Autorizada la entrega del proyecto del alumno: Alicia Romera López L OS D IRECTORES DEL P ROYECTO Juan Antonio Talavera Martín Francisco José González Otero Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . VO BO DEL Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . . C OORDINADOR DE P ROYECTOS Michel Rivier Abbad Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . . UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA EVACUACIÓN DE ENERGÍA A MEDIA TENSIÓN EN PARQUE EÓLICO MARINO PILOTO AUTOR: Alicia Romera López DIRECTOR: Juan Antonio Talavera Martín Francisco José González Otero MADRID, Junio de 2010 A mis padres y hermana, por su apoyo, paciencia y confianza. A Alberto, por entenderme y aguantarme. A mi prima, cuñado y a todos los amigos y profesores que me han ayudado en estos 7 años. Muchas gracias. Resumen La energía eólica marina es, al igual que la eólica terrestre, una aplicación de la fuerza producida por el viento. La diferencia respecto a la obtenida en tierra radica en que su coste de instalación es muy superior. Pero actualmente los costes de las cimentaciones y anclajes han disminuido de forma espectacular en los últimos años, con lo que el precio del MW de potencia se está igualando al de otras energías renovables. La energía eólica marina aprovecha más energía que en tierra y esto se debe a que el viento se encuentra con una supercie de rugosidad variable, las olas, y sin obstáculos como islas, islotes, etc., lo que implica que la velocidad del viento no experimenta grandes cambios. Así, pueden emplazarse torres más bajas que en la supercie terrestre. Además, el viento es, por lo general, menos turbulento que en tierra, con lo que se amplía el periodo de trabajo útil de un aerogenerador. En este proyecto se han desarrollado diversos aspectos para la correcta evacuación de la energía desde los aerogeneradores marinos hasta la línea de transporte. Para ello se ha evaluado la manera más económica de evacuación en nuestro cableado y las diferentes disposiciones posibles para la realización de la subestación elevadora. Nuestro parque eólico piloto se encuentra en Las Palmas de Gran Canaria a escasos 3 km de la costa, por lo que serán detectables a la vista, pero aunque no estén muy alejados de tierra, sus vientos serán tan homogéneos y constantes como en alta mar. Este parque eólico marino piloto estará formado por dos aerogeneradores, el cableado de evacuación y una subestación en tierra elevadora hasta la tensión de transporte que será de 66 kV por tratarse de una isla. Las características que denen nuestros aerogeneradores son: Los aerogeneradores son de eje horizontal, con el rotor a barlovento y optando por el modelo tripala para un mejor rendimiento. Cada pala tendrá una longitud de 61,5 m, siendo un total de 126 m de diámetro de rotor. De acuerdo con lo expuesto antes el emplazamiento de la torre será menor, teniendo una altura desde nivel del mar hasta el buje de 110 m. Las torres 1 de los aerogeneradores estarán sujetas mediante cimentaciones trípode, las cuales tendrán una protección catódica adecuada. La profundidad a la que encontramos cada aerogenerador será de 49 m y 39 m respectivamente. Teniendo ambas torres una separación de 660 m, esta distancia es mayor de lo habitual debido a que la estela que se deriva de las palas es mayor en el mar. La potencia instalada es de 10 MW, mediante 2 aerogeneradores de 5 MW de potencia nominal cada uno, teniendo la ventaja de que la instalación puede aguantar una sobrecarga en permanencia del 20 %, lo que hará un total de 12 MW. Se comenzó este proyecto discerniendo sobre la mejor manera de evacuar la energía. Se nos dieron tres diferentes tensiones de evacuación a elegir, 13, 20 ó 30 KV. La decisión se tomo simplemente teniendo en cuenta cual de ellas provocaba menores costes. Finalmente, la opción más rentable fue la de 13 KV, realmente algo a analizar, ya que a mayor tensión, menor intensidad y por lo tanto menos pérdidas en el cable. Pero al ser la distancia a la subestación tan corta, las pérdidas son menos notables. Además, nos evitábamos instalar un transformador en cada aerogenerador, ahorrándonos así grandes costes. Esto se debe a que posteriormente al generador (690 V) se encuentra un puente trifásico encargado de corregir la señal y elevar la tensión a 13 KV, resultando por tanto innecesaria la instalación del transformador. Para poder calcular las pérdidas a las diferentes tensiones citadas, fue necesario calcular las múltiples secciones posibles de los cables. Por ello en los cálculos se diferencia en todo momento tres tipos de sección para cada tensión posible. Por tanto, una vez que hemos decidido esta tensión de evacuación el proceso a seguir fue: Cálculos de intensidad admisible, caídas de tensión, ensayos de cortocircuito, etc., para toda la instalación, todo ello teniendo en cuenta lo dispuesto y denido en el RLAT. Elección de las celdas instaladas en cada aerogenerador, que permiten la entrada y salida de la línea, estas celdas son módulos prefabricados cuya función también es proteger al generador. Seguidamente, el parque eólico se conecta a tierra por un cable submarino tripolar, se dispone sobre el lecho marino, ya que no existen grandes riesgos de daños ocasionados por equipos de pesca, anclas, etc. Los altos costes que conlleva enterrarlos han sido claves para tomar esta decisión. Para realizar la unión del cable submarino de evacuación y del cable subterráneo se dispone de una arqueta situada en tierra en la que se realizan los empalmes necesarios. Posteriormente, el cable subterráneo, unipolar, irá enterrado bajo tubo de PVC a 80 cm de profundidad, por lo que es necesario realizar canalizaciones 2 según normativas de uso. Será unipolar debido a que al ser la tensión tan pequeña, la sección es muy grade y llega un punto en donde sus dimensiones resultan un problema para la instalación. Una vez en tierra, tan sólo resta conectar la línea eléctrica con la red de distribución existente. Para ello realizamos el diseño de la subestación. Lo primero que se analizó fue la disposición del embarrado, el cual será de doble barra debido a la necesidad de apertura de la línea de transporte (66 kV), ya que todas las subestaciones cercanas se encuentran saturadas y no podemos acoplarnos a ellas. Lo siguiente que se eligió fue la aparamenta de alta tensión en función de los tiempos de despeje deseados y las intensidades nominales y de cortocircuito calculadas previamente, se encontrará dentro de un edicio prefabricado, evitando así posibles deterioros. Tras la aparamenta de alta tensión, denimos las características del transformador de potencia. Seguidamente se eligió la aparamenta de media tensión, contando también con la instalación de celdas modulares prefabricadas para una correcta protección de la instalación. Una vez que contábamos con las dimensiones de los dos edicios prefabricados, se diseñó la red de tierras de la subestación para limitar las tensiones de paso y contacto. Por último, se procedió a realizar la instalación de baja tensión del edicio prefabricado de MT de la subestación. En él se encuentran centralizadas las funciones de protección, medida y control de todo el parque eólico y de la subestación. El sistema de baja tensión está formado por varios circuitos para la refrigeración y regulación del transformador de potencia 12,5 MVA, alimentación de las celdas colectoras de la subestación, de la instalación de un SAI para la alimentación de elementos susceptibles de quedarse sin electricidad y que son fundamentales para el control e información en todo momento del parque, además de los circuitos de alumbrado y fuerza. Una vez nalizado el diseño de toda la instalación y de sus respectivos planos, se pasó a la realización de un estudio económico sobre la viabilidad del parque, indicándonos que nuestro proyecto es rentable, ya que el periodo de recuperación de la inversión se encuentra dentro de la vida útil del parque. Respecto al impacto medioambiental, en esta memoria también se realiza un estudio, dónde se puede observar como las agresiones sobre la fauna y ora de la zona son las mínimas posibles. La conclusión que podemos obtener de este proyecto es que los valores obtenidos son razonables, por lo que apoyamos con nuestros resultados futuras construcciones de parques eólicos marinos de mayor potencia y dimensiones, ya que se tratará de un método de generar energía y de evitar contaminación altamente rentable. 3 Abstract Oshore wind energy is, as well as onshore one, an application of wind strengh. The main dierence between them is that installation cost of the former one is much higher. However, in the last few years, the costs of foundations and anchors have fallen dramatically making the MW price very similar to that of other renewables sources. Oshore wind power takes more energy than onshore one. This is because the wind blows over the waves, which are a variable roughness surface, and without any obstacles such as islands, islets, etc.., Which implies that the wind speed doesn't undergoe marked changes. Thus, towers can be located lower than in onshore instalations. In addition, wind is generally less turbulent than on land, thus extending the useful working period of a wind turbine. In this project we have developed various aspects for the proper discharge of energy from oshore wind turbines to the transmission line. This has been assessed most economical way to escape our wired and the dierent possible arrangements for the implementation of substation truck. Our pilot wind farm is located in Las Palmas de Gran Canaria, just 3 km from the coast, so it will be detectable to the eye, but even if not too far from land, its winds are so homogeneous and constant as the high seas. This pilot oshore wind farm will consist of two turbines, cabling and a substation evacuation ground lift to transport voltage of 66 kV will be an island. The dening characteristics of our wind turbines are: Wind turbines are horizontal axis upwind rotor and preferring bladed model for better performance. Each blade will have a length of 61.5 m, with a total of 126 m diameter rotor. According to the above before the location of the tower will be smaller, having a height from sea level to 110 m. bushing The wind turbine towers will be tight by tripod foundations, which will have an adequate cathodic protection. The depth to which each turbine will be found 49 m 39 m respectively. Taking both towers 660 m apart, this distance is larger than usual because the wake is derived from the blades is greater 4 at sea. The installed capacity is 10 MW, using two wind turbines of 5 MW rated power each, have the advantage that the installation can withstand a permanent overload 20 %, making a total of 12 MW. This project was started discerning how best to evacuate the energy. We were given three dierent strains of evacuation to choose from, 13, 20 or 30 KV. The decision was taken considering just which one caused lower costs. Finally, the most protable option of 13 KV was really something to analyze, since the higher voltage, lower intensity and therefore less losses in the cable. But being the distance from the substation so short, the losses are less noticeable. In addition, we avoided us install a transformer at each turbine, saving huge costs. This is because then the generator (690 V) is a phase bridge to correct the signal charge and raise the voltage to 13 KV, was therefore not necessary to install the transformer. In order to calculate the losses to the dierent voltages above, was necessary to calculate the many possible sections of the cables. Thus in the calculations is dierent at all times three section types for each strain as possible. Therefore, once we have decided to escape the tension of the process followed was: Permissible intensity calculations, voltage drops, short circuit tests, etc. For the entire facility, all taking into account the provisions and dened in RLAT. Election of the cells installed in each turbine, which allow entry and exit of the line, these cells are also prefabricated modules whose function is to protect the generator. Then, the wind farm is connected to the mainland by a submarine cable pole, available on the seabed, because there are no great risk of damage from shing gear, anchors, etc.. The high costs have been key to bury this decision. To make the union of submarine cable and cable evacuation subway has a chest located on land where the joints are made necessary. Subsequently, the underground cable, unipolar, will be buried in PVC pipe to 80 cm deep, making it necessary to use pipes as directed. It will be unipolar because the tension being so small, the section is very grade and there comes a point where their dimensions are a problem for installation. Once on land, so it only remains to connect the power line with the existing distribution network. We carry out the design of the substation. The rst thing discussed was the provision of mud, which will double bar because of the need for opening the transmission line (66 kV), since all nearby substations are saturated and can not dock with them. The next thing you chose was the high voltage switchgear according to the desired clearance 5 times and the short circuit current ratings and calculated previously, will be within a prefabricated building, thus avoiding possible damage. After the high voltage switchgear, we dene the characteristics of power transformer. Then we chose the medium voltage switchgear, also counting the installation of prefabricated modular cells for proper facility security. Once we had the dimensions of the two prefabricated buildings, was designed network of lands from the substation to limit step and touch voltages. Finally, we proceeded to perform the installation of prefabricated building low voltage MV substation. It contains centralized protection functions, measurement and control of the entire wind farm and the substation. The low voltage system consists of several circuits for cooling and regulating power transformer 12.5 MVA, collecting cells feed the substation, installation of a UPS for supply of parts that remain without electricity and which are essential for monitoring and reporting at all times the park, in addition to lighting and power circuits. Once the design of the entire plant and its respective planes, there is now conducting an economic study on the viability of the park, indicating that our project is protable, because the payback period of investment is within the life of the park. Regarding the environmental impact, this report also outlines a study, where it can be seen as attacks on the fauna and ora of the area are as low as possible. The conclusion we can draw from this project is that the values are reasonable, so our results support further construction of oshore wind farms with higher power and size, as it will be a method to generate energy and to avoid high pollution protable. 6 TML DOCUMENTO I MEMORIA Índice general 1. Introducción 9 1.1. Partes de un aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2. Estudio de las tecnologías existentes 10 . . . . . . . . . . . . . . 13 1.2.1. Producción eólica por países . . . . . . . . . . . . . . . 13 1.2.2. Producción eólica en España 14 1.2.3. Elementos importantes de la instalación 1.2.4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 1.2.3.1. Cables submarinos y subterráneos . . . . . . 15 1.2.3.2. Subestaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Ventajas e inconvenientes de los aerogeneradores marinos 18 1.2.4.1. Ruido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 1.2.4.2. Interferencias electromagnéticas . . . . . . . 20 1.2.4.3. Evaluación ecológica . . . . . . . . . . . . . . 21 1.3. Motivación del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 1.4. Objetivos del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2. Memoria 2.1. 2.2. 24 Principios de funcionamiento de los aerogeneradores . . . . . 24 Descripción de las características de nuestro proyecto . . . . . 25 2.2.1. Descripción de las características de nuestro aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3. Elección de los Cables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 28 2.3.1. Cable Subterráneo 31 2.3.2. Cable Submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 2.3.2.1. Cable de unión entre aerogeneradores . . . . 34 2.3.2.2. Cable de evacuación hasta tierra . . . . . . . 34 2.4. Elección de la tensión de evacuación . . . . . . . . . . . . . . 35 2.5. Centros de transformación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 2.5.1. Celdas de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 2.5.1.1. 37 Funciones modulares . . . . . . . . . . . . . . 1 2 ÍNDICE GENERAL 2.5.2. 2.6. 2.5.1.2. Celdas instaladas . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.1.3. Elementos e información adicional de las celdas 41 Servicios Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 43 Características de los cables a 13 KV . . . . . . . . . . . . . . 43 2.6.1. Cables Subterráneos 44 2.6.2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cables Submarinos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 2.7. Disposición del cable submarino en el lecho marino . . . . . . 46 2.8. Zona de ataque de la entrada de la línea a tierra 47 2.9. Conexión cable submarino-cable subterráneo . . . . . . . . . . 2.10. Canalizaciones para la línea subterránea 2.10.1. Radio de Curvatura . . . . . . . 48 . . . . . . . . . . . . 48 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 2.11. Terminales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 2.12. Subestación en tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 2.12.1. Disposición de la subestación . . . . . . . . . . . . . . 53 2.12.2. Coordinación de Aislamiento . . . . . . . . . . . . . . 56 2.12.2.1. Clasicación de las solicitaciones de tensión . 56 2.12.2.2. Procedimiento para la coordinación de aislamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 2.12.3. Embarrados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 2.12.4. Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 2.12.4.1. Resistencia del terreno . . . . . . . . . . . . . 65 2.12.4.2. Tensiones de paso y contacto . . . . . . . . . 68 2.12.4.3. Datos obtenidos 71 . . . . . . . . . . . . . . . . 2.12.5. Centro colector . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 2.12.5.1. Descripción básica . . . . . . . . . . . . . . . 71 2.12.5.2. Celdas instaladas y su funcionalidad . . . . . 73 2.12.6. Sistema eléctrico de Baja Tensión . . . . . . . . . . . . 2.12.6.1. Servicios Auxiliares 74 . . . . . . . . . . . . . . 74 2.12.6.2. Componentes del circuito de alterna . . . . . 75 2.12.6.3. Componentes del circuito de contínua . . . . 77 2.12.7. Aparamenta empleada en Alta Tensión (66 KV) . . . . 78 2.12.7.1. Interruptores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 2.12.7.2. Seccionadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 2.12.7.3. Autoválvulas o pararrayos . . . . . . . . . . . 82 2.12.7.4. Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . 83 2.12.8. Transformador de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . 85 2.12.8.1. Partes de un transformador de potencia . . . 