-5-5 A. ARTECHE
556,26
U
70
ACH-7,2. 2 núcleos. 750/1-1 A. ARTECHE
510,15
U
6
Presupuesto
71
ACH-7,2. 2 núcleos. 400/5-5 A. ARTECHE
635,24
U
72
ACH-7,2. 1 núcleo. 750/1 A. ARTECHE
602,47
U
73
AVD-7,2. 1 núcleo. 10/1 A. ARTECHE
420,25
U
Capitulo XII. Otros
74
Instalación total de baja tensión 380-220 V
21035,42
U
75
Elementos y estructuras de iluminación
7108,60
U
76
Pértiga aislante CM 5 160. CLATU
63,11
U
77
Banqueta aislante CT 7. CLATU
70,08
U
78
Guantes aislantes CG 30. CLATU
79,93
U
79
Mono aislante 170 kV. CLATU
287,35
U
80
Puerta automática de acceso a la subestación
1562,63
U
7
Presupuesto
4.2 – Mediciones
Nº
DESIGNACIÓN
Parte Larg. Anch.
Alto
Total
Capítulo I. Obra civil de la subestación
1
Explanación del terreno
1
60
68
2
Excavación del terreno para
cimentaciones, apoyos y soportes
1
24
25
1,5
900 m3
1
24
25
1.5
900 m3
1
24
25
0,1
60 m3
2,2
0.5
1
1,1 m3
3
4
Hormigón fundación CPA-350 σ
> 225 kg/ cm2 de canto rodado
tamaño máx. 40 mm
Hormigonado en masa para
fundiciones como solera de
regulación y nivelación de 10 cm
de espesor
4080 m2
5
Hormigón pobre CPA-5 σ > 2
kg/cm2 para soporte viga raíles
8
6
Arqueta de derivación con 0.75m
de profundidad, 0,9m de ancho y
0,7m de largo, para paso aceite
4
7
Suministro de grava seleccionada
hasta la obra
1
8
Edificio para disposición de sala
de control, almacén, despacho y
servicio
1
1U
9
Edificio para disposición de sala
de celdas
1
1U
10
Muro cortafuegos de hormigón
entre transformadores
3
3U
8
4U
39
51
0,1
198,9 m3
Presupuesto
Capítulo II. Aisladores, soportes, estructuras y accesorios
11
Cadenas de aisladores 110 kV
42
42 U
12
Conjunto de grapas de
suspensión
42
42 U
13
Enrejado de malla metálica
1
14
Estructura metálica L-70.70.7
embarrado 110 kV y línea de
llegada
17
17 U
15
Perfiles L-40.40.4 unión
estructuras metálicas
9
9U
16
Tornillería calidad5.6 según
Norma DIN 7990
1500
1500 U
17
Apoyos de interruptores
18
18 U
18
Apoyos de seccionadores de
línea
24
24 U
19
Apoyos de seccionadores de
tierra
6
6U
20
Apoyos de trafo de tensión
6
6U
21
Apoyos bobinado zig-zag
2
2U
22
Apoyos de trafo de intensidad
18
18 U
23
Placas de aviso ACME
8
8U
9
242
2,2
532,4 m2
Presupuesto
Capítulo III. Red de tierras
24
Conductor de tierra de Cu
desnudo de sección 95 mm2
marca CRANE
1
2168
2168 m
25
Tubo aislante IP – 7
1
63
63 m
26
Soldaduras aluminotérmicas
270
270 U
27
Electrodo de grafito
PROCAINSA
28
28 U
Capítulo IV. Transformadores de Potencia
28
Brow Boberi-Oerlikon 110/25
kV 30MVA
2
2U
29
Brow Boberi-Oerlikon 110/6 kV
7,5MVA
2
2U
30
Diestre 25 / 0,380 kV 160 kVA
1
1U
31
Diestre 6 / 0,380 kV 25 kVA
1
1U
Capítulo V. Equipos 110 kV
32
Interruptores automáticos de
hexafluoruro de azufre de 110
kV SPRECHER ENERGIE
6
6U
33
Seccionadores mod. XM34
10
10 U
34
Bobinas de bloqueo
2
2U
10
Presupuesto
35
Pararrayos autovalvulares
OERLIKON
12
12 U
Capítulo VI. Equipos de 25 kV
36
Interruptores automáticos de
hexafluoruro de azufre de 25 kV
FB4 SPRECHER ENERGIE
8
8U
37
Seccionadores mod.
16
16 U
38
Pararrayos autovalvulares
OERLIKON BHF3d
15
15 U
8
8U
39
A-03d
Conjunto de celdas blindadas
aisladas en gas SF6
Capítulo VII. Equipos de 6 Kv
40
Interruptores automáticos de
hexafluoruro de azufre de 6 kV
FB6 SPRECHER ENERGIE
5
5U
41
Seccionadores mod.
