subestaciÓn elÉctrica para la evacuaciÓn desde el parque eÓlico o la central reversible

SUBESTACIÓN ELÉCTRICA PARA LA

EVACUACIÓN DESDE PARQUE

EÓLICO O LA CENTRAL REVERSIBLE

JOSÉ MARÍA NAVARRO ACOSTA

ASIGNATURA: OTRAS RENOVABLES

MASTER DE ENERGÍAS RENOVABLES DE LA UMH CURSO 2013

http://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=YLNDd2W1G3BcAM&tbnid=zU2CkDIfUJksWM:&ved=0CAUQjRw&url=http://prensa.adif.es/ade/u08/GAP/Prensa.nsf/Vo000A/5E3BF842CD674286C12574CE0031D2AF?Opendocument&ei=wiDhUfPdI-ep0QX78YHgBw&psig=AFQjCNFOrKjdktt0vcxTmWgTYssPoeFufg&ust=1373794827623830

TRABAJO DE OTRAS RENOVABLES JOSÉ MARÍA NAVARRO ACOSTA

Página 1

ÍNDICE

MEMORIA………………………………................................................................................... 3

1 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN.................................................................................. 3

2 OBJETO DEL PROYECTO................................................................................…………….. 3

3 EMPLAZAMIENTO................................................................................................................. 9

4 ESQUEMA UNIFILAR............................................................................................................ 11

4.1 Sistema de 132 kV....................................................................................................... 11

4.2 Transformadores de potencia....................................................................................... 12

4.3 Esquema de 20 kV....................................................................................................... 12

4.4 Transformadores de servicios auxiliares...................................................................... 12

4.5 Baterías de condensadores.......................................................................................... 12

4.6 Reactancias de puesta a tierra..................................................................................... 12

4.7 Pararrayos de M.T........................................................................................................ 12

4.8 Otras instalaciones....................................................................................................... 12

5 CARACTERÍSTICAS GENERALES........................................................................................ 13

5.1 Aislamiento................................................................................................................... 13

5.2 Distancias mínimas....................................................................................................... 13

5.3 Intensidades de cortocircuito........................................................................................ 14

6 ESTRUCTURA METÁLICA..................................................................................................... 14

6.1 Estructura metálica de 132 kV...................................................................................... 14

6.2 Estructura metálica en 20 kV........................................................................................ 15

7 EMBARRADOS....................................................................................................................... 15

7.1 Embarrados de 132 kV................................................................................................. 16

7.2 Embarrados de 20 kV................................................................................................... 17

7.3 Piezas de conexión....................................................................................................... 17

7.4 Aisladores soporte para 132 kV.................................................................................... 17

7.5 Cadenas de aisladores para 132 kV............................................................................. 18

7.6 Aisladores soporte para 20 kV...................................................................................... 18

8 TRANSFORMADORES DE POTENCIA................................................................................. 19

8.1 Características constructivas........................................................................................ 19

8.2 Ensayos dieléctricos..................................................................................................... 19

8.3 Regulación de tensión.................................................................................................. 20

8.4 Transformadores de intensidad.................................................................................... 20

8.5 Refrigeración................................................................................................................ 20

8.6 Protecciones del transformador.................................................................................... 20

9 INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS…………….................................................................... 21

9.1 Interruptores automáticos de 132 KV........................................................................... 21

9.2 Interruptores automáticos de 20 KV............................................................................. 22

10 SECCIONADORES............................................................................................................... 22

10.1 Seccionadores de 132 kV................................................................................................... 22

10.2 Seccionadores de 20 kV (intemperie)................................................................................ 24

11 TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD............................................................................ 24

12 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN.................................................................................. 26

12.1 Transformadores de tensión capacitivos.................................................................... 26

12.2 Transformadores de tensión inductivos...................................................................... 26

13 PARARRAYOS...................................................................................................................... 27

13.1 Tensión 132 kV........................................................................................................... 27

13.2 Tensión 20 kV............................................................................................................. 28

14 REACTANCIA DE PUESTA A TIERRA................................................................................ 28

15 CELDAS DE MEDIA TENSIÓN (20 kV)................................................................................ 29


Página 2

16 BATERÍAS DE CONDENSADORES..................................................................................... 34

17 SERVICIOS AUXILIARES..................................................................................................... 34

17.1 Servicios auxiliares de c.a.......................................................................................... 35

17.2 Servicios auxiliares de c.c.......................................................................................... 36

18 CUADROS DE CONTROL Y ARMARIOS DE PROTECCIONES........................................ 36

18.1 Unidades de Control................................................................................................... 36

18.2 Armarios de control y protecciones............................................................................ 37

19 MEDIDA................................................................................................................................ 38

20 COMUNICACIONES............................................................................................................. 39

21 SISTEMAS COMPLEMENTARIOS...................................................................................... 39

21.1 Alumbrado.................................................................................................................. 39

21.2 Protección contra incendios....................................................................................... 40

21.3 Ventilación.................................................................................................................. 40

21.4 Anti intrusismo............................................................................................................ 40

21.5 Insonorización............................................................................................................. 40

22 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA................................................................................ 40

23 OBRA CIVIL.......................................................................................................................... 42

23.1 Movimiento de tierras……………………………………………………………………… 42

23.2 Cimentaciones para aparamenta y pórticos…………………………………………..… 43

23.3 Canalización de cables……………………………………………………………………. 43

23.4 Urbanización………………………………………………………………………………... 43

23.5 Edifico de control y celdas………………………………………………………………… 44

ANEXO I:CALCULOS JUSTIFICATIVOS ………........................................................................

45

ANEXO II: PROYECTO MINP …………....……….......................................................................

68

PLANOS ………………………………........................................................................................ 75

PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TÉCNICAS PARTICULARES……...................................... 86

PRESUPUESTO …………………............................................................................................ 88


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1 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN

Este proyecto surge ante la necesidad de dar acometida eléctrica al proyecto de construcción

de un parque hidroeólico en el término municipal de Pliego (Murcia). Este parque consiste en

un sistema mixto entre un parque eólico convencional junto con una estación de bombeo

reversible. Ambos sistemas tienen la necesidad de entronque con una línea eléctrica de

distribución. La línea que se adoptado para la evacuación/entronque ha sido una línea de

distribución de Iberdrola de 132 KV. Surge por tanto la necesidad de diseñar una subestación

que nos adecue los diferentes niveles de tensiones entre el parque hidroeólico y la línea de

Iberdrola.

Para la redacción del proyecto se han seguido las directrices de un proyecto básico de

IBERDROLA que define las características esenciales de las subestaciones que se pretende

construir. En particular, para esta subestaciones que desde el nivel de M.A.T alimentan a redes

de distribución en M.T con bajas potencias se requiere realizar instalaciones sencillas y

económicas.

Por ello, se ha seleccionado un diseño del 132 kV en intemperie, al ser aun los sistemas en

SF6 no competitivos en costes y tratarse de una subestación implantadas en suelo rural. En

cuanto a la MT, la solución será de interior con celdas de aislamiento de SF6 ya que en este

nivel de tensión la comparación de costes y funcionalidad resulta competitiva frente a las

soluciones de intemperie.

2 OBJETO DEL PROYECTO

El objeto de este Proyecto Básico es describir las características técnicas esenciales y el

conjunto de equipos e instalaciones que componen la Subestación Transformadora Tipo

132/20 kV intemperie-interior a realizar por abonado, con la siguiente configuración:

2.1 Descripción eléctrica del parque hidroeólico

El parque hidroeólico a construir será una instalación construida con el fin de generar

electricidad y venderla a la red a precios de libre mercado o pool. Consta de dos elementos de

producción de energía:

Un parque eólico de 10 MW formado por 5 generadores de 2 MW cada uno.

Central reversible de bombeo formado por un sistema de bombeo de 2.415 MW y un

equipo de turbinación de 1.893 MW. En este último elemento será la turbinación el

elemento de generación.

El sistema parque hidroeólico podemos esquematizarlo desde el punto de vista eléctrico como

se muestra a continuación:


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Los principales subsistemas eléctricos que podemos diferenciar dentro del parque hidroeólico

son:

Parque eólico formado por 5 aerogeneradores de 2 MW cada uno con una potencia de

10 MW.

Línea subterránea de MT para evacuar la producción del parque eólico. Esta línea

estará formado por 3 subramales:

LSMT que conecta 2 aerogeneradores.

LSMT que conecta 3 aerogeneradores.

LSMT que recoge la electricidad procedente de las dos anteriores.

Central de bombeo y turbinación. Está integrada por los siguientes elementos:

Equipo de bombeo formado por 3+1 bombas de 805 KW a 6 KV cada

una con una potencia total de 2415 KW.

Equipo de turbinación formado por una turbina con una potencia de

1893 KW y 6KV.

Centro de transformación de 20KV/6 KV formado por dos

transformadores de 3000 KVA con conexión en paralelo.

Centro de transformación de 20 KV/0.420 KV para servicios auxiliares.

Celdas de protección en 6 KV, cuadros de distribución y maniobre

para bombas y turbinas, instalación de alumbrado y fuerza del edificio.

Línea aérea de MT. Compuesta por una línea de 3.5 Km de simple circuito de 20 KV

que tendrá la función tanto de transporte de la electricidad para el funcionamiento de

las bombas como para evacuar la energía producida por el equipo de turbinación.

Subestación eléctrica de 132 KV/20 KV. Esta es la que se describe y diseña en este

anejo.

Los posibles escenarios de funcionamiento que se pueden dar en el parque son los siguientes:

ST

LMT 132 Kv Iberdrola

Parque eólico 10 MW

Bombeo 2,415 MW

Tur binación 1.893 MW

LSMT 20 KV

LAMT 20 KV

CT

LAAT 132 KV


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ESCENARIO 1: FUNCIONANDO SOLO PARQUE EÓLICO

ESCENARIO 2: FUNCIONANDO PARQUE EÓLICO Y BOMBEANDO AGUA

ST



Bombeo 2,415 MW

Turbinación 1.893 MW

LSMT 20 KV

LAMT 20 KV

CTT

ST



Bombeo 2,415 MW


LSMT 20 KV

LAMT 20 KV

CTT


Página 6

ESCENARIO 3: FUNCIONANDO PARQUE EÓLICO Y TURBINANDO AGUA

ESCENARIO 4: FUNCIONANDO TURBINACIÓN SOLO

ST



Bombeo 2,415 MW


LSMT 20 KV

LAMT 20 KV

CTT

ST



Bombeo 2,415 MW


LSMT 20 KV

LAMT 20 KV

CTT


Página 7

2.2 Descripción de la subestación a construir

Como ya se ha comentado anteriormente uno de los subsistemas eléctricos dentro del parque

hidroeólico a construir es una subestación eléctrica de 132/20 Kv, que es la que pasamos a

describir a continuación.

El sistema de acometida de la subestación con la línea de 132 KV propiedad de Iberdrola

Distribución será mediante una acometida entrada-salida:

La estación a construir será una subestación del tipo compañía-abonado en la que una parte

de la instalación de 132 KV será cedida a IBERDROLA y la otra será de titularidad del promotor

del parque. Cada parque de 132 KV irá perfectamente diferenciado del otro con incluso una

separación física entre ambos. Igualmente se dispondrá de dos salas de control, una para

abonado y otra para Iberdrola, que aunque estando en el mismo edificio no están comunicadas

y tienen puertas de acceso desde cada uno de los recintos a los que pertenecen. Los accesos

a cada uno de los parques de 132 KV serán por puertas diferentes

132 kv

ST

Apertura de red


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La línea de acceso de entrada y salida de la subestación se ejecutará mediante un doble

circuito que compartirá las torres hasta el punto de entronque con la actual línea de 132 KV

propiedad de IBERDROLA:

El sistema de 132 kV diseñado es en intemperie, esquema de simple barra partida, compuesto

por:

2 posiciones de línea.

1 embarrado de 132 KV

1 posiciones de transformador.

1 transformadores de potencia trifásicos 132/20 kV 12 MVA, de intemperie, aislados en

aceite mineral, con regulación en carga en el lado de alta tensión.

El sistema de 20 kV esquema de simple barra, tipo interior, en celdas de aislamiento en SF6

compuesto por:

2 celdas de línea.

1 celdas de transformador de potencia.

1 celdas de transformador de servicios auxiliares.

1 celdas de baterías de condensadores.

1 celda de batería de condensadores

Se dotara a la instalación un transformador de servicios auxiliares, montados en intemperie,

que serán alimentados desde sus celdas correspondientes.

Además se montaran dos reactancias trifásicas de puesta a tierra en la salida de 20 kV de los

transformadores de potencia, que servirán para dar sensibilidad a las protecciones de tierra y

dotar a las mismas de una misma referencia de tensión, así como para limitar la intensidad de

defecto a tierra en el sistema de 20 kV.

Cada una de estas posiciones de 132 y 20 kV estará debidamente equipada con los elementos

de maniobra, medida y protección necesarios para su operación segura.

Se dispondrá un edificio de control y celdas con una sola planta, construido en base a paneles

prefabricados de hormigón, que tendrá dos salas independientes: la sala de control y la sala de

celdas.

En la sala de control se ubicaran los cuadros y equipos de control, armarios de protecciones,

cuadros de distribución de servicios auxiliares, equipos rectificador-batería y equipos de

medida y comunicaciones.

También se preverá dentro del edificio un espacio para almacenamiento de herramientas y

útiles de seguridad.


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3 EMPLAZAMIENTO

El lugar estudiado se encuentra localizado en el término municipal de Pliego de la

Comunidad Autónoma de la Región de Murcia, concretamente en el paraje conocido como el

Alto de la Atalayas.

La ubicación de los principales elementos que componen las subestación se enumeran

a continuación:


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NOMBRE DESCRIPCIÓN X Y Z

MT 110 Punto entronque línea de

Iberdrola

632.330,81 4.204.083,29 495,00

SUBES. Subestación 20/110 Kv 632.332,83 4.204.111,47 495.80

La Subestación Tipo 132/20 kV se ubicara en un terreno prácticamente horizontal y a una

distancia inferior a 100 metros de una línea de 132 Kv de Iberdrola. La ubicación de la

subestación será en terreno de titularidad privada por lo que será necesario su expropiación.

En el anexo “Expropiaciones” se adjunta la información catrastal necesaria junto con el resto de

parcelas necesarias para la construcción del parque hidroeólico.

En cuanto al movimiento de tierras se ha buscado una ubicación en la que este sea

prácticamente nulo ya que nos encontramos en una zona prácticamente llana.

En relación a la cuestión ambiental se desarrolla de forma exhaustiva en el anejo de “Estudio

de Impacto Ambiental” pero como introducción podemos decir que nos encontramos en una

ubicación con ninguna figura ambiental.

En el plano de implantación general, que se adjunta en el Documento 4: “Planos”, puede verse

la disposición general de la subestación en planta y secciones, así como las necesidades de

espacio previstas para la misma.

G90-5

G90-4

G90-3

G90-2

G90-1

SUBESTACIÓN

L.A.T IBERDROLA


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4 ESQUEMA UNIFILAR

El esquema unifilar simplificado adoptado para las tensiones de 132 kV y 20 kV de esta

instalación tipo se recoge en la hoja de planos nº 1 del •”Documento 4: “Planos”.

En este esquema unifilar se han representado todos los circuitos principales que forman cada

uno de los niveles de tensión, figurando las conexiones existentes entre los diferentes niveles y

los elementos principales de cada uno de ellos.

4.1 Sistema de 132 kv

Se ha adoptado para la tensión de 132 kV un esquema de simple barra partida con 3

posiciones previstas para los siguientes circuitos:

2 posiciones de línea (parque propiedad Iberdrola)

1 posiciones de transformador de potencia (parque propiedad de abonado)

1 posición de partición de barra. (parque propiedad Iberdrola)

4.1.1 Aparellaje.-

El aparellaje con que se equipa cada posición es el siguiente:

. Posiciones de línea (por cada línea) propiedad de Iberdrola:

Un interruptor automático, tripolar, de corte en SF6.

Dos seccionadores trifásicos (uno de ellos equipado con cuchillas de puesta a tierra en

la salida de línea).

Tres transformadores de intensidad.

Un transformador de tensión capacitivo.

Posición de transformador propiedad de abonado:


Un seccionador trifásico en zona Iberdrola y otro en zona abonado.


Tres transformadores de tensión.

Tres pararrayos unipolares.

Posición de partición de barra propiedad de Iberdrola:


Dos seccionador trifásico.


En cada extremo del embarrado principal se conectarán 3 transformadores de tensión

inductivos para la medida de tensión, potencia y energía y alimentación de las protecciones.


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4.2 Transformadores de potencia

. Un transformadores de 15 MVA y relación 132±10% / 20kV, conexión YNd11.

4.3 Esquema de 20 kv

Responde al esquema de simple barra y se compone de un conjunto de 6 celdas destinadas a

los siguientes servicios:

1 celdas de transformador (alimentación al embarrado).

3 celdas para salida de líneas.

2 celdas de medida.

1 celdas de alimentación a batería de condensadores.

1 celdas de alimentación a transformador de servicios auxiliares.

4.3.1 Aparellaje.- Todos los circuitos se conectan al embarrado principal a través de un

interruptor automático, excepto el circuito de servicios que se conectan por medio de fusibles

calibrados de alto poder de ruptura.

Las celdas de salida de línea y de batería de condensadores van dotadas de seccionador de

puesta a tierra y de un transformador de intensidad por fase.

También disponen de un transformador de intensidad por la celda de conexión a los

transformadores de potencia.