86 2.12.8.2. Sistemas de refrigeración . . . . . . . . . . . 2.12.8.3. Mantenimiento del transformador 2.12.8.4. Transformador usado 87 . . . . . . 87 . . . . . . . . . . . . . 88 3 ÍNDICE GENERAL 2.13. Anexo-Características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.13.1. Cable Subterráneo 89 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 2.13.2. Cable Submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 2.13.3. Celdas de Protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 2.13.4. Elementos de la subestación . . . . . . . . . . . . . . . 98 2.13.4.1. Celdas Colectoras . . . . . . . . . . . . . . . 98 2.13.4.2. Interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 2.13.4.3. Seccionador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 2.13.4.4. Pararrayo/ Autoválvula . . . . . . . . . . . . 106 3. Cálculos 3.1. 110 Cálculo de la sección del conductor . . . . . . . . . . . . . . . 110 3.1.1. Cable subterráneo 3.1.2. Cable submarino 3.1.3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 3.1.2.1. Unión entre aerogeneradores 3.1.2.2. Evacuación hasta tierra . . . . . . . . . 117 . . . . . . . . . . . . 118 Cálculo de la sección del conductor de la subestación . 119 3.2. Cálculo de la Amortización a 10 años . . . . . . . . . . . . . . 120 3.3. Cálculo de la caída de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 3.4. Intensidad de Cortocircuito 3.4.1. 3.5. 3.6. Cálculos de la Intensidad de Cortocircuito . . . . . . . 131 Embarrados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 3.5.1. Esfuerzos por Cortocircuito 3.5.2. Efecto Corona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 . . . . . . . . . . . . . . . 136 Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 3.6.1. 3.7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 Cálculos de la P.A.T. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 Pararrayos / Autoválvula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 3.7.1. Características generales . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 3.7.2. Cálculos para la elección de la autoválvula . . . . . . . 147 3.7.2.1. Pararrayos lado de 66 KV . . . . . . . . . . . 148 3.7.2.2. Pararrayos lado de 13 KV . . . . . . . . . . . 150 4. Estudio Económico 152 4.1. Inversión Inicial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 4.2. Gastos de Explotación y Mantenimiento 4.3. Ingresos 4.4. Estudio de Viabilidad . . . . . . . . . . . . 153 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 4 ÍNDICE GENERAL 5. Impacto Ambiental 5.1. 5.1.1. 5.1.2. 5.2. 158 Análisis de los posibles efectos sobre el medio ambiente . . . . 160 Efectos potenciales sobre el medio físico 5.1.1.1. Efectos potenciales sobre el suelo . . . . . . . 160 5.1.1.2. Efectos potenciales sobre el agua . . . . . . . 161 5.1.1.3. Efectos potenciales sobre la atmósfera . . . . 162 5.1.1.4. Efectos potenciales sobre el paisaje . . . . . . 162 Efectos potenciales sobre el medio biótico Efectos potenciales sobre los ecosistemas . . . 163 5.1.2.2. Efectos potenciales sobre la ora . . . . . . . 163 5.1.2.3. Efectos potenciales sobre la fauna . . . . . . 163 Ahorro y contaminación evitada . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 165 Resumen del proyecto 6.1.1. 6.2. . . . . . . . 163 5.1.2.1. 6. Conclusiones 6.1. . . . . . . . . 160 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 Futuro desarrollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168 Trabajos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 Índice de guras 1.1. Esquema de un aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 1.2. Potencia instalada eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 1.3. Costes-Distancia en AC y DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 1.4. Ruido en dB(A)-Distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 1.5. Interferencias de turbinas eólicas con sistemas de radio . . . . 20 2.1. Tubo aerodinámico del ujo de viento 24 2.2. Distancias de la línea eléctrica sobre la proyección horizontal. 2.3. Descripción del cable Subterráneo. . . . . . . . . . . . . . . . 32 2.4. Descripción del cable Submarino. . . . . . . . . . . . . . . . . 33 2.5. Disposición de las celdas en el aerogenerador. . . . . . . . . . 37 2.6. Grupos funcionales utilizados y distribución de éstos. . . . . . 38 2.7. Interconexión de las unidades modulares utilizadas. . . . . . . 38 2.8. Elementos del tendido submarino. . . . . . . . . . . . . . . . . 47 2.9. Planta y esquema unilar de la disposición doble barra. . . . 54 . . . . . . . . . . . . . . . . 66 2.11. Resistividad en función de la humedad en distintos terrenos. . 67 2.12. Resistividad en función de la temperatura. . . . . . . . . . . . 67 2.13. Tensión de paso y contacto durante un defecto a tierra. . . . . 70 2.10. Resistividad según sales solubles. 2.14. Disposición de las celdas CBGS-0. 2.15. Esquema de la aparamenta. . . . . . . . . . . . . . 26 . . . . . . . . . . . . . . . 71 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 2.16. Resumen características del transformador de intensidad. . . . 83 2.17. Partes a destacar de un transformador. . . . . . . . . . . . . . 86 2.18. Descripción básicas celdas CBGS-0. . . . . . . . . . . . . . . . 98 2.19. Dimensiones seccionador giratorio. . . . . . . . . . . . . . . . 103 2.20. Dimensiones seccionador pantógrafo. 2.21. Autoválvula lado de Alta Tensión. 2.22. Características EXILIM R. . . . . . . . . . . . . . . 105 . . . . . . . . . . . . . . . 106 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 2.23. Autoválvula lado de Media Tensión. 5 . . . . . . . . . . . . . . 108 ÍNDICE DE FIGURAS 6 2.24. Características PEXILIM R . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 3.1. Onda de la intensidad durante un cortocircuito. . . . . . . . . 130 3.2. Unilar de la instalación y su simplicado. . . . . . . . . . . . 134 3.3. Proceso de diseño de las instalaciones de puesta a tierra. . . . 142 3.4. Circuito para la determinación de la tensión de contacto aplicada145 3.5. Circuito para la determinación de la tensión de paso aplicada. 146 5.1. Mapa general de zonicación. MMA. . . . . . . . . . . . . . . 158 Índice de cuadros 1.1. Capacidad total de energía eólica . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.1. Coordenadas de los puntos signicativos de la gura 2.2. . . . 27 2.2. Escala de Beaufort de la fuerza de los vientos 2.3. Máxima capacidad de transmisión 2.4. Materiales de aislamiento de cables para MT . . . . . . . . . 30 2.5. Sección del conductor Subterráneo por tensión de evacuación. 32 2.6. Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación. . 34 2.7. Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación. . 35 2.8. Costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 2.9. Características del cable Hersatene. . . . . . . . . . . . . . . . 44 . . . . . . . . . 29 . . . . . . . . . . . . . . . 30 2.10. Características del cable para la unión de aerogeneradores. . . 45 2.11. Características del cable que evacúa hasta tierra. . . . . . . . 45 2.12. Radio de curvatura según la sección. . . . . . . . . . . . . . . 49 2.13. Tablas comparativas SB vs DB. . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 2.14. Clases y formas de solicitaciones de tensión y sobretensión. . . 56 2.15. Nivel de aislamiento normalizado. . . . . . . . . . . . . . . . . 59 2.16. Densidad de corriente admisible en cables. . . . . . . . . . . . 62 2.17. Valor medio de la resistividad según terreno. . . . . . . . . . . 65 2.18. Características eléctricas generales de las celdas CBGS-0. . . . 72 2.19. Transformador de tensión capacitivo. . . . . . . . . . . . . . . 84 2.20. Transformador de tensión inductivo. . . . . . . . . . . . . . . 85 2.21. Posibles sistemas de refrigeración. . . . . . . . . . . . . . . . . 88 2.22. Periodicidad de inspecciones en un transformador. 89 . . . . . . 2.23. Intensidad máxima admisible en régimen permanente y en cortocircuito para las distintas tensiones. . . . . . . . . . . . . 90 2.24. Características eléctricas y mecánicas por Km según sección para 18/30KV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 91 8 ÍNDICE DE CUADROS 2.25. Características eléctricas y mecánicas por Km según sección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 2.26. Precio por Km del cable subterráneo. . . . . . . . . . . . . . . para 12/20KV. 93 2.27. Características eléctricas y mecánicas según sección para 18/30KV. 94 2.28. Características eléctricas y mecánicas según sección para 12/20KV. 95 2.29. Celda protección del aerogenerador. . . . . . . . . . . . . . . . 96 2.30. Celda entrada/salida del aerogenerador. 97 . . . . . . . . . . . . 2.31. Características de las diferentes conguraciones de celdas colectoras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 2.32. Características generales del interruptor de AT. . . . . . . . . 100 2.33. Características técnicas del interruptor en AT. . . . . . . . . . 101 2.34. Características seccionador giratorio de apertura lateral. . . . 102 2.35. Características técnicas del seccionador pantógrafo. . . . . . . 104 3.1. Cables aislados con aislamiento seco Temperatura máxima, en ºC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 3.2. Intensidad admisible por sección según el tipo de aislamiento. 111 3.3. Factores de corrección para profundidades distintas de 1m. . . 112 3.4. Factor de corrección para temperaturas del terreno distinto de 25ºC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 3.5. Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza y humedad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 3.6. Factor de corrección para resistividades diferentes de 1,5K.m/W.113 3.7. Secciones por tensión y tipo de cable. . . . . . . . . . . . . . . 119 3.8. Anexo V, complemento por energía reactiva. . . . . . . . . . . 122 3.9. Amortización a 10 años para las diferentes tensiones. . . . . . 128 3.10. Corrientes nominales de descarga. . . . . . . . . . . . . . . . . 148 Um = 72 KV. . Um = 72 KV. característicos para Um = 24 KV. . de la autoválvula paraUm = 24 KV 3.11. Valores característicos para . . . . . . . . . . 149 3.12. Valores de la autoválvula para . . . . . . . . . . 149 3.13. Valores . . . . . . . . . . 151 3.14. Valores . . . . . . . . . . 151 4.1. Inversión inicial requerida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 4.2. Ingresos por la venta de energía. 4.3. Parámetros generales. 4.4. Flujo de Caja para nuestro parque. . . . . . . . . . . . . . . . 156 4.5. VAN y TIR de la inversión. . . . . . . . . . . . . . . . . 154 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 Capítulo 1 Introducción La mayoría de las fuentes de energía renovables provienen de la energía del sol. El sol irradia alrededor de 1, 74 × 1017 W y se estima que la energía contenida en el viento es aproximadamente el 2 % del total de la energía solar que alcanza la tierra, lo que supone casi 2 billones de toneladas equivalentes de petróleo. La radiación solar, absorbida irregularmente por la atmósfera, da lugar a masas de aire con diferentes temperaturas y, por tanto, diferentes densidades y presiones. El aire, al desplazarse desde las altas hacia las bajas presiones, da lugar al viento. La energía del viento que es posible captar con una máquina eólica es directamente proporcional a la densidad del aire (d), a la supercie de barrido o rotor (A) y al cubo de la velocidad del viento (v), como se puede ver en la ecuación 1.2. 1 P = Ec = M · v 2 2 Donde M = dAv (1.1) es el ujo másico, luego: 1 P = d · A · v3 2 (1.2) Para mover las aspas se requiere una velocidad mínima del viento, aunque también existe un límite máximo. Ese es uno de los problemas que más preocupa, la variabilidad de la fuente, del viento, ya que los aerogeneradores 9 CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 10 están preparados para funcionar dentro de un rango determinado de velocidades, normalmente entre 3 y 24 m/s. Según Albert Betz, la ley de éste mismo (ley de Betz) dice que sólo puede convertirse menos de 16/27 (el 59 %) de la energía cinética en energía mecánica usando un aerogenerador y dado que generalmente la producción de los aerogeneradores marinos es un 50 por ciento mayor que la de sus vecinos en tierra (en terreno liso), el emplazar los aerogeneradores en el mar puede ser bastante atractivo. Por lo que será una opción más rentable, a pesar del elevado coste de instalación, construir los aerogeneradores en el mar. El principal desafío de la energía eólica en el mar son los costes de explotación: el cableado submarino y las cimentaciones han provocado que hasta hace poco la energía eólica marina fuese una opción cara. Contrariamente a lo que se suele creer, la corrosión no es algo que preocupe especialmente en las construcciones de acero en el mar, ya que la vida de diseño de las cimentaciones de acero en el mar, al igual que para las plataformas petrolíferas marinas es normalmente de 50 años. La energía producida por un aerogenerador durante sus 20 años de vida (en una localización promedio) es ochenta veces superior a la energía utilizada para su construcción, mantenimiento, explotación, desmantelamiento y desguace. Además, el viento en el mar es generalmente menos turbulento que en tierra y la rugosidad de la supercie marina es muy baja, por lo que en un aerogenerador situado en el mar se puede esperar un tiempo de vida mayor que en otro situado en tierra, aproximadamente unos 30 años, por lo que el aumento de energía producida será notable. 1.1. Partes de un aerogenerador Antes de introducirnos de lleno en el desarrollo del proyecto, sería bueno dar a conocer todas las partes del aerogenerador, que aunque no se diseñarán en esta memoria, son básicas para el desarrollo del proyecto conjunto. Para ello nos jamos en la gura 1.1. Las partes a destacar del esquema del aerogenerador de forma introductoria son: Góndola (nacelle): contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo el multiplicador y el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre. A la izquierda de la góndola tenemos el rotor del aerogenerador, es decir las palas y el buje. CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 11 Figura 1.1: Esquema de un aerogenerador Palas del rotor (blades): son las encargadas de capturar el viento y transmitir su potencia hacia el buje. Normalmente encontramos en el diseño de los aerogeneradores que se realizan con 3 palas y que las características de éstas son muy similares a la de las alas de un avión. Buje (hub): el buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador. Eje de baja velocidad (low-speed shaft): conecta el buje del rotor al multiplicador. El rotor gira muy lento, de unas 19 a 30 revoluciones por minuto (r.p.m.). Multiplicadora (gear box): tiene a un lado el eje de baja velocidad y al otro el de alta. Permite que el eje de alta velocidad que está a su derecha gire 50 veces más rápido que el eje de baja velocidad. Eje de alta velocidad (high-speed shaft): gira aproximadamente a 1.500 r.p.m. lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico. Está CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 12 equipado con un freno de disco mecánico de emergencia (brake). El freno mecánico se utiliza en caso de fallo del freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina. Generador eléctrico (generator): es quien genera la electricidad cuando hay suciente viento como para rotar las palas. La electricidad se transere a la siguiente etapa usando el cableado. Controlador electrónico (controller): ordenador que continuamente monitoriza las condiciones de las que se rodea el aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación. Es el encargado de parar automáticamente el aerogenerador cuando éste se encuentra en condiciones anómalas. Mecanismo de orientación (yaw system): activado por el controlador electrónico, es el encargado de orientar la góndola según la dirección del viento. Anemómetro (anemometer): las señales electrónicas del anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico para conectar el aerogenerador cuando el viento alcanza una velocidad de aproximadamente 3m/s. Dicho controlador parará el aerogenerador si la velocidad del viento excede a los 24m/s entrando el aerogenerador en modo supervivencia, con el n de protegerlo. Veleta (wind vane): nos proporciona la dirección del viento, las señales que obtenemos de la veleta son las encargadas de activar el mecanismo de orientación para girar el aerogenerador en contra del viento. Torre (tower): encargada de soportar la góndola y el rotor, y todas las cargas y pesos que derivan de éstos. Una parte muy importante de los aerogeneradores y que no encontramos en la gura 1.1 son las cimentaciones y el sistema de evacuación de energía, del cual nos ocuparemos de lleno en esta memoria y explicaremos detalladamente con posterioridad. Sobre las cimentaciones destacar que son las encargadas de toda la sustentación del aerogenerador, por lo que un fallo en éstas sería un desastre. También decir que la experiencia de las plataformas petrolíferas marinas ha demostrado que éstas pueden ser correctamente protegidas utilizando una protección catódica (eléctrica) contra la corrosión. CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 13 La protección supercial (pintura) de los aerogeneradores marinos se proporcionará por rutina con una clase de protección mayor que para las turbinas instaladas en tierra. 1.2. Estudio de las tecnologías existentes Como ya se nombró anteriormente la energía eólica es la energía obtenida del viento, o sea, la energía cinética generada por el movimiento de las masas de aire que se desplazan de áreas de alta presión atmosférica hacia áreas adyacentes de baja presión, con velocidades proporcionales al gradiente de presión y que es transformada en otras formas útiles para las actividades humanas. Dentro del marco de energías renovables, la energía eólica es la que más evolución está teniendo porcentualmente año tras año y la que más energía produce, dejando tras de sí la energía hidraúlica, energía de la biomasa, energía solar... La industria de la energía eólica en tiempos modernos comenzó en 1979 con la producción en serie de turbinas de viento por los fabricantes Kuriant, Vestas, Nordtank, y Bonus. Aquellas turbinas eran pequeñas para los estándares actuales, con capacidades de 20 a 30 kW cada una. Desde entonces, la talla de las turbinas ha crecido enormemente, y la producción se ha expandido a muchos países. Decir que los datos que se muestran a continuación pertenecen a turbinas eólicas terrestres, aunque podemos obtener proporcionalmente los datos equivalentes a turbinas eólicas marinas sabiendo que la capacidad de éstas últimas se acerca al 1,2 % de la total. 