5
5U
42
Pararrayos autovalvulares
OERLIKON BHF5d
9
9U
43
Conjunto de celdas blindadas
aisladas en gas SF6
5
5U
A-05d
Capítulo VIII. Conductores
44
Conductor de embarrado 110 kV
HALCÓN
1
144
144 m
45
Conductor PIRELLI a
transformadores 110/25 kV
1
90
90 m
11
Presupuesto
46
Conductor LA-180 a
transformadores 110/6 kV
1
90
90 m
47
Conductor EPROTENAX H
VEMEX a cabinas de 25 kV
1
165
165 m
48
Conductor EPROTENAX H
VEMEX a cabinas de 6 kV
1
150
150 m
49
Pirepol. 10 mm2
1
500
500 m
50
Pirepol. 6 mm2
750
750 m
51
Pirepol. 4 mm2
300
300 m
52
Pirepol. 2,5 mm2
300
300 m
Capítulo IV. Equipos Auxiliares
53
Baterías de condensadores 25
kV 4 MAVr SIKAP
5
5U
54
Equipo de baterías y rectificador
TUDOR
1
1U
Capítulo X. Transformadores de Tensión
55
CPDE 123-N-C. 1 núcleo. ABB
6
6U
56
UCP-36. 2 núcleos. ARTECHE
6
6U
57
UCP-36. 1 Núcleo. ARTECHE.
6
6U
12
Presupuesto
58
UCP-7,2. 2 núcleos. ARTECHE
6
6U
59
UCP-7,2. 1 Núcleo. ARTECHE.
6
6U
Capítulo XI. Transformadores de Intensidad
60
IMBD-123. 2 núcleos. 400/5-5
A. ABB
6
6U
61
IMBD-123. 3 núcleos. 200/5-5-5
A. ABB
6
6U
62
IMBD-123. 3 núcleos. 100/5-5-5
A. ABB
6
6U
63
ACH-36. 3 núcleos. 750/5-5-5 A.
ARTECHE
6
6U
64
ACH-36. 2 núcleos. 750/1-1 A.
ARTECHE
6
6U
65
ACH-36. 2 núcleos. 200/5-5 A.
ARTECHE
15
15 U
66
ACH-36. 1 núcleo. 750/1 A.
ARTECHE
15
15 U
67
ACH-36. 1 núcleo. 10/5 A.
ARTECHE
2
2U
68
AVD-36. 1 núcleo. 10/1 A.
ARTECHE
2
4U
69
ACH-7,2. 3 núcleos.750/5-5-5 A.
ARTECHE
6
6U
70
ACH-7,2. 2 núcleos. 750/1-1 A.
ARTECHE
6
6U
13
Presupuesto
71
ACH-7,2. 2 núcleos. 400/5-5 A.
ARTECHE
9
9U
72
ACH-7,2. 1 núcleo. 750/1 A.
ARTECHE
9
9U
73
AVD-7,2. 1 núcleo. 10/1 A.
ARTECHE
2
2U
Capitulo XII. Otros
74
Instalación total de baja tensión
380-220 V
1
1U
75
Elementos y estructuras de
iluminación
1
1U
76
Pértiga aislante CM 5 160.
CLATU
6
6U
77
Banqueta aislante CT 7. CLATU
6
6U
78
Guantes aislantes CG 30.