4.4Transformadores de servicios auxiliares

La celda de servicios auxiliares alimenta un transformador trifásico de 250 kVA, relación 20 kV

+ 2,5% + 5% + 7,5% + 10% / 0,420 - 0,242 kV, que irán instalados en un compartimento del

edificio de abonado. El transformador que se instalará será en seco

4.5 Baterías de condensadores

No procede su instalación.

4.6 Reactancia de puesta a tierra

Para referir a tierra el sistema de 20 kV y dotar a las protecciones de una misma referencia de

tensión para detectar faltas a tierra, se instalaran una reactancias trifásicas de 500 A durante

30 segundos.

La reactancia se conectara en paralelo con el embarrado de 20 kV del transformador de

potencia 132/20 kV y junto al, a través de seccionador trifásico y su conexión se hará en zig-

zag.

4.7 Pararrayos de m.t

Se instalaran tres pararrayos autovalvula unipolares de tensión nominal 24 kV, situados lo más

cerca posible de las bornas del transformador.

4.8 Otras instalaciones

Además de los circuitos y elementos principales descritos en los anteriores apartados, también

se ha reflejado en el esquema unifilar de 132 y 20 kV la instalación de sus correspondientes


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aparatos de medida, mando, control y protecciones necesarios para la adecuada explotación.

Por sus características, estos aparatos son de instalación interior, y para su control y fácil

maniobrabilidad, se han centralizado en cuadros situados en el edificio de control y en

cubículos destinados a tal fin en las propias celdas de interior.

5 CARACTERÍSTICAS GENERALES

5.1 Aislamiento

Los materiales que se emplearan en esta instalación serán adecuados y tendrán las

características de aislamiento más apropiadas a su función.

Los niveles de aislamiento que se han adoptado, tanto para los aparatos, excepto el

transformador, como para las distancias en el aire, y según vienen especificados en el

•”Reglamento sobre centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación”• (MIE-

RAT 12), son los siguientes:

En 132 kV el valor normalizado de tensión más elevada para el material es de

145 kV según el �”Reglamento sobre centrales eléctricas, subestaciones y

centros de transformación”• (MIE-RAT 4). Para este valor se adopta el nivel de

aislamiento nominal máximo, que soporta 650 kV de cresta a impulso tipo rayo

y 275 kV eficaces a frecuencia industrial durante un minuto.

En 20 kV, que corresponden a un valor normalizado de tensión más elevada

para el material de 24 kV. se adopta el nivel de aislamiento nominal, que

soporta 125 kV de cresta a impulso tipo rayo y 50 kV eficaces a frecuencia

industrial durante un minuto.

5.2 Distancias mínimas

El vigente “Reglamento sobre centrales eléctricas, subestaciones y centros de

transformación”•, en el apartado 3 de la MIE-RAT 12, especifica las normas a seguir para la

fijación de las distancias mínimas a puntos en tensión en el aire.

Las distancias, en todo caso, serán siempre superiores a las especificadas en dicho

Reglamento, las cuales se recogen en la siguiente tabla, para instalaciones situadas a altitud

inferior a 1.000 m que es nuestro caso ya que la subestación proyectada esta a un altitud de

495.80 m.

En el sistema de 132 kV, la distancia entre fases es de 2,5 m y la altura mínima del embarrado

sobre el suelo es de 4,5 m, siendo dichas distancias superiores a las especificadas en el citado


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reglamento. En el plano de implantación general y de secciones generales de 132 kV se refleja

la disposición de este sistema. En el sistema de 20 kV se utilizan cables subterráneos

apantallados y celdas prefabricadas de interior normalizadas por el fabricante, habiendo

superado los ensayos de tipo correspondientes y siendo sometidas a ensayos específicos en

cada suministro. En los únicos tramos de embarrado desnudo a montar, que son las salidas de

los transformadores de potencia, se mantendrán distancias de 50 cm entre fases.

5.3 Intensidades de cortocircuito

Para obtener la intensidad de cortocircuito en el punto de la subestación se utilizan programas

capaces de realizar el análisis de la red de Alta Tensión bajo distintas hipótesis de fallo.

Para el caso concreto de la Subestación Tipo 132/20 kV se han considerado los valores que se

relacionan a continuación que son los recomendados por Iberdrola para una subestación de

este tipo. En cualquier caso este dato deberá ser confirmado por Iberdrola una vez pedido el

correspondiente punto de entronque en esa línea:

Intensidad de cortocircuito trifásico en 132 kV 11,6 kA

Intensidad de cortocircuito monofásico en 132 kV 10,6 kA

6 ESTRUCTURA METÁLICA

Para el desarrollo y ejecución de la instalación proyectada es necesario el montaje de una

estructura metálica que sirva de apoyo y soporte del aparellaje y los embarrados, así como

para el amarre de líneas.

La estructura metálica para esta instalación está compuesta por 4 pórticos de entrada de línea

de 132 kV de 8 de luz de dintel por 7.10 m de altura hasta el amarre de dichas líneas. Todo el

aparellaje de la instalación eléctrica de intemperie ira sobre soportes metálicos. Tanto los

pórticos como los soportes del aparellaje se realizaran en base a estructuras de acero, ya sean

tubulares o en base a perfiles de alma llena.

Las cimentaciones necesarias para el anclaje de las estructuras se proyectaran teniendo en

cuenta los esfuerzos aplicados, para asegurar la estabilidad al vuelco en las peores

condiciones.

Toda la estructura metálica prevista será sometida a un proceso de galvanizado en caliente,

una vez construida, con objeto de asegurar una eficaz protección contra la corrosión.

Estas estructuras se completan con herrajes y tornillería auxiliares para fijación de cajas de

centralización, sujeción de cables y otros elementos accesorios.

La estructura metálica necesaria consta en esencia de:

6.1 Estructura metálica de 132 kV

Los componentes de la estructura metálica necesarios en la planta de 132 KV serán:

4 Columnas pórtico de 132 KV.

2 Vigas pórtico de 132 KV.

2 Soportes seccionador III con cuchillas de puesta a tierra.

4 Soportes interruptor.


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4 Soportes trafos de intensidad.

7 Soportes seccionador III sin cuchillas de puesta a tierra.

4 Soportes tripolar aisladores C8-1425.

1 Soporta autovalvulas 132 KV.

2 Soporte aislador C4-125.

2 Soporte trafo de tensión capacitivo.

2 Soporte trafo de tensión inductivo.

Las columnas podrán soportar el tiro total previsto de los conductores y cables de tierra, sin

que el desplazamiento en sus extremos exceda de 1/150 de su altura.

Las vigas se calcularan para soportar los tiros longitudinales de los conductores, sin que la

flecha horizontal exceda de 1/200 de su luz, y las cargas verticales sin que la flecha en el plano

vertical exceda de 1/300 de la luz.

6.2 Estructura metálica en 20 kV

1 soporte para las reactancia de puesta a tierra, autovalvulas, embarrado de 20 kV,

terminales de los cables de potencia y seccionador correspondiente de cada

reactancia.

1 Soporte aislador+pararrayos 20 KV

1 soporte de embarrado de 20 kV en la salida del transformador, sobre la misma

carcasa.

1 soporte para transformador de servicios auxiliares.

1 soporte para batería de condensadores.

En ”Documento 4: Planos”, se acompaña el plano de implantación de planta y secciones , en el

que se refleja la disposición que se ha dado al conjunto de la instalación.

7 EMBARRADOS

Los embarrados principales y auxiliares serán elegidos de forma que las temperaturas

máximas previstas no provoquen calentamientos por encima de 40º

C sobre la temperatura ambiente. Asimismo, soportaran los esfuerzos electrodinámicos y

térmicos de las corrientes de cortocircuito previstas, sin que se produzcan deformaciones

permanentes.

A continuación se reflejan las intensidades nominales y de diseño, tanto en régimen

permanente como en condiciones de cortocircuito, apreciándose que se han elegido unos

valores para el diseño de embarrados superiores a los nominales con un margen de seguridad

suficiente:

Sistema de 132 kV:

Intensidad nominal de la instalación:

Intensidad máxima de diseño de las líneas de alimentación típicas en 132 kV:


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Intensidad de cortocircuito existente (Icc): 11,6 kA ( la especificada por Iberdrola para

este tipo de proyecto, se debe confirmar al pedir punto de entronque)

Intensidad de cortocircuito de diseño: 30 kA (2,5 veces lcc existente).

Sistema de 20 kV:

Intensidad nominal de la instalación:

Intensidad de diseño mínima: 450 A

Intensidad máxima de cortocircuito de diseño:

o 14,4 kA (500 MVA para celdas)

o 7,2 kA (250 MVA en los embarrados de salida de transformador)

7.1 Embarrados de 132 kV

Las barras principales de 132 kV estarán constituidas por tubo de aleación de aluminio, de

100/88 mm de diámetro, equivalente a 1.772 mm2 de sección nominal, que admite un paso de

corriente permanente de 2.320 A. Las características de este embarrado serán:

Aleación AlMgSiO, 5 F22.

Diámetro exterior 100 mm.

Diámetro interior 88 mm.

Sección total del conductor. 1772 mm2

Peso propio 4.78 kg/m.

Momento de inercia. 196 cm4

Módulo de Young 70000 N/mm2

Límite de fluencia 160 N/mm2.

Coeficiente de dilatación 0.023mm/mºC.

Carga de rotura 215 N/mm2.

Intensidad máxima admisible 2320 A.

Los conductores elegidos para el embarrado secundario serán conductores de aluminio-acero

LA 380-GULL que tendrá las siguientes características:

Tipo de cable Aluminio-Acero.

Denominación 380-GULL.

Sección 381.55 mm2.

Composición 54+7.

Carga de rotura 11136 kg.

Resistencia a 20 º C 0.0854

Intensidad máxima 1276.8 A

Diámetro 2.54 cm.


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El amarre de conexión de los embarrados flexibles a los pórticos se realizará mediante cadena

de aisladores. Dichos aisladores serán según la Norma de Iberdrola para aisladores

compuestos en línea de alta tensión serán U120AB132 en un número de 11 aisladores.

La distancia mínima adoptada entre ejes de fase es de 2,5 m y de 1,5 m entre fase y tierra.

7.2 Embarrados de 20 kV

En la salida de bornas del devanado secundario de cada transformador de potencia, hasta su

conexión con los terminales, el embarrado estará constituido por tubo de cobre de 25/19 mm

de diámetro que admite un paso de corriente de 775 A. La derivación a la reactancia será

igualmente de tubo de cobre de 25/19 mm de diámetro.

La conexión entre el embarrado en la salida del transformador de potencia y la celda de

alimentación al modulo de 20 kV, se hace a través de dos ternas de cable de potencia, tipo

H/16-Al 400 mm2, 12/20 kV y terminales flexibles, que proporcionan una intensidad máxima de

1.114 A por fase que teniendo en cuenta el factor de corrección por ir dos ternas en la misma

zanja de 0.82 nos da una intensidad admisible del conjunto de 913.5 A.

7.3 Piezas de conexión

Con el fin de absorber las variaciones de longitud que se produzcan en los embarrados de 132

y 20 kV por efecto de cambio de temperaturas, se instalaran piezas de conexión elásticas, en

los puntos más convenientes, que permitan la dilatación de los tubos sin producir esfuerzos

perjudiciales en las bornas del aparellaje.

Las uniones entre bornas de aparellaje y conductores, así como las derivaciones de los

embarrados para el sistema de 132 kV, se realizaran mediante piezas de aleación de aluminio,

de geometría adecuada y diseñadas para soportar las intensidades permanentes y de corta

duración previstas sin que existan calentamientos localizados. Su tornillería será de acero

inoxidable y quedara embutida en la pieza para evitar altos gradientes de tensión.

En el sistema de 20 kV, en las zonas en las que se utilice conductor desnudo, se utilizaran

uniones de aleación de cobre con tornillería de acero inoxidable sin embutir y que cumplan las

características indicadas anteriormente.

7.4 Aisladores soporte para 132 kV

Este embarrado tubular ira soportado mediante aisladores rígidos montados en soportes

anclados a las cimentaciones. Estos embarrados contarán con unos aisladores de soporte C8-

650 de porcelana vitrificada, cuyas características mecánicas son las siguientes:

Fabricante Poinsa o similar

Modelo C8-650

Tensión nominal 132 KV

Tensión máxima 145 KV

Tensión de cresta 650 KV

Tensión soportada bajo lluvia 275 KV

Altura del aislador montado 1500

Clase según IEC 60815 III


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Carga de rotura a flexión 4000 N

Carga de rotura a torsión 800 N.m

Cumplirán la norma UNE EN 60 168. El número de aisladores soporte a instalar es de 12.

7.5 Cadenas de aisladores para 132 kV

Las líneas de llegada estarán amarradas al pórtico y aisladas de el por medio de cadenas de

aisladores de caperuza y vástago de las siguientes características:

- Tipo de aislador E100/127

- Carga de rotura 100 kN

- Línea de fuga 315 mm

- Numero de aisladores en cadena . 11

Tensión de descarga de la cadena a 50 Hz:

En seco 475 kV

Bajo lluvia 360 kV

El número de cadenas de aisladores a instalar es de 6.

7.6 Aisladores soporte para 20 kV

Los embarrados de 20 kV en la salida de bornas de los transformadores de potencia, se

sustentara sobre aisladores de apoyo de las siguientes características:

Fabricante Poinsa o similar

Modelo C4-125


Tensión máxima 24 KV

Tensión de cresta 125 KV

Tensión soportada bajo lluvia 50 KV


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Altura del aislador montado 305

Clase según IEC 60815 III

Carga de rotura a flexión 4000 N

Carga de rotura a torsión 800 N.m

El número de aisladores de 20 KV será de 3 en la salida del transformador.

8 TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Para la transformación de 132/20 kV se ha previsto el montaje de un transformador de

potencia, trifásicos, de columnas, en baño de aceite, tipo intemperie.

8.1 Características constructivas

Las características constructivas esenciales son:

Tipo de servicio continuo

Refrigeración ONAN/ONAF

Potencia nominal 11/15 MVA

Tensiones en vacio:

o Primario 132 •± 10 % kV

o Secundario 21,5 kV

- Frecuencia 50 Hz

- Conexión Estrella / triangulo

- Grupo de conexión YNd11

- Tensión de cto. para relación 132/21,5 kV 13,5 %

8.2 Ensayos dieléctricos

Los bobinados serán calculados para los siguientes niveles de aislamiento:

Niveles a impulso tipo rayo

Primario......................................................................................550 kV

Secundario.................................................................................125 kV

Neutro del primario.....................................................................125 kV


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Tensión aplicada durante 1 minuto, 50 Hz.

Primario......................................................................................230 kV

Secundario.................................................................................50 kV

Neutro del primario.....................................................................50 kV

8.3 Regulación de tensión

El transformador va provisto de regulación de tensión en carga, tipo JANSEN, que actúa sobre

el devanado primario (132 kV), accionado por motor.

La regulación puede obtenerse en ± 10 % mediante las 19 posiciones del regulador.

8.4 Transformadores de intensidad

En bornas de 132 kV y 20 kV van incorporados transformadores de intensidad, tipo "Bushing",

de las siguientes características:

En bornas de 132 kV:

- 3 T/i tipo BM relación 200/5 A, 20 VA, Cl. 0,5

- 3 T/i tipo BR relación 200/5 A, 30 VA, 5P20

En bornas de 20 kV:

- 3 T/i tipo BM relación 1.200/5 A, 20 VA, Cl. 0,5

- 3 T/i tipo BR relación 1.200/5 A, 30 VA, 5P20

En la borna de neutro de A.T. (132 kV) va incorporado un transformador tipo BR, relación 300/5

A, 30 VA, 5P20. Dicha borna es accesible y estará conectada directamente a tierra.

8.5 Refrigeración

La refrigeración del transformador es ONAN/ONAF mediante radiadores adosados a la cuba

(con independizacion mediante válvulas) y moto ventiladores accionados por termostato.

8.6 Protecciones del transformador

Las protecciones propias del transformador constan del siguiente equipo:

Dos indicadores magnéticos de nivel de aceite, uno para el aceite del transformador y

otro para el aceite del regulador. Cada uno de los indicadores dispone de contacto de

alarma, de nivel bajo.

Dispositivo liberador de presión con contactos de alarma y disparo.

Relé Buchholz de dos flotadores con contacto de alarma y disparo.

Termómetro de contacto indicador de temperatura del aceite del transformador, con

cuatro micro interruptores ajustados con los siguientes usos: conexión de la ventilación

forzada, alarma de temperatura, disparo y alarma de disparo por temperatura.


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9 INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS

9.1 INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE 132 kV

Los interruptores automáticos son aparatos de conexión y desconexión destinados a asegura la

continuidad o discontinuidad del circuito de 132 KV. Para la apertura y cierre de los circuitos de

líneas y transformadores de potencia en carga, se ha previsto la instalación de interruptores

automáticos tripolares de SF6 para intemperie. El SF6, hexafloruro de azufre, es un gas

pesado muy estable, inodoro, inerte , inflamable y no tóxico que se utiliza en los interruptores

debido a su gran poder de aislamiento, casi 2.5 veces el aire.

El corte de corrientes de cortocircuito en gas de hexafloruro de azufre se aplica el principio de

compresión. La elección del SF6 se establece en base a sus altas prestaciones eléctricas, gran

fiabilidad, excepcional capacidad frente a todo tipo de solicitaciones acumuladas, sencillez de

construcción y revisión y sobre todo una necesidad de mantenimiento prácticamente nula. Son

interruptores de doble cámara de ruptura con extinción de arco por soplado de SF6 y

accionamiento mediante mecanismo de resorte tanto para él como para la apertura.