1.2.1. Producción eólica por países En la gura 1.2, podemos observar la potencia instalada eólica mundial y las predicciones que se dieron para años sucesivos. Esta información también la encontramos desglosada por países en la tabla 1.1. La capacidad mundial instalada alcanza en 2008 más de los 120.000MW, siendo el crecimiento respecto al año anterior de un 30 %, evitando así la CO2 y la importación de combustibles millones de ¿. Todas las turbinas eólicas emisión de 20 millones de toneladas de fósiles por valor de más de 1.200 instaladas alrededor del mundo hasta nales del año 2008 generan 260TWh por año, superando el 1,5 % del consumo eléctrico global. El sector eólico se ha transformado en un generador global de empleo y ha creado 440.000 puestos de trabajo en todo el mundo, representando CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 14 en este mismo año un volumen de ventas de 40 billones de euros. Datos e imágenes según World Wind Energy Association (WWEA, informe 2008). Observando la tabla 1.1, destacamos la actuación de Estados Unidos que ha duplicado su capacidad instalada y ocupa el lugar pionero de Alemania en términos de instalaciones totales. También destacamos la actuación de China en el año 2008, ya que solo en éste periodo pasa de poseer 2,4GW a más de 12 GW de potencia eólica instalada. Figura 1.2: Potencia instalada eólica 1.2.2. Producción eólica en España En 2005, el Gobierno de España aprobó una nueva ley nacional con el objetivo de llegar a los 20.000 MW de potencia instalada en 2012. España dio la sorpresa en el mercado europeo en 2007 instalando 3.520 megavatios, la mayor instalación en Europa registrada en un único año conocida hasta hoy. Como podemos observar en la tabla 1.1 España se sitúa actualmente en el tercer país en capacidad instalada total de viento, con 16.754MW. Y con la energía eólica suministrando el 10 % de la electricidad del país, España CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 15 Cuadro 1.1: Capacidad total de energía eólica está en segundo lugar siguiendo a Dinamarca en términos de porcentaje de electricidad generada con esta fuente. Está previsto para los próximos años un desarrollo de la energía eólica marina en España. Los Ministerios de Industria, Comercio y Turismo y Medio Ambiente ya están trabajando en su regulación. 1.2.3. Elementos importantes de la instalación En este apartado vamos a realizar una introducción de los elementos más importantes que encontraremos en este proyecto. 1.2.3.1. Cables submarinos y subterráneos Antes de empezar cualquier diseño de un cable, tenemos que discernir como vamos a realizar la evacuación, los valores a calcular dependerán de si evacuamos en corriente contínua o en alterna. En la gura 1.3 encontramos el porqué de la elección de corriente alterna CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 16 para la evacuación en nuestros cables, tanto submarinos como subterráneos. Figura 1.3: Costes-Distancia en AC y DC Al ser una distancia bastante corta la que separa nuestros aerogeneradores con la costa, como ya especicaremos en la sección 2.2, descripción de las características de nuestro proyecto, no merece la pena en cuestión de costes el desarrollar la evacuación en corriente contínua, ya que supondría la instalación de convertidores, y en nuestro caso no se compensarían con las menores pérdidas que encontramos en alterna por la corta distancia. La distancia para la cual la evacuación en alterna deja de ser rentable frente a la contínua es en la que la gura 1.3 aparece como break even distance, esta distancia suele ser en una instalación común de unos 30 km, por lo que se aleja bastante de las características de nuestro diseño como se verá más adelante en la sección nombrada anteriormente. Otra característica importantísima a destacar sobre los cables submarinos es el número de fases que nos podemos encontrar en los cables, es decir unipolar (single-core) o tripolar (three-core), sobre esto podemos decir que al manejar intensidades no muy altas y a las tensiones a las que trabajaremos utilizaremos cables tripolares en los cables submarinos y unipolares en los subterráneos. CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 17 Sobre los tipos de recubrimientos más utilizados en el mercado, decir que encontramos principalmente de dos tipos: XLPE, polietileno de cadena cruzada (Cross-Linked Polyethylene) es el tipo de material de aislamiento mas usado en los cables para Media Tensión EPR, caucho de Etileno Propileno (Ethylene Propylene Rubber) es usado en menor proporción pero también lo tenemos muy presente. A la hora de discutir sobre la colocación de los cables tenemos claro que una vez ya en tierra, irán enterrados mediante zanjas que se calcularán con posterioridad. Sobre la disposición en el lecho marino, tenemos varias opciones, como pueden ser el enterramiento de estos cables mediante zanjas como en el caso terrestre o posicionarlo directamente en el fondo del mar. Tanto para el tipo de recubrimiento como para la disposición de los cables submarinos decir que cada uno tiene sus ventajas e inconvenientes y que las discutiremos en secciones posteriores. 1.2.3.2. Subestaciones Una subestación eléctrica es usada para la transformación de la tensión de la energía eléctrica y para conectar nuestro parque piloto con la línea eléctrica de transporte, que en nuestro caso será de 66KV. El componente principal, y el más caro, de una subestación eléctrica es el transformador. Antes de comenzar con el diseño de nuestra subestación, primero debemos decidir como será el tipo, es decir, intemperie, interiores, blindadas, etc. Es importante realizar esta decisión, ya que las dimensiones de las partes que la componen y sobretodo los costes variarán en función de este dato. Además el tipo de aislamiento al que someteremos nuestras instalaciones también se verán afectadas por esta decisión. En una subestación, aparte del ya nombrado transformador encontramos la aparamenta, que podríamos denominar como dispositivos capaces de maniobrar, regular, proteger y regular la energía eléctrica. Esta aparamenta es usada para que los tratamientos de dicha energía sean realizados dentro de unos márgenes establecidos y con la seguridad deseada, tanto para las instalaciones como para las personas. Dentro de la aparamenta, destacamos el papel que desarrollan los aparatos de corte, ya que de ellos depende la continuidad del servicio, la posibilidad de realizar maniobras entre líneas y que las instalaciones estén protegidas frente a sobrecargas y cortocircuitos. CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 18 Por último, decir que será importantísimo la disposición de los embarrados que tengamos en la subestación, ya que el tipo de conexión que tengamos en la barras principales será fundamental para asegurar una regularidad ante cualquier tipo de falta. 1.2.4. Ventajas e inconvenientes de los aerogeneradores marinos Como ventajas a destacar podemos decir que se trata de una energía renovable y por lo tanto ayuda a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero, es una energía abundante, limpia, no perecedera... Sobre sus características técnicas, renombrando algunas de las ya mencionadas en la introducción, decir que, la producción de los aerogeneradores marinos es un 50 por ciento mayor que la de sus vecinos en tierra. Como sabemos la rugosidad de la supercie marina es muy baja y el cizallamiento del viento en el mar es también muy bajo, lo que implica que la velocidad del viento no experimenta grandes cambios al variar la altura del buje del aerogenerador. Así pues, puede resultar más económico utilizar torres más bien bajas, de alrededor de 0,75 veces el diámetro del rotor (normalmente, las torres de los aerogeneradores situados en tierra miden un diámetro de rotor, o incluso más). También destacar que el viento en el mar es generalmente menos turbulento que en tierra, por lo que en un aerogenerador situado en el mar se puede esperar un tiempo de vida mayor que en otro situado en tierra. Sobre los inconvenientes destacamos el ruido que desprenden los aerogeneradores (mayores problemas para las turbinas terrestres), el miedo al impacto visual y a la disminución de la pesca que moviliza a los pueblos pesqueros afectados. Desarrollando los factores más importantes, destacamos: 1.2.4.1. Ruido La interacción entre el ujo de aire atmosférico y el rotor de un aerogenerador da lugar a un campo uctuante de presiones. Características tales como la turbulencia del ujo, la geometría del rotor y el acabado supercial de las palas que lo componen inuyen en tales uctuaciones de presión. Ese campo uctuante de presiones se caracteriza por presentar un determinado espectro de potencia, pudiendo aparecer componentes espectrales dentro del rango audible, hablándose entonces de emisiones acústicas. Así mismo, el sistema de orientación del aerogenerador y la caja multiplicadora tam- CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 19 bién constituyen fuentes de ruido. La propagación en el aire de las emisiones acústicas se hace en la forma de ondas esféricas. Las emisiones acústicas en un aerogenerador pueden tener dos orígenes: ruido mecánico y ruido aerodinámico. El ruido mecánico está producido por componentes metálicos moviéndose o chocando unos contra otros, debido a las duras condiciones que deben soportar estas máquinas, que se encuentran siempre expuestas a todo tipo de inclemencias meteorológicas. Los avances en ingeniería han hecho que el ruido mecánico no sea un problema. El ruido aerodinámico se produce cuando el viento choca contra diferentes objetos a una cierta velocidad. La búsqueda de palas más silenciosas continúa, pero la mayoría de los benecios de esta investigación repercuten en un aumento de la velocidad de giro y en un aumento de la producción de energía, ya que en general el ruido no constituye un problema en sí mismo. Sabemos que existen límites legales sobre la contaminación acústica dependiendo de la zona en la que estén instalados, como puedan ser áreas residenciales, industriales, rurales, etc. Acatando la norma expuesta en IEC 61400-11, en la que para cada tipo de turbina, el nivel de potencia sonora está determinada. Al hablar de contaminación sonora es común aludir sólo a sonidos audibles, considerados entre 50 y 15000 Hz aproximadamente, pero se deja de lado a los de muy baja frecuencia, al ser prácticamente indetectables por el oído humano. Estos sonidos de baja frecuencia que apenas son detectados por el oído, inuyen de manera considerable en la salud y calidad de vida del ser humano, agudizándose por el efecto de vibración que produce. En la ubicación de los parques eólicos se deben cumplir con los valores límite establecidos en este Reglamento, y en todo caso, la localización deberá asegurar que no se superan los 50 dB (A), ya que según un informe de la Organización Mundial de la Salud (OMS) se considera los 50 dB (A) como el límite superior deseable de ruido que deben soportar las personas, ya que se considera que por encima de este nivel el sonido resulta pernicioso para el descanso, la comunicación y la salud de las personas. Por tanto, para evitar que se produzca contaminación acústica, los aerogeneradores deberán estar colocados como mínimo a 300 metros de zonas habitadas. Todos las prevenciones que se toman en las características sonoras de los aerogeneradores, no son tan necesarias para las turbinas instaladas en la mar, ya que lógicamente se encuentran bastante alejadas del alcance humano. CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 20 Figura 1.4: Ruido en dB(A)-Distancia 1.2.4.2. Interferencias electromagnéticas Las turbinas eólicas tienen el potencial de interferir con señales electromagnéticas. El generador eléctrico, el variador, aparatos electrónicos, rotación de las palas, etc, pueden producir emisiones de radiofrecuencia pero estas pueden ser minimizadas mediante importantes investigaciones. Hay dos interferencias fundamentales producidas por las turbinas eólicas, que hemos obtenido del Wind Energy Handbook de Tony Burton (2001), dispersión delantera(forward-scattering) y dispersión trasera (back-scattering). Estas se muestran en la gura 1.5. La delantera se produce cuando la turbina eólica se localiza entre el transmisor y el receptor, donde las interferencias electromagnéticas pueden causar pérdidas de señal. La dispersión trasera se produce cuando la turbina está detrás tanto del receptor como del transmisor, produciendo acople de señales, lo que viene siendo una mala recepción de la señal. Figura 1.5: Interferencias de turbinas eólicas con sistemas de radio CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 21 1.2.4.3. Evaluación ecológica Grupos ecologistas piden estudios en profundidad para que no se cometan errores a la hora de elegir las zonas donde instalar los parques eólicos. Es necesario delimitar con exactitud las zonas donde se pueden colocar los aerogeneradores marinos y donde no se puede. Es innegable que los problemas visuales existen. Los aerogeneradores se pueden ver desde la playa a una distancia de entre 8 y 20 kilómetros creando una gran modicación del paisaje. Otra duda que genera la instalación de los parques eólicos marinos son los posibles efectos negativos sobre las playas, las aves y la pesca. Sobre las aves, notar que las aspas de los aerogeneradores alcanzan en sus extremos velocidades que superan los 200 km/h y que la colisión con las aspas es uno de los riesgos que sufren tanto las aves que viven en la zona como las aves migratorias que pasan cerca de las centrales eólicas. Con una simple elección adecuada de los emplazamientos de las centrales eólicas se disminuirían signicativamente los impactos negativos sobre la fauna. Es necesario hacer estudios del impacto ambiental y de la situación ornitológica de la zona antes de instalar una central eólica. En relación a la pesca, decir que, a pesar de las opiniones de pesqueros experimentados, la experiencia en Holanda y Dinamarca demuestra que la riqueza pesquera aumenta, pues las zonas ocupadas por los aerogeneradores marinos se convierten en criaderos que garantizan la conservación de las poblaciones de peces. Estudios del Instituto Nacional de Investigación Medioambiental de Dinamarca avalan que los aerogeneradores marinos no tienen un efecto signicativo en las aves acuáticas. 1.3. Motivación del proyecto Bajo la luz de la triple crisis global que la humanidad está enfrentando actualmente: la crisis energética, la nanciera y la medioambiental/climática, se vuelve cada vez más obvio que la energía eólica ofrece soluciones a todos estos grandes desafíos, ofreciendo un suministro de energía nacional, conable, accesible y limpia. Es claro que a mediano y largo plazo las inversiones en energía eólica se van a ver fortalecidas debido a su bajo riesgo de inversión, así como también por sus benecios sociales y económicos. Invertir en una turbina eólica en estos días signica que los costos de generación eléctrica son jos durante la vida útil del aerogenerador. La energía eólica no supone gastos en combustible y sus costos de funcionamiento y mantenimiento son generalmente CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 22 bien predecibles en relación a la inversión total. Una ventaja fundamental de la energía eólica es que reemplaza los gastos en energía nuclear y petróleo por mano de obra. La utilización de la energía eólica crea muchos más puestos de trabajo que las fuentes de energía centralizada y no renovable. El sector eólico se ha transformado en un generador mundial de empleo: tan solo en tres años el sector eólico mundial ha casi duplicado la cantidad de puestos de trabajo de 235.000 en 2005 a 440.000 en el año 2008. Estos 440.000 empleados en el sector eólico alrededor del mundo, la mayoría de ellos altamente calicados, están contribuyendo a la generación de 260 TWh de electricidad. Un Parque de 10 MW, que es el que a nosotros nos concierne: Evita: 28.480 Tn de CO2 al a año. Sustituye: 2.447 Tep. (toneladas equivalentes de petróleo). Aporta: trabajo a 130 personas durante el diseño y la construcción. Genera: energía eléctrica para 11.000 familias. Todas estas características las podríamos aplicar a aerogeneradores tanto terrestres como marinos, con el benecio añadido que los marinos incrementan nuestra generación de energía, producen un 50 % más que los aerogeneradores terrestres, incrementando así nuestras ganancias. Y sabiendo también, que la energía eólica marina (oshore), está en auge, alcanzando una tasa de crecimiento anual del 30 % a nales del 2008. 1.4. Objetivos del proyecto El objetivo primordial del proyecto será el encontrar la manera más óptima de evacuar la energía de dos aerogeneradores de 5MW cada uno, en un parque eólico marino piloto. Para ello nuestros objetivos se dividirán en: Cálculos de la evacuación a 13KV, sin transformador elevador, proveniente del puente trifásico anexo al generador. Cálculos de la evacuación, si después del puente trifásico, instalásemos un transformador que elevase nuestra tensión a 20KV y 30 KV. Elección de la tensión adecuada de evacuación. Elección del cable submarino (impedancias, reactancias. . . ) apropiado para minimizar pérdidas, caídas de tensión. . . Y su disposición en el lecho marino. CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 23 Determinación de la zona de ataque de nuestra entrada de la línea submarina a tierra y tipo de canalización a realizar para la instalación del cable subterráneo. Elección del cable subterráneo. Diseño de la subestación elevadora en tierra que transformará la tensión proveniente de nuestros cables, a alta tensión a 66KV funcionando como líneas de transporte de la red eléctrica. Toda nuestra instalación deberá ser capaz de admitir una sobrecarga en permanencia del 20 %. Capítulo 2 Memoria 2.1. Principios de funcionamiento de los aerogeneradores Para que una turbina eólica empiece a generar energía, todos sabemos que es necesario que las palas empiecen a rotar, pero éste fenómeno por sencillo que parezca, no se trata solamente de el viento chocando contra la parte delantera de las palas, sino que tenemos que tener en cuenta el fenómeno de la sustentación. El principio aerodinámico por el cual el conjunto de palas gira, es similar al que hace que los aviones vuelen. Según este principio, el aire es obligado a uir por las caras superior e inferior de un perl inclinado, generando una diferencia de presiones entre ambas caras, y dando origen a una fuerza resultante que actúa sobre el perl. Otro fenómeno importantísimo que encontramos es, que al pasar el viento por el área que ocupan sus palas, va a parar el viento, en la medida que lo pare, obtendrá más energía, es decir, cuanto mayor sea la energía cinética que un aerogenerador extraiga del viento, mayor será la ralentización que sufrirá el viento que deja el aerogenerador por la parte izquierda que encontramos en la gura 2.1. Figura 2.1: Tubo aerodinámico del ujo de viento 24 CAPÍTULO 2. 