CLATU
4
4U
79
Mono aislante 170 kV. CLATU
4
4U
80
Puerta automática de acceso a la
subestación
1
1U
14
Presupuesto
4.3 – Aplicación de Precios
Nº
DESIGNACIÓN
Precio
Medición
Precio
Partida
Precio
Capítulo
Capítulo I. Obra civil de la subestación
1
2
3
4
5
6
Explanación del terreno
Excavación del terreno para
cimentaciones, apoyos y
soportes
Hormigón fundación CPA350 σ > 225 kg/ cm2 de canto
rodado tamaño máx. 40 mm
Hormigonado en masa para
fundiciones como solera de
regulación y nivelación de 10
cm de espesor
Hormigón pobre CPA-5 σ >
2 kg/cm2 para soporte viga
raíles
Arqueta de derivación con
0.75m de profundidad, 0,9m
de ancho y 0,7m de largo,
para paso aceite
6,79
4080 m2
27703,2
18,63
900 m3
16767
25,96
900 m3
23364
23,64
60 m3
1418,4
9,12
1,1 m3
10,03
40,56
4U
162,24
2,75
198,9 m3
546,97
7
Suministro de grava
seleccionada hasta la obra
8
Edificio para disposición de
sala de control, almacén,
despacho y servicio
60101,21
1U
60101,21
9
Edificio para disposición de
sala de celdas
480880,96
1U
480880,96
721,21
3U
2163,63
Muro cortafuegos de
10 hormigón entre
transformadores
613117,65
15
Presupuesto
Capítulo II. Aisladores, soportes, estructuras y accesorios
11
Cadenas de aisladores 110
kV
9,42
42 U
395,64
12
Conjunto de grapas de
suspensión
1,86
42 U
78,12
13 Enrejado de malla metálica
4,81
532,4 m2
2560,84
Estructura metálica L14 70.70.7 embarrado 110 kV y
línea de llegada
2704,55
17 U
45977,35
15
Perfiles L-40.40.4 unión
estructuras metálicas
1803,03
9U
16227,27
16
Tornillería calidad5.6 según
Norma DIN 7990
0,63
1500 U
945
184,33
18 U
3317,94
17 Apoyos de interruptores
18
Apoyos de seccionadores de
línea
172,41
24 U
4137,84
19
Apoyos de seccionadores de
tierra
173,69
6U
1042,14
20 Apoyos de trafo de tensión
154,86
6U
929,16
21 Apoyos bobinado zig-zag
210,15
2U
420,3
Apoyos de trafo de
intensidad
156,28
18 U
2813,04
23 Placas de aviso ACME
6,16
8U
79,28
22
78893,93
16
Presupuesto
Capítulo III. Red de tierras
Conductor de tierra de Cu
24 desnudo de sección 95 mm2
marca CRANE
6,61
2168 m
14330,48
25 Tubo aislante IP – 7
4,21
63 m
265,23
26 Soldaduras aluminotérmicas
17,36
270 U
4687,20
39,94
28 U
1118,32
27
Electrodo de grafito
PROCAINSA
20401,23
Capítulo IV. Transformadores de Potencia
28
Brow Boberi-Oerlikon
110/25 kV 30MVA
376984,84
2U
753969,68
29
Brow Boberi-Oerlikon 110/6
kV 7,5MVA
308018,70
2U
616037,40
30
Diestre 25 / 0,380 kV 160
kVA
29437,57
1U
29437,57
15960,87
1U
15960,87
31 Diestre 6 / 0,380 kV 25 kVA
1415405,5
Capítulo V. Equipos 110 kV
Interruptores automáticos de
hexafluoruro de azufre de
32
110 kV SPRECHER
ENERGIE
22718,26
17
6U
136309,56
Presupuesto
33 Seccionadores mod. XM34
8755,88
10 U
87558,80
34 Bobinas de bloqueo
6010,10
2U
12020,2
1807,84
12 U
21694,08
35
Pararrayos autovalvulares
OERLIKON
257582,64
Capítulo VI. Equipos de 25 kV
Interruptores automáticos de
hexafluoruro de azufre de 25
36
kV FB4 SPRECHER
ENERGIE
11407,21
8U
91257,68
37 Seccionadores mod.
4747,94
16 U
75967,04
A-03d
38
Pararrayos autovalvulares
OERLIKON BHF3d
1025,23
15 U
15378,45
39
Conjunto de celdas blindadas
aisladas en gas SF6
7095,22
8U
56761,76
239364,93
Capítulo VII. Equipos de 6 Kv
Interruptores automáticos de
hexafluoruro de azufre de 6
40
kV FB6 SPRECHER
ENERGIE
6525,21
5U
32626,05
41 Seccionadores mod.
2925,65
5U
14628,25
854,21
9U
7687,89
42
A-05d
Pararrayos autovalvulares
OERLIKON BHF5d
18
Presupuesto
43
Conjunto de celdas blindadas
aisladas en gas SF6
6124,23
5U
30621
85563,34
Capítulo VIII. Conductores
44
Conductor de embarrado 110
kV HALCÓN
6,13
144 m
882,72
45
Conductor PIRELLI a
transformadores 110/25 kV
5,75
90 m
517,50
46
Conductor LA-180 a
transformadores 110/6 kV
4,23
90 m
380,70
4,87
165 m
803,55
3,17
150 m
475,50
49 Pirepol. 10 mm2
0,96
500 m
480
50 Pirepol. 6 mm2
0,6
750 m
450
51 Pirepol. 4 mm2
0,39
300 m
117
52 Pirepol. 2,5 mm2
0,24
300 m
72
Conductor EPROTENAX
H VEMEX a cabinas de
25 kV
Conductor EPROTENAX
48 H VEMEX a cabinas de 6
kV
47
4178,97
19
Presupuesto
Capítulo IV. Equipos Auxiliares
53
Baterías de condensadores
25 kV 4 MAVr SIKAP
1875,45
5U
9377,25
54
Equipo de baterías y
rectificador TUDOR
8356,80
1U
8656,80
17734,05
Capítulo X. Transformadores de Tensión
55
CPDE 123-N-C. 1 núcleo.