Las características más esenciales de estos interruptores son:

Fabricación ABB o similar.

Modelo LTB 145

Servicio Exterior.

Nº de polos 3

Elemento extintor SF6

Accionamiento Motorizado.

Intensidad nominal 3150 A

Intensidad admisible de corta duración 40 KA

Ciclo nominal de maniobra

O-0.3 s-CO-3min-CO o 0.03 s-CO-1 min-CO o CO-15s-CO.

Tensión más elevada del material 245 KV.

Rango de temperaturas -50 a +70ºC.

Tipo de reenganche Trifásico.

El accionamiento se realizara por un mando motorizado desde unos resortes que se acoplan a

ellos por medio de transmisiones mecánicas. Los tres polos de cada interruptor están

montados sobre un chasis común y son accionados al unísono.

El aislamiento fase-tierra está formado por un aislador soporte de porcelana y la barra aislante

que se encuentra en su interior. El recinto interno de cada polo está lleno de gas bajo una

presión de servicio controlada que garantiza el pleno poder de corte y características de

aislamiento hasta una temperatura de, hasta al menos, -30o C sin necesidad de calefacción

adicional.

Se instalaran cuatro interruptores tripolares idénticos, dos de ellos en las posiciones de líneas

de 132 kV, otro en la barra de unión de ambas líneas y el otro en las posiciones de los

transformadores de potencia. Los tres primeros formarán parte del parque de compañía


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9.1 INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE 20 kV

Los interruptores automáticos de 20 KV formaran parte del conjunto de celdas blindadas en

SF6, suministradas por Ormazabal o fabricante similar.

La configuración de estos interruptores es compacta por lo que no necesitan mantenimiento

prácticamente, posibilitan gran número de maniobras, tienen un alto poder de corte y dominan

con seguridad caso de maniobras externas.

Las características técnicas de estos interruptores serán:

Fabricación Ormazabal o similar.

Servicio Interior.

Nº de polos 3




En el apartado 15 “Celdas de protección 20 KV” se hace una descripción más detallada de los

interruptores automático de 20 KV a colocar.

10 SECCIONADORES

Para poder efectuar los necesarios seccionamientos, se ha previsto el montaje de

seccionadores, tanto en el sistema de 132 kV como de 20 kV, y que se describen a

continuación. La elección de la tipología de seccionador a utilizar depende fundamentalmente

de la tensión nominal de la instalación. Otros parámetros que influyen, aunque menos, es la

intensidad nominal, el espacio y el precio de estos.

10.1 Seccionadores de 132 kV

Se instalarán seccionadores rotativos tripolares de la marca MESA. Serán tripolares ya que al ir

unidos por un eje montados en una estructura común permite el seccionamiento conjunto del

equipo.

Para cada una de las fases se montan de tres columnas de aisladores, siendo las dos laterales

fija y la central es la giratoria. El accionamiento en las tres columnas rotativas se hace

simultáneo con un mando único, mediante un sistema articulado de tirantes de tubo, ajustados,

que permiten que la maniobra de cierre y apertura en las tres fases este sincronizada.


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Los seccionadores existentes al principio de cada línea tendrán cuchillas de puesta a tierra e

irán enclavadas mecánicamente con las principales. Todos los accionamientos de los

seccionadores principales y de los seccionadores de puesta a tierra del sistema de 132 kV

tendrán mando manual, exceptuando el seccionador de partición de barras que tendrá mando

eléctrico.

La parte de los conductores será realizada en aleación de aluminio. Los sistemas de contactos

y bornas de conexión en cobre plateado con aumento dinámico de la presión de contacto. Los

aisladores serán C4 de porcelana esmaltada en marrón. Tanto las partes férricas como la base

son de acero galvanizado por inmersión en caliente según ISO 1461.

Tendremos dos tipos de seccionadores diferentes en función de si forman parte de la

instalación de la compañía o lo son de abonado. Las características técnicas para cada uno de

ellos son las siguientes:

ABONADO

Fabricante MESA o similar

Modelo SG3CP-145/1250

Tensión nominal 145 kV


Nivel de aislamiento a tierra y entre polos

•E Tensión de ensayo a 50 Hz 1 minuto 275 kV

•E Tensión de ensayo a impulso tipo rayo 650 kV

- Nivel de aislamiento sobre la distancia de seccionamiento:



Intensidad admisible de corta duración 31.5 kA (val. eficaz)

- Intensidad admisible (valor de cresta) 80 Ka

Tipo de aislador C4-650.

COMPAÑÍA

Fabricante MESA o similar

Modelo SG3CP-145/1600




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Intensidad admisible de corta duración 40 kA (val. eficaz)



El número de seccionadores de 132 kV que se instalaran es de nueve, siete de ellos normales

y otros dos con cuchillas de puesta a tierra. De esos nueve 6 serán de compañía y 3 de

abonado como se puede apreciar en el unifilar que se adjunta en el documento de planos.

10.2 Seccionadores de 20 kV (intemperie)

Solo se instalara en intemperie, en la tensión de 20 kV, un seccionador para la conexión con la

reactancia de puesta a tierra.

Igualmente se eligen de la marca MESA. Estos seccionadores son de modelo SGP de dos

columnas, una fija y la otra giratoria, con bornas de conexión cilíndricas o rectangulares

respectivamente y de apertura lateral sobre la columna fija. El montaje de los polos es en

paralelo y la apertura de la cuchilla hacia la derecha. Los seccionadores se suministran con

cuchilla de puesta a tierra enclavada mecánicamente con las principales.

Los materiales que se emplean para las partes conductoras es de cobre electrolítico. Los

aisladores serán C4 de porcelana esmaltada en marrón. Tanto las partes férricas como la base

son de acero galvanizado por inmersión en caliente según ISO 1461

Las características técnicas son las siguientes:

Fabricante MESA

Modelo SGP-24/1250









Intensidad admisible de corta duración 31.5 kA (val. eficaz)



El número de seccionadores tripolares a instalar es de 1.

11 TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD

Es un transformador con muchas más espiras en el secundario que en el primario. El

secundario se conecta a un aparato de medida y/o a un relé de protección y el primario con el


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circuito por controlar. Se utiliza para medir en Alta Tensión siendo la máxima intensidad

secundaria 5 A. Constan de dos núcleos uno de ellos para protección y el otro núcleo para

realizar las correspondientes mediciones. Se instalarán en las líneas de llegada, un total de 3

uno por fase montados junto a los interruptores de 132 kV de las posiciones de línea y otros 3

en la posición del transformador. Los primeros estarán en el parque propiedad de IBERDROLA

(400-800/5-5-5) y los segundos en el parque propiedad del abonado (150-300/5-5-5).

Las características principales de estos transformadores son las siguientes:

Fabricante Arteche.

Modelo CH-145

Tensión nominal 145.

Relación de transformación

Posición en línea (p. Iberdrola) 400-800/5-5-5A

Posición de transformador (p. abonado) 150-300/5-5-5A

Potencias y clases de precisión:

Arrollamiento de medida 30 VA Cl. 0,5

Arrollamientos de protección 50 VA 5P20

Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el arrollamiento

primario 275 kV

Tensión de prueba a onda de choque 650 kV

Línea de fuga 3625 mm

Peso 430 Kg.


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En total se instalaran por tanto 3 transformadores de intensidad de relación 150-300/5-5-5 A en

la zona de abonado y 9 transformadores de intensidad 400-800/5-5-5 A en la zona de

compañía. Los transformadores de intensidad para el sistema de 20 kV se describen en el

apartado 15 “Celdas de Media Tensión”.

12 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

Los transformadores de tensión se conectan con el primario en paralelo con el circuito por

controlar y el secundario en paralelo con las bobinas de tensión de los aparatos de medición y

de protección que requieran ser energizados.

Para alimentar los diversos aparatos de medida y protección de circuitos de 132 kV se ha

previsto la instalación de los siguientes transformadores de tensión.

12.1 Transformadores de tensión capacitivos.

Los transformadores de tensión capacitivos separan del circuito de alta tensión los

instrumentos de medida, contadores, relés, protecciones, etc y reducen las tensiones a valores

originales, con la posibilidad de transmitir señales de alta frecuencia a través de las líneas de

alta tensión.

En cada una de las dos posiciones de línea se instalara un transformador divisor capacitivo

cuyas características eléctricas esenciales son:

Fabricante Arteche o similar.

Modelo DDB-145.

Tensión máxima de servicio 145 KV.

Tensión de ensayo (frecuencia industrial) 275 KV.

Tensión de ensayo (impulso) 650 KV.

Frecuencia 50 Hz.


Primer arrollamiento 132√3 / 0.110√3 KV

Segundo arrollamiento 132√3 / 0.110 KV

Potencias y clase de precisión:

Primer arrollamiento 50 VA, Cl.0,5 - 3P

Segundo arrollamiento 25 VA, 3 P

El número de transformadores capacitivos a instalar es de 2, situados en la zona central de

cada una de las dos entradas de línea de 132 kV por tanto en el parque propiedad de la

compañía.

12.2 Transformadores de tensión inductivos

En los dos extremos del embarrado principal se instalaran 2 juegos de tres transformadores de

tensión inductivos. Son aparalleje perteneciente al parque de la compañía.

Los transformadores de tensión inductivos tienen varios circuitos secundarios para medida y/o

protección. Todos los arrollamientos secundarios y el primario están bobinados sobre el mismo

núcleo, por lo que transmite toda la potencia.


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El núcleo y los arrollamientos van colocados dentro de una cuba metálica. Los arrollamientos

son de diseño antirresonante lo que proporciona al aparato un correcto comportamiento tanto a

frecuencia industrial como ante fenómenos transitorios de alta frecuencia.

Seleccionamos los transformadores de la marca Arteche con aislamiento de gas modelo UG-

123 cuyas características eléctricas más esenciales son:

Fabricante Arteche o similar.

Modelo UG-123.

Tensión máxima de servicio 123KV.

Tensión de ensayo (frecuencia industrial) 230 KV.

Tensión de ensayo (impulso) 550 KV.

Frecuencia 50 Hz.


Primer arrollamiento 132√3 / 0.110√3 KV

Segundo arrollamiento 132√3 / 0.110 KV

Potencias y clase de precisión:

Primer arrollamiento 50 VA, Cl.0,5 - 3P

Segundo arrollamiento 25 VA, 3 P

El número de transformadores de tensión inductivos a instalar es de 6, situados en las barras

de 132 kV.

13 PARARRAYOS

Los pararrayos tienen la función de proteger a las instalaciones de las sobretensiones en la

red, procedentes de descargas atmosféricas o de cualquier otra causa.

Para la protección de la subestación se han diseñado la colocación de 3 pararrayos de 132 KV,

uno por fase; en la posición del transformador antes de este y otros 3, uno por fase, de 20 KV

después de este. En ambos casos están instalados en el zona propiedad del abonado Las

características principales de las autovalvulas previstas son:

13.1 Tensión 132 kV

Fabricante ABB o similar.

Modelo Exlim P GH132


Tensión de operación permanente 106 KV.

Tensión residual para corriente de descarga (8/20 μs) 361 KV.

Tensión residual para impulso de c. de maniobra 275 KV.

Altura 1315 mm.

Distancia de fuga 3285 mm.

El material de las autovalvulas será de oxido de zinc con recubrimiento exterior de porcelana.

Como ya se ha indicado el número total de autovalvulas de 132 KV será de 3 por fase en la

posición del transformador colocadas lo más cercano a este antes de que las fases entren en

él.


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13.2 Tensión 20 kV

Fabricante ABB o similar.

Modelo Polim H 20 N


Tensión de operación permanente 20 KV.

Tensión residual para corriente de descarga (8/20 μs) 63. KV.

Tensión residual para impulso de c. de maniobra 53 KV.

Altura 360 mm.

Distancia de fuga 823 mm.

Las autovalvulas a utilizar serán de oxido de zinc con aislamiento polimérico.

Se instalaran un total de tres autovalvulas en 20 kV que se ubicarán en el mismo soporte

metálico donde van las reactancias de puesta a tierra a la salida del transformador..

14 REACTANCIA DE PUESTA A TIERRA

La aplicación de las reactancias de puesta a tierra del neutro consiste en aumentar la

impedancia en el neutro de un transformador. Durante las faltas monofásicas, la reactancia

limita la intensidad de falta en el neutro, mejorando la restauración del servicio en la línea

eléctrica.

Se instalará una reactancia trifásicas de puesta a tierra, en baño de aceite, conectadas al

embarrado de 20 kV a través de un seccionador, cuyas características principales son:

- Fabricante COTECSA

- Modelo RECOTEC-24



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Frecuencia 50 Hz

Grupo de conexión Zig-Zag

Intensidad de defecto a tierra por el neutro 500 A

Duración del defecto a tierra por el neutro 30 s

Aislamiento de partes activas baño de aceite

mineral

Refrigeración ONAN

Tensión soportada con onda tipo rayo 1,2/50 μs 125 kV

Tensión de ensayo a 50 Hz 50 kV

Sobretensión inducida a 150 Hz y 40 s 44 kV

En cada una de las fases y en el neutro llevan incorporados transformadores de intensidad tipo

Bushing para protecciones, con las siguientes características:

En Fases: 3 T/i tipo BR, relación 300/5 A, 15 VA 5P20

En Neutro: 1 T/i tipo BR, relación 300/5 A, 15 VA, 5P20

Las protecciones propias de la reactancia son termómetro, válvula de alivio de sobrepresión,

relé Buchholz y nivel anormal de aceite.

Como protección de sobre intensidad en las fases se emplea un relé trifásico, instantáneo, y

para la protección de la sobre intensidad homopolar, un relé de acción diferida y tiempo

inverso.

15 CELDAS DE MEDIA TENSIÓN (20 kV)

Las celdas de media tensión están compuesto por un sistema de celdas modulares y

compactas para la distribución secundaria de media tensión.

Estas celdas están compuestas por una cuba, una serie de mecanismos de maniobra y una

base o continente donde se alberga todo lo anterior. La base está sellada y aislada en gas SF6


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actuando este como medio de aislamiento y extinción. En ella se encuentra el embarrado que

conexiona los pasatapas monofásicos del exterior de la celda con los mecanismos de maniobra

del interior. Dentro de los mecanismos de maniobra que existen en el interior podemos

encontrar diferentes configuraciones en función de la misión asignada a la celda. Así podemos

tener interruptores-seccionadores, interruptor automático, fusibles, etc.

Las celdas se instalaran agrupadas constituyendo un conjunto modular formado inicialmente

por 7 celdas, distribuidas de la siguiente manera:

a) 1 celdas modular de línea simple. para la línea procedente del transformador de

potencia. Estará provista de interruptor seccionador de tres posiciones (conectado,

seccionado y puesta a tierra). Se montará una celda del fabricante ORMAZABAL o

similar del modelo CGMCOSMOS-L. Las características técnicas serán:

Fabricante Ormazabal o similar.

Modelo CGMCOSMOS-L

Tensión asignada 24 KV

Frecuencia 50 Hz

Intensidad nominal 400/630 A

Tensión de corta duración a fr. Industrial 60 KV.

Tensión a impulso de tipo rayo 145 KV.

Grado de protección IP33+IPX7.

Clasificación arco interno 16 KA 1s.

Datos interruptor-seccionador:

Tensión admisible de corta duración (1 s) 16 A.

Poder de corte corriente activa 400/630 A.

Poder de corte cables en vacio 50/1.5 A.

Poder de corte defecto a tierra 300 A.

Poder de cierre interruptor(valor de cresta) 40 KA.

Datos seccionador de puesta a tierra:

Corriente admisible corta duración (1 s) 16 KA.

Corriente admisible corta duración (valor cresta) 40 KA.

Poder de cierre seccionador (valor cresta) 40 KA.

b) 1 celda modular de línea doble. Con la entrada de los dos LSMT procedente del parque

eólico. Está formada por una celda compacta con dos funciones de línea que incluyen


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tanto las prestaciones de la celda de línea como las de protección, albergadas en una

única cuba. Las características técnicas serán:


Modelo CGMCOSMOS-2L


Frecuencia 50 Hz

Intensidad nominal 400/630 A















c) 2 celdas modulares con función de protección con interruptor automático para las

líneas procedentes del parque eólico y de la línea procedente del bombeo-turbinación.

Estará provista de un interruptor automático de corte en serie con un interruptor-

seccionador de tres posiciones y un seccionador de tres posiciones. Celda con

envolvente metálica, fabricada por ORMAZABAL, formada por un módulo de Vn=24 kV

e In=630 A y de dimensiones: 480 mm de ancho por 850 mm de fondo por 1740 mm de

alto y 218 kg de peso. El interruptor automático de corte en vacío consta de 3 ampollas,

en las que se ha practicado el vacío. En su interior se encuentran dos polos: el fijo,

orientado hacia la parte posterior de la celda y el móvil, orientado hacia la parte frontal,

para ser accionado por el mando de este interruptor automático. La existencia de un

seccionador en la celda permite realizar pruebas sobre el interruptor automático.

La unidad ekorRPG, aportan la capacidad de conexión y desconexión incluso en

condiciones de sobreintensidades entre fases, aumentando de una forma más fiable la

instalación, permitiendo la detección de paso de falta, detección de presencia o

ausencia de tensión, funcionalidad de seccionalización automático, maniobra del

interruptor y comunicaciones para telecontrol. Compuesta de un relé electrónico

comunicable y sensores de intensidades.

Las características técnicas son las siguientes:


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Modelo CGMCOSMOS-V

(RAV/RAMV)


Frecuencia 50 Hz






Datos interruptor automático




Poder de corte corriente activa 630 A.