25 MEMORIA De esta gura y con la ayuda de cualquier libro de mecánica de uidos (Frank M. White, Mecánica de uidos, 2004), de la ecuación de conservación de la masa, podemos decir que V2 < V1 y que por lo tanto A 2 > A1 . Con esta diferencia de velocidades podemos obtener la energía que extrae el aerogenerador. También para un buen aprovechamiento de la energía tendremos que tener en cuenta la resistencia del aire, conocida en el argot técnico como 1 resistencia aerodinámica . La resistencia aerodinámica normalmente aumentará si el área orientada en la dirección del movimiento aumenta, por este motivo es por el que colocamos los aerogeneradores a barlovento y no a sotavento, ya que sino lo colocásemos así extraeríamos menor cantidad de energía (la torre desvía el viento) y evitamos crear más cargas de fatiga en la turbina. Como ya dijimos en la introducción, para que un aerogenerador se ponga en marcha necesita de un valor mínimo del viento para vencer los rozamientos y comenzar a producir trabajo útil, a este valor mínimo se le denomina velocidad de conexión, sin la cual no es posible arrancar un aerogenerador ( esta velocidad esta comprendida entre 3-5 m/s ). A partir de este punto empezará a rotar convirtiendo la energía cinética en mecánica, siendo de esta forma hasta que alcance la potencia nominal, generalmente la máxima que puede entregar. Llegados aquí empiezan a actuar los mecanismos activos o pasivos de regulación para evitar que la máquina trabaje bajo condiciones para las que no fue concebida. Aunque continúe operando a velocidades mayores, la potencia que entrega no será diferente a la nominal, y esto se producirá hasta que alcance la velocidad de corte, donde, por razones de seguridad, se detiene (esta velocidad se considera a partir de 24 m/s). 2.2. Descripción de las características de nuestro proyecto El proyecto se basa principalmente, como bien dice el título, en la evacuación de energía a media tensión en un parque eólico marino piloto. Este parque piloto lo formarán dos aerogeneradores de 5 MW cada uno, donde toda la instalación deberá aguantar una sobrecarga en permanencia del 20 %, lo que hará un total de 12MW. La evacuación la realizaremos mediante un cable submarino, del cual hallaremos sus características en secciones posteriores, proveniente del aero- 1 Componente de la fuerza que sufre un cuerpo al moverse a través del aire en la dirección de la velocidad relativa entre el aire y el cuerpo. CAPÍTULO 2. MEMORIA 26 generador más cercano a tierra (aerogenerador_1), éste se encontrará aproximadamente a unos 2,8 km alejado de la costa y la distancia entre un aerogenerador y otro será de 660m. Decir que la distancia entre aerogeneradores en el mar es mayor que en tierra, debido a las grandes estelas que se derivan de las palas por la poca turbulencia del viento en el mar. Esta distancia suele ser aproximadamente de unas seis veces el diámetro de nuestro rotor, aunque en nuestro caso situamos los aerogeneradores en la dirección predominante del viento pudiendo acortar esta distancia. Una vez elegida la tensión de evacuación, halladas las características del cable submarino y su disposición en el lecho marino, pasaremos ha analizar el cable subterráneo, aproximadamente de 750m de longitud,donde por último, nos centraremos en el diseño por completo de la subestación elevadora que será la encargada de transformar la tensión elegida anteriormente a 66 KV. Para una mejor comprensión de la distribución de las líneas en nuestro proyecto, nos jamos en la gura 2.2: Figura 2.2: Distancias de la línea eléctrica sobre la proyección horizontal. Notar que la profundidad de la zona en la que se van a situar los aerogeneradores es de 49m para el aerogenerador_1 y de 39m para el aerogenerador_2. Los datos de las profundidades nos serán necesarios para calcular con exactitud las longitudes de los cables a diseñar. Por último y para aclarar todas las numeraciones que encontramos en la gura 2.2, nos jamos en el cuadro 2.1, que nos sitúa tanto en coordenadas UTM, como en coordenadas geográcas, la posición de cada elemento relevante de nuestro proyecto. La distribución de las líneas, sobretodo la subterránea, es muy importante, ya que nos muestra el lugar por el cual tenemos permiso para tirar nuestro cable, esto nos limitará a la hora de calcular longitudes y radios de curvatura de nuestro cable subterráneo. Además, decir que la unión de nuestro cable submarino con el subterráneo se hará en el punto 4 de la gura 2.2. CAPÍTULO 2. MEMORIA 27 Cuadro 2.1: Coordenadas de los puntos signicativos de la gura 2.2. 2.2.1. Descripción de las características de nuestro aerogenerador Nuestros aerogeneradores tendrán un tipo de eje horizontal, también conocidos como HAWT, que proviene de las siglas en ingles, horizontal axis wind turbines. Su principal característica es que el eje de rotación se encuentra en posición perpendicular al suelo y a la dirección del viento. Una ventaja importante es que aprovecha mejor las corrientes de aire y todos los mecanismos para convertir la energía cinética del viento en otro tipo de energía están ubicados en la torre y la góndola, además de tener una ecacia muy alta. Sobre la orientación con respecto al viento, decir que lo colocamos a barlovento, también denominado a proa. La mayoría de los aerogeneradores tienen este tipo de diseño. Consiste en colocar el rotor de cara al viento, siendo la principal ventaja el evitar el abrigo del viento tras la torre. Como desventaja diremos que necesita mecanismo de orientación del rotor, y que esté situado a cierta distancia de la torre. Sobre las palas notar que, a mayor número de palas, menor rendimiento (la estela que deja una la puede recoger la siguiente y frenarse). A mayor número de palas menor par de arranque. Si fuese un modelo monopala, necesitaría un contrapeso y las velocidades de giro serían grandísimas, introduciendo esfuerzos variables, disminuyendo así la vida de la instalación. Los diseños de bipalas tienen la ventaja de ahorro en cuanto a coste y peso, pero por el contrario necesitan una velocidad de giro más alta para producir la misma cantidad de energía. Rinde un 10 % más que aerogeneradores CAPÍTULO 2. MEMORIA 28 con una pala. Se toma la opción de tripala como la óptima, ya no solo por una combinación del par de arranque y rendimiento, sino además de que rinden un 4 % más que con dos palas. El cizallamiento del viento en el mar es muy bajo, lo que implica que la velocidad del viento no experimenta grandes cambios al variar la altura del buje del aerogenerador. Así pues, puede resultar más económico utilizar torres más bien bajas, alrededor de 0,75 veces el diámetro del rotor en aerogeneradores emplazados en el mar, (normalmente, las torres de los aerogeneradores situados en tierra miden un diámetro de rotor, o incluso más). Nuestras torres tendrán una altura desde el nivel del mar hasta el buje de 110m, por lo que de acuerdo con lo expuesto antes, tendremos un diámetro de rotor de 126m y una longitud de cada pala de 61,5m. Sobre las cimentaciones decir que serán cimentaciones trípode, encontrándose como ya nombramos en la sección 2.2, descripción de las características de nuestro proyecto, a 49m y 39m por debajo del nivel del mar. Una escala importante de nombrar es la escala Beaufort, ya que al instalar nuestros aerogeneradores en el mar, es bueno saber como se encontrará la mar y el viento para realizar los cálculos de las cimentaciones principalmente y de la fuerzas que también tendrán que soportar las palas, la góndola y la torre. La Escala de Beaufort la podemos encontrar en la tabla 2.2. 2.3. Elección de los Cables La elección del cable de evacuación de nuestros aerogeneradores, tanto submarinos, como subterráneos, es primordial para nuestro proyecto. A partir de la elección de la sección de los cables podremos discernir sobre la tensión a la que evacuaremos. Lo primero de todo para empezar con la elección de nuestro cable es saber cómo vamos a evacuar, como ya observamos en la gura 1.3 en la página 16, los costes de evacuar en corriente alterna por las distancias que manejamos, serían mucho menores que evacuando en contínua. Esto se debe a que los costes de las pérdidas que podamos tener en alterna serán menores que los costes de los convertidores contínua-alterna que tendríamos que instalar en los aerogeneradores y en la subestación en tierra. Después de esto discerniremos sobre la disposición de los conductores dentro del cable, es decir, si elegimos un 3-core o preferimos tres cables 1-core, para ello nos jamos en la tabla 2.3. En esta tabla observamos como los cables 3-core tiene menor capacidad de transmisión de potencia CAPÍTULO 2. MEMORIA Cuadro 2.2: Escala de Beaufort de la fuerza de los vientos 29 CAPÍTULO 2. 30 MEMORIA que los cables 1-core, en nuestro caso no nos delimita la potencia (solo contamos con 2 aerogeneradores) por lo que elegiremos cables 3-core para evitar encarecer el proyecto. Cuadro 2.3: Máxima capacidad de transmisión El siguiente paso que daremos será elegir el tipo de aislamiento que recubrirá a nuestro conductor, para ello observamos la tabla 2.4: Cuadro 2.4: Materiales de aislamiento de cables para MT Elegiremos como aislante para todos nuestros cables el de tipo XLPE, polietileno reticulado. El polietileno es usado como aislante de cables de alta tensión (hasta 500kV) y media tensión. Su utiliza bastante en cables 2 y su resistencia al agua. Se submarinos debido a su escasa permitividad utiliza polietileno reticulado como aislante y polietileno de alta densidad como recubrimiento exterior. La principal ventaja de estos cables es su mayor seguridad debido a que pueden operar a mayores temperaturas debido a la gran estabilidad térmica del polietileno, 90°C en RP, 130°C en emergencias y 250°C en cortocircuito. 2 Permitividad eléctrica: mide la capacidad de un material para permitir el almacenamiento de cargas o fugas de corriente por efectos capacitivos. CAPÍTULO 2. MEMORIA 31 Este tipo de aislamiento ofrece también un comportamiento mejorado con respecto a la formación de arborescencias. El fenómeno de las arborescencias consiste en la formación de caminos al interior del aislamiento, por los cuales aparece circulación de cargas desde el conductor hacia el apantallamiento; este fenómeno se da comúnmente por presencia de humedad y ante altos campos eléctricos que hacen que el polímero se comience a degradar. El aislamiento XLPE es muy utilizado en sitios de instalación en donde los cables están trabajando la mayor parte del tiempo en condiciones de saturación de agua o prácticamente sumergidos. Después de determinar todas estas especicaciones, lo siguiente que tenemos que hacer es hallar la intensidad admisible en régimen permanente para cada tipo de cable y todas las tensiones disponibles, el procedimiento para la obtención de estos cálculos y los siguientes los encontramos en cálculo de la sección del conductor en la sección 3.1 en la página 110. 2.3.1. Cable Subterráneo Para la evacuación de nuestra potencia en tierra hemos elegido el cable HERSATANE W.B. RHZ1-OL de General Cable, que se trata de un conductor que posee las siguientes aplicaciones y características principales: -Cables para distribución de energía para instalaciones de media tensión al aire, entubados, enterrados. (Enterrado bajo tubo a 0,8m). -Cubierta resistente a la abrasión y al desgarro. -Mayor facilidad de deslizamiento. -Pantalla con obturación longitudinal al paso del agua. -Cable no propagador de la llama, libre de halógenos, de reducida acidez y corrosividad de los gases y reducida opacidad de los humos emitidos durante la combustión. El cable ha sido diseñado para cumplir la normativa siguiente: UNE-EN 60332-1 - No propagador de la llama. UNE-EN 50266 - No propagador del incendio. UNE-EN 50267 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos. UNE-EN 61034 - Baja opacidad de los humos emitidos. IEC 60332-1 - No propagador de la llama. IEC 60332-3 - No propagador del incendio. IEC 60754 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos. CAPÍTULO 2. MEMORIA 32 IEC 61034 - Baja opacidad de los humos emitidos. La estructura del cable está formada por los siguientes componentes: Figura 2.3: Descripción del cable Subterráneo. Sobre las características del cable, decir que se pueden encontrar en el Anexo en la sección 2.13 en la página 89. Con la ayuda del apartado Cálculo de la sección del conductor que encontramos en la sección 3.1 en la página 110, hemos obtenido el siguiente cuadro resumen donde se determinan las secciones para cada una de las posibles tensiones de evacuación: Cuadro 2.5: Sección del conductor Subterráneo por tensión de evacuación. CAPÍTULO 2. 2.3.2. MEMORIA 33 Cable Submarino Para la evacuación de nuestra potencia en el mar hemos elegido el cable 2XS(FL)2YRAA de Nexans, que se trata de un conductor de cobre de hasta 36KV, cuyo peso en Kg/m es del orden de unas 10 veces mayor que el peso del cable subterráneo elegido. El cable ha sido diseñado para cumplir la normativa siguiente: UNE 211620-5E - Norma constructiva. UNE-EN 60332-1 - No propagador de la llama. UNE-EN 50266 - No propagador del incendio. UNE-EN 50267 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos. IEC 60332-1 - No propagador de la llama. IEC 60332-3 - No propagador del incendio. IEC 60754 - Baja acidez y corrosividad de los gases emitidos. La estructura del cable está formada por los siguientes componentes: Figura 2.4: Descripción del cable Submarino. Es importante decir que los cables submarinos tendrán que ser enterrados para reducir el riesgo de daños ocasionados por equipos de pesca, anclas, etc. CAPÍTULO 2. MEMORIA 34 Si las condiciones del fondo lo permiten, será más económico hundir los cables en el lecho marino (utilizando chorros de agua a presión) que enterrarlos en el fondo del mar. Pero, al ser una distancia relativamente corta y que no pasan muchos barcos por la zona, el cable solo estará correctamente depositado sobre el lecho marino. También notar que todas las protecciones metálicas del cable (las pantallas y la armadura) están unidas entre sí y a tierra en ambos extremos, tanto para el cable subterráneo como en el submarino. Sobre las características del cable, decir que se pueden encontrar en el Anexo en la sección 2.13 en la página 89. Con la ayuda del apartado Cálculo de la sección del conductor que encontramos en la sección 3.1 en la página 110, hemos obtenido las diferentes secciones para cada tensión y para cada cable. 2.3.2.1. Cable de unión entre aerogeneradores Realizaremos una diferenciación entre el cable que une los dos aerogeneradores y el cable que une el aerogenerador_1 con tierra. Esto es necesario porque la capacidad de energía que lleva cada uno es diferente, por lo que las características serán distintas. Este cable es el encargado de unir el aerogenerador_2 con el aerogenerador_1 y posee una longitud de 660m. En el cuadro siguiente podemos encontrar las secciones obtenidas para este cable: Cuadro 2.6: Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación. 2.3.2.2. Cable de evacuación hasta tierra Como acabamos de decir en el apartado anterior, las características de este cable serán diferentes a los cables de unión entre aerogeneradores. A simple vista se puede comprobar, independientemente de la tensión, que el cable de evacuación hasta tierra llevará el doble de intensidad que el cable entre aerogeneradores, porque utilizamos un solo cable para esta evacuación, es decir, transferimos la energía del aerogenerador_2 hasta el aerogenerador_1 y de este mismo aerogenerador_1 llevamos la suma de los dos aerogeneradores hasta tierra. Esta opción es más económica y viable que llevar desde cada aerogenerador un cable hasta tierra. Por lo que podremos decir, como CAPÍTULO 2. MEMORIA 35 se comprueba en el cuadro siguiente, que la sección en este caso será mucho mayor que en el apartado anterior. Cuadro 2.7: Sección del conductor Submarino por tensión de evacuación. 2.4. Elección de la tensión de evacuación Una vez hemos determinado las secciones en los cables para cada posible tensión de evacuación, lo siguiente que tenemos que hacer es elegir esa tensión para el posterior diseño de la subestación. Para ello compararemos para cada caso los benecios y pérdidas que podremos encontrar en un periodo de amortización de 10 años. Aunque la vida de un generador en el mar sabemos que es de aproximadamente de 30 años, la opción que nos resulte más rentable en un periodo de 10 años, será la decisión a tomar. Sobre las tres tensiones diferentes que tenemos, tendremos que determinar los costes de cables, costes de transformadores en la góndola, transformadores en subestación, aparamenta, etc. Los costes de la instalación para cada tensión los consideraremos equitativos, por lo que no los incluiremos en esta comparación, aunque podemos decir que se da un incremento notable del precio por KW instalado. Los costes que tampoco tendremos en cuenta en este apartado por ser iguales para todas las tensiones, serán el transporte, la mano de obra, las cimentaciones, los aerogeneradores, el mantenimiento, etc. Los costes a determinar para todas las tensiones serán más o menos los mismos a excepción de los costes del transformador en la góndola a 13 KV que serán nulos, debido a que si evacuamos a esta tensión, estos mismos 13KV los podemos obtener a la salida del puente trifásico sin necesidad de usar un transformador adicional. En la tabla 2.8 podemos encontrar los costes y benecios de forma resumida durante un periodo de amortización de 10 años. Estos cálculos se pueden encontrar de forma más detallada en Cálculo de la Amortización a 10 años en la sección 3.2 en la página 120. Por tanto y según los datos obtenidos en la tabla anterior, podemos decir que la tensión a la que evacuaremos será de 13 KV. CAPÍTULO 2. 36 MEMORIA Cuadro 2.8: Costes 2.5. Centros de transformación El centro de transformación de un aerogenerador normal se compone de celdas compactas, transformador principal 20-30/0,69 kV, 1.000 kVA, transformador de servicios auxiliares 690/220 V, etc. Pero en nuestro caso como evacuaremos la tensión a 13 KV provenientes de un puente trifásico anterior, nos evitamos la utilización de un transformador en el aerogenerador, por lo que nos ahorraremos los costes y las pérdidas de éste. De todos modos, éstos centros de transformación no sólo están formados por el propio transformador como dijimos, sino que tienen partes muy importantes y necesarias, como son las celdas. 2.5.1. Celdas de protección Entre las prestaciones de las celdas de forma resumida, se incluyen: Aislamiento integral en gas proporcionando insensibilidad frente a entornos ambientales agresivos. Seguridad para las personas e instalaciones. Dimensiones y pesos reducidos, permitiendo una introducción sencilla por la puerta de la torre. Optimización de costes de explotación debido a su bajo mantenimiento. Modularidad y extensibilidad, posibilitando la ampliación futura sin sustituir el equipo completo. Adicionalmente, las celdas modulares presentan las siguientes ventajas: Flexibilidad en la conguración de esquemas. Disponibilidad y simplicidad de sustitución de una sola posición. CAPÍTULO 2. MEMORIA 37 Figura 2.5: Disposición de las celdas en el aerogenerador. En la gura 2.5 podemos observar el lugar en el que encontramos situadas las celdas dentro del aerogenerador. La función que desempeñan estas celdas es vital en el centro de transformación, ya que se encargan de proteger al puente trifásico y al aerogenerador en caso de falta, aislándolos del resto de la línea de 13 kV y permiten la adición de energía del aerogenerador a la red de media tensión. Los grupos funcionales de celdas de algunas compañías, como son MESA y ORMAZABAL, han sido diseñados como unidades compactas, a partir de la unión de celdas modulares. 