ABB
2829,56
6U
16977,36
56
UCP-36. 2 núcleos.
ARTECHE
691,16
6U
4146,96
57
UCP-36. 1 Núcleo.
ARTECHE.
546,92
6U
3281,52
58
UCP-7,2. 2 núcleos.
ARTECHE
451,98
6U
2711,88
59
UCP-7,2. 1 Núcleo.
ARTECHE.
390,50
6U
2343
29460,72
Capítulo XI. Transformadores de Intensidad
60
IMBD-123. 2 núcleos. 400/55 A. ABB
2824,76
6U
16948,56
61
IMBD-123. 3 núcleos. 200/55-5 A. ABB
3155,31
6U
18931,86
20
Presupuesto
62
IMBD-123. 3 núcleos. 100/55-5 A. ABB
2954,23
6U
17725,38
63
ACH-36. 3 núcleos. 750/5-55 A. ARTECHE
873,97
6U
5243,82
64
ACH-36. 2 núcleos. 750/1-1
A. ARTECHE
810,86
6U
4865,16
65
ACH-36. 2 núcleos. 200/5-5
A. ARTECHE
690,66
15 U
10359,90
66
ACH-36. 1 núcleo. 750/1 A.
ARTECHE
744,75
15 U
11171,25
67
ACH-36. 1 núcleo. 10/5 A.
ARTECHE
450,25
2U
900,50
68
AVD-36. 1 núcleo. 10/1 A.
ARTECHE
426,21
4U
1704,84
69
ACH-7,2. 3 núcleos.750/5-55 A. ARTECHE
556,26
6U
3337,56
70
ACH-7,2. 2 núcleos. 750/1-1
A. ARTECHE
510,15
6U
3060,90
71
ACH-7,2. 2 núcleos. 400/5-5
A. ARTECHE
635,24
9U
5717,16
72
ACH-7,2. 1 núcleo. 750/1 A.
ARTECHE
602,47
9U
5422,23
73
AVD-7,2. 1 núcleo. 10/1 A.
ARTECHE
420,25
2U
840,50
106229,62
21
Presupuesto
Capitulo XII. Otros
74
Instalación total de baja
tensión 380-220 V
21035,42
1U
21035,42
75
Elementos y estructuras de
iluminación
7108,60
1U
7108,60
76
Pértiga aislante CM 5 160.
CLATU
63,11
6U
378,66
77
Banqueta aislante CT 7.
CLATU
70,08
6U
420,48
78
Guantes aislantes CG 30.
CLATU
79,93
4U
319,72
79
Mono aislante 170 kV.
CLATU
287,35
4U
1149,4
80
Puerta automática de acceso
a la subestación
1562,63
1U
1562,63
31974,91
22
Presupuesto
4.4 – Resumen del Presupuesto
Capítulo I
Obra Civil de la Subestación
613117,65
Capítulo II
Aisladores, soportes, estructuras y accesorios
78893,93
Capítulo III
Red de tierras
20401,23
Capítulo IV
Transformadores de potencia
Capítulo V
Equipos de 110 kV
257582,64
Capítulo VI
Equipos de 25 kV
239364,93
Capítulo VII
Equipos de 6 kV
85563,34
Capítulo VIII
Conductores
Capítulo IX
Equipos auxiliares
17734,05
Capítulo X
Transformadores de tensión
29460,72
Capítulo XI
Transformadores de intensidad
Capítulo XII
Otros
1415405,50
4178,97
106229,62
31974,91
PEM
2899907,49
Gastos Generales
13 % PEM
376987,97
Beneficio Industrial
6 % PEM
173994,45
3450889,91
IVA 16 %
552142,38
TOTAL
4003032,29
El importe total asciende a la cantidad de CUATRO MILLONES TRES MIL
TREINTA Y DOS euros con VEINTINUEVE céntimos.
Hospitalet de l’Infant,
24 de Mayo de 2002
Oscar Leal García
23
SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA 110 / 25 / 6 KV
75 MVA
5. PLIEGO DE CONDICIONES
AUTOR: Oscar Leal García.
DIRECTOR: Juan José Tena Tena.
Junio / 2002.
Pliego de Condiciones
PLIEGO DE CONDICIONES
4.1. Condiciones Generales
4.2. Condiciones técnicas
4.3. Condiciones facultativas
4.4. Condiciones económicas
4.5. Condiciones administrativas
Pliego de Condiciones
4.1. Condiciones Generales
El presente proyecto tiene carácter de obligado cumplimiento, una vez
cumplimentado con los sellos oportunos y legalizado.