Poder de corte en cortocircuito 20 KA.











d) 2 celdas modulares de medida que irán acopladas en paralelo con las dos anteriores.

Celda con envolvente metálica, fabricada por ORMAZABAL, formada por un módulo

de Vn=24 kV y 800 mm de ancho por 1025 mm de fondo por 1740 mm de alto y 170 kg

de peso. La celda CGMCOSMOS-M con función de medida es un modulo metálico,

construido en chapa galvanizada, que permite la incorporación en su interior de los

transformadores de tensión e intensidad que se utilizan para dar los valores

correspondientes a los contadores de medida de energía. Por su constitución, esta

celda puede incorporar los transformadores de cada tipo (tensión e intensidad),

normalizados en las distintas compañías suministradoras de electricidad. Los datos del

equipo serán:


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Modelo CGMCOSMOS-M


Frecuencia 50 Hz




Transformadores de intensidad 3 uds

Relación de transformación: 150-300/5A

(generación parque eólico);50-100/5A (generación bombeo)

Potencia: 10 VA

Clase de precisión: CL0,5S

Intensidad térmica: 80 In

Sobreint. admisible en permanencia: 1,2 In

Aislamiento tensión nominal [kV]: 24

Aislamiento a frec. industrial (1 min) [kV]: 50

Aislamiento a impulso tipo rayo (1,2/50) [kV]: 125

Transformadores de tensión 3 uds

Relación de transformación: 22000: 3-110: 3-

110:3

Potencia: 25 VA Clase de precisión:

CL0,5

Sobretensión admisible en permanencia: 1,2 Vn

Aislamiento tensión nominal [kV]: 24

Aislamiento a frec. industrial (1 min) [kV]: 50

Aislamiento a impulso tipo rayo (1,2/50) [kV]: 125

e) 1 celdas modular con función de protección con fusibles del sistema de servicios

auxiliares Celda con envolvente metálica, fabricada por ORMAZABAL, formada por un

módulo de Vn=24 kV e In=630 A y de dimensiones: 470 mm de ancho por 735 mm de

fondo por 1740 mm de alto y 140 kg de peso. La posición de protección con fusibles

incorpora en su interior un embarrado superior de cobre, y una derivación con un

interruptor-seccionador igual al antes descrito, y en serie con él, un conjunto de fusibles

fijos, combinados con ese interruptor. Presenta también captadores capacitivos para la

detección de tensión en los cables de acometida. Las características técnicas son:


Modelo CGMCOSMOS-P



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Frecuencia 50 Hz








Poder de corte corriente activa 200 A.


Corriente de transición interruptor-fusible 1600 A

Corriente de intersección interruptor-relé 1300 A



Corriente admisible corta duración (valor cresta) 2.5/7.5 KA.

Poder de cierre seccionador (valor cresta) 2.5/7.5 KA.

En la hoja de planos nº 4 del “Documento 4: Planos” puede verse la disposición prevista de las

celdas en el interior del edificio de la Subestación.

Todos los elementos del conjunto tienen las características mecánicas adecuadas para tener

un intensidad de cortocircuito superior a 14.4 KA.

El modulo dispone de un colector general de tierras ejecutado en cobre electrolítico, con una

sección de 150 mm2, al que se conectan las cuchillas de puesta a tierra, tomas de puesta a

tierra de los carretones seccionables y en general todas las partes metálicas no sometidas a

tensión.

16 BATERÍAS DE CONDENSADORES

En la instalación propuesta no existirá batería de condensadores por no ser necesario. En los

equipos de bombeo y turbinación se instalará la batería adecuada para la compensación de la

reactiva generada. Estos equipos de batería de condensadores tendrán una configuración por

escalones para ajustarse al número de bombas realmente funcionando. En relación al parque

eólico, los aerogeneradores llevan integrado un sistema de batería de condensadores que se

ajusta a la producción en cada momento del aerogenerador.

17 SERVICIOS AUXILIARES

Para el correcto funcionamiento de la subestación será necesario la existencia de unos

servicios auxiliares que deben de ser alimentados de energía eléctrica. Estos sistemas

necesitarán tanto electricidad en baja tensión tanto en corriente continua como en corriente

alterna. Para tal efecto se instala en la subestación los medios necesarios para dar satisfacción

de estas necesidades.

Para el control y operatividad de estos servicios auxiliares de c.a. y c.c. se ha dispuesto el

montaje de un cuadro de centralización de aparatos formado por bastidores modulares a base

de perfiles y paneles de chapa de acero. El cuadro consta de dos zonas diferenciadas e

independientes, donde se alojan respectivamente los servicios de corriente alterna y corriente


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continua. Cada servicio esta compartimentado independientemente y tiene su acceso frontal a

través de las puertas con cerradura en las que se ha fijado el esquema sinóptico.

17.1 Servicios auxiliares de c.a.

Para abastecer a estos servicios se instalará un transformador. de 250 KVA de la marca

Ormazabal modelo Organic para interiores bañado en silicona líquida dieléctrica según norma

IEC 60836, clase K con punto de combustión por encima de 300 º C. Estos transformadores se

conectan a sus correspondientes celdas de 20 kV de alimentación a servicios auxiliares y, a su

vez, alimentan en baja tensión el cuadro de servicios auxiliares situado en el edificio de mando

y control. Las características de estos transformadores son:

Marca Ormazabal.

Modelo Organic

Líquido dieléctrico Silicona líquida.

Potencia nominal 250 kVA

Tensión primaria 20+2,5+5+7,5+10% kV

Tensiones secundarias 0,420-0,242 kV

Conexión Triangulo / Estrella

Grupo de conexión Dyn11

Intensidad nominal 650 A.

Pérdidas en vacio 530 W.

Pérdidas en carga 3250 W.

Nivel de potencia acústica 60 dB

Caída de tensión a plena carga (cos f=0.8) 3.33 %

Rendimiento carga 100 % (cos f=0.8) 98.15 %


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17.2 Servicios auxiliares de c.c.

Para la tensión de corriente continua se ha proyectado la instalación de dos equipos compactos

rectificador-batería de 125 V c.c. que funcionaran en paralelo alimentando cada uno todos los

servicios (control, fuerza y protecciones de reserva).

Los dos equipos de 125 V c.c. funcionan ininterrumpidamente y durante el proceso de carga y

flotación su funcionamiento responde a un sistema prefijado que actúa automáticamente sin

necesitar de ningún tipo de vigilancia o control, lo cual da mayor seguridad en el mantenimiento

de un servicio permanente.

Además de los equipos mencionados anteriormente se instalara un equipo rectificador-batería

de 48 V c.c. destinado a la alimentación de los equipos de comunicaciones.

18 CUADROS DE CONTROL Y ARMARIOS DE PROTECCIONES

El mando y control de la Subestación Transformadora, así como los equipos de protección y

automatismo, se instalaran en armarios instalados en la sala de control del edificio. Debemos

diferenciar la ubicación de estos dependiendo de si estamos hablando de los cuadro de control

y armarios de protección del parque de 132 KV de la compañía o si es del parque de 132 KV o

del de 20 KV del abonado. Los primeros se alojarán en la sala de control de Iberdrola y los

segundos en la sala de control del abonado.

18.1 Unidades de Control

Con el fin de garantizar un conexión adecuada de las instalación a la red de distribución que

garantice unas condiciones óptimas de seguridad, funcionamiento y explotación de la red, es

preciso dotar a la conexión de la instalación de generación de sistemas y equipos específicos

de maniobra y protección que no se instalan en otro tipo de instalaciones conectadas a red.

Siguiendo los criterios establecidos en el MT 3.53.01 edición 04 de Fecha: Julio 2012

“Condiciones Técnicas de la instalación de producción eléctrica conectada a la Red de

Iberdrola Distribución”, y para aquellas instalaciones que se conectan a niveles superiores de

tensión a 1 kV a la red de Iberdrola Distribución Eléctrica, la instalación se deberá dotar de los

sistemas de telecontrol, protección y telemedida.


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En nuestro caso, el telecontrol queda garantizado pues la instalación de abonado queda

conectada a la instalación de compañía a través de un seccionador intermedio que garantiza la

separación de las instalaciones.

El sistema de telemedida en tiempo real transmitirá la potencia activa y reactiva instantánea

que se está inyectado en la red, para ello se empleará un convertidor de medidas (SACI

ATWV3) que, de los valores de tensión e intensidad de la posición del transformador, obtendrá

unas señales analógicas de corriente proporcionales a los valores de potencia activa y reactiva

que se llevará a la instalación de la compañía para que ésta integre las señales su sistema

información y control SIPCO.

18.2 Armarios de control y protecciones

La conexión de la instalación de generación estará dotada de un sistema de protecciones y un

interruptor automático DYR para permitir la desconexión del mismo en caso de una falta en la

red o en la instalación generación.

El interruptor (DYR) estará dotado de un automatismo que permitirá su reposición de forma

automática si su apertura se ha producido por actuación de las protecciones voltimétricas (27,

59, 59N, 81m/M) instaladas en el punto de interconexión con la red.

El automatismo permitirá el cierre si se cumplen las siguientes condiciones:

Existe presencia de tensión de red, estable como mínimo durante 3 minutos.

No hay disparo de las protecciones de sobre intensidad 50/51.

El automatismo bloqueará el cierre por actuación de las protecciones de sobre intensidad

(50/51) asociadas al interruptor DYR. Si la apertura del interruptor DYR se produce

manualmente por personal de la instalación de generación, el automatismo quedará

deshabilitado.

Los relés de protecciones del DYR (27, 59, 81m/M) dispondrán de control por watch-dog.

Para la conexión con la red de distribución se instalarán las siguientes protecciones (los

parámetros de regulación de cada característica de protección han sido facilitados por el

departamento de Automatización de Iberdrola):

En el ajuste de las protecciones consideramos:

Vm= 135 kV

Relación T/i = 150/5 A

Relación T/t= 132/√3 – 110/√3

Relé 27: Un relé trifásico de mínima tensión conectados entre fases. Detectan las faltas

entre fases que se producen en la red y provocan el disparo al 80% de Vm. El relé

dispondrá de disparo temporizado en tiempo, regulable a 0,6 seg, ajustado a la tensión

secundaria de 90 V.

Relé 59: Un relé de máxima tensión conectado entre fases para detectar

funcionamiento en red separada y provocar disparo a 110% Vm. Cada relé dispondrá

de disparo temporizado en tiempo, regulable entre 0,2 y 1,5 seg.


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Relés 81m y 81M: Relés de máxima y mínima frecuencia para detectar funcionamiento

en red aislada. El relé dispondrá de disparo temporizado ajusten do a 0,2 seg. y un

margen de frecuencia entre 51 y 48 Hz. Además quedará bloqueado el cierre del

interruptor de la interconexión durante tres minutos.

Relés 50/51: Dos relés de fase y uno de neutro de máxima intensidad, tiempo inverso,

con unidad instantánea y temporizada para detectar faltas en la instalación y provocar

el disparo del interruptor de interconexión. Los ajustes de estos relés se establecen en:

51 Fase: 3,05 A (110% In trafo 19MVA-91,5 A en primario) con curva Inversa ANSI Dial

1.

50 Fase: 13,85 A (415 A en primario) con disparo a 0,1 segundo.

51 Neutro: 2,77 A con curva IEC Normal Inversa 0,7.

Comercialmente, estas funciones de protección se implementarán con el Relé Digital PL300IB

de la marca Ingeteam.

SISTEMA DE TELEDISPARO.

Dado que la instalación de generación tiene una potencia superior a 5 MW se hace preceptivo

dotar a la misma de un sistema de teledisparo, de manera que cuando se de la condición de un

cero en barras de 132 kV (instalación quede aislada de la red de distribución), se dispare el

interruptor de 132kV de la posición.

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRAFO.

La protección diferencial de trafo se lleva a cabo mediante un relé digital PD300 de la marca

Ingeteam.

19 MEDIDA

La potencia nominal de la instalación de generación es de 11.893 MW sumando la generada

por el Parque eólico y la turbinación. Según el RD 1110/2007 de 24 de agosto, por el que se

aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, se trata de un

punto de medida situado en frontera de generación cuya potencia aparente nominal es superior

a 450 MW y no puede clasificarse como de tipo 1 (la potencia en frontera de generación es

igual o superior a 12 MVA), por tanto se trata de un punto de medida “TIPO 2”.

La medida de la energía generada se realiza de forma indirecta mediante contador/registrador

electrónico conectado a regleta de verificación, dotando al armario de módem de comunicación

remota para telemedida. El armario normalizado tipo CMAT de poliéster de 750x1000x300 mm.

Las características del pto. de medida serán:

- Sentido medida: Bidireccional (venta/compra).

- Forma de medida: Telemedida.

- Precisión contador activa: 0,2S

- Precisión contador reactiva: 0,5

- Precisión trafos de tensión: 0,2

- Precisión trafos de intensidad:0,2S


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La instalación de media cumplirá con el MT 2.80.14 “Guía para instalación de medida en

clientes y régimen especial de A.T. (hasta 132 kV) que tiene editado la Compañía

Distribuidora.

20 COMUNICACIONES

La instalación se explotara en régimen abandonado, por lo que se dotara a la Subestación de

un sistema de Telecontrol y Telemando, el cual se encargara de recoger las señales, alarmas y

medidas de la instalación para su transmisión al Centro de Operación de IBERDROLA y al

Centro de Mando del parque eólico que se instalara en el mismo recinto de la sala de control

de abonado.

.

La información a transmitir será tratada y preparada por el sistema de control integrado y la

transmisión se realizara por medio de la fibra óptica instalada en las propias líneas de MAT.

Para captar la señal de sincronización del reloj GPS que requiere el SIPCO, se instalara una

antena adosada a un lateral del edificio cercana a la sala de control.

Las comunicaciones entre las UCP y la UCS se realizaran también mediante red de fibra

óptica.

Los equipos de comunicaciones a instalar se alimentaran desde un equipo rectificador-batería

con tensión de salida de 48 V c.c., que se instalara en uno de los armarios de la sala de

control.

21 SISTEMAS COMPLEMENTARIOS

La Subestación dispondrá de una serie de sistemas que complementan la operatividad de la

misma garantizando la seguridad en condiciones de riesgo o simplemente manteniendo las

condiciones ambientales suficientes.

21.1 Alumbrado

Podremos distinguir dos tipos de alumbrado en la subestación: exterior e interior.

21.1.1 Alumbrado exterior.-

Para la iluminación exterior se montaran proyectores de aluminio anodizado, cerrados, que

alojan lámparas de vapor de sodio alta presión, de 250 y 400 W.

Los proyectores se instalaran sobre soportes de altura inferior a 1 m, adecuadamente

orientados, con el fin de facilitar las labores de mantenimiento.

El encendido de este alumbrado se produce manual o automáticamente por medio de un reloj

programador instalado en el cuadro de servicios auxiliares, en el que ira montado el contactor y

los fusibles que protegen el correspondiente circuito.

El alumbrado estará dimensionado para poder realizar trabajos nocturnos en el parque de la

Subestación.

21.1.2 Alumbrado interior.-

El alumbrado interior en el edificio se realizara con pantallas para tubos fluorescentes de 40 W

que proporcionaran la iluminación exigida a cualquier necesidad.


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Dentro del interior del edificio se instalara un sistema de alumbrado de emergencia, compuesto

por lámparas de incandescencia y alimentado en corriente continua con posibilidad de doble

ciclo de 15 minutos (uno automático y otro manual)

21.2 Protección contra incendios

Los únicos elementos de la instalación que contienen materiales inflamables de suficiente

volumen como para ser considerados son los transformadores de potencia, cuyo agente

aislante es aceite mineral que puede considerarse un liquido de peligrosidad baja por ser su

punto de inflamación ( >140 ºC) superior a los 61ºC.

Para ellos se han previsto una serie de elementos pasivos que se describen resumidamente a

continuación:

. Bancada de hormigón armado con cuba de recogida de aceite para su conducción a

depósito independiente, cerrado y separado de la bancada para asegurar la extinción

del incendio ante el posible derrame ocasional. Además se aleja de la bancada,

evitando la combustión del mismo bajo el transformador.

Como elementos activos se han previsto los siguientes:

. Sistema de detección de incendios con detectores iónicos de humos en salas de

celdas y de control del edificio. La activación de este sistema emitirá una alarma que se

transmitirá por telemando.

. Sistema de extinción por medios manuales con extintores de polvo químico para el

interior del edificio y carretones de botellas de CO2 para los transformadores.

21.3 Ventilación

En el parque de 132 Kv al ser a la intemperie no será necesario la instalación de equipos de

ventilación forzada para disminuir las pérdidas por calor. Si que será necesario en el parque de

20 KV donde se ubiquen las celdas y la sala de control que necesitarán un equipo de

climatización y ventilación forzada enclavada a un termostato. El equipo de climatización será a

base de equipo partidos tipo Split y no forma parte de este proyecto su cálculo y dimensionado.

21.4 Anti intrusismo

Se montaran equipos de detención de intrusos en el edificio de la subestación que funcionará

con sistemas de detención de puerta y de movimiento. Se instalará un sistema de alarma

sonora y acústica y estas alarmas se transmitirán mediante el telemando a una central de

alarmas centralizadas

21.5 Insonorización

Debido a que la ubicación de la subestación es en un lugar alejado de núcleos habitados o de

zonas con sensibilidad ambiental ante el ruido, no se han tomado medidas especiales para

paliar los posibles efectos del ruido ya que no es probable alcanzar niveles de ruido por encima

de lo permitido para esta instalaciones en esta ubicación concreta.