2.5.1.1. Funciones modulares Considerando las particularidades de las redes colectoras de media tensión comúnmente utilizadas en los parques eólicos, pueden establecerse las siguientes funcionalidades para los módulos a utilizar: En función del número de entradas-salidas necesarias en cada aerogenerador, utilizaremos los grupos funcionales, que podemos observar en la gura 2.6, además de su distribución nal. CAPÍTULO 2. MEMORIA 38 Figura 2.6: Grupos funcionales utilizados y distribución de éstos. En la gura 2.7, encontramos un esquema del interconexionado entre los grupos funcionales que usaremos en el aerogenerador_1, estas celdas del primer aerogenerador diferirán del aerogenerador_2 en que éste último no posee celda del tipo 1L ya que es la turbina que encontramos en el extremo. Figura 2.7: Interconexión de las unidades modulares utilizadas. CAPÍTULO 2. 39 MEMORIA 2.5.1.2. Celdas instaladas Las celdas que vamos a utilizar dentro de la aparamenta de MT en distribución secundaria, se tratan del: Sistema Modular y Compacto CGMCOSMOS con Aislamiento Integral en gas SF6 . Hasta 24 KV, de la empresa proveedora ORMAZABAL. Descripción General: El sistema CGMCOSMOS está formado por un conjunto de celdas modulares, unifuncionales o multifuncionales, de reducidas dimensiones, para la conguración de diferentes esquemas de distribución eléctrica secundaria hasta 24 kV, tanto pública como industrial. El sistema CGMCOSMOS ofrece mejoras en aspectos funcionales como la mayor compacidad, la ergonomía en su instalación y uso, la amplitud de gama y una mayor abilidad y seguridad. Características Principales: Aislamiento integral en gas SF6, proporcionando insensibilidad ante entornos ambientales agresivos ( incluyendo inundaciones ), larga vida útil y ausencia de mantenimiento de las partes activas. Modularidad total y extensibilidad futura, en ambas direcciones mediante el conjunto ORMALINK. A prueba de arco interno, protegiendo a las personas y conforme a la IEC 60298. Dimensiones y pesos reducidos, facilitando las tareas de manipulación e instalación. Sencillez y seguridad en la operación, gran ergonomía de los elementos de maniobra, posibilidad de montar accesorios y realizar pruebas bajo tensión, fusibles en posición horizontal, enclavamientos adicionales y alarma sonora ante operaciones inadecuadas. Facilidad de conexión de cables, mediante bornas enchufables o atornillables y sin necesidad de foso o colocación de bastidores adicionales en obra. Tanto los elementos de corte y conexión como el embarrado, se encuentran dentro de una cuba de acero inoxidable, llena de gas, totalmente estanca y sellada de por vida, constituyendo así un equipo de aislamiento integral (IP 67 IEC 60529). CAPÍTULO 2. MEMORIA 40 La envolvente metálica de cada celda, fabricada con chapa de acero galvanizado, presenta rigidez mecánica, lo que garantiza la indeformabilidad y protección en las condiciones previstas de servicio. El sistema CGMCOSMOS supera el ensayo de inmersión a una presión de 3 metros de columna de agua, 24 horas a tensión nominal y prueba de aislamiento a frecuencia industrial. Normas Aplicadas: IEC 60298; Aparamenta bajo envolvente metálica para corriente alterna de tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores a 52 kV. IEC 60265; Interruptores de alta tensión. Parte 1: Interruptores de alta tensión para tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores a 52 kV. IEC 60129; Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra de corriente alterna. IEC 62271-105; Combinaciones interruptor-fusibles de corriente alterna para alta tensión. IEC 60694; Estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de alta tensión. IEC 62271-100; Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión. IEC 60255; Relés eléctricos. Celdas Usadas: CGMCOSMOS-L; Se utiliza para la acometida de entrada o salida de los cables de MT, permitiendo comunicar con el embarrado del conjunto general de celdas. Utilizaremos celdas de salida para ambos aerogeneradores y una celda de entrada para el aerogenerador_1. CGMCOSMOS-S; Se utiliza para la interrupción en carga del embarrado principal del centro de transformación. Lo utilizaremos en ambos aerogeneradores. Ambas hojas de características las encontramos en el apartado 2.13.3 en la página 96. CAPÍTULO 2. 41 MEMORIA 2.5.1.3. Elementos e información adicional de las celdas Pasatapas El modelo de pasatapas utilizado en todas las funciones de las celdas cumple con la norma EN 50181, soportando 630 A (atornillable) como intensidad nominal y 25kA / 1s (62,5 kA valor pico) como intensidad de cortocircuito. Se sitúan en el compartimento de cables, opcionalmente, pueden ubicarse en el lateral de las celdas para una acometida directa con el embarrado principal. Todos los pasatapas fabricados con resina epoxi, como es nuestro caso, son sometidos rutinariamente a ensayos dieléctricos a frecuencia industrial así como a ensayos de descargas parciales. Conectores Tanto para la conexión directa a los pasatapas situados en el compartimento de cables, como para los ubicados en el lateral, es necesario disponer de los conectores apropiados, enchufables o atornillables (cuando la intensidad nominal es mayor a 400 A, o la intensidad de cortocircuito es igual o superior a 16 KA). Las celdas han sido diseñadas para conectar a sus pasatapas conectores atornillables en T . Cuba La cuba, de acero inoxidable, contiene el interruptor, el embarrado y portafusibles, y el gas SF6 se encuentra en su interior a una presión absoluta de 1,3 bares. El sellado de la cuba permite el mantenimiento de los requisitos de operación segura durante toda la vida útil de la celda, sin necesidad de reposición de gas. Para la comprobación de la presión en su interior, se puede incluir un manómetro visible desde el exterior de la celda. La cuba cuenta con un dispositivo de evacuación de gases que, en caso de arco interno, permite su salida hacia la parte trasera de la celda, evitando así su incidencia sobre las personas, cables o la aparamenta del Centro de Transformación. El embarrado incluido en la cuba está dimensionado para soportar, además de la intensidad asignada, las intensidades térmica y dinámica asignadas. Funciones de Protección La opción de incorporar la unidad ekorRPG, aporta adicionalmente la protección contra sobreintensidades y faltas, aumentando de una forma más able la protección de la instalación. Ha sido desarrollada especícamente para su aplicación a la función de protección con interruptor automático CGMCOSMOS-V. Compuesta de un relé electrónico comunicable, sensores de intensidad, y según modelos, tarjeta de CAPÍTULO 2. 42 MEMORIA alimentación y toroidales de autoalimentación cuando no se proporciona la energía a través de fuentes externas. Esta unidad interviene frente a sobreintensidades, faltas a tierra, cortocircuitos entre fases y fases y tierra. Cuando se detecta una sobreintensidad el relé actúa sobre el disparador biestable de baja energía que acciona el interruptor automático originando la apertura del circuito. En caso de disparo de la unidad, la intensidad de defecto, el motivo del mismo, el tiempo de duración y su fecha y hora, quedan registrados en memoria. Para el caso de faltas a tierra cuando la intensidad de defecto sea menor que el 10 % de la intensidad nominal de la instalación, se optará por una protección de tipo ultrasensible. La unidad ekorRPG es autoalimentada desde 5 A (150 kVA en 20 kV), siendo totalmente autónoma sin necesidad de baterías u otro tipo de fuentes externas. Para intensidades nominales inferiores a 5 A existe la posibilidad de unidades de alimentación auxiliar. Su utilización se enfoca a la protección de instalaciones de distribución, entre 50 y 15000 kVA. Obra civil La entrada o salida de cables unipolares, en las celdas del sis- tema no precisa de foso en obra civil, cuando se acometen lateralmente al compartimento de cables. Las distancias mínimas recomendadas para una correcta instalación, que hay que respetar entre la pared y los equipos una vez jadas las celdas al suelo y de acuerdo con los ensayos de arco interno realizados, para los módulos aislados en gas, según el anexo AA de la norma IEC 60298, se corresponde a un mínimo de 50 mm. Información mediambiental Los centros de producción de las empresas que fabrican este tipo de celdas, tienen implantados los correspondientes sistemas de gestión medioambiental, cumpliendo con las exigencias de la norma internacional ISO 14001 y avalados entre otros, por el Certicado de Gestión Ambiental AENOR CGM-00/38. Las celdas del sistema han sido diseñadas y fabricadas de acuerdo a los requisitos de la norma internacional IEC 622751200. Constructivamente y según modelos, disponen de un compartimento estanco de SF6 que por diseño permite la plena operatividad del equipo a lo largo de toda su vida útil estimada de 30 años. Al nal del ciclo de vida del producto, el contenido de gas SF6 no deberá ser expulsado a la atmósfera, recuperándolo y tratándolo para su reutilización, siguiendo las instrucciones indicadas en las normas IEC 61634, IEC 60480 y la guía CIGRE 117. CAPÍTULO 2. 2.5.2. MEMORIA 43 Servicios Auxiliares Se va a suponer que el sistema de alimentación de servicios auxiliares en los aerogeneradores vienen preinstalados ya en cada uno y que estos consumos no varían la generación total producida. Estos servicios auxiliares manejarán: Los equipos de regulación. Unidad hidráulica. Alumbrado. Maniobra de góndola y torre. 2.6. Características de los cables a 13 KV Como hemos obtenido una tensión de evacuación de 13 KV, según la comparación de benecios frente a pérdidas que realizamos en el apartado 2.4 que encontramos en la página 35, a continuación citaremos detalladamente las características de cada tipo diferente de cable de los que se dispone en el proyecto. Es importante notar que para la realización de los cálculos anteriormente citados utilizamos cables con una disposición tripolar, pero esta característica la tendremos que cambiar debido a que, para secciones de conductores mayores de 300 mm2 , no podremos utilizar cables tripolares debido, aparte de su elevado peso, principalmente a su menor exibilidad, por lo que tendremos que usar cables unipolares. Al encontrarnos con esta nueva disposición para los cables de sección de 400 mm2 , tendremos dos maneras típicas distintas de colocarlos: Trefoil. Flat formation. En nuestro proyecto nos declinaremos ante la opción de at formation ya que colocarlas en trébol (trefoil) se suele dar lugares donde no se dispone de suciente espacio para la instalación de los cables, por lo que elegiremos esta primera disposición para el cable subterráneo que es donde tenemos una sección superior a lo permitido, ya que seguimos queriendo enterrarlo bajo tubo para prevenir riesgos. CAPÍTULO 2. 2.6.1. 44 MEMORIA Cables Subterráneos Como cable subterráneo seguimos usando el cable HERSATENE W.B RHZ1-OL de General Cable de 400 mm2 de sección, usando conductores unipolares, frente a la disposición tripolar nombrada en apartados anteriores, en la tabla 2.9 nos encontramos sus características principales y un esquema de su composición. Cuadro 2.9: Características del cable Hersatene. 2.6.2. Cables Submarinos Para citar las características de los cables submarinos, los dividiremos, como llevamos haciendo durante todo el proyecto, en un cable que une los aerogeneradores y un cable de evacuación hasta tierra. Unión de Aerogeneradores Para este cable seguiremos utilizando el ca- ble 2XS(FL)2YRAA de Nexans, con disposición tripolar, ya que obtuvimos CAPÍTULO 2. 45 MEMORIA en el apartado de Elección de los cables una sección de 120 mm2 . En la tabla 2.10 encontramos sus características. Cuadro 2.10: Características del cable para la unión de aerogeneradores. Evacuación hasta tierra Para este cable seguiremos utilizando el cable 2XS(FL)2YRAA de Nexans, con disposición tripolar, ya que obtuvimos en el apartado de Elección de los cables una sección de 300 mm2 . tabla 2.11 encontramos sus características. Cuadro 2.11: Características del cable que evacúa hasta tierra. En la CAPÍTULO 2. 2.7. MEMORIA 46 Disposición del cable submarino en el lecho marino Antes de empezar a colocar el cable, debemos cerciorarnos que el lugar por donde va a pasar éste no se trate de un área marina protegida, o AMP, ya que es un lugar en el océano designado para brindar protección a largo plazo a la fauna marina y a los hábitats submarinos. Después de esta comprobación, decidiremos si enterrarlo o dejarlo sobre el lecho marino, la segunda opción citada es la que elegiremos, ya que la distancia de los aerogeneradores a tierra no es muy elevada y el peligro de anclas grandes de barcos no es tanto como el coste que conlleva enterrarlos. Para el tendido del cable se utilizará un buque cablero que dispone de una máquina de tendido cuya velocidad de tendido puede llegar hasta 1,5Km/h, por lo que con nuestras distancias existentes podemos decir que el tendido será relativamente rápido. Estos buques cableros son reconocidos externamente por la forma de su proa y su popa. Estas equipan unas grandes roldanas o rampas para el tendido y recuperación de los cables. Sus principales partes son: Tanques de cable: para almacenar los diferentes tipos de cable, los buques van equipados en su interior con unos grandes tanques circulares. Estos tanques ocupan la mayor parte del interior del buque. Maquinaria especial para tender o recuperar los cables: estas máquinas van provistas de un gran número de pares de ruedas, o cadenas tipo caterpillar, entre las cuales pasa el cable y unos tambores circulares con los que se controlan la tensión, velocidad y longitud de cable que es izado o tendido. Sala de empalmes: la realización de un empalme en un cable submarino es un proceso que requiere unas técnicas especiales y una gran especialización en todas sus fases. Esta sala está equipada con todos los equipos necesarios para la realización de estos empalmes. Como último paso para la disposición del cable en el lecho marino, se utilizará una máquina de control remoto para el posicionamiento correcto del cable y allanamiento del fondo marino. En la gura 2.8 podemos observar algunos de éstos elementos. CAPÍTULO 2. MEMORIA 47 Figura 2.8: Elementos del tendido submarino. 2.8. Zona de ataque de la entrada de la línea a tierra Como podemos observar en la gura 2.2 en la página 26, el punto 3 pertenece a la llegada a tierra del cable submarino proveniente del aerogenerador más cercano que se encuentra a 2880 m de distancia. Como el cable submarino lo vamos a seguir utilizando una vez adentrados en tierra durante una distancia suciente como para tener un margen de seguridad adecuado, realizaremos el cambio de cable submarino a cable subterráneo en el punto 4 de la gura citada anteriormente. Por lo tanto el cable submarino tendrá una proyección horizontal de 3140 m (2880 m + 260 m adentrado en tierra), sin embargo como proviene del aerogenerador_1 y este se encuentra a 49 m de profundidad y el empalme de ambos tipos de cable en el citado punto 4 se encuentra aproximadamente a 1 m de profundidad, por lo que tendremos una longitud de cable submarino aproximada (contando con los desniveles propios del fondo marino) de 3200 m. Sobre la profundidad a la que entrará el cable a la llegada a tierra podemos decir que estará situado a unos 4 m de profundidad, distancia que consideramos suciente para tener un margen de seguridad adecuado. CAPÍTULO 2. 2.9. MEMORIA 48 Conexión cable submarino-cable subterráneo A continuación explicaremos el modo de unión entre el cable submarino y el cable subterráneo. Para ello haremos uso de una arqueta que situaremos en el punto 4 de la gura 2.2 en la página 26 en la que encontrábamos representado las distancias en la proyección horizontal de nuestra línea eléctrica. Con la instalación de esta arqueta aprovechamos para realizar de forma perfecta la curvatura de la disposición a seguir de nuestro cable en dicho punto. Las arquetas serán prefabricadas de hormigón o construidas in situ de fábrica de ladrillo y podrán ser de dos tamaños: 60x60 cm y 120x60 cm (las grandes para la ubicación de los empalmes). Tendrán una profundidad mínima de 70 cm. En la selección de materiales de obra civil, el licitador deberá tener en cuenta a efectos de coste, que las arquetas se deberán instalar con marco y tapa de fundición que cumplan norma UNE - EN 124, y que serán de la clase B125 en tierra, jardín o acera, y de la clase D400 en calzada. En el caso que el proyecto lo considere necesario se realizará una prueba de estanqueidad. En nuestro caso la arqueta será prefabricada, y como usaremos empalmes para la unión de cada uno de los tres conductores, el tamaño será de 120x60 cm. Sobre la profundidad a la que podremos encontrar la arqueta, será aproximadamente unos 80 cm, que es la profundidad a la que encontraremos el cable subterráneo. Se entiende por empalme de cables para Media Tensión, como el conjunto de conexión y reconstrucción de todos los elementos que constituyen un cable de potencia aislado y protegido mecánicamente dentro de una misma carcasa. Los materiales empleados en la fabricación de los empalmes deben soportar satisfactoriamente los esfuerzos eléctricos debidos al cable. También, es importante que estos materiales sean compatibles con los materiales del cable para MT. 2.10. Canalizaciones para la línea subterránea Antes de comenzar los trabajos, se marcarán las zonas donde se abrirán las zanjas, marcando tanto su anchura como su longitud. Al marcar el trazado de las zanjas se tendrá en cuenta el radio mínimo que hay que dejar en las curvas con arreglo a la sección del conductor que se vaya a canalizar (El radio de curvatura después de colocado un cable será como mínimo 10 veces su diámetro exterior y 20 veces en las operaciones de tendido). Podemos observar el radio de curvatura que usaremos aproximadamente según la sección CAPÍTULO 2. MEMORIA 49 del conductor utilizado en la tabla 2.12. Cuadro 2.12: Radio de curvatura según la sección. Las zanjas se harán verticales hasta la profundidad escogida,en nuestro caso 0,8 m, colocándose entubaciones en los casos en que la naturaleza del terreno lo haga preciso. Para nuestro proyecto, hemos elegido entubar el cable subterráneo para mayor seguridad con independencia de la naturaleza del terreno. Se eliminará toda rugosidad del fondo que pudiera dañar la cubierta de los tubos y cables, y se extenderá una capa de arena o tierra na de aproximadamente 5 cm de espesor que servirá para nivelar el fondo y asiento de los cables. Los conductores se instalarán de tal manera que no se les perjudique ni disminuyan sus características dadas por el fabricante. Se seguirán en todo momento las indicaciones descritas en el plano especíco de sección de las canalizaciones para una correcta instalación de los conductores. Se empleará un sistema mediante cintas señalizadoras, que permitan indicar la presencia de cables eléctricos, frente a una posible apertura en una zanja. 2.10.1. Radio de Curvatura Aunque nombramos esta característica con anterioridad, es imposible no hacer hincapié de forma más detallada. El radio de curvatura es el máximo doblado que se le puede dar a un cable garantizando que las propiedades eléctricas y mecánicas de sus componentes no se alteren, es decir sin producir daños en el cable. La norma ICEA S-93-639 en su apéndice I, indica que el radio de curvatura mínimo para los cables para Media Tensión (sin armaduras) en instalación CAPÍTULO 2. 