Garantiza el cumplimiento de todos los reglamentos y disposiciones vigentes en
el terreno de las subestaciones transformadoras de distribución.
•
El proyecto desarrolla el estudio de una subestación transformadora de
distribución para una potencia firme de 75 MVA, con una relación de
transformación de 110 / 25 / 6 kV, situada en el término municipal de
L’Hospitalet de l’Infant, en la comarca del Baix Camp, y a una altitud sobre el
nivel del mar de 40 m.
•
El contratista, en el momento de inicio de la obra hará un reconocimiento del
terreno y comprobará la posibilidad de llevar a cabo el proyecto; haciendo un
replanteamiento del mismo y especificando las mejoras o reformas que considere
oportunas, las cuales presentará al Director de Obra.
•
A partir de la fecha en que se ejecute el replanteamiento se iniciarán los trabajos
según el programa previsto entre las partes contratantes, salvo en el caso en que,
después de efectuado el replanteamiento, se observasen anomalías o graves
impedimentos para la realización de la obra. Otorgándose en este supuesto la
demora necesaria por parte del contratante.
•
La interpretación del proyecto y su dirección serán misión exclusiva del Director
de Obra, el cual, según su criterio, resolverá todas las dudas y suplirá omisiones;
1
Pliego de Condiciones
autorizando en su caso, posibles ampliaciones de la instalación.
•
Tanto el Director de Obra como el personal que el propietario considere
necesario, tendrán en todo momento acceso a la obra. El contratista dará todo
tipo de facilidades para la realización de este cometido.
•
Cualquier modificación en el presente pliego de condiciones no podrá ser
introducida por el propietario sin previo aviso por escrito a la empresa
contratante y a la dirección de obra, quienes tendrán que dar su conformidad.
•
El propietario podrá solicitar modificaciones de especificación o diseño en el
curso de los trabajos de construcción. La repercusión de los mismos sobre los
precios o plazos de entrega se convendrán de común acuerdo por escrito entre
ambas partes.
•
La Dirección de Obra se reserva el derecho de solicitar modificaciones en el
curso de los trabajos, bien sean de especificaciones, planos, etc., de la siguiente
forma:
a)
Sin suplemento de precios, siempre que las modificaciones solicitadas
no originen desechos en la estructura construida.
b) Con suplemento de precios, siempre que las modificaciones solicitadas
requieran un aumento en la construcción o gastos suplementarios.
•
El contratista llevará a cabo la instalación de los distintos equipos de
construcción, por indicación del Director de Obra, quedando exento de cuanta
responsabilidad pudiese derivarse de una inadecuada disposición de éstos.
2
Pliego de Condiciones
Una vez concluido el montaje del material, la instalación será sometida a una
detallada inspección que llevarán a cabo propietario y constructor.
Una vez finalizada se redactará por ambas partes un documento de recepción
provisional.
•
La recepción definitiva se efectuará doce meses después de la provisional,
considerándose ésta definitiva en cualquier caso, transcurridos veinte meses
desde la salida del material de fábrica y siempre que en el periodo transcurrido
desde la recepción provisional, el resultado fuese satisfactorio.
Si la empresa constructora tuviese que reparar o sustituir algún elemento de la
instalación, se aplicará a éste un plazo de garantía nuevo de doce meses,
contados a partir de la sustitución o reparación.
•
El contrato podrá ser rescindido por:
a)
Fallecimiento del contratista.
b) Incumplimiento de acuerdos por ambas partes.
c)
Causas de fuerza mayor, no pudiéndose iniciar las obras en un largo
periodo o teniéndose que suspender definitivamente.
d) Resultar las modificaciones a adoptar con un valor superior al 20% del
valor del proyecto.
En todos estos casos se abonará al contratista el importe de la obra, salvo que se
observase negligencia por su parte.
•
Será responsabilidad de la empresa constructora la observación v seguimiento de
3
Pliego de Condiciones
las normas de buena instalación, así como cuanto se derive de una probada
negligencia en la ejecución de los trabajos.
Queda para la Dirección de Obra la supervisión y la facultad de la no admisión
de los trabajos, siendo responsabilidad de ésta la correcta interpretación del
proyecto.