22 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA

Como se justifica en el punto 5 del anexo de Cálculos justificativos se colocará una malla de

tierras de dimensiones 65*54 con una superficie aproximada de 3500 m2 y con una longitud de

cable enterrado de 1879 l. La sección del cable será de cobre 70.3 mm2 enterrado a una

profundidad de 0.6 metros. La distancia entre los cables de la malla será de 4 metros. Con esta

malla conseguiremos reducir las tensiones de paso y contacto para poder cumplir las


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exigencias descritas en la MIE-RAT 13 sobre centrales eléctricas, subestaciones y centros de

transformación en relación a los niveles de tensión de paso y contacto permitida.

Como establece la normativa anterior todos los elementos metálicos de la instalación estarán

unidos a la malla de tierras inferior. Igualmente se conectaran a tierras de protección todas las

partes metálica no sometidas a tensión normalmente pero que pueden llegar a estarlo. Por este

motivo, se unirán a la malla de tierra según se nos dice en el punto 6.1 los siguientes

elementos:

a) . los chasis y bastidores de los aparatos de maniobra,

b) . los envolventes de los conjuntos de armarios metálicos,

c) . las puertas metálicas de los locales,

d) . las vallas y cerramientos metálicos,

e) . la estructura metálica (columnas, soportes, pórticos, etc.),

f) . los blindajes metálicos de los cables,

g) . las tuberías y conductos metálicos,

h) . las carcasas de transformadores, motores y otras maquinas.

Se conectaran directamente a tierra, sin uniones desmontables intermedias, los siguientes

elementos, que se consideran puestas a tierra de servicio:

a) .Los neutros de transformadores de potencia y medida,

b) .Los hilos de tierra de las líneas aéreas,

c) .Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra,

d) .Las tomas de tierra de las autovalvulas para eliminación de sobretensiones o

descargas atmosféricas. Irán conectados a tierra de servicio los pararrayos de 132 KV

y de 20 KV.

Las conexiones previstas se fijaran a la estructura y carcasas del aparellaje mediante tornillos y

grapas especiales de aleación de cobre, que permitan no superar la temperatura de 200 ºC en

las uniones y que aseguren la permanencia de la unión. Se hará uso de soldaduras

aluminotermias Cadweld

Se reforzará la malla de tierra en puntos singulares como por ejemplo bordes y esquina de la

malla o puntos con discontinuidades del terreno natural. o mejorar la efectividad de la puesta a

tierra. Las picas serán de cobre, de unos 2 o 3 m de longitud, y quedaran clavadas

verticalmente y por completo en el terreno.

En “Documento 4: Planos” se dibuja un plano con la malla prevista para la instalación.

22.1Sistema de tierras superiores:

No se ha previsto la instalación de un sistema de tierras superiores en la instalación, si bien, los

pórticos de amarre de línea permitirán el amarre de los hilos de tierra de las líneas de 132 kV.

La supresión de dicho sistema viene motivada por la baja probabilidad de incidencia de rayos

directos en la pequeña superficie de la ST teniendo en cuenta la localización como zona 5 en el

“mapa de frecuencias de tormenta” de la ITC MIE-RAT 09


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Además se evitan los riesgos que implicaría la caída de cables sobre los embarrados y se

disminuyen costes de instalación y mantenimiento. También se tiene en cuenta que los

castilletes de los pórticos de amarre protegerían en parte la instalación, actuando como puntas

Franklin.

23 OBRA CIVIL

23.1 Movimiento de tierras

Incluye la explanación y acondicionamiento de todo la parcela (5000 m2 aproximadamente)

para la localización de todas las instalaciones de intemperie tanto de 132 como de 20 KV.

Igualmente en esta explanada debe ir ubicado el edificio que alberga los equipo de media

tensión y la sala de control.

Además se realzarán las excavaciones de las cimentaciones correspondientes a las columnas

de los pórticos de los transformadores, cubetos de los trafos, bobina de puesta a tierra,

aparamenta y zanjas para las conducciones.

Para el cimiento de los trafos de potencia se realizará una cimentación capaz de transmitir las

cargas al terreno y un cubeto para la recogida de aceite.


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También está incluido en este capítulo el movimiento de tierras necesario para ejecutar el

acceso a la subestación desde la carretera C-3315 que se encuentra a unos 120 metros.

23.2 Cimentaciones para aparamenta y pórticos

Todas las cimentaciones de la aparamenta se han calculado según el Anejo Geotécnico de

este mismo proyecto y siguiendo la directrices marcadas por el documento del Grupo ENDESA

SDF001 “Criterios de diseño para la realización de estructuras y soportes de subestaciones.

Se debe considerar en todas la cimentaciones a ejecutar para los diferentes aparamentas la

ubicación de los tubos necesarios para la colocación de los cables de la red de tierras y de los

circuitos de control.

Igualmente se debe tener en cuenta la aparamenta a colocar encima del cimiento para dejar los

correspondientes anclajes embebidos en el hormigón.

23.3 Canalización de cables.

Para el trazado de los cables de control o los correspondientes a los circuitos secundarios, se

emplearán canales prefabricados con sus correspondientes tapas.

Para el trazado de los cables de potencia de media tensión entre el transformador y las celdas

se realizará una zanja que albergue los cables hasta el edificio. Las zanjas se construirán con

bloques normalizados de hormigón prefabricado, colocados sobre un relleno filtrante en el que

se dispondrá un conjunto de tubos porosos, constituyendo un sistema de drenaje que elimine

cualquier tipo de filtración y conserve las zanjas libres de agua.

Igualmente se debe construir la red de tierras comentadas en el apartado 22 enterrando la

malla a una profundidad de 0.6 metros.

23.4 Urbanización

Se ejecutarán viales interiores con una anchura útil de 5 m, y con un firme apto para el tránsito

de vehículos. Igualmente se construirá el drenaje de aguas pluviales, mediante colectores,

cuneta y tuberías. Para tal efecto se construirá toda la plataforma dividida por el centro

teniendo pendiente hacia el exterior donde mediante cunetas hormigonadas y colectores se

sacará el agua del entorno.

También esta previsto la construcción de un cerramiento perimetral. Todo el recinto de la

instalación estará protegido por un cierre metálico para evitar el acceso a la misma de

personas extrañas. La altura mínima del mismo será de 2,20 m, de acuerdo con el reglamento

en vigor (MIE-RAT 15). La entrada a la subestación se realizará mediante una puerta principal

de acceso que constara de dos hojas metálicas giratorias, con un ancho total de 6 m. Adosada

a esta, existirá una puerta de acceso de personal, también metálica, y de 1 m de ancho.

El resto del terreno que no esté ocupado por los viales, edificio o equipos estará recubierto de

una capa de grava de 10 cm de espesor con objeto de aumentar la resistividad superficial del

terreno y así reducir la longitud de cable necesaria de la malla de puesta a tierra para controlar

los gradientes de tensión en la superficie en caso de falta a tierra. Dicha capa de grava también

sirve para mejorar el drenaje, proteger la explanada de su desecación y para evitar la

generación de polvo en la instalación.


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23.5 Edifico de control y celdas

Se construirá un único edificio que albergará la sala de control y la sala de celdas de media

tensión. La ubicación y geometría de este es la que se define en los planos correspondientes.

Para su ubicación se han tenido en cuenta los siguientes criterios: optimización de la salida de

las líneas de 20 KV, cercanía al transformador de potencia, cumplimiento de Normativa

urbanística del Ayuntamiento de Pliego en cuanto a distancia de los límites de las parcelas y

cercanía al punto de acceso de la estación.

El cerramiento del edificio para control y celdas será prefabricado de hormigón, compuesto por

dos naves separadas mediante un tabique intermedio, con alturas diferentes para cada una de

ellas. La sala de control se situará a una cota de 0.85 m sobre el nivel de la explanación. La

nave de celdas también tendrá el pavimento a esa altura pero dispondrá de un hueco inferior

donde se deje espacio para el paso del cableado. Este semisótano permite el movimiento de

los cables por debajo de la sala de celdas, de forma que puedan entrar o salir prácticamente

por cualquier punto de la misma hacia el exterior del edificio o hacia la sala de control. Para

evitar que se inunde esta zona se situará 15 cm más alto que los viales.

La cubierta del edificio será a dos aguas mediante panel sándwich , para evacuar mejor las

aguas de lluvia, aumentar su aislamiento y mejorar su apariencia estética. La estructura del

edificio se realizará mediante perfiles metálicos.

En una de las naves del edificio, la más próxima a la puerta de acceso a la ST, se sitúa la sala

de control. Se delimitarán dos espacios como Sala de Control uno para ABONADO y otro para

COMPAÑÍA. Cada uno de ellos alojara los armarios para los equipos de protección, control

integrado y comunicaciones, el cuadro de servicios auxiliares y las baterías de corriente

continua de la parte del parque propiedad de cada uno de ellos. En el documento nº 4 Planos

se ha incluido la distribución de equipos.

Se ha dejado un espacio previsto para zona de almacén, para guardar herramientas y útiles de

seguridad. Dicha zona tiene aproximadamente 4 m2 y no se ha previsto, en principio su cierre,

por no considerarse necesario y para dar mayor amplitud a la sala.

En la otra nave se aloja la sala de celdas, en la que se disponen las celdas prefabricadas,

formando dos hileras separadas por un pasillo central hacia el que se sitúan los frentes de las

celdas. Las sala de celdas al ser en la zona de 20 KV se localiza en la zona de ABONADO Las

distancias mantenidas entre las celdas y las paredes del edificio, así como entre los frentes de

las dos hileras de celdas, son suficientes para permitir un cómodo acceso para operación y

mantenimiento.

En los planos que se adjuntan, pueden verse las dimensiones de la sala y la ubicación exacta

dada a las celdas.

El acceso a esta sala se realiza por una puerta metálica de 2 m de ancho y de dos hojas, situada en el lateral, aprovechando que una de las hileras tiene una celda menos. Así el vial no tiene que rodear el edificio y se deja un mejor sitio para la situación de las baterías de condensadores. La puerta que comunica la sala de celdas y la sala de control de ABONADO será de una sola hoja, puesto que solo es necesaria para el paso de personas. Para entrar a la sala de Control de la COMPAÑÍA o de ABONADO solo se podrá hacer desde su correspondiente recinto vallado del parque a la intemperie.


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A N E X O I: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS

ÍNDICE

1 NIVELES DE AISLAMIENTO………………............................................................................ 46

2 DISTANCIAS MÍNIMAS..................................................................................................... 47

2.1 Distancias fase-tierra y entre fases………………..................................................... 47

2.2 Distancias en pasillos de servicios y zonas de protección......................................... 48

2.3 Distancias en zonas de protección contra contactos accidentales desde el exterior

del recinto de la instalación.............................................................................................. 48

3 CALCULO DE EMBARRADOS......................................................................................... 49

3.1 Justificación de los embarrados principales utilizados.............................................. 49

3.2 Limite de utilización de los embarraos propuestos................................................... 51

4 CALCULO DE ESTRUCTURAS METÁLICAS..................................................................... 56

4.1 Hipótesis de cálculo para pórticos de amarre de línea.............................................. 56

4.2 Hipótesis de cálculo para soportes de aparellaje..................................................... 58

4.3 Material a utilizar.................................................................................................... 60

4.4 Simplificaciones introducidas..................................................................................60

4.5 Coeficientes de seguridad...................................................................................... 60

5 CALCULO DE TIERRAS INFERIORES.............................................................................. 60

5.1 Determinación de las corrientes de falta a tierra....................................................... 60

5.2 Conductor de tierra................................................................................................. 61

5.3 Resistencia de la malla........................................................................................... 61

5.4 Cálculos de las corrientes de falta a tierra................................................................ 61

5.5 Tensiones de paso y contacto................................................................................ 62

6 SELECCIÓN DE AUTOVÁLVULAS................................................................................... 64

7 SELECCIÓN DE INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS.......................................................... 66

7.1 Interruptores automáticos de 132 kv..................................................................... 67


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1 NIVELES DE AISLAMIENTO

Los materiales que se emplearan en esta instalación serán adecuados y tendrán las

características de aislamiento más apropiadas a su función.

Los niveles de aislamiento que se han adoptado, tanto para los aparatos, excepto el

transformador, como para las distancias en el aire, y según vienen especificados en el

”Reglamento sobre centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación”• (MIE-

RAT 12), son los siguientes:

En 132 kV el valor normalizado de tensión más elevada para el material es de

145 kV según el �”Reglamento sobre centrales eléctricas, subestaciones y

centros de transformación”• (MIE-RAT 4).

Para este valor se adopta el nivel de aislamiento nominal máximo para

materiales tipo B, que soporta 650 kV de cresta a impulso tipo rayo y 275 kV

eficaces a frecuencia industrial durante un minuto.

En 20 kV, que corresponden a un valor normalizado de tensión más elevada

para el material de 24 kV


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Se adopta el nivel de aislamiento nominal para materiales tipo A, que soporta 125 kV de cresta

a impulso tipo rayo y 50 kV eficaces a frecuencia industrial durante un minuto.

2 DISTANCIAS MÍNIMAS

2.1 Distancias fase-tierra y entre fases

De acuerdo con el nivel de aislamiento adoptado y según lo indicado en la MIE-RAT-12 , las

distancias mínimas fase-tierra y entre fases en 132 y 20 kV, son de 130 y 22 cm

respectivamente.


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El valor adoptado, como se explica en la memoria, en el sistema de 132 kV entre ejes de fases

es de 250 cm, muy superior a la mínima exigida.

Las distancias adoptadas en el sistema de 20 kV son, entre ejes de fases, de 50 cm, y entre

fases y tierra de 30 cm, muy superiores a las mínimas exigidas.

2.2 Distancias en pasillos de servicios y zonas de protección

Según la MIE-RAT-15, punto 3.1.2, “los elementos en tensión no protegidos, que se encuentren

sobre los pasillos, deberán estar a una altura mínima •H• sobre el suelo, medida en

centímetros, igual a :

H= 250 + d

Siendo h la distancia expresada en cm de las tablas 4 y 6 de la MIE-RAT12“.

En nuestro caso para el parque de 132 KV el valor de d es 130 cm por lo que tendremos:

H min = 250 + 130= 380 cm

El valor que se adoptado es de adoptado es de 450 cm.

Por otra parte, todos los elementos en tensión, en las zonas accesibles, estarán situados a una

altura sobre el suelo superior a 230 cm, considerando en tensión la línea de contacto del

aislador con su zócalo o soporte, si este se encuentra puesto a tierra, cumpliendo de esta

forma lo indicado en la MIE-RAT-15, punto 3.1.5.

2.3 Distancias en zonas de protección contra contactos accidentales desde el exterior

del recinto de la instalación

Según la instrucción MIE-RAT-15 punto 3.3.1, para cierres de enrejado de altura K>220 cm,

caso de la ST Tipo 132/20 kV, la distancia en horizontal entre el cerramiento y las zonas en

tensión debe ser superior a :

.

G= d + 150 = 130 + 150 = 280 cm


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3 CALCULO DE EMBARRADOS

3.1 Embarrados secundarios flexibles del parque de 132 KV

Los embarrados secundarios serán flexibles de un conductor de aluminio acero LA 380-GULL.

Calculamos la intensidad nominal que circulará por los embarrados del sistema de 132 KV,

teniendo en cuenta que la subestación estará preparada para una potencia de 20 MVA.

Los conductores elegidos para el embarrado serán conductores de aluminio-acero LA 380-

GULL que tendrá las siguientes características:

Tipo de cable Aluminio-Acero.

Denominación 380-GULL.

Sección 381.55 mm2.

Composición 54+7.

Carga de rotura 11136 kg.

Resistencia a 20 º C 0.0854

Intensidad máxima 1276.8 A

Diámetro 2.54 cm.

Como podemos ver es un conductor que irá muy sobredimensionado con respecto a la

intensidad máxima que es capaz de transportar. Este conductor es capaz de soportar una

potencia máxima de 292 MVA. El amarre de conexión de los embarrados flexibles a los

pórticos se realizará mediante cadena de aisladores. Dichos aisladores serán según la Norma

de Iberdrola para aisladores compuestos en línea de alta tensión NI. 48.08.0.


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El número de aisladores necesarios según la ITC-LAT-07 viene determinado por la siguiente

ecuación:

Siendo:

Lf Distancia de fuga en mm.

Vff Tensión nominal del sistema en Kv.

Ga Grado de aislamiento del aislador (se toma 235 mm/KV)

3.1.1 Comprobación por densidad de corriente.

Debemos cumplir el art. 4.2.1 de la ITC-LAT-07 sobre la máxima densidad admisible para un

conductor asegurando que no sobrepasará uno valores en función de su sección nominal.

Interporlando en la tabla 11 para un valor de 381,55 mm2 tendremos que la densidad de

corriente máxima permitida para un cable de aluminio será de 1.986 A/mm2. Si lo ajustamos

según nos dice en la propia norma para un conductor de aluminio-acero multiplicándolo por

0.97 (composición del cable de 54+7) tendremos que la densidad máxima permitida es de

1.926 A/mm2.

En el conductor elegido la densidad de corriente es:

Por lo que el conductor seleccionado cumple la densidad de corriente máxima.

3.1.2 Tracción máxima admisible.

El artículo 3.2 de la ITC-LAT-07 nos dice “La tracción máxima de los conductores y cables de

tierra no resultará superior a su carga de rotura, mínima dividida por 2,5, si se trata de

conductores cableados, o dividida por 3, si se trata de conductores de un alambre,

considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga de la tabla 4 en función de que la zona

sea A, B ó C.”

En nuestro caso la tracción máxima no puede ser superior a 2.5 la máxima tensión de rotura

que soporta el conductor que será:

Los datos que tendremos serán:

Longitud del vano 10 m

Separación de conductores 250 cm

Material del conductor Al-Ac.