50 MEMORIA no debe ser inferior a 12 veces el diámetro exterior del mismo. =⇒Por lo que nuestro radio de curvatura será igual a 660 mm. Unas características importantísimas en la instalación de los cables para cumplir con su radio de curvatura son: Tensión de jalado: Es importante tener presente que para el proceso de instalación de los cables para Media Tensión existe una fuerza máxima con la cual pueden ser jalados sin producir esfuerzos peligrosos en el conductor que lo pueden deformar (alargamiento y desprendimiento del conductor con el aislamiento, o desplazamiento de los elementos de la cubierta) y sin comprometer el desempeño del cable en la instalación. Se puede jalar un cable para Media Tensión mediante un perno de tracción colocado en el conductor del cable, para ello es necesario tener presente que el esfuerzo máximo para el jalado que puede experimentar el conductor de cobre y de aluminio es de 7,0 y 5,3 kg /mm2 respectivamente, por lo tanto la tensión o fuerza máxima de jalado se calcula con la siguiente fórmula: Tmáx = A · σ (2.1) Siendo: -A: el área transversal del conductor metálico del cable para Media Tensión. -σ : Es el esfuerzo máximo que puede soportar el material del conductor sin llegar a cambiar sus propiedades físicas. También se puede jalar el cable para Media Tensión por medio de mallas de acero o ganchos de tiro que se aferran a la cubierta exterior del cable. De todas maneras se recomienda que para estos casos la tensión máxima en kg no exceda en más de 0,7 la sección transversal del material de la cubierta en mm2 y en ningún caso deberá ser superior a 450 kg. =⇒Por lo que nuestra tensión de jalado será igual a 280 Kg. Presión lateral: Es el esfuerzo transversal que experimenta el cable en una curva cuando éste está bajo tensión. Es importante tenerlo presente ya que la presión lateral excesiva puede causar suras o aplastamientos en el cable, de modo que este parámetro es también restrictivo en el proceso de instalación. La presión lateral en un conductor depende tanto del radio de curvatura del cable como de la tensión a la cual está sometido el conductor. Como su nombre lo indica, CAPÍTULO 2. 51 MEMORIA la presión lateral es un esfuerzo de carácter transversal que experimenta el conductor debido a la componente normal de la tensión del mismo. La presión lateral es directamente proporcional a la tensión del conductor pero inversamente proporcional al radio de curvatura del ducto. La siguiente ecuación resume la forma de cálculo de la presión lateral: PL = T R (2.2) Siendo: -T : Tensión longitudinal a la que está sometido el conductor. -R: Radio de la curva. La máxima presión lateral que se recomienda para los cables en Media Tensión es de 744 kg/m. =⇒Por 2.11. lo que nuestra presión lateral será igual a 421 Kg/m Terminales El objetivo principal de los terminales para Media Tensión, es el de controlar los esfuerzos eléctricos que se presentan en el aislamiento del cable al retirar el blindaje del aislamiento en las terminaciones del cable, para conectarlos con otros elementos de la red. Su funcionamiento está soportado por el control de esfuerzo que se puede lograr por medio materiales especiales y se complementa con distancias de fuga adecuadas y elementos que proporcionan hermeticidad en la terminación del cable. Dependiendo de su funcionalidad pueden clasicarse de acuerdo al estándar IEEE 48 como: Terminal clase 1: Proporciona el control del esfuerzo eléctrico, garantiza una mínima distancia de fuga aislada entre el conductor-tierra y proporciona hermeticidad o protección contra la penetración de humedad. Terminal clase 2: Proporciona dos aspectos que son el control del esfuerzo eléctrico y distancia de fuga aislada entre el conductor-tierra. Terminal clase 3: Sólo proporciona el control del esfuerzo eléctrico y están hechos a base de pastas o barnices encintados termocontráctiles. El terminal que usaremos será de clase 1. CAPÍTULO 2. 52 MEMORIA Proceso para la instalación de un terminal El proceso para la insta- lación consiste en: Retirar una longitud determinada de la chaqueta del cable. Limpiar y jar el bloqueo antihumedad en el nuevo extremo de la chaqueta. Rebatir el apantallamiento del cable o jación de los elementos para la puesta a tierra del apantallamiento del cable. Retirar una longitud determinada de la segunda capa semiconductora. Retirar una longitud determinada del material de aislamiento. Colocar borna zincada en el extremo nal del conductor metálico del cable. Limpiar el extremo del cable y jación del elemento para control de esfuerzo. Colocar sellos antihumedad en el extremo del aislamiento y nalmente colocar el terminal en el extremo del cable. Se recomienda que para la instalación de este tipo de elementos se debe respetar la distancia de fuga establecidas por los estándares internacionales, que comúnmente los fabricantes de terminales presentan en sus manuales de instalación; estos últimos también muestran un procedimiento adecuado para retirar la segunda capa semiconductora y la jación de los bloqueos contra humedad en los extremos del cable. 2.12. Subestación en tierra En nuestro caso se trata de una subestación elevadora, ya que es el primer paso de transformación que encuentra la energía eléctrica a la salida de los aerogeneradores. El centro de transformación que encontramos en el propio aerogenerador, como observamos en la gura 2.5 en la página 37, permite pasar la potencia generada, que proviene del puente trifásico, de 690 V a 13 kV para poder transportarla hasta la subestación. Se dispone de un centro de transformación por cada aerogenerador y se encuentra accesible tanto para tareas de mantenimiento como para reparación en caso de mal funcionamiento. CAPÍTULO 2. MEMORIA 53 En este CT hemos elevado la tensión de generación a 13 KV debido a que a mayor tensión, menores son las intensidades y por lo tanto menores son las pérdidas y las caídas de tensión. De esto mismo es de lo que se encargará nuestra subestación realizando una transformación de 13/66 KV, participando en el sistema eléctrico como subsistema de transporte. En la subestación se pueden distinguir dos partes totalmente diferenciadas, una parte es el edicio de hormigón prefabricado donde se albergan las celdas de 13 kV a las que llegan las líneas subterráneas, los equipos auxiliares de baja tensión, y todo el sistema de control, protección y medida de todo el parque eólico, es decir, donde se vela por el correcto funcionamiento de la generación y evacuación de la potencia. La otra de ellas es la parte que a priori se encontraría a la intemperie, que se corresponde con la parte de alta tensión de 66 kV, desde donde se evacúa toda la potencia hacia la red de transporte. Decimos a priori porque eso sería lo ideal, pero en nuestro caso, debido a la localización en la que se encuentra nuestra subestación, toda la aparamenta de alta tensión se encontrará dentro de un edicio cerrado. Esto es así, como ya hemos dicho, además de por la localización en la que nos situamos, por la notable proximidad al mar a la que nos encontramos. Si no realizásemos esta construcción para la protección de nuestra aparamenta, los grandes vientos que se dan en la zona junto con las partículas de arena y la condensación de la sal procedente del mar que encontramos en el ambiente provocarían daños relevantes y sobretodo costosos. Debido a la realización de este edicio tendremos que instalar unos pasamuros para la conexión a la red de transporte. Esta conexión a la red de transporte se realizará mediante una apertura de la misma, es decir, entrará la línea hasta nuestro embarrado y saldrá de nuevo. Esto se debe a que REE no aceptaría una conexión en T en su red insular de 66kV ya que 10MW de potencia son sucientes como para afectar al sistema. Otra opción para evitar abrir la línea de transporte solamente por la potencia de nuestro parque, sería conectar a alguna subestación cercana, pero no resultará posible ya que están las más cercanas están saturadas. Por lo que la apertura de la línea de transporte será la mejor opción a tomar. 2.12.1. Disposición de la subestación En la elección del tipo de subestación más adecuado inuyen muchos factores, como pueden ser el nivel de tensión, la capacidad de la carga, las condiciones ambientales, las limitaciones del emplazamiento, etc. Independientemente de la disposición elegida, una subestación debe fun- CAPÍTULO 2. MEMORIA 54 cionar con regularidad, debe ser económica, segura y los más sencilla posible. Debe permitir un alto nivel de continuidad en el servicio, prever su futura ampliación y permitir un funcionamiento exible. Hay que disponer de los medios necesarios para hacer el mantenimiento de las líneas, interruptores y seccionadores sin interrupción del servicio ni peligro para el personal. Sabiendo el gran coste que nos supondrá la mano de obra, equipos, terreno, preparación del emplazamiento, tendremos que elegir los criterios que mejor satisfagan nuestros requisitos con el menor coste posible. Como los costes mayores de la subestación están constituidos por los transformadores de potencia, los interruptores y los seccionadores, la disposición del embarrado y de las conexiones determina el número de seccionadores e interruptores necesarios. La disposición que primero elegimos para nuestra subestación fue la de simple barra, nos declinamos sobre esta opción ya que en nuestro sistema sólo tenemos un circuito de generación y una línea de evacuación y pensábamos que el uso de más elementos de protección sería innecesario y encarecería el proyecto. Pero aunque nos hallamos decantado por la opción de simple barra como la distribución que mejor se adapta a nuestras necesidades, realmente la opción a tomar será la de realizar una subestación con una disposición de doble barra. Esto se debe a que nuestra subestación está conectada a la red de transporte por lo que Red Eléctrica exige un mínimo de seguridad en las instalaciones para asegurar el sistema, y esta mínima seguridad exigible se consigue realizando una instalación de doble barra, además de la necesidad de apertura de la línea de transporte. Para poder observar la planta y el esquema de esta disposición nos jamos en la gura 2.9. Figura 2.9: Planta y esquema unilar de la disposición doble barra. CAPÍTULO 2. MEMORIA 55 Este esquema emplea dos barras principales y cada circuito posee dos seccionadores de barras. Un interruptor de acoplamiento de barras conecta las dos barras y cuando está cerrado permite transferir un circuito de una barra a la otra manteniendo la tensión mediante el accionamiento de los seccionadores de barras. La seguridad de servicio del esquema doble barra un interruptor es baja, pero aún así sigue siendo más segura que la opción de simple barra, aunque es por este principal motivo por lo que esta disposición elegida no se emplea normalmente en subestaciones importantes. Aunque en la gura 2.9 observemos en el esquema unilar que utilizamos un transformador para cada barra, esto no será cierto en nuestra instalación, esto se debe a que nuestro valor de potencia es relativamente pequeño (10 MW ó 12 MW de sobrecarga en permanencia), por lo que no nos interesará, por cuestión de costes, instalar un segundo transformador, ya que la tasa de reparación de un transformador en tierra es bastante rápida y la potencia que se llegaría a perder no sería rentable frente al coste de otro transformador que utilizaríamos de forma auxiliar. Sobre el inconveniente del mantenimiento, al tratarse de un parque eólico, puede ser menos problemático, ya que al estar limitado el número de horas de funcionamiento del mismo, se pueden emplear esos intervalos de parada para realizar el mantenimiento de los elementos. Aunque como podemos observar en las tabla 2.13 la indisponibilidad de una subestación de Simple Barra prácticamente triplica a una disposición de Doble Barra, lo que sería otro factor más para decantarnos sobre esta segunda opción. Cuadro 2.13: Tablas comparativas SB vs DB. En el apartado de Planos se incluyen tanto la planta y secciones longi- CAPÍTULO 2. 56 MEMORIA tudinales de la disposición de la subestación como el unilar con todos los elementos de la misma. 2.12.2. Coordinación de Aislamiento Por coordinación de aislamiento se puede entender en términos generales a las disposiciones y precauciones que se deben tomar en el diseño de las instalaciones eléctricas que están expuestas a sobretensiones para evitar que las máquinas y aparatos eléctricos en general puedan sufrir daños por efectos de sobretensiones. Se trata entonces de contener estas sobretensiones dentro de límites tolerables evitando por un lado faltas frecuentes y por otro un costo demasiado elevado de los aparatos de protección. La nalidad de este apartado es seleccionar la capacidad dieléctrica de los distintos materiales de la subestación según las tensiones que puedan aparecer, teniendo una tensión nominal tensión más elevada Um Un de 66 KV y por lo tanto una de 72,5 KV. 2.12.2.1. Clasicación de las solicitaciones de tensión Las solicitaciones de tensión están clasicadas por adecuados parámetros, tales como la duración de la tensión a frecuencia industrial o la forma de una sobretensión, en función de su efecto sobre el aislamiento ó sobre el dispositivo de protección. Las solicitaciones de tensión así clasicadas pueden tener varios orígenes que podemos observar en la tabla 2.14. Cuadro 2.14: Clases y formas de solicitaciones de tensión y sobretensión. Este apartado deniremos las tensiones tipo maniobra y tipo rayo que CAPÍTULO 2. MEMORIA 57 van a ser soportadas por la instalación, ya que las consideraremos como las tensiones más notables: Sobretensiones tipo Maniobra: estas sobretensiones de frente rápido ocurren cuando la aparamenta está conectada o desconectada de la red por medio de conexiones cortas, principalmente dentro de subestaciones. Suelen ser debidas principalmente a: Conexión/desconexión de cargas. Eliminación de faltas. Conexión y reenganche de líneas Sobretensiones tipo Rayo: las sobretensiones de rayo están causadas por descargas directas a los conductores de fase o por cebados inversos o están inducidas por descargas de rayo cercanas a la línea. Las ondas de rayo inducidas, generalmente producen sobretensiones inferiores a 400 kV. Las sobretensiones de rayo en subestaciones y sus niveles de ocurrencia dependen de: El comportamiento frente al rayo de las líneas aéreas conectadas a ellas. La conguración de la subestación, tamaño y en particular, el número de líneas conectadas a ella. El valor instantáneo de la tensión de servicio (en el momento de la descarga). 2.12.2.2. Procedimiento para la coordinación de aislamiento El procedimiento para la coordinación del aislamiento consiste en elegir un conjunto de tensiones soportadas normalizadas que caracteriza el aislamiento del material. Hay, en este procedimiento de coordinación del aislamiento, cuatro etapas principales que pueden identicarse de la siguiente forma: Etapa 1: determinación de las sobretensiones representativas (Urp); Las sobretensiones representativas son las que se supone producen el mismo efecto dieléctrico en el aislamiento que las sobretensiones de una categoría dada que aparecen en funcionamiento y de diversos orígenes. Están constituidas por tensiones que tienen la forma normalizada de la categoría en cuestión. CAPÍTULO 2. MEMORIA 58 Etapa 2: determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw); Las tensiones soportadas de coordinación son las soportadas por el aislamiento en condiciones reales de funcionamiento. Se obtienen multiplicando los valores de tensión representativos por un factor de coordinación kc , el cual depende de la precisión de la evaluación de las sobretensiones representativas y de una estimación empírica de las características del aislamiento. Etapa 3: determinación de las tensiones soportadas especicadas (Urw); Las tensiones soportadas especicadas son las que el aislamiento debe soportar durante el ensayo de tensión para asegurarse de que el aislamiento satisfaga el criterio de comportamiento cuando se someta a una categoría dada de sobretensiones en las condiciones reales de funcionamiento y durante todo el tiempo de funcionamiento. Se obtienen multiplicando las tensiones soportadas de coordinación por un factor de seguridad ks , el cual toma un valor para aislamentos externos de 1,05. Etapa 4: determinación de las tensiones soportadas normalizadas (Uw); La elección del nivel de aislamiento asignado consiste en seleccionar el conjunto de tensiones soportadas normalizadas del aislamiento más económico, suciente para demostrar que se satisfacen todas las tensiones soportadas especicadas. Deberíamos aplicarle un factor de corrección de altitud ka para instalaciones situadas a más de 1000 m de altura, que no será nuestro caso. Uw ≥ Urw = Ucw · ks · ka = Urp · kc · ks · ka (2.3) El conjunto de tensiones normalizadas elegidas constituye un nivel de aislamiento asignado. Si las tensiones soportadas normalizadas están igualmente asociadas al mismo valor de Um, este conjunto constituye un nivel de aislamiento normalizado. En la tabla 2.15 encontramos estos valores normalizados. Tipo Maniobra La tensión representativa sobre un impulso tipo manio- bra será de 95 kV ecaces, que se corresponde aproximadamente a 1,3 veces la tensión más elevada para el material. Teniendo: Factor de coordinación: 1,05. Factor de seguridad: 1,05. CAPÍTULO 2. MEMORIA 59 Cuadro 2.15: Nivel de aislamiento normalizado. Factor de corrección atmosférico: 1. Por lo que aplicando la ecuación 2.3, obtenemos: Urw = Urp · kc · ks · ka = 95 · 1, 05 · 1, 05 = 104, 73 KV Tipo Rayo La tensión representativa sobre un impulso tipo rayo será de 218 kV ecaces, que se corresponde aproximadamente a 3 veces la tensión más elevada para el material. Teniendo: Factor de coordinación: 1,05. Factor de seguridad: 1,05. Factor de corrección atmosférico: 1. Por lo que aplicando la ecuación 2.3, obtenemos: Urw = Urp · kc · ks · ka = 218 · 1, 05 · 1, 05 = 240 KV CAPÍTULO 2. 60 MEMORIA Según el nivel de aislamiento expuesto anteriormente, presentamos de forma resumida: Tensión soportada a impulsos tipo: Maniobra 250 / 2500 Rayo 1,2 / 50 ms . . . . . . ... 140 kV. ms . . . . . . . . . . . . . . . ... 325 kV. Este conjunto de valores constituye un nivel de aislamiento normalizado. 2.12.3. Embarrados Los tipos de conductores normalmente usados para la realización del embarrado son los cables y los tubos. El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal. Las principales ventajas del uso de cable son: Es el más económico. Se logran tener claros más grandes. Sus desventajas son: Se tienen mayores pérdidas por efecto corona. También se tienen mayores pérdidas por efecto supercial. Los materiales más usados para cables son el cobre y el aluminio reforzado con acero. Este último tiene alta resistencia mecánica, buena conductividad eléctrica y bajo peso. Sobre el uso de tubos como embarrado, podemos decir que las barras colectoras tubulares se usan principalmente para llevar grandes cantidades de corriente, especialmente en subestaciones de bajo perl como las instaladas en zonas urbanas. El uso de tubo en subestaciones compactas resulta más económico que el uso de otro tipo de barra. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el área necesaria para su instalación además de que requiere estructuras más ligeras. Los materiales más usados para tubos son de nuevo el cobre y el aluminio. Las principales ventajas del uso de tubo son: Tiene igual resistencia a la deformación en todos los planos. CAPÍTULO 2. 61 MEMORIA Reduce el número de soportes necesarios debido a su rigidez. Facilita la unión entre dos tramos de tubo. Reduce las pérdidas por efecto corona. Reduce las pérdidas por efecto supercial. Tiene capacidades de conducción de corriente relativamente grandes por unidad de área. Las desventajas son: Alto costo del tubo en comparación con los otros tipos de barras. Requiere un gran número de juntas de unión debido a las longitudes relativamente cortas con que se fabrican los tramos de tubo. Gracias a que el cable es el tipo de embarrado más recomendado para la potencia a la que trabajamos y para la disposición de la subestación del presente proyecto, elegiremos el cable como tipo de embarrado a utilizar. Sobre el material que utilizaremos en nuestro embarrado, nos declinaremos por el aluminio, principalmente por su menor coste frente al cobre, pero un factor muy importante es su menor peso, es alrededor de tres veces más ligero que el cobre, produciendo así menos esfuerzos. Además las tensiones que soportaría el aluminio no serán muy elevadas (66 KV), por lo que esto no sería un factor restrictivo y también podemos notar que el aluminio posee mejores condiciones frente adversidades atmosféricas. Los factores que tendremos en cuenta para la elección del embarrado serán: Intensidad Nominal Dimensionaremos el embarrado según la intensidad en régimen permanente que vaya a tener que soportar. La intensidad que circula por las ramas del transformador será: I = 1, 2 √ 10 · 106 = 104, 97 A 3 · 66 · 103 (2.4) Las tabla 2.16 indica la densidad de corriente admisible según el RLAT según la sección para cables. Por lo tanto para esta intensidad se necesitará como mínimo una sección de cable de aluminio de 25 mm2 lo que corresponde a una intensidad de 125 A. De todos modos y para asegurarnos el correcto funcionamiento y para posibles futuras ampliaciones utilizaremos un cable de radio 15 mm. CAPÍTULO 2. 62 MEMORIA Cuadro 2.16: Densidad de corriente admisible en cables. Esfuerzos Mecánicos En el caso de los cables, únicamente en vanos de longitudes grandes (mayores de unos 10 m.), el cálculo de la echa máxima que se alcanza puede ser importante.En estos casos, habrá que vericar que la echa máxima previsible cumpla la distancia de reglamento fase-tierra o fasefase, según aplique, para los vanos más signicativos y respetando la tensión máxima de tendido de los conductores en el caso más desfavorable (t= - 10° C, sin presencia de hielo), para evitar rotura de conductores o accesorios por superar la carga admisible en los materiales. Aunque en nuestro caso serán menores de 10 m. Los efectos del viento provocan oscilaciones de los conductores y por tanto disminuyen las distancias de aislamiento. Los efectos por incremento de la temperatura no son propiamente un esfuerzo mecánico, sino una elongación del cable con su consiguiente aumento de echa. Dicho aumento habrá que tenerlo presente a la hora de emplear el valor de la echa máxima para una temperatura de trabajo de 80° C, y en el caso de bajas temperaturas habrá que considerarla posible presencia de hielo a 0°C, pero como nombramos anteriormente estos esfuerzos solo los consideraríamos importantes para unos tramos de 10 m de largo o más por lo que estos esfuerzos no serán restrictivos en nuestro embarrado, ya que los tramos que utilizamos son de 6 m. CAPÍTULO 2. 63 MEMORIA Esfuerzos por Cortocircuito Los esfuerzos por cortocircuito suponen unas fuerzas de atracción/repulsión que se ven amortiguadas debido a la naturaleza elástica del cable, pero que, debido a esta elasticidad, suponen una disminución de las distancias de aislamiento. Por tanto, el efecto fundamental a tener en cuenta en el empleo de cables, en caso de cortocircuito, es la distancia de tendido entre fases componiendo a éste fenómeno la hipótesis de viento más desfavorable y en el punto de echa máxima del vano más signicativo en cada nivel de tensión, a la temperatura de trabajo de +15°C, según R.L.A.A.T.. Como se deduce de los párrafos anteriores, los esfuerzos mecánicos no suponen ninguna limitación a la hora de seleccionar el tipo de cable a emplear, sino: Una primera limitación a la hora del diseño de distancias entre conductores y entre éstos y tierra. Una segunda limitación a la hora del diseño de estructura por causa de la tensión de tendido de las fases. Los cálculos que realizamos para el correcto dimensionamiento frente a los esfuerzos los encontramos en 3.5.1 en la página 136. Efecto Corona Este efecto es de mayor importancia en los embarrados de cable que en los de tubo, por lo que en nuestro caso será un efecto a tener en cuenta. El efecto corona es una descarga causada por la ionización del aire que rodea al conductor cuando éste se encuentra energizado. Puede oírse como un zumbido y es visible en la noche como un resplandor violeta. El efecto corona se debe al gradiente de potencial en la supercie de los conductores y es función del diámetro del conductor. Los factores que afectan las pérdidas por efecto corona son: el diámetro del conductor, la rugosidad de la supercie del conductor, la humedad del ambiente y la altura sobre el nivel del mar, a la que están instalados los conductores. En el apartado 3.5.2 en la página 138, podemos encontrar los cálculos pertinentes, donde obtenemos que no existirá el efecto corona y por lo tanto tampoco las pérdidas pertenecientes a este efecto. 2.12.4. Puesta a Tierra Se trata de toda unión metálica directa entre varios elementos de la subestación con varios electrodos enterrados en el suelo, con dos objetivos básicos: CAPÍTULO 2. MEMORIA 64 Seguridad de las personas. Protección de las instalaciones. Cuyas funciones principales son: Forzar las derivación al terreno de las corrientes de cualquier naturaleza que se puedan originar, proporcionando un circuito de baja impedancia. Establecer un potencial de referencia permanente, evitando diferencias de potencial entre diferentes puntos por la circulación de dichas corrientes. Para realizar una correcta puesta a tierra de la instalación, podemos distinguir tres tipos de PAT: P.A.T. de Servicio: Conectan temporalmente a tierra partes conductoras (autoválvulas). Conectan permanentemente a tierra puntos de los circuitos eléctricos en servicio (estrella de un transformador). P.A.T. de Protección: Conectan permanentemente a tierra partes conductoras sin tensión, accesibles por las personas (estructuras, vallas...) P.A.T. Auxiliares: Conectan a tierra partes en tensión para mantenimiento (seccionadores de P.A.T, P.A.T manuales...) La resistencia de puesta a tierra depende de unos factores como son la resistencia del conductor de tierra y de enlace, la resistencia de contacto entre electrodo-tierra, pero el factor más signicativo para determinar la resistencia de nuestra puesta a tierra es la resistencia del terreno. CAPÍTULO 2. MEMORIA 65 2.12.4.1. Resistencia del terreno Si bien los componentes más importantes del terreno son, en estado seco, aislantes (la sílice, el óxido de aluminio, etc.), su resistividad disminuye rápidamente en presencia de sales solubles y de la humedad. Por otro lado, la composición de la tierra, incluso en un lugar determinado, es muy heterogéneo, presentándose capas, bolsas, depósitos, etc., tanto horizontal como verticalmente. Las zonas superciales en que se instalan las tomas de tierra tampoco son uniformes y, además, están afectadas fuertemente por los cambios climáticos, lluvias y heladas. Todo ello hace que la resistividad sea muy variable de un lugar a otro y pueda resumirse en que la modican, de manera muy notable, los siguientes factores del terreno: La composición: La variación de la resistividad según la composición del terreno es muy acusada, tropezándose con la dicultad de que las diferentes clases de terreno no están delimitadas como para saber, de antemano, el valor de la resistividad en el punto elegido para efectuar la toma de tierra. Sucede, incluso, que para una misma clase de terreno, situada en distintos parajes, la resistividad puede ser sensiblemente diferente. La tabla 2.17, recogida de la ITC MI BT 039 muestra valores típicos medios. En la tabla se puede observar como a medida que la roca es más compacta la resistividad es mayor. Cuadro 2.17: Valor medio de la resistividad según terreno. Las sales solubles y su concentración: Al ser aislantes los principales componentes del terreno, la conductividad del suelo es, esencialmente de naturaleza electrolítica, esto es, la conducción de corriente tiene lugar, principalmente, a través del electrolito formado por las sales y el agua habitualmente contenida en el terreno. CAPÍTULO 2. MEMORIA 66 En la gura 2.10 se reeja cómo la cantidad de sales disueltas afectan la resistividad, y los distintos efectos de sales diferentes. Figura 2.10: Resistividad según sales solubles. El estado higrométrico del terreno: El contenido de agua o grado de humedad del terreno inuye, de forma apreciable sobre su resistividad. Su valor no es constante, ya que varía con el clima, época del año, naturaleza del subsuelo, la profundidad considerada y la situación del nivel freático, pero rara vez es nulo, incluso al referirse a zonas desérticas. A medida que el grado de humedad aumenta, cuyo principal efecto es disolver las sales solubles, la resistividad disminuye con rapidez pero, a partir de cifras del orden del 15 % en peso, esta disminución es mucho menos acusada, a causa de la práctica saturación del terreno, tal como puede verse en la gura 2.11. La temperatura: La resistividad del terreno aumenta a medida que desciende la temperatura y ese aumento se acusa mucho al alcanzarse los O°C, hasta el punto que, a medida que es mayor la cantidad de agua en estado de congelación, se va reduciendo el movimiento de los electrólitos, que inuyen decisivamente en la resistividad del terreno, elevándose ostensiblemente la misma, tal como se aprecia en la gura 2.12. CAPÍTULO 2. MEMORIA 67 Figura 2.11: Resistividad en función de la humedad en distintos terrenos. Figura 2.12: Resistividad en función de la temperatura. CAPÍTULO 2. MEMORIA 68 La granulometría: Es un elemento importante que inuye, a la vez, sobre la porosidad y el poder de retener humedad y también sobre la calidad del contacto con los electrodos, incrementándose la resistividad con el mayor tamaño de los granos. Esta es la razón de que el valor de la resistividad de la grava sea superior al correspondiente a la arena y que el de ésta supere al de la arcilla. Los suelos de grano grueso (gravas, guijarros, etc.) se prestan mal al establecimiento de buenas redes de tierra, circunstancia que se puede paliar rodeando la supercie de los electrodos de un cierto espesor de tierra na o de otro material relativamente conductor. Los suelos de grano muy no o no son buenos conductores por lo general, mejores que los de grano medio, y estos a su vez mejores que los de grano grueso. La compacidad: La resistividad se ve también afectada por el grado de compactación del terreno, disminuyendo al aumentar éste. La estratigrafía: La resistividad total de un terreno es la resultante de las correspondientes a las diversas capas que lo constituyan. Puede suceder que una sola capa presente una resistividad tan baja que la inuencia de las demás sea imperceptible. Los terrenos están formados en profundidad por capas de diferentes agregados y lo tanto de diferentes resistividades. Su resistividad será una combinación de la resistividad de las diferentes capas y del espesor de cada una de ellas. La resistividad media o resistividad aparente será una combinación de las resistividades de todas las capas que componen el terreno. 2.12.4.2. Tensiones de paso y contacto Proporcionaremos aquí las deniciones de los conceptos básicos en que descansa la losofía de seguridad que ha adoptado la Administración en relación con las instalaciones de puesta a tierra, como son las posibles tensiones de paso y contacto existentes en la misma y los valores aplicados de esas tensiones al ser humano. CAPÍTULO 2. 69 MEMORIA Tensión de Paso La MIE RAT 01 proporciona el siguiente texto literal: Es la parte de la tensión (de puesta) a tierra que puede ser puenteada por un ser humano entre los dos pies, considerándose el paso de una longitud de 1 metro. O también se puede describir como: La tensión de paso es la diferencia de potencial entre dos puntos de la supercie del terreno, separados por una distancia de un paso, que se asimila a un metro, en la dirección del gradiente de potencial máximo. Tensión de Contacto En la MIE RAT 01 queda denida así: Es la fracción de la tensión de puesta a tierra que puede ser puenteada por una persona entre la mano y el pie (considerando un metro) o entre ambas manos. O también se puede describir como: La tensión de contacto es la diferencia de potencial entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la supercie del terreno a una distancia igual a la distancia horizontal máxima que se puede alcanzar, o sea, aproximadamente, 1 metro. Tensiones de Paso y Contacto aplicadas Debe destacarse que los val- ores de las tensiones de paso y contacto que se acaban de describir son, respectivamente, los que se medirían sobre el terreno, entre dos puntos separados entre sí por la distancia de 1 metro. Sin embargo, si esas diferencias de potencial preexistentes son puenteadas por una persona, se constituye un divisor de potencial entre todas las resistencias que intervienen en el circuito, de forma que el sujeto no queda sometido a la totalidad de la tensión de paso o contacto existente en la instalación sino a una fracción de la misma, que constituye la denominada tensión de paso o contacto aplicada. Tensión de paso aplicada : Es la parte de la tensión de paso que resulta directamente aplicada entre los pies de un hombre, teniendo en cuenta todas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose la del cuerpo humano en 1000 ohmios . Tensión de contacto aplicada: Es la parte de la tensión de contacto que resulta directamente aplicada entre dos puntos del cuerpo humano, considerando todas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose la del cuerpo humano en 1000 ohmios". En la gura 2.13 podemos observar estos tipos de tensiones. CAPÍTULO 2. 70 MEMORIA Figura 2.13: Tensión de paso y contacto durante un defecto a tierra. Tensiones máximas aplicables al cuerpo humano La ITC MIE RAT 13 también establece, como criterio de seguridad en las instalaciones de A.T., una relación tensión - tiempo cuando especica que: Las tensiones máximas de contacto y paso aplicadas, en voltios, que se puede aceptar se determina en función del tiempo de duración del defecto, según las fórmulas siguientes: K tn (2.5) 10 · K tn (2.6) Vca = Vpa = Siendo: - K = 72 y n = 1 para tiempos (t) inferiores a 0,9 segundos. - K = 78,5 y n = 0,18 para tiempos superiores a 0,9 segundos e inferiores a 3 segundos. Para tiempos comprendidos entre 3 y 5 segundos, la tensión de contacto aplicada no sobrepasará los 64 V, la de paso los 640 V. CAPÍTULO 2. 71 MEMORIA Para tiempos superiores a 5 segundos, la tensión de contacto aplicada no será superior a 50 V, la de paso a 500 V. Salvo casos excepcionales justicados, no se considerarán tiempos inferiores a 0,1 segundos . 2.12.4.3. Datos obtenidos Los cálculos de la red de tierras propuesta se encuentran en el apartado 3.6 en la página 140. 2.12.5. Centro colector Como ya vimos para los aerogeneradores, usaremos otro tipo de celdas en la llegada de los cables subterráneos a la subestación para la protección de ésta, o lo que es lo mismo, como aparamenta a Media Tensión (13 KV) para la correcta llegada de la energía a la subestación. Usaremos celdas blindadas con aislamiento en SF6 , modelo CBGS-0, de la marca MESA, con una tensión de hasta 24 KV. Donde la disposición de las celdas la encontramos en la gura 2.14 y las características eléctricas generales en la tabla 2.18. Figura 2.14: Disposición de las celdas CBGS-0. 2.12.5.1. Descripción básica Cada conjunto CBGS-0 está constituido por varias unidades funcionales (celdas) ensambladas entre sí. Encontramos un esquema de las partes de una celda de este modelo en la sección 2.13.4.1 en la página 98. CAPÍTULO 2. 72 MEMORIA Cuadro 2.18: Características eléctricas generales de las celdas CBGS-0. La interconexión entre las diferentes celdas (unidades funcionales) se realiza por medio del embarrado con aislamiento sólido apantallado, el cual se encuentra fuera de la cuba de SF6 . La calidad de la puesta a tierra de todos los compartimientos metálicos de la celda, queda asegurada mediante la conexión de la barra de tierras de cada compartimiento, al embarrado general colector de tierras de la celda. Las bandejas para el paso de los cables de interconexión en Baja Tensión están situadas en la parte superior de la celda, sobre el compartimiento de Baja Tensión. La celda Cada celda está compuesta exteriormente por un conjunto de paneles (RAL 9002), chapas y bastidor metálico, todos ellos puestos a tierra. Se compone de cuatro compartimientos independientes: El compartimiento (cajón) de Baja Tensión, separado de la zona de Media Tensión, está situado en la parte superior de la celda y contiene opcionalmente los relés y el resto de los elementos auxiliares de protección y control en Baja Tensión. El embarrado principal (1.250 ó 1.600A), que utiliza aislamiento sólido y apantallado puesto a tierra, está situado en la parte superior trasera de la celda, fuera del compartimiento de SF6 . El compartimiento (cuba de SF6) conteniendo la aparamenta de corte y/o maniobra, esta situado en la parte central de la celda y a él se CAPÍTULO 2. 73 MEMORIA conectan los cables de potencia y el embarrado general a través de pasatapas. Este es el único compartimiento (sellado de por vida) de la celda, que utiliza gas SF6 como medio de aislamiento y en su interior se encuentran uno o varios de los siguientes elementos: Seccionador de tres posiciones. Embarrado interior y conexiones. Interruptor automático. Interruptor-seccionador. El compartimiento de conexión de cables de entrada/salida en Media Tensión, está situado en la parte baja de la celda, con acceso desde la zona frontal y contiene: Pasatapas para conexión de los terminales de los cables de MT. Bridas para sujeción individual de cada cable de potencia. Prueba de aislamiento de cables MT, sencilla y segura. Medio ambiente Las celdas CBGS-0 han sido concebidas en el cuida- do del medio ambiente: los materiales utilizados están identicados, siendo fácilmente separables y reciclables. Además, el SF6 puede ser recuperado y, después de tratamiento adecuado, ser reutilizado. El sistema de gestión medioambiental adoptado por MESA está certicado conforme a los requerimientos establecidos en la norma ISO 14001. 2.12.5.2. Celdas instaladas y su funcionalidad Como observamos en la tabla 2.31 en la página 99, este tipo de celdas tiene varias opciones de funcionalidad especíca. Las conguraciones que utilizaremos serán: Acoplamiento, que utilizaremos para la llegada de las líneas subterráneas. Interruptor-Seccionador, se usará realmente como la protección del sistema de MT. Protección de transformador, se usarán para las salidas de las líneas y la correcta protección del transformador de potencia. CAPÍTULO 2. 