•
En caso de surgir discrepancias entre el contratante y el contratista, cualquiera de
las dos partes podrá solicitar la suspensión de los trabajos, liquidándose la obra
realizada hasta el momento, con arreglo a las siguientes cláusulas:
a)
Desde el momento de la solicitud de suspensión por una de las partes, el
constructor debe someterse al plan que señale el Director de Obra, para
dejar ésta en fácil estado de conservación y en condiciones de una
posterior reanudación, no pudiendo transcurrir más de diez días ni más
de treinta entre la petición de la suspensión y el cese de los trabajos.
b) Al tener lugar la suspensión, el propietario subrogará en las
obligaciones y derechos dimanantes de los contratos y encargos
verbales que tenga el constructor formalizados para proveer de
materiales y equipos a la obra.
•
Los litigios que puedan resultar de la aplicación de este pliego de condiciones,
serán resueltos por un árbitro único o por un tribunal arbitral.
Los árbitros juzgarán soberanamente y sin apelación, cumplirán las formas,
procedimientos y plazos establecidos en el código civil.
4
Pliego de Condiciones
4.2. Condiciones técnicas
•
Los ensayos de fábrica sobre la aparamenta eléctrica acabada comprenderá, de
una manera general, el control de todos los materiales acabados, así como los
ensayos encaminados a comprobar los valores indicados.
El importe de estos ensayos estará incluido en el precio de los aparatos, salvo
gastos de estancia y viajes de los delegados enviados, que serán por cuenta del
propietario.
Los ensayos se realizarán sobre:
a)
Interruptores :
-
Ensayo de resistencia. Mil maniobras de enganche y
desenganche a la cadencia convenida.
-
Ensayo de rigidez dieléctrica en seco y bajo lluvia, entre
piezas de baja tensión y tierra a 50 Hz.
-
Ensayo de choque.
-
Medida de la velocidad de apertura de los contactos.
-
Medida de la intensidad absorbida por el motor de tensado de
los resortes.
b) Seccionadores:
-
Ensayo de rigidez dieIéctrica entre piezas de baja tensión y
tierra a 50 Hz.
-
Ensayo de choque.
-
Ensayo de calentamiento de contactos.
5
Pliego de Condiciones
c)
Transformadores de potencia:
-
Ensayo de rigidez dieléctrica.
-
Ensayo de choque.
-
Ensayo de regulación en carga.
-
Ensayo de calentamiento.
-
Medida de nivel de ruido.
d) Transformadores de tensión:
-
Ensayo de rigidez dieléctrica.
-
Ensayo de precisión, con determinación de las curvas de
relación de transformación y ángulo de desfases.
-
e)
f)
Ensayo de resistencia a los cortocircuitos.
Transformadores de intensidad:
-
Ensayo de rigidez dieléctrica.
-
Ensayo de precisión.
-
Ensayo de sobreintensidad.
Pararrayos autovalvular:
-
Determinación de las características de tensión e intensidad.
-
Ensayos dielétricos.
g) Aparatos indicadores:
-
Ensayo de precisión.
-
Ensayo de amortiguamiento
-
Ensayo de robustez.
-
Ensayo de aislamiento.
6
Pliego de Condiciones
h) Contadores de energía:
•
-
Valor del par motor a carga.
-
Coeficiente de calidad.
-
Consumo de bobinas.
-
Ensayo de aislamiento.
El propietario podrá realizar los ensayos en los talleres de la casa suministradora
sobre un aparato escogido como muestra al azar entre los que formen el lote, de
acuerdo con las normas establecidas:
a)
Si el resultado es satisfactorio, el material se expedirá a su lugar de
destino.
b) Si el resultado en uno de los aparatos no fuese satisfactorio, la casa
suministradora efectuará por su cuenta el ensayo de todos los aparatos
que formen el lote correspondiente.
•
Todos los transformadores, tanto los de potencia como los de medida y
protección, llevarán colocada su placa de características en un lugar visible y
seguro.
En las placas figurarán el nombre del fabricante, modelo y número de serie, así
como grupos de conexión, tensiones nominales, tensiones de aislamiento,
frecuencia nominal, potencias de precisión, número de arrollamientos
secundarios y cuantos datos sean necesarios y de interés.
•
En los interruptores automáticos se indicarán claramente las posiciones de
"abierto" y "cerrado" mediante rótulos en el mecanismo de maniobra.
7
Pliego de Condiciones
•
Cuando los seccionadores estén equipados con cuchillas de puesta a tierra,
deberán estar dotados de un enclavamiento seguro entre las cuchillas principales
y las de tierra.
•
El nivel de aislamiento de los materiales corresponderá con los valores que
figuran en el reglamento para las tensiones nominales de 110 , 25 y 6 kV.
Los ensayos de tensión soportada por las instalaciones o por los distintos
aparatos que la componen, estarán destinados a la comprobación de sus niveles
de aislamiento.