Sección del conductor 381.55 mm2

Diámetro del cable 2.54 cm.

Composición 54+7

Tensión de rotura 11136 kg


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3.2 Embarrados principales.

Los embarrados principales del parque de 132 kV estarán constituidos por tubo de aleación de

aluminio o por conductores flexibles de aluminio homogéneo.

Los embarrados principales serán de tubo de aluminio de 100/88 mm de diámetro, cuyas

características son las siguientes:

Aleación AlMgSiO, 5 F22.

Diámetro exterior 100 mm.

Diámetro interior 88 mm.

Sección total del conductor. 1772 mm2

Peso propio 4.78 kg/m.

Momento de inercia. 196 cm4

Módulo de Young 70000 N/mm2

Límite de fluencia 160 N/mm2.

Coeficiente de dilatación 0.023mm/mºC.

Carga de rotura 215 N/mm2.

Intensidad máxima admisible 2320 A.

Esta intensidad máxima nos da una potencia máxima que puede aguantar el embarrado muy

por encima de la requerida:

No obstante, la utilización de estos embarrados (tanto el principal como el secundario) se

justifica por consideraciones mecánicas que calcularemos a continuación.

Estos embarrados contarán con unos aisladores de soporte C8-650, cuyas características

mecánicas son las siguientes:

Cargad de rotura a flexión 6000 N.

Carga de rotura a torsión 3000 N.

Altura del aislador 2300 mm.

Altura de la pieza de soporte 140 mm.

Diámetro del aislador 254 mm.

Tensión nominal 132 KV.

Tensión máxima del material 1050 KV.

Tensión soportada bajo lluvia 460 KV.

3.2.1 Justificación de los embarrados principales utilizados

Para los cálculos mecánicos de los embarrados principales del parque de 220 KV se han tenido

en cuenta una serie de consideraciones que enumeramos a continuación:

El embarrado principal está constituido por dos tramos iguales con un vano de 10 m de

longitud. Para los cálculos se considerara la barra correspondiente a la fase central, por

ser esta la más afectada desde el punto de vista de esfuerzos de cortocircuito.

En cada tramo el embarrado se encuentra apoyado en un extremo y empotrado en el

otro. Es decir, en uno de los extremos se permite el desplazamiento según el eje del

embarrado y en el otro se encuentra rígidamente unido al aparellaje.


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La separación entre ejes de fase de los embarrados rígidos secundarios de 132 kV es

de 2,5 m (a).

Estamos en una zona que aunque por poco está por debajo de una altura de 500

metros sobre el nivel del mar por lo que según el RLAT estamos en una zona A. En

estas circunstancias las condiciones climatológicas que de debemos tener en cuenta

en el cálculo de la subestación son:

Hielo. En zona A no se considera.

Viento. Se deben hacer los cálculos teniendo en cuenta la presión del

viento sobre los embarrados. Se considera una velocidad del viento de

140 km/h lo que es equivalente a una presión de 945 N/m2.

Para la determinación de los cálculos que siguen se han tenido en cuenta los procedimiento

descrito por las normas UNE 60865 y UNE 60909.

Primero calcularemos la corriente de cresta. Según la norma UNE 60909, se debe establecer

una intensidad de cresta Ic para aplicar al cálculo de los embarrados. Además dicha intensidad

de cresta es el que determinará el poder de cierre de los interruptores. Dicha intensidad de

cresta se calcula según:

Siendo

K la relación de impedancias equivalentes del sistema en el punto del cortocircuito, que para

una red de distribución de 132 Kv suele estar del orden de 1/6.

Icc Intensidad de cortocircuito que para determinarla se utilizan programas para

analizar el comportamiento de la red ante hipótesis de fallo. Nosotros utilizaremos lo

recomendado por Iberdrola para este tipo de líneas.

Icc trifásico en 132 KV 11.6 KA.

Icc monofásico en 132 KV 10.6 KA.

La tensión que va a soportar el embarrado de tubo, tendremos que tener en cuenta los

siguientes esfuerzos:

Esfuerzo por viento.- El esfuerzo producido por el viento dependerá de la presión que

el mismo ejerza sobre el tubo y del diámetro externo del mismo. Se calcula para el

caso más desfavorable, 140 km/h. y un presión de 945 N/m2. Por tanto la fuerza del

viento será:

Peso propio del tubo.- El peso propio del tubo más el peso del cable de unión con la

aparamenta será:

Esfuerzo por cortocircuito.- El mayor esfuerzo ocasionado por la corriente de

cortocircuito se dará en la fase del medio ya que está situada entre las otras dos. El

cálculo del esfuerzo por cortocircuito genera una fuerza dinámica y otra estática. La


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fuerza estática Fc por unidad de longitud entre dos conductores paralelos recorridos por

una corriente, se calcula según:

Siendo:

a Distancia entre las fases. En nuestro caso 2.5 m.

Ip La intensidad de cresta. (26.41 KA).

Para calcular el esfuerzo dinámico de esta fuerza le debemos aplicar dos coeficientes que

tienen en cuenta los efectos de la frecuencia de vibración del tubo. Dichos esfuerzo son:

considerá el efecto dinámico

considera el reenganche de la línea

Necesitamos conocer también la frecuencia de vibración del embarrado tubular:

Siendo:

coeficiente de tubo y los apoyos (se toma 1.57).

l longitud del vano (10 metros)

E módulo de Young del aluminio (70000 N/mm2)

I inercia de la sección tubular 902 cm4

M masa unitaria del tubo, incluido cable, 9.63 kg/m

Para obtener K nos vamos a la norma UNE 60865 y obtenemos un valor de 1.6. Si sustituimos

en las ecuaciones anteriores:

Con estos dos coeficientes se los aplicamos a la fuerza de cortocircuito junto con un coeficiente

que nos sale de la norma UNE 60685 que depende del coeficiente relativo a la disposición de

los apoyos. En este caso es 0.73. Con todo esto la fuerza dinámica de cortocircuito será:

N/m


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Utilizando la fórmula de la resistencia de materiales el momento máximo para una carga

distribuida se produce en el centro del vano y tendrá un valor de:

Teniendo en cuenta que la dirección del viento y del esfuerzo del cortocircuito coinciden y que

la fuerza del peso propio actúa sola obtenemos los momentos en cada eje:

Las tensiones del viento y del cortocircuito tienen la misma dirección y son perpendiculares a

las del peso propio. Aplicando las leyes de Navier tenemos:

Por tanto la tensión máxima total será la suma geométrica de todas sus tensiones cada una en

su dirección y calculando la resultante de las mismas:

Por lo tanto la tensión total es menor que el límite de fluencia y por tanto el tubo soporta los

esfuerzos a los que puede estar sometido.

3.2.1.1 Comprobación de los aisladores del embarrado.

Debemos considerar la fuerza dinámica de cortocircuito (32.17 N/m) y simultáneamente la del

viento (94.5 N/m) sobre la cabeza del aislador:

Considerando que la longitud del aislador es de 1,5 m y que la reacción en los apoyos se

produce a 140 mm de la cabeza del aislador, se obtiene que la fuerza resultante máxima

aplicada sobre el mismo es:

Por tanto los aisladores empleados del tipo C4 soportan el esfuerzo máximo en cabeza que se

puede producir, ya que su carga de rotura a flexión es de 6.000 N.


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3.2.1.2 Comprobación de la flecha del embarrado.

La flecha máxima que tendrá el tubo en su punto medio provocado por su peso propio será:

Por lo tanto tiene valores muy bajos de flecha y cumple.

3.2.1.3 Limite de utilización de los embarrados propuestos

Para los embarrados tubulares propuestos de aluminio, con diámetro exterior 100 mm e interior

90 mm, y utilizando aisladores del tipo C6, se ha calculado el límite de intensidad de

cortocircuito soportada por los mismos.

El valor límite viene fijado por la carga de rotura a flexión de los aisladores y es de 35,3 kA de

corriente de cortocircuito trifásico.

Por encima de este valor es necesario utilizar aisladores de mayor carga de rotura a flexión

(C8, etc.).

Sin tener en consideración la resistencia de los aisladores, el límite de resistencia mecánica de

los embarrados especificados a los esfuerzos provocados por el cortocircuito se alcanza para

una corriente de cortocircuito trifásica de 49,4 kA.

3.2.1.4 Comprobación del efecto corona

El efecto corona puede tener efectos adversos sobre los embarrados diseñados. Para su

determinación se han seguido las indicaciones de la ITC-LAT-07 en su artículo 4.3.

Previamente necesitamos calcular la tensión crítica disruptiva Uc, la cual, para conductores

cilíndricos se calcula mediante la fórmula de Peek.

Siendo:

mc Coeficiente de irregularidad del conductor. Para un tubo cilíndrico es 1´

mt Coeficiente meteorológico. Clima seco 1.

r1 radió exterior del tubo, en este caso 50 mm.

D Distancia entre fases. 2.5 metros.

Factor de corrección de la densidad del aire. Para una temperatura de

35 º C este valor es de 0.937.

Eof Valor eficaz de campo eléctrico para la aparición del efecto corona.

Este valor, para conductores paralelos se calcula como:

Despejando tendremos:


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Este valor está muy por encima de la tensión nominal que tendremos en el embarrado (132 KV)

por lo que el efecto corona no se producirá.

4 CALCULO DE ESTRUCTURAS METÁLICAS

En la parte del parque de 132 KV propiedad de Iberdrola debemos seguir las directrices

marcadas por esta en relación al cálculo de las estructuras metálicas. En esta nos dice que

todas las estructuras metálicas a emplear, tanto para pórticos de amarre de líneas como para

soportes de aparellaje, serán normalizadas, de acuerdo a las siguientes consideraciones e

hipótesis de cálculo (se enumeran las hipótesis de cálculo aunque no se proceda en este

proyecto a realizar el cálculo de las estructuras):

4.1 Hipótesis de cálculo para pórticos de amarre de línea

El Para el caso de las estructuras de pórticos de amarre de línea se establece un vano máximo

de 25 m, desde el pórtico hasta la última torre de llegada de la línea a la subestación.

Todas las cargas que dependan de la longitud del vano considerado se calcularan por tanto

para dicho valor de 25 m, considerando que solo la mitad de la carga resultante sobre el vano

recae sobre el pórtico ya que la otra mitad se aplicaría sobre el apoyo fin de línea.

Las cargas consideradas para los pórticos de amarre de líneas y tomadas como hipótesis de

cálculo son las siguientes:

4.1.1 Pesos.

Se consideran los siguientes pesos y puntos de aplicación de los mismos:

Peso propio de la estructura:

Peso de los cables Se aplicarán en los puntos de amarre del cable a la estructura. Se

consideran cargas puntuales aplicadas en los puntos de amarre de los mismos. Se

distinguen dos tipos de cable:

Conductores. El cable conductor que se toma en consideración es un conductor tipo

RAIL, simplex, que tiene un diámetro externo de 25,59 mm y un peso de 1,60 kg/m,

resultando un peso de 20 kg por conductor de fase.

Cables de tierra. Se considera un cable de tierra tipo OPGW-14, que tiene un diámetro

exterior de 14 mm y un peso de 0,60 kg/m., resultando un peso de 7.5 kg por cable.

Peso de la cadena de aisladores: Una sola cadena con 60 kg por aislador aplicado en

el punto de amarre.

4.1.2 Hielo:

Al estar a una altura inferior a 500 m.s.n no aplica (zona A).

4.1.3 Viento.

Según el Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión se considera un

viento de 120 km/h aplicada como una carga uniforme horizontal actuando perpendicularmente

a la superficie de la estructura.


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La velocidad del viento considerada traduce en las siguientes presiones sobre los diversos

elementos a considerar:

Viento sobre estructuras:

o Presión del viento sobre superficies planas: 100 kg/m2

o Presión del viento sobre superficies cilíndricas de apoyos: 70 kg/m2

Viento sobre los cables: Se considerara según la dirección axial del dintel.

o Presión para cables de diámetro superior a 16 mm: 50 kg/m2

o Presión para cables de diámetro igual o inferior a 16 mm: 60 kg/m2.

En nuestro caso tendremos:

Viento sobre los cables conductores: 95 kg por fase.

Viento sobre los cables de tierra: 45 kg por cable.

4.1.4 Tracción de los cables.

Se considera la tracción de tendido de los cables que transfiere cargas puntuales sobre la

estructura en los puntos de amarre de los mismos. La tracción máxima introducida para los

conductores es el resultado de aplicar la llamada “ecuación del cambio de estado” para líneas

eléctricas. En dicha ecuación, la tracción máxima que resulta se calcula para las condiciones

más desfavorables de trabajo de la línea, en las cuales ya están introducidos los esfuerzos

provocados por el viento y el hielo, y también por el peso propio de la línea.

Las tracciones de los cables se consideran cargas paralelas al terreno y que pueden incidir

sobre el dintel de los pórticos con un determinado Angulo de inclinación, midiéndose dicho

Angulo respecto a una recta perpendicular al eje del dintel y paralela al terreno.

Tracción de los cables conductores:

Se considera como hipótesis inicial de cálculo un tiro sobre la estructura de 1.200 kg por fase,

aplicados con un Angulo de incidencia de 0o, según la definición dada anteriormente para

dicho Angulo. Una vez definida la estructura necesaria se realizaran cálculos en los que se

considere el tiro de los conductores con diferentes ángulos de incidencia sobre los pórticos.

4.1.5 Cargas sísmicas.

Se tendrán en consideración las cargas sísmicas, que son fuerzas en las tres direcciones

aplicadas en cada nudo de la estructura. Dichas fuerzas se calculan a partir de un análisis

modal de la estructura en el que se hallan las primeras frecuencias de resonancia de la

estructura en cada dirección y el porcentaje de la masa total asociado a cada frecuencia. Con

esto y una aceleración característica se introducen las fuerzas en los nudos. Como aceleración

característica para el cálculo de las fuerzas sísmicas se ha seleccionado un valor de 0,13•Eg,

es decir, de 1,27 m/s2, que corresponde a zonas de sismicidad media que es la zona de

Pliego.

4.1.6 Hipótesis de desplazamiento de la estructura.

Por último cabe considerar una última hipótesis para los cálculos y que no es una hipótesis

puramente de carga sino una restricción que se impone como consecuencia de las cargas

aplicadas sobre la estructura.


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Se trata de restringir el desplazamiento máximo permitido de los nudos. Esto implica una

restricción sobre el límite máximo de carga de la estructura no por efecto de la rotura del

material al alcanzar su limite elástico sino por efecto visual.

Es decir se fija un desplazamiento máximo permitido de los nudos de la estructura sobre su

posición inicial de partida de la estructura considerando esta sin ninguna carga aplicada.

La restricción afecta fundamentalmente a la inclinación sobre la vertical que se produce en los

pórticos por el efecto de la existencia de cargas no simétricas, como por ejemplo la incidencia

de los cables conductores y de tierra con un determinado Angulo de amarre sobre el dintel

respecto de un plano perpendicular al mismo.

Se establece como hipótesis de trabajo un desplazamiento máximo admisible de L/150 siendo

L la altura del dintel del pórtico respecto del suelo.

A continuación se incluye una tabla resumen con las diferentes hipótesis de carga

consideradas y sus valores, así como unas breves notas a modo de resumen sobre algunas de

las consideraciones adoptadas que conducen a dichos valores.

RESUMEN CARGAS APLICADAS SOBRE EL PÓRTICO DE AMARRE

CARGA ELEMENTO VALOR DIRECCIÓN

PESO PROPIO

ESTRUCTURA 20 kg/m VERTICAL

CADENA DE AISLADORES (fase) 60 kg/ud VERTICAL CABLE CONDUCTOR (fase) 20 kg/m VERTICAL CABLE DE TIERRA (cable) 7.5 kg/m VERTICAL

HIELO

ESTRUCTURA No procede VERTICAL CABLE CONDUCTOR (fase) No procede VERTICAL CABLE DE TIERRA (cable) No procede VERTICAL

VIENTO

CABLE CONDUCTOR (fase) 95 kg/ml PERPENDICULAR

CABLE DE TIERRA (cable) 45 gk/ml PERPENDICULAR

ESTRUCTURA (s. planas) 100 kg/m2 PERPENDICULAR

ESTRUCTURA (s. cilíndricas) 70 kg/m2 PERPENDICULAR

SÍSMICAS ESTRUCTURA 1.27 m/s2 3 DIRECCIONES

TIRO CABLE CONDUCTOR (fase) 1200 kg EJE CABLE

CABLE DE TIERRA (cable) 960 kg EJE CABLE

4.2 Hipótesis de cálculo para soportes de aparellaje

Las cargas consideradas para los soportes de aparellaje y tomadas como hipótesis de cálculo

son las siguientes:

4.2.1 Pesos:

Tendremos por un lado el peso propio de la estructura a calcular, que será una carga

uniformemente repartida, más los pesos puntuales del aparellaje.

4.2.2 Hielo:

Igual que en el caso de los pórticos no procede.


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4.2.3 Viento:

Se considera el viento como una carga horizontal actuando perpendicularmente sobre las

superficies sobre las que incide.

Se considera por una lado la acción sobre la estructura como una carga lineal uniformemente

distribuida sobre la longitud de cada perfil y la de su efecto sobre el aparellaje como una fuerza

sobre los aparatos y que dicha fuerza se transmite al soporte, creando a su vez un momento.

La fuerza resultante se considera puntual y aplicada a la altura media del aparato. Para su

determinación se consideran los aparatos como si fueran cilindros de altura la del equipo y

diámetro exterior el de los aisladores cerámicos. La presión que ejerce el viento sobre las

superficies ya sean cilíndricas o planas son las indicadas en 2.1.3.