74 MEMORIA Servicios auxiliares, celda que servirá para derivar la tensión hasta un transformador de servicios auxiliares, para poder alimentar todo el sistema de baja de la subestación. 2.12.6. Sistema eléctrico de Baja Tensión El sistema eléctrico principal de baja tensión del parque eólico está formado principalmente por la regulación y control del mismo, centralizado todo ello en la subestación, aquí se verán elementos importantes, que se podrán ver de forma detallada en el apartado Planos . Este sistema de baja tensión se encontrará alimentado a través del transformador de servicios auxiliares, cuya energía provendrá de la celda destinada a tal función en el conjunto de celdas colectoras. 2.12.6.1. Servicios Auxiliares Los servicios auxiliares de la subestación estarán suministrados por un sistema de corriente alterna y un sistema de corriente continua. Se instalarán los sistemas de alimentación de corriente alterna y de corriente continua que se precisen, con objeto de suministrar la energía necesaria a los distintos componentes de control, protección y medida. Para el control y operatividad de estos servicios auxiliares se dispondrá de un cuadro situado en el edicio de mando y control donde se centralizan tanto los servicios auxiliares de corriente alterna como los de corriente continua. Servicios auxiliares de corriente alterna La alimentación de servicios auxiliares de corriente alterna será suministrada mediante un transformador de Servicios Auxiliares, o en caso de fallo de un grupo electrógeno, disponiendo el edicio de control y celdas de la subestación una doble alimentación able e independiente, de forma que la pérdida de una de las alimentaciones no suponga la pérdida de la otra. Mediante el sistema de servicios auxiliares de corriente alterna se alimentarán los circuitos de alumbrado interno de la instalación, el alumbrado externo, el alumbrado de emergencia y las tomas de corriente. El transformador presenta las siguientes características: Potencia nominal 100 kVA. Tensión arrollamiento primario 13 kV. Tensión arrollamiento secundario 400-230 V. CAPÍTULO 2. 75 MEMORIA Grupo de conexión Dyn11. =⇒ N ota 1 : El acceso a la sala del transformador estará bloqueada me- diante un enclavamiento, el cual está conectado a las celdas colectoras de la subestación. Esto se debe a que no está permitido el paso a la sala del transformador si no estamos completamente seguros de que no existen condiciones peligrosas para los operarios. =⇒ N ota 2 : El motivo por el que no tenemos ningún punto de luz donde encontramos el transformador de Servicios Auxiliares es porque aprovecha la luz de la sala de celdas. Es decir, el tabique que separa el transformador con las celdas no linda con el techo. Servicios auxiliares de corriente contínua La instalación de corriente continua resulta de suma importancia, ya que para la situación de darse una avería en el sistema de suministro de energía, el sistema encargado de llevar la instalación a una situación segura, no es otro que el equipo de corriente continua. La tensión en corriente continua para los servicios auxiliares de explotación es de 125 Vcc . Estas tensiones en continua, se obtienen de equipos compactos recticadores. Durante el proceso de carga y otación su funcionamiento responderá a un sistema prejado que actúa automáticamente, lo cual redunda en una mayor seguridad en el mantenimiento de un servicio permanente. Los equipos funcionarán ininterrumpidamente. 2.12.6.2. Componentes del circuito de alterna Algunos de los componentes que forman el circuito de alterna serán: Regulación del transformador de 12,5 MVA; encargado de la regulación de tensión del transformador de 12,5 MVA actuando en la parte de alta tensión. Circuito de refrigeración del transformador de 12,5 MVA; circuito encargado de refrigerar el transformador de 12,5 MVA mediante ventiladores. Alimentación celdas colectoras CBGS-0 en alterna; el grupo de celdas colectoras CBGS-0 son las encargadas de la maniobra, protección y medida de la parte de media tensión, por lo que para su correcto funcionamiento tendrán que estar alimentadas de forma adecuada. Cuadro de alumbrado y fuerza; es el cuadro general de baja tensión donde se va a controlar todos los consumos relacionados con el alumbrado tanto interior como exterior. CAPÍTULO 2. 76 MEMORIA Armario de medida; parte encargada de la supervisión de los circuitos para que los valores de tensión, intensidad, frecuencia, etc., se encuentren dentro de márgenes razonables y seguros tanto para la instalación como para las personas. Sistema de alimentación ininterrumpida (SAI); es el circuito de baterías encargado, como su propio nombre indica, de proporcionar energía eléctrica tras un apagón a todos los dispositivos que tenga conectados. Reservas; serán circuitos de apoyo que pueden ser empleados cuando algún otro circuito no se encuentre disponible, bien sea por fallo, deterioro o mantenimiento. Cuadro secundario de alumbrado y fuerza Dentro de este apartado hacemos hincapié en el cuadro secundario, ya que nos sirve para explicar de forma detallada uno de los planos. Notamos que cada circuito que sale del cuadro posee un diferencial de intensidad umbral 30 mA. Diferenciaremos entre: Alumbrado exterior: se compone de 10 farolas de 100 W cada una, teniendo un total de 1000 W. Lo separaremos en dos circuitos por si existiese algún fallo, así intenteríamos evitar perder todo el alumbrado exterior. Cada circuito posee un contactor con reloj horario para automatizar el encendido del alumbrado, limitando el funcionamiento a las horas nocturnas. Alumbrado interior: Caseta de la subestación: hemos separado el alumbrado en dos circuitos. El circuito_1 se encargará de alumbrar el distribuidor y los aseos/vestuario. Todo esto suma una potencia de 720 W para el C1. El circuito_2 se encargará de alumbrar la parte restante de la caseta, es decir, el almacén y los cuartos. Sumando un total de 680 W para el C2. Edicio de la aparamenta: existirá un solo circuito para abastecer todo el alumbrado interior de este edicio prefabricado. Por lo que constará de 5 pantallas de 2 uorescentes cada uno, por lo que tendremos un total de 400 W. Alumbrado de emergencia: se compone de tres circuitos distribuidos al igual que en el caso anterior, donde podemos decir que el alumbrado CAPÍTULO 2. 77 MEMORIA que proporciona cada aplique es de unos 300 lux. Y también notamos que su consumo es insignicante, de unos 5 W por aplique. Fuerza: se compone también de tres circuitos distribuidos al igual que en los casos anteriores, donde cada circuito de fuerza puede consumir 1500 W. Climatizador: se dejará instalado este circuito, el cual estará preparado para aguantar la potencia requerida por si se desea instalar un climatizador que refrigere el transformador de Servicios Auxiliares que se encuentra en la caseta de la subestación. Aproximamos su consumo a 8140 W. Termos: se compone de dos circuitos diferentes, los cuales se encargan de abastecer de agua caliente las dos duchas que tenemos en la caseta de la subestación. El consumo de cada circuito será de 1500 W. 2.12.6.3. Componentes del circuito de contínua Como ya dijimos con anterioridad, mediante un recticador se convierte la corriente alterna que llega desde el transformador de SS.AA. a corriente continua que alimenta a una serie de equipos de protección y medida en 125 Vcc . Este circuito está formado por los siguientes: Control de subestación posición trafo; controla que todo funcione correctamente en el transformador de potencia de 12,5 MVA. Control de subestación posición línea; controla la posición y que todo funcione correctamente en la línea de transporte por donde se va a evacuar toda la potencia del parque eólico. Alimentación cabinas CBGS-0; parte de la alimentación de las celdas colectoras de media tensión debe ser en continua 125 Vcc . Los consumos son por parte del motor para cargar los muelles, sistema de cierre y bobina de disparo simple. Armario de medida; parte de la medida de tensión e intensidad de los circuitos requiere corriente continua. Reservas; también se van a incluir reservas de circuitos en la parte de continua por si fuese necesario por fallo o deterioro de otro circuito CAPÍTULO 2. 2.12.7. MEMORIA 78 Aparamenta empleada en Alta Tensión (66 KV) La energía eléctrica, desde que se genera hasta que llega al punto de consumo, es tratada en distintas etapas de adaptación transformación y maniobra. Para garantizar que estos tratamientos que sufre la energía eléctrica sean realizados dentro de unos márgenes establecidos y con la seguridad deseada, tanto para las instalaciones como para las personas, es necesaria la presencia de dispositivos que sean capaces de regular, transformar, maniobrar y proteger. Estos dispositivos son los que conocemos como aparamenta. Dentro de la aparamenta, conviene señalar el papel que desarrollan los elementos de corte, pues de ellos depende la continuidad del servicio, la posibilidad de realizar maniobras entre líneas y que las instalaciones estén protegidas frente a sobrecargas y cortocircuitos. Para una mejor comprensión nos jamos en el esquema que encontramos en la gura 2.15. Figura 2.15: Esquema de la aparamenta. CAPÍTULO 2. MEMORIA 79 2.12.7.1. Interruptores Son aparatos capaces de maniobrar y soportar corrientes de carga nominal, sobreintensidades y cortocircuitos durante un tiempo determinado. El accionamiento de estos interruptores puede ser manual o mediante relés de maniobra y protección. Dichos aparatos deben ser, pues, capaces de cortar la intensidad máxima de corriente de cortocircuito susceptible de originarse en dicho lugar. Por lo tanto, su elección depende principalmente de la potencia de cortocircuito en el punto de la instalación que se desea proteger y no de la corriente que el aparato debe soportar en régimen normal. Hoy en día, se utilizan interruptores con poder de ruptura cada vez mayor, para de esta forma poder abrir los circuitos en carga, creándose arcos eléctricos de mayor envergadura. Lo primero que podría decirse del arco eléctrico, a modo de denición general, es que el arco puede entenderse como una descarga capaz de generar la cantidad de iones necesarios para que una masa gaseosa se pueda volver conductora. Sabiendo que el arco eléctrico se forma entre los contactos de estos interruptores, es fundamental extinguirlo pudiendo así evitar la destrucción del interruptor, dada la gran cantidad de energía liberada en las maniobras de apertura y cierre, evitando también graves accidentes. Técnicas de Ruptura Un interruptor para realizar el corte de corriente eléctrica debe pasar de tener una impedancia prácticamente nula a una impedancia innita. Al conseguir esto el aparato se ha convertido en una aislante y no lo recorre ninguna corriente. Pero este cambio no se produce sin un gasto de energía. En corriente alterna el menor gasto de corriente lo obtendríamos al aprovechar un paso por cero de corriente para pasar del estado de conductor al de aislante, de hecho, un interruptor ideal no consumiría energía por disipación si eliminara totalmente el paso de corriente eléctrica cuando ésta tuviera un valor cero. Pero en la práctica, ningún dispositivo es lo sucientemente rápido para lograr esto con lo que la interrupción de la corriente se hace siempre a través del arco eléctrico. Para eliminar el arco eléctrico lo antes posible deberemos proporcionar una rápida desionización del medio, para eliminar las partículas conductoras existentes, y un aumento de la tensión de restablecimiento del arco, valor que en régimen permanente alcanzará el correspondiente a la tensión de la red a la que esté acoplado el interruptor, y todo esto con el menor consumo de energía posible. CAPÍTULO 2. 80 MEMORIA Las formas existentes de eliminar un arco eléctrico reciben el apelativo general de ruptura, y se basan en el agente extintor del arco, por lo que las podemos clasicar en: Técnicas de ruptura en aire (21 KV/cm). Técnicas de ruptura en aceite (125 KV/cm). Técnicas de ruptura en hexauoruro de azufre (63 KV/cm). Técnicas de ruptura en vacío (200 KV/cm). En nuestro caso utilizaremos interruptores cuya técnica de ruptura es en SF6 . Una breve descripción de este tipo es: Los interruptores de este tipo poseen unas cámaras de extinción operan dentro de hexaoruro de azufre (SF6 ), este tipo de gas tiene un gran coeciente de transmisión de calor, es inerte, estable, y además no es inamable ni tóxico. Pero cuando este gas se somete a descargas eléctricas, puede disociarse dando lugar a productos que atacan el vidrio y la porcelana. Este gas trabaja a dos presiones diferentes, a baja presión (hasta un máximo de 6 bar), en donde se utiliza como aislamiento y a alta presión (22 bar) utilizándose en las cámaras de extinción para apagar el arco. Ventajas: Gran capacidad de evacuar el calor. Pequeño desgaste de los contactos. Larga vida media del interruptor. Su uso abarca toda la gama de tensiones. Inconvenientes: No es ambientalmente amigable. Modelo utilizado Interruptor trifásico automático de la marca ABB, modelo LTB D1 con corte en gas SF6 y de tipo de instalación a la intemperie. Posee una tensión nominal de 72,5 KV, una intensidad nominal de 3150 A y un poder de corte de 40 KA, todo esto funcionando a 50 Hz. Este modelo de interruptor posee un mecanismo de operación motorizado, el cual se acciona por medio de resortes tensados a motor, instalado en un recinto estructurado, compacto, a prueba de agua y resistente a la corrosión, que se encuentra anexo a la estructura del interruptor. Encontramos sus características en el anexo situado en la página 100. CAPÍTULO 2. MEMORIA 81 2.12.7.2. Seccionadores La misión de este aparato es la de aislar tramos de circuito, de una forma visible, cuando las circunstancias de explotación de la instalación así lo requieran. Los circuitos que deba interrumpir el seccionador deben permanecer libres de corriente, o lo que es lo mismo, el seccionador debe maniobrar en vacío. No obstante, deben ser capaces de soportar corrientes nominales, sobreintensidades y corrientes de cortocircuito durante un tiempo especicado. Estos aparatos van a asegurar que los tramos de circuito aislados se hallen libres de tensión para que se puedan tocar sin peligro por parte de los operarios. Aunque los seccionadores han de maniobrarse normalmente sin carga, en determinadas circunstancias pueden conectarse y desconectarse con pequeñas cargas. Cuando se trata de corrientes magnetizantes, como la corriente de vacío de los transformadores, y que tienen un carácter claramente inductivo, la carga que pueden cortar los seccionadores es menor. En nuestro proyecto vamos a utilizar seccionador de columnas y más especícamente columnas giratorias. Este tipo de seccionador es el más empleado en instalaciones con tensiones de servicio hasta 110 KV, usados tanto para interior como para exterior. La constitución de estos seccionadores es muy sencilla, componiéndose básicamente en una base o armazón metálico rígido (donde apoyarán el resto de los elementos), dos aisladores o apoyos de porcelana, un contacto jo o pinza de contacto y un contacto móvil o cuchilla giratoria (estos dos últimos elementos montados en cada uno de los aisladores de porcelana). Sabemos que este tipo de seccionadores deberemos usarlos de forma en que las tres fases actúen simultaneamente, por eso frente a la pregunta: ¾Por qué no se usan seccionadores unipolares en alta tensión? Podemos decir que se debe a el desequilibrio entre fases que podría generar, la conexión o desconexión parcial de la totalidad de las líneas. Este hecho es más grave cuanto más alto es el valor nominal de la tensión. Modelo utilizado Seccionador giratorio de apertura lateral de la mar- ca MESA, modelo SGP-72/1250, cuya tensión nominal es de 72,5 KV, su intensidad nominal es de 1250 A y un poder de corte de 31,5 KA. =⇒Como seccionador pantógrafo hemos elegido también la marca MESA como proveedora, utilizando el modelo SPT-72/2000, cuya tensión nominal es de 72,5 KV, su intensidad nominal es de 2000 A y un poder de corte de 40 KA. Estos seccionadores los utilizaremos para elegir a qué embarrado nos conectamos. CAPÍTULO 2. 82 MEMORIA A partir de la página 101 podemos encontrar las hojas de características de los seccionadores escogidos. 2.12.7.3. Autoválvulas o pararrayos Son unos dispositivos eléctricos destinados a limitar las sobretensiones peligrosas a unos valores conocidos y controlados, protegiendo al resto de la aparamenta. Estas sobretensiones pueden estar originadas por descargas atmosféricas, operación de interruptores u oscilaciones de potencia. Funcionan como resistencias variables en función de la tensión, durante la explotación normal del sistema circula por ellos una débil corriente de fuga, pero frente a una sobretensión, derivan a tierra la sobreintensidad asociada. Sabemos que estos elementos se conectan entre fase y tierra. Además podemos decir que son de los dispositivos más baratos que encontraremos en el proyecto. Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales: Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no exceda de cierto valor predeterminado (tensión disruptiva de diseño). Convertirse en conductor al alcanzar la tensión ese valor. Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión. Modelo utilizado en el lado de Alta Tensión Pararrayos / autoválvu- la, marca ABB, modelo EXILIM R. Cuya tensión máxima de servicio es 72,5 KV, con una intensidad nominal de descarga de 10 KA, con una tensión de funcionamiento en contínuo es también de 72 KV y con una tensión residual de 234 KV. Modelo utilizado en el lado de Media Tensión Pararrayos / au- toválvula, marca ABB, modelo PEXILIM R. Cuya tensión máxima de servicio es 24 KV, con una intensidad nominal de descarga de 10 KA, con una tensión de funcionamiento en contínuo es de 14,4 KV y con una tensión residual de 46,7 KV. La justicación de estas selecciones se encuentra en el apartado 3.7.2 en la página 147. En la página 106 podemos encontrar las hojas de características de las autoválvulas escogidas. CAPÍTULO 2. 83 MEMORIA 2.12.7.4. Transformadores Transformadores de Intensidad Los transformadores de corriente son equipos destinados a alimentar los instrumentos de medida y de control, por lo tanto en estos transformadores la intensidad secundaria es proporcional a la primaria y desfasada con relación a la misma un ángulo próximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones. Por lo tanto la función de los transformadores de corriente, es reducir a valores no peligrosos y normalizados según las características de intensidad de una red eléctrica. Utilizaremos unos transformadores de intensidad de la marca ARTECHE, modelo CH-72 y modelo CH-36, tipo horquilla. Este diseño posee el Certicado del Sistema de Calidad conforme a la norma ISO 9001:2000 e ISO 14000:2004. Estos transformadores de intensidad están construidos herméticamente con el mínimo volumen de aceite en su interior, garantizando una absoluta estanqueidad. En la gura 2.16 podemos observar sus características de forma generalizada. Figura 2.16: Resumen características del transformador de intensidad. CAPÍTULO