•
Para los grandes transformadores de potencia y con el fin de evitar el deterioro
de éstos por proyección de aceite o cascotes al averiarse otro próximo, se
instalarán pantallas protectoras de hormigón entre éstos, con las dimensiones y
resistencia mecánica apropiadas.
Los transformadores de potencia deben tener las ruedas bloqueadas durante su
funcionamiento.
•
Todos los cables de fuerza, control y señalización instalados exteriormente al
transformador, deberán resistir a la degradación de los líquidos aislantes y
agentes meteorológicos y no propagar la llama.
Idéntico comportamiento se observará para los conductores de la instalación
subterránea.
•
Deberán ponerse a tierra todas las partes metálicas de los transformadores de
medida que no se encuentren sometidas a tensión, a fin de evitar posibles
contactos.
8
Pliego de Condiciones
•
Los cables de unión de las estructuras a la red de tierra que queden en la
superficie, se pintarán de amarillo para su fácil detección. Estos cables
atravesarán las cimentaciones para su conexión a la malla.
•
Las uniones de los cables que forman las mallas de tierra y las conexiones de las
distintas líneas de tierra a éstas, se realizarán con soldadura exotérmica.
•
Después de construida la instalación de tierras, se harán las comprobaciones y
verificaciones previstas "in situ" y se efectuarán los cambios necesarios para
cumplir las prescripciones generales de seguridad.
•
Las conducciones y depósitos de almacenamiento de agua, se instalarán
suficientemente alejados de los elementos en tensión, de tal forma que su rotura
no pueda provocar averías en las instalaciones eléctricas.
A tales efectos las canalizaciones principales de agua se dispondrán en un plano
inferior respecto de todas las conducciones eléctricas.
•
El terreno de la instalación deberá ser explanado teniendo en cuenta las
disposiciones de drenaje en el caso de utilizar fosas de recogida de aceite, así
como para los canales y todos los conductores eléctricos.
4.3. Condiciones facultativas
•
En la realización práctica del proyecto se utilizarán materiales cuya cualidad-tipo
queda reseñada en la memoria, no obstante, podrán utilizarse materiales de
calidad similar, con la conformidad del Director de Obra y siempre que se
9
Pliego de Condiciones
cumplan los requisitos especificados en las condiciones técnicas.
•
En el instante de la adjudicación de la obra se encargarán los materiales
necesarios, informándose a las casas proveedoras que se hayan consultado, de las
condiciones en que se realizará la adquisición del material. En caso de que se
produjeran aumentos de precio durante dicho plazo, el contratista deberá hacerse
cargo de ellos.
•
Será competencia de la empresa constructora la realización de los siguientes
trabajos:
a)
Suministro de los materiales necesarios con exclusión de la instalación
eléctrica.
b) Ejecución de explanaciones, fundiciones, cimientos, estructuras, etc.
c)
Ejecución de carpintería metálica, fontanería, sanitarios, etc.
d) Enfoscados, enlucidos y pinturas de exteriores e interiores.
e)
Replanteamiento de los distintos edificios en base a su situación e
indicaciones del proyecto.
•
Será competencia de la empresa contratante:
a)
Suministrar el terreno necesario para la edificación de la instalación.
b) Poner a disposición del constructor de la energía necesaria.
c)
Obtener las licencias y permisos necesarios para la ejecución de las
obras.
d) Colaborar con la empresa constructora en el replanteamiento de detalle
del edificio con objeto de verificar su exactitud.
10
Pliego de Condiciones
•
El propietario pondrá a disposición del constructor de la energía eléctrica
necesaria a la tensión de 380/220 V, quedando por cuenta del constructor, la
instalación de los tendidos de líneas de alimentación a motores y alumbrado.
A la salida de estas líneas se colocarán equipos de medida para registrar el
consumo. El importe de la energía consumida será abonado por el contratista.
•
El contratista dará un plazo de garantía de la obra, durante el cual se encargará
del mantenimiento de la misma. Al finalizar este periodo de tiempo, hará entrega
de la instalación en perfecto estado y funcionamiento.
•
La empresa contratante se reserva los derechos que autoriza la ley en cuanto a
desperfectos ocultos que se revelasen después expirado el periodo de garantía, en
caso de quedar demostrada la culpabilidad o negligencia del constructor.
4.4. Condiciones económicas
•
El contratista percibirá el importe de las obras especificadas en el contrato, más
las modificaciones efectuadas y autorizadas por el Director de Obra. El abono de
éstas se realizará mediante relaciones valoradas o certificados de obra aprobados
por el propio Director.
•
El precio de los materiales encargados se indicará en precio neto, sin embalaje,
cargado en fábrica sobre camión o vagón y será correspondiente a la fecha de la
oferta. Llevará incluidos todos impuestos salvo timbres y derechos reales.