Se han calculado las cargas de viento sobre los distintos aparatos considerados.

4.2.4 Tracción de los conductores de fase:

Son los que le transmite el embarrado debido a su peso propio y viento. Para el cálculos

consideramos únicamente el efecto del viento como carga más importante con un valor de 35

kg por fase en sentido horizontal.

4.2.5 Carga de montaje:

Será una carga transitoria que se dará únicamente en el proceso de montaje o de

mantenimiento. Se considera el peso de dos hombres actuando sobre el aparallaje. Este

esfuerzo se supone 200 kg aplicados en vertical.

4.2.6 Cargas dinámicas:

Las proporcionadas por cada fabricante en los procesos de apertura y cierre de interruptores.

4.2.7 Esfuerzos de cortocircuito:

Cuando se trate de aparatos tripolares no será tenido en cuenta ya que las cargas se

compensan por cada una de las fases. Si deben ser tenidas en cuenta en aparellaje unipolar

tanto para el cálculo de los aisladores como para el de la estructura al ser cargas muy

importantes como se comprueba para el cálculo de los embarrados.

.

4.2.8 Cargas sísmicas:

Idem a lo comentado de la carga sísmica sobre los pórticos de amarre.

4.2.9 Hipótesis de desplazamiento de la estructura:

En el caso de soportes de aparellaje esta restricción de trabajo no tendrá tanta importancia

como en el caso de pórticos de amarre de línea ya que no existen importantes cargas

permanentes asimétricas.

Se establece en general como hipótesis de trabajo un desplazamiento máximo admisible de

L/150, excepto para interruptores que son de L/500 siendo L la altura del soporte respecto del

suelo.


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4.3 Material a utilizar

El material a utilizar en todas las estructuras metálicas consideradas, tanto pórticos de amarre

de línea como soportes de aparellaje, y tanto estructuras tubulares como de perfiles

normalizados de alma llena, será acero laminado tipo S275 (equivalente a la antigua

nomenclatura A42b) cuyo limite elástico es de 2.800 kg/cm2.

Para dicho material se ha definido un nivel de control intenso que corresponde con un

coeficiente de minoración de valor 1,1 que lo que indica es el grado de homogeneidad del

material, o dicho de otra forma, el grado de imperfección del material, considerándose que un

material es perfectamente homogéneo cuando el valor de dicho coeficiente toma el valor 1.

4.4 Simplificaciones introducidas

Para el cálculo de las estructuras no hemos apoyado en programas informáticos tipo (METAL

3D) por lo que ha sido necesario realizar unas simplificaciones del problema para poder

modelizarlo. Estas simplificaciones han sido:

Se considera que el valor de tracción de tendido del conductor corresponde

íntegramente a la componente horizontal del vector.

Se considera que la carga debida al viento actúa paralela al eje del dintel (viga de

amarre) sin tener en cuenta los ángulos de incidencia de los conductores en el amarre.

Se asume que todos los conductores de una línea inciden paralelos, con el mismo

Angulo de incidencia, sobre el pórtico.

Para los casos de pórticos dobles, se considera que las dos líneas se amarran con el

mismo Angulo de incidencia, considerando el mayor.

4.5 Coeficientes de seguridad

Como coeficiente de seguridad se ha incluido el valor de 1,5 para mayo ración de todas las

cargas anteriores según nos recomienda la norma.

5 CALCULO DE TIERRAS INFERIORES

5.1 Determinación de las corrientes de falta a tierra

Las corrientes de falta que se han supuesto para el cálculo de la malla de puesta a tierra son

las recomendadas por Iberdrola para este tipo de instalaciones, adoptándose los valores que

se exponen a continuación.

Falta en barras de 132 kV:

Intensidad de falta trifásica máxima: 14.300 A

Intensidad de falta monofásica máxima: 11.600 A

Aportación a la falta de la línea 1 de 132 kV: 5.650 A

Aportación a la falta de la línea 2 de 132 kV: 5.725 A

Aportación a la falta de los transformadores: 225 A

Partiendo de estos valores, se deducirá el valor de intensidad de tierra y la tensión de la malla.


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5.2 Conductor de tierra

Para el dimensionado del conductor empleado en la red de puesta a tierra, se ha considerado

la intensidad de falta máxima correspondiente al cortocircuito monofásico de 132 kV cuyo valor

es 11.600 A. Considerando una duración de defecto de 1 segundo, resulta una sección, según

el punto 3.1 del MIE-RAT 13, que nos dice que no podrá superarse la densidad de corriente

para cableado de cobre a más de 160 A/mm2. Por lo tanto la sección debe ser mayor de:

El conductor elegido es de un C70 con una sección de 70,3 mm2 y con 19 alambres para un

diámetro aparente del cable de 10.85 mm. Las características de este cable serán:

Designación C10.

Sección nominal 70.3 mm2.

Nº de alambres 19.

Diámetro aparente 10.85 mm.

Carga total de rotura 2.735 dna.

Resistencia eléctrica 0.264 ohm/km.

Peso 640 kg/km.

5.3 Resistencia de tierra de la malla

El cálculo de la resistencia de la malla se efectúa con la formula indicada en el MIE-RAT 13

punto 4.2.

Siendo:

R Resistencia de la malla en ohmios.

L Longitud total de los conductores enterrados (1.878 m).

r Radio en metros de un circulo de la misma superficie que el área

cubierta por la malla (s=3.500 m 2 ; r= 33.4 m).

ρ Resistividad estimada del terreno en /m Según el punto 1 para suelo

calizo blando tomamos el valor de 150.

5.4 Cálculos de las corrientes de falta a tierra

Consideramos la máxima corriente de falta a tierra de la instalación que será la intensidad de

falta trifásica con 14300 A. a esa corriente se le debe restar la intensidad derivada por las

tierras de la línea de 132 KV. La máxima corriente de falta que suponemos que llega a la

subestación es de 7196 A Dado que se trata de una instalación de más de 100 kV, según el

apartado 5 del MIE-RAT 13, se considera a efectos de tensiones aplicadas de paso y contacto,

el 70% de la intensidad derivada a tierra y su valor es: IgA=5035A.

Este valor es el que se tomara para los cálculos posteriores, así como para el valor teórico de

los ensayos de dichas tensiones de paso y contacto, ya que incluye la propia malla y los hilos

de tierra conectados a ella.


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La tensión de la malla de tierra, tiene un valor de:

= 6061.62 V

5.5 Tensiones de paso y contacto

Para calcular los valores teóricos de las tensiones de paso y contacto, se ha seguido el método

que figura en la I.E.E.E. GUIDE FOR SAFETY IN AC SUBSTATION GROUNDING, edición

1986, según la cual:

Tensión de contacto

Tension de paso

Donde:

Ig Corriente disipada a través de la malla(5035 A).

L Longitud del conductor enterrado(1878 m).

ρ Resistividad del terreno natural (150 m).

Km, Ki y Ks son tres coeficientes cuyas formulas se indican a continuación:

Siendo:

h Profundidad de la malla (0,6 m)

D Separación media entre conductores paralelos (4 m)

n Numero de conductores equivalente paralelos a una dirección (34.9)

d Diámetro del conductor (0,01085 m)

Sustituyendo los valores citados:


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Con estos coeficientes resulta una tensión de contacto:

Tensión de contacto

Tension de paso

A continuación calcularemos las tensiones admisibles máximas según la normativa actual. Se

puede seguir el procedimiento IEEE 80-2000 pero este nos dará valores que están menos del

lado de la seguridad que la simplificación establecida en el Reglamento sobre centrales

eléctricas y subestaciones y centros de transformación. Según el apartado 1.1 del MIE-RAT 13

de dicho Reglamento y teniendo en cuenta la modificación publicada en el B.O.E. de 5 de

Enero de 1996, las tensiones de paso y contacto admisibles en la instalación serán:

Tensión de paso:

Tensión de contacto:

Siendo:

K una constante que depende del tiempo de falta. t<0.9 s 72.

n Constante que depende del tiempo de falta. t<0.9 s 1.

ρs Resistencia del terreno donde se produce el contacto. Si suponemos que es el

terreno natural 150 m.

Como se puede apreciar estos valores de tensión de contacto admisibles son inferiores a los

que realmente nos da la red de tierras por lo que no nos vale. Una forma de solucionar el

problema es aumentar la tensión de contacto admisible. Para conseguirlo lo que hacemos es

conseguir un mayor aislamiento del terreno en los puntos de posible contacto mediante una

capa de gravas que según el MIE-RAT 13 puede tener una resistividad entre 3000 y 5000

ohmios metro. Adoptamos un valor intermedio de 4000 ohmios metro. Para ese valor

tendremos unas tensione de paso y contacto de:

Tensión de paso:

Tensión de contacto:

Por tanto podemos concluir que el diseño adoptado con esta malla de red de tierras inferiores

es válido.


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6. SELECCIÓN DE AUTOVÁLVULAS.

Para la determinación de las autoválvulas necesarias del parque de 132 Kv seguiremos las

especificaciones de REE en su ET025.

Lo primero que se debe determinar para la selección de las autoválvulas es su tensión

asignada. Esta depende de la tensión más elevada del material, que en el parque de 132 Kv

será de 145 KV y del tiempo de despeje de la falta. Este según se establece en MiE-RAT 13

será de 0.5 segundos para mantener una tensión de paso aplicada inferior a 100 V. Con estos

dos parámetros se determina la mínima tensión asignada a la autoválvula que debe ser:

Ahora calcularemos la línea de fuga mínima, que según la normativa vigente viene determinada

por la expresión:

Lfuga = Lmin*Um = 16*135 = 2160 mm.

Siendo:

Lmin Línea de fuga recomendada. Según ITC-LAT-07, tabla 14, para zonas

con nivel de contaminación ligero será 16 mm/KV.


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Con estos datos seleccionamos una autoválvula de la marca ABB modelo EXLIM PGM145 o

similar, teniendo en cuenta que la longitud de fuga sea superior a 2160 mm (3285 mm) y que

Ur sea superior a 97.2 KV (108 KVA).

Los datos de este elemento son los siguientes:

También debemos comprobar que la autoválvula es capaz de despejar toda la energía en caso

de sobretensiones. La energía viene determinado por:

Siendo:

UL Sobretensión eventual sin pararrayos (KV). Tiene el valor 3 según tabla

ET025.

URES Tensión residual de la autoválvula.

Z Resistencia de la autoválvula (ohm).Según ET025 es 450.

N Nº de descargas posibles según UNE 60855. Se toma 2

T Tiempo de propagación de la onda. Se calcula dividiendo la longitud de

la línea de entronque por la velocidad de propagación de la onda(0.3 km/us). Nuestra longitud

de entronque es solo de 0.15 km por tanto T=0.5 us.


Página 66

A continuación se adjunta tabla del ET025 donde se determinan los valores anteriores:

Por tanto la energía absorbida por al autoválvula será de:

Para comprobar que la autoválvula seleccionada es adecuada, se debe calcular la capacidad

de absorción de energía necesaria que debe de cumplir:

Este valor es menor que la capacidad máxima que nos asegura el fabricante en su catálogo de

10.8 Kj/Kv.

7. SELECCIÓN DE INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS

Los interruptores automáticos son aparatos de conexión y desconexión destinados a asegurar

la continuidad o discontinuidad del circuito de 132 KV. Para la apertura y cierre de los circuitos

de líneas y transformadores de potencia en carga, se ha previsto la instalación de interruptores

automáticos tripolares de SF6 para intemperie. El SF6, hexafloruro de azufre, es un gas

pesado muy estable, inodoro, inerte , inflamable y no tóxico que se utiliza en los interruptores

debido a su gran poder de aislamiento, casi 2.5 veces el aire.

El corte de corrientes de cortocircuito en gas de hexafloruro de azufre se aplica el principio de

compresión. La elección del SF6 se establece en base a sus altas prestaciones eléctricas, gran

fiabilidad, excepcional capacidad frente a todo tipo de solicitaciones acumuladas, sencillez de

construcción y revisión y sobre todo una necesidad de mantenimiento prácticamente nula. Son

interruptores de doble cámara de ruptura con extinción de arco por soplado de SF6 y

accionamiento mediante mecanismo de resorte tanto para él como para la apertura.

Para la elección del tipo de interruptor se ha tenido en cuenta básicamente los siguientes

parámetros de la instalación:

Corriente permanente de cortocircuito.

Capacidad de ruptura.


Página 67

Corriente de choque.

Capacidad de cierre.

Máxima tensión en servicio nominal.

Grado de aislamiento.

Intensidad nominal.

Ciclo nominal de reenganche.

7.1 INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE 132 KV.

El interruptor de potencia será de servicio intemperie, tripolar y se compone de tres polos

autoportantes independientes montados sobre un chasis común de acero galvanizado al fuego,

y un soporte que contiene el accionamiento por acumulación de energía en resortes tipo BNR 4

ME.

Como se puede ver en los planos del presente proyecto los interruptores automáticos se

instalarán en la llegada y salida de la líneas tanto antes como después del embarrado de AT.

La propuesta de los interruptores a colocar es de la marca ABB:

Fabricación ABB o similar

Modelo LTB 145

Servicio Exterior.

Nº de polos 3




Intensidad admisible de corta duración 40 KA

Ciclo nominal de maniobra

O-0.3 s-CO-3min-CO o 0.03 s-CO-1 min-CO o CO-15s-CO.


Rango de temperaturas -50 a +70ºC.


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A N E X O II: PROYECTO MINP

ÍNDICE

1 MEMORIA........................................................................................................................... 69

1.1 Objeto del Proyecto...................................................................................................... 69

1.2 Titular de Instalación...................................................................................................... 69

1.3 Emplazamiento.............................................................................................................. 69

1.4 Descripción de la Subestación....................................................................................... 69

1.5 Descripción de la actividad............................................................................................ 70

2 RIESGOS POTENCIALES PARA PERSONAS Y BIENES................................................... 71

2.1 Ruidos............................................................................................................................. 71

2.2 Gases.......................................................................................................................... 71

2.3 Fluidos (Aceite)............................................................................................................. 71

2.4 Electrocución................................................................................................................ 74

2.5 Incendio........................................................................................................................ 74

3 MEDIDAS CORRECTORAS Y DE SEGURIDAD................................................................ 74

3.1 Ruidos.......................................................................................................................... 74

3.2 Gases........................................................................................................................... 74

3.3 Fluidos......................................................................................................................... 74

3.4 Electrocución................................................................................................................ 75

3.5 Incendio........................................................................................................................ 75

4 CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVA SECTORIAL............................................................ 75

4.1 Actividades molestas..................................................................................................... 75

4.2 Actividades insalubres y nocivas................................................................................... 75

4.3 Actividades peligrosas.................................................................................................. 76


Página 69

1 MEMORIA

1.1 OBJETO DEL PROYECTO

El objeto del presente proyecto es el de describir los componentes de la instalación y explicar

los fundamentos y consecuencias de su actividad, cumpliendo el Reglamento de Actividades

Molestas, Insalubres, Nocivas y Peligrosas, aprobado según Decreto 2414/1961 de 30 de

Noviembre. En este proyecto se estudio de las actividades molesta, insalubres, nocivas y

peligrosas solo se considera la subestación eléctrica objeto de esta adenda. Se debería hacer

un proyecto de actividades molesta, insalubres, nocivas y peligrosas para todo el conjunto del

Parque Hidroeólico.

Todo ello dirigido al Ayuntamiento de Pliego para conseguir la preceptiva Licencia de Actividad.

1.2 TITULAR DE INSTALACIÓN

El titular de la instalación es PARQUE HIDROEÓLICO DE PLIEGO SA., (CIF.: A-XXXXXXX),

con domicilio social en Murcia, calle XXXXXXXXXXXXX.

1.3 EMPLAZAMIENTO

La nueva ST Tipo 132/20 kV se construirá en terrenos propiedad de PARQUE HIDROEÓLICO

DE PLIEGO SA, situados en el paraje de las Atalayas de Pliego (Murcia).

La parcela donde quedara ubicada la subestación tiene una superficie de 3502 m2, con acceso

desde la C-3315 KM 8.7.

El terreno está calificado como rustico.

Su enclave geográfico queda reflejado en el plano de situación a escala 1:50.000 incluido en la

hoja no 1 del “Documento 4: Planos”.

1.4 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN

1.4.1 Obra Electromecánica

La subestación a construir será del tipo ST 132/20 kV con 2 sistemas de tensión. Por un lado

tendrá un parque a la intemperie de 132 kV y otro de 20 kV, que se situara en la sala de celdas

del edificio que se construirá al efecto.

Las características principales de cada uno de estos será:

Sistema de 132 Kv

El sistema de 132 kV diseñado es en intemperie, esquema de simple barra, compuesto por:

2 posiciones de línea, una de entrada y otra de salida

1 embarrado de 132 KV

1 posiciones de transformador.

1 transformadores de potencia trifásicos 132/20 kV 12 MVA, de intemperie, aislados en

aceite mineral, con regulación en carga en el lado de alta tensión.

Sistema de 20 Kv


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El sistema de 20 kV esquema es de simple barra, tipo interior, en celdas de aislamiento en SF6

compuesto por:

2 celdas de línea.

1 celdas de transformador de potencia.

1 celdas de transformador de servicios auxiliares.

1 celdas de baterías de condensadores.