Las revisiones de precios estarán limitadas a variaciones acaecidas dentro del
plazo de entrega, atendiéndose a una revisión de los mismos en el caso de un
11
Pliego de Condiciones
aumento del índice de los salarios superior al 10%.
•
No se pagará por los materiales un precio superior al que se haya especificado en
el presupuesto, aunque éstos se hayan adoptado con el fin de establecer mejoras.
•
Las mediciones de las unidades que hayan de abonarse a peso, se realizarán antes
de su instalación y en presencia del Director de Obra o la persona delegada. El
resto de las mediciones, a excepción de las de obra oculta, se harán una vez
concluidos los trabajos de construcción, salvo que se especifique lo contrario por
cualquiera de las partes.
•
Las unidades defectuosas, pero que cumplan las exigencias mínimas, podrán ser
demolidas o se reducirá su valor según el criterio del contratista.
La parte contratante podrá solicitar la demolición en el caso supuesto, cuando
considere la invalidez de la obra, llevándose a cabo con el consentimiento de la
parte implicada.
•
La liquidación de la obra en caso de suspensión, la efectuará el Director,
separando dos capítulos:
1.
Dedicado a la obra ejecutada, con la certificación de su precio y la
relación de los materiales acopiados, para el pago del precio total de
adquisición.
2.
Dedicado a la transferencia y liquidación de los consignados en los
apartados de conservación de obra y contratos a terceros.
12
Pliego de Condiciones
•
Las condiciones de pago se establecerán de la siguiente forma:
a)
Entrega del 10% a la casa suministradora en la recepción de los pedidos.
b) Entrega del 20% una vez transcurrida la mitad del plazo.
c)
Entrega del 60% después de superar satisfactoriamente los ensayos de
fábrica.
d) Entrega del 5% en el momento de la recepción provisional.
e)
Entrega del 5% en el momento de la recepción definitiva.
El proveedor puede optar por cobrar este último 5% en el momento de la
recepción provisional, ofreciendo al propietario la garantía bancaria por el citado
valor.
•
En caso de producirse retrasos en la finalización de la obra, se aplicará a la
empresa constructora un recargo por día que pase sobre la fecha de finalización
acordada en el contrato.
El importe de la misma quedará especificada en el momento de la firma del
documento, no pudiendo superar su valor el 50% del importe de adjudicación de
la obra.
•
La empresa contratante gestionará la tramitación de las expropiaciones
necesarias si las hubiese, responsabilizándose a su vez de los pagos e
indemnizaciones a las personas afectadas, conforme a las disposiciones vigentes
en materia de expropiación y valoraciones.
•
El pago de las licencias de obra, honorarios de dirección de obras v los derechos
de acometida de alcantarillados y aguas, serán por cuenta de la empresa
contratante.
13
Pliego de Condiciones
•
Los recargos por pagos al Estado, Diputación y otras administraciones, serán
abonados en los plazos marcados, por cuenta de la empresa constructora.
•
Una vez finalizados los trabajos y mientras se produce la recepción definitiva, el
importe correspondiente al último plazo de liquidación, permanecerá depositado
en concepto de garantía.
•
La liquidación total de la obra, se realizará en el momento de entrega de la
misma y después de haber superado satisfactoriamente el periodo de garantía.
4.5. Condiciones administrativas
•
La adjudicación de la obra se realizará a través de un concurso subasta, dándose
el total de los presupuestos a la baja y se estudiarán la calidad de los materiales
designados en relación con el presupuesto dado.
•
En el concurso podrán participar todas aquellas personas físicas o jurídicas con
capacidad legal para ello, siempre que quede demostrado la solvencia y
capacidad profesional de las mismas.
•
La adjudicación de solicitudes y cuanta documentación se refiera a la forma y
bases del concurso, será facilitada por la empresa contratante, quedando fijadas
de antemano cada una de las cláusulas y plazos.
La recepción de solicitudes finalizará en el plazo de veinte días hábiles desde la
fecha de la convocatoria.
14
Pliego de Condiciones
•
La apertura de pliegos se deberá juzgar en un plazo no superior a una semana
desde la fecha de presentación de los presupuestos, emitiéndose el fallo en un
plazo no superior a los veinte días desde esta misma fecha.
•
Las fianzas y depósitos exigidos por la empresa contratante, se fijarán de mutuo
acuerdo entre las partes implicadas una vez conocido el fallo del concurso.
Cualquiera de los apartados que configuran este pliego de condiciones podrá ser
modificado o rectificado para su mejor interpretación y clarificación de común
acuerdo entre todas las partes.
Hospitalet de l’Infant,
24 de Mayo de 2002
Oscar Leal García
15