1 celda de batería de condensadores

Edificio de celdas y control

Se instalara un edificio prefabricado de una sola planta, donde se situaran las celdas de 20 kV,

con sistema de ventilación forzada regulada por termostato y la sala de control con aire

acondicionado convencional. Todo el edificio estará dotado de un sistema de detección de

incendios con extinción manual, con señal de alarma recibida en la sala de control y

telemandada al Centro de Operaciones de la zona. Además a las puertas exteriores del edificio

se les dotara de un sistema de antiintrusismo por contacto.

1.4.2 Obra Civil

Al ser las instalaciones a realizar de nueva ejecución, serán necesarios movimientos de tierra,

preparación de acceso desde el camino de acceso y cerramiento. Básicamente la obra civil a

realizar en el interior será la siguiente:

Movimiento de tierras: Incluye la explanación y acondicionamiento de todo la parcela

(5000 m2 aproximadamente) para la localización de todas las instalaciones de

intemperie tanto de 132 como de 20 KV Además se realzarán las excavaciones de las

cimentaciones correspondientes a las columnas de los pórticos de los transformadores,

cubetos de los trafos, bobina de puesta a tierra, aparamenta y zanjas para las

conducciones. También está incluido en este capítulo el movimiento de tierras

necesario para ejecutar el acceso a la subestación desde la carretera C-3315 que se

encuentra a unos 120 metros.

Cimentación para aparamenta y pórticos.

Canalización de cableado.

Malla de tierras de la ST.

Viales interiores con una anchura útil de 5 m, y con un firme apto para el tránsito de

vehículos.

Drenaje de aguas pluviales, mediante colectores, cuneta y tuberías.

Cerramiento perimetral.

1.5 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

La actividad que se desarrollara en la ST Tipo 132/20 kV (no en el parque hidroeólico) es la de

transformación de la tensión eléctrica desde el nivel de 20 kV al de 132 kV, para inyectar la

energía producida en el Parque Hidroeólico en la red de distribución.

El núcleo fundamental de esta actividad se da en el corazón de la ST que el transformador de

potencia. Son maquinas estáticas cuyo funcionamiento está basado en el fenómeno de

inducción electromagnética y que constan, en esencia, de un núcleo magnético sobre el que se

bobinan varios arrollamientos de cobre o aleaciones conductoras conectadas con el exterior.

Esta parte interna, que constituye el componente básico del transformador, está inmersa en un


Página 71

baño de aceite mineral y todo ello confinado en una cuba o carcasa hermética, sometida a

refrigeración forzada de aire, mediante radiadores y ventiladores. Estas maquinas son

totalmente inocuas, no consumiendo energía ni materias primas, ni emitiendo efluentes de

ningún tipo.

2. RIESGOS POTENCIALES PARA PERSONAS Y BIENES RUIDOS

El funcionamiento de los transformadores debido al proceso de inducción electromagnética

provoca la generación de un nivel sonoro de fondo. Igualmente los ventiladores utilizados para

el enfriamiento del transformador también provoca un zumbido cuando están en servicio. El

efecto de ambos elementos es el que principalmente genera casi todo el nivel de ruidos en una

subestación eléctrica.

Para acotarlo se obligará a que los equipos seleccionados cumplan la norma UNE-EN 60 551 y

se ajusta la potencia acústica máxima a 63 db(A) del conjunto.

El nivel de ruido generado por los transformadores disminuye exponencialmente cuando

disminuye la carga a la que esté sometido por lo que si cumple los límites anteriormente

mencionados para la carga máxima el nivel de ruido a nivel de servicio será prácticamente

despreciable. Igualmente debemos considerar que estos niveles de ruido establecido por la

norma se darán en el mismo transformador atenuándose rápidamente a medida que la

distancia del elemento perceptor aumenta.

2.2 Gases

El único gas que se utiliza en una subestación eléctrica es el hexafloruro de azufre (SF6)

utilizado en los interruptores de alta y media tensión. El volumen de este gas es mínimo,

además de ser un gas inerte que no conlleva ningún peligro. Igualmente en los equipos se

instalarán sondas de presión de este gas que nos indiquen posibles fugas de este y la

consiguiente señal de alarma al sistema de control para el mantenimiento correctivo adecuado.

2.3 Fluidos (Aceite)

El único elemento que podríamos enmarcar dentro de este capítulo es el del aceite de los

transformadores que actúa en este como elemento con un alto aislamiento eléctrico y elemento

refrigerante al extraer del núcleo y los arrollamiento del transformador parte del calor generado

en el proceso de inducción electromagnética.

El aceite según la Ley Básica de Residuos Tóxicos y Peligrosos 20/1986 se encuadra dentro

de las “sustancia o materias tóxicas o peligrosas” por lo que tendremos en cuenta los dispuesto

en esta ley en referencia al tratamiento y el control del aceite de los transformadores.

Se prevé que en el uso normal sea sometido a controles periódicos para evitar la presencia de

sustancias no deseadas. Igualmente se confinará en una cuba hermética con un depósito de

expansión para evitar posibles derrames.

Cuando acabe la vida útil de este aceite será retirado por un gestor autorizado para que se

encargue de su tratamiento posterior.

El único factor de riesgo para el posible vertido de aceite es un accidente grave o una acción

voluntaria. Para tal situación se prevén en el transformador los equipos necesarios para la


Página 72

detección inmediata de esta anomalía y su posterior notificación por medio de una alarma a la

Centro de Control.

2.4 Electrocución

La ST al ser una subestación mixta con una parte de abonado y otra de compañía será

controlada por telemando integrado en el Sistema de Telecontrol de IBERDROLA. No

necesitara por tanto presencia humana continua, limitándose esta a operaciones programadas

de mantenimiento o revisiones periódicas de equipos. Estas operaciones serán ejecutadas

siempre por personal de alta cualificación, por lo que el riesgo de accidente laboral es muy

pequeño.

El riesgo de electrocución para personas ajenas es nulo, debido al cierre de que estará dotada

la subestación en cumplimiento del Reglamento de Condiciones Técnicas y Garantías de

Seguridad para este tipo de instalaciones.

2.5 Incendio

El incendio no es un riesgo inherente a la propia actividad desarrollada en la subestación, cuya

carga térmica es baja y procede únicamente de los aceites dieléctricos contenidos en los

transformadores de potencia.

Además el riesgo de incendio disminuye con los sistemas automáticos de protección de todos

los equipos, que provocan su puesta fuera de servicio ante cualquier anomalía que ocasione

sobreintensidades, sobretensiones y calentamientos anormales en la explotación de este tipo

de instalaciones.

La puesta a tierra de la subestación y las autovalvulas o pararrayos que protegen los

transformadores frente a las sobretensiones bien de origen atmosférico o de operación,

aumentan la seguridad de todos los sistemas y equipos susceptibles de convertirse en foco de

incendio.

3 MEDIDAS CORRECTORAS Y DE SEGURIDAD

3.1 Ruidos

El bajo nivel sonoro generado por los transformadores de potencia y su ubicación en la

instalación, darán lugar a que el ruido sea apenas perceptible desde el cerramiento de la

subestación, no siendo preciso tomar ningún tipo de medida correctora.

Además es de reseñar que en el entorno de la nueva subestación no existe ningún núcleo de

población.

3.2 Gases

La alta fiabilidad de los equipos con gas SF6 (interruptores), el pequeño volumen contenido en

los mismos y los sistemas de protecciones adoptados , hacen innecesarias medidas

correctoras ante una eventual fuga de gas.

3.3 Fluidos

Se construirá una cuba impermeable de hormigón bajo el transformador para corregir posibles

fugas o derrames. Estas cubas tendrán la pendiente necesaria para conducir el posible

derrame a una tubería plástica que lo comunicará con un depósito de hormigón enterrado con

la suficiente capacidad para albergar el volumen del transformador de 15 MVA.


Página 73

3.4 Electrocución

No precisa medidas correctoras.

3.5 Incendio

Las medidas consideradas son:

. Detección automática del fuego en todas las dependencias del edificio y transmisión

de la alarma al Centro de Control.

. Extinción manual mediante extintores portátiles en el edificio y parque de intemperie.

4 CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVA SECTORIAL

Se analiza a continuación la actividad de transformación de tensión en la subestación eléctrica

y su posible relación con la producción de efectos molestos, insalubres, nocivos y peligrosos.

4.1 Actividades Molestas

Por ruidos y vibraciones

Debido al bajo nivel sonoro emitido por el transformador y la prácticamente nula percepción por

desde la parte exterior del vallado no procede calificarla de molesta. Igualmente debemos

considerar que la estación se ubicará en un entorno netamente rural con ausencia de

asentamientos humanos en las proximidades.

Por olores, humos o emanaciones

No se procede calificarla de molesta, ya que la propia actividad no genera emanación, no

estando incluida en ninguno de los grupos A, B y C del arto 56 del Decreto 833/75 de

Protección del Ambiente Atmosférico.

4.2 Actividades insalubres y nocivas

Por contaminación del ambiente atmosférico

No puede ser calificada de nociva o insalubre, por no encontrarse igualmente entre las

actividades del Grupo C del arto 56 del Do 833/75.

Por sus vertidos

No puede calificarse de insalubre o nociva en su funcionamiento normal, ya que no produce

ningún efluente orgánico que precise ser tratado.

El ocasional vertido del aceite de los transformadores queda controlado con las medidas

correctoras.

Radiaciones ionizantes

No procede calificarse de insalubre o nociva, ya que una subestación eléctrica no emite este

tipo de radiaciones.


Página 74

4.3 Actividades Peligrosas

Incendio

En la ST Tipo 132/20 kV la carga térmica de la instalación es baja y procede únicamente de los

aceites dieléctricos, además de no ser el riesgo de incendio inherente a la propia actividad.

Las medidas de seguridad tomadas unidas a las de protección adicional o correctoras hacen

improcedente su calificación como actividad peligrosa.


Página 75

PLANOS

ÍNDICE PLANOS…......………………....................................................................................... 75

1 SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO.......................................................................................... 76

2 PLANTA ELÉCTRICA PARQUE HIDROEÓLICO................................................…………… 77

3 PLANTA SUBESTACIÓN........................................................................................................ 78

4 DISTRIBUCIÓN SUBESTACIÓN............................................................................................ 79

5 TITULARIDAD DE LA SUBESTACIÓN................................................................................... 80

6 PLANTA EDIFICIO DE CELDAS Y CONTROL....................................................................... 81

7 SECCIÓN TIPO SUBESTACIÓN............................................................................................ 82

8 ESQUEMA UNIFILAR CELDAS 20 KV................................................................................... 83

9 ESQUEMA UNIFILAR SIMPLIFICADO PARQUE HIDROEÓLICO........................................ 84

10 ESQUEMA UNIFILAR SIMPLIFICADO SUBESTACIÓN ELÉCTRICA................................. 85


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PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TÉCNICAS PARTICULARES.

NORMAS, REGLAMENTOS Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS A APLICAR PARA LOS

PROYECTOS BÁSICOS DE SUBESTACIONES TIPO 132/20 KV

MIE-RAT Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales

eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

NI 00.06.10 Recubrimientos galvánicos en caliente para piezas y artículos diversos.

NI 33.27.30 Cables de fibra óptica de exterior para interconexión de equipos de protección y

control en STR (OEKE). Multimodo.

NI 50.06.01 Soportes para terminales de exterior y pararrayos de AT hasta 20 kV.

NI 50.20.02 Marcos y tapas para arquetas en canalizaciones subterráneas.

NI 50.20.03 Herrajes, puertas, tapas, rejillas y escaleras para centros de transformación

NI 50.20.41 Arquetas prefabricadas de hormigón para canalizaciones subterráneas.

NI 50.26.01 Picas cilíndricas de acero-cobre

NI 50.42.01 Aparamenta bajo envolvente metálica con aislamiento al aire para 24 kV en

instalaciones de interior (ST/STR).

NI 50.42.02 Aparamenta bajo envolvente metálica con aislamiento en SF6 hasta 52 kV en

instalaciones de interior (ST/STR).

NI 54.30.01 Tubos de cobre para usos eléctricos.

NI 56.40.02 Cables unipolares con conductores de aluminio y aislamiento seco y cubierta

especial (DHZ1) para redes de AT hasta 26/45 kV.

NI 61.00.00 Interruptores automáticos de AT para ST y STR.

NI 72.10.01 Transformadores de potencia sumergidos en aceite para ST de 132 hasta 220

kV y 100 MVA (Dyn11)

NI 72.30.00 Transformadores trifásicos sumergidos en aceite para distribución en BT.

NI 72.50.01 Transformadores de intensidad de medida y protección en AT hasta 72,5 Kv.

NI 72.50.02 Transformadores de intensidad de medida y protección en AT, desde 145 kV

hasta 420 kV.

NI 72.54.01 Transformadores de tensión de medida y protección en AT hasta 72,5 kV.

NI 72.54.02 Transformadores de tensión inductivos de medida y protección en AT desde

145 hasta 420 kV.


Página 87

NI 72.56.01 Transformadores de tensión capacitivos de medida y protección en AT desde

145 kV hasta 420 kV.

NI 72.58.50 Transformadores de intensidad de tipo toroidal para medida y protección , para

ST, STR y CMR.

NI 74.00.01 Seccionadores giratorios 24-420 kV.

NI 75.06.31 Fusibles limitadores de corriente asociados para AT hasta 36 kV.

NI 75.30.02 Pararrayos de óxidos metálicos sin explosores con envolvente polimérica para

AT hasta 36 kV.

NI 75.30.03 Pararrayos de óxidos metálicos sin explosores, para instalaciones de tensión

más elevada del material superior a 36 kV e inferior o igual a 145 kV

MT-ICSUL 43.01 Especificación Técnica de Baterías de condensadores de MT.

MT-ICSUL 43.51 Especificación Técnica de reactancia trifásica de puesta a tierra para 20 kV

(Continua en páginas 2 a 4)


Página 88

PRESUPUESTO.

DESCRIPCIÓN PRECIO UD TOTAL

1 EQUIPOS Y MATERIALES 812150 1 812150

1.1 Transformador de potencia 172500 1 172500

1.2 Estructuras metálicas 14100 1 14100

1.3 Sistema de 132 Kv 252450 1 252450

1.3.1 Interruptores 24300 3 72900

1.3.2 Seccionadores con puesta a tierra 10100 2 20200

1.3.3 Seccionadores 7950 7 55650

1.3.4

Transformadores de intensidad 150-300/5-5-5-5 4800 3 14400

1.3.5 Transformadores de intensidad de clase 0.2S 5000 9 45000

1.3.6 Transformadores de tensión capacitivos 4600 2 9200

1.3.7 Transformadores de tensión inductivos 4900 6 29400

1.3.8 Pararrayos 1900 3 5700

1.4 Sistema de 20 Kv 155800 1 155800

1.4.1 Celdas de línea 16400 2 32800

1.4.2 celdas de transformador 16200 1 16200

1.4.3

Celdas de transformador de servicios auxiliares 10900 1 10900

1.4.4 Celdas de batería de condensadores 20600 1 20600

1.4.5 Celda de medida 16750 2 33500

1.4.6 Pararrayos 650 3 1950

1.4.7 Seccionadores tripolares 1850 1 1850

1.4.8 Transformadores de servicios auxiliares 9600 1 9600

1.4.9 Reactancias de puesta a tierra 8900 1 8900

1.4.10 Baterías de condensadores 19500 1 19500

1.5 Control, protecciones, automatismos y medidas. 102200 1 102200

1.5.1 Protecciones y automatismos 41500 41500 1 41500

1.5.2 SIPCO 48000 48000 1 48000

1.5.3 Sistema de Medida 7200 7200 1 7200

1.5.4

Equipo de fibra óptica, reloj GPS equipos auxiliares 5500 5500 1 5500

1.6 Servicios auxiliares 58200 1 58200

1.6.1 Rectificadores batería de 125 V 12900 2 25800

1.6.2 Rectificador batería de 48 V 10800 1 10800

1.6.3 Armario de distribución de c.a. 11400 1 11400

1.6.4 Armario de distribución de c.c. 10200 1 10200

1.7 Instalaciones complementarias 20900 1 20900

1.7.1 Iluminación y fuerza 9900 9900 1 9900

1.7.2 Seguridad industrial (antiintrusismo) 1200 1200 1 1200

1.7.3 Sistema detección incendios 3000 3000 1 3000

1.7.4 Mobiliario y enseres 2000 2000 1 2000

1.7.5 Circuitos de c.c. y c.a. 1800 1800 1 1800

1.7.6 Ventilación y aire acondicionado 3000 3000 1 3000


Página 89

1.8 Elementos varios 36000 1 36000

2 OBRA CIVIL 136800 1 136800

2.1 Adecuación del terreno 12200 1 12200

2.2 Cerramiento perimetral de la instalación 4500 1 4500

2.3 Viales internos. 9200 1 9200

2.4 Drenaje.

8500 1 8500

2.5 Edificio de control y celdas. 38000 1 38000

2.6 Cimentaciones y bancada. 28200 1 28200

2.7 Canalizaciones eléctricas. 10700 1 10700

2.8 Malla de tierra. 20500 1 20500

2.9 Terminado del parque de intemperie. 5000 1 5000

3 MONTAJE 48000 1 48000

2 RESUMEN DEL PRESUPUESTO

Resumen en euros

2.1 EQUIPOS Y MATERIALES.......................................................................................812.150

2.2 OBRA CIVIL..............................................................................................................136.800

2.3 MONTAJE...................................................................................................................48.000

_____________

TOTAL PRESUPUESTO..................................................................................................996.950

Asciende el presupuesto de ejecución material a NOVECIENTOS NOVENTA Y SEIS MIL

NOVECIENTOS CINCUENTA EUROS.

subestaciÓn elÉctrica para la evacuaciÓn desde el parque eÓlico o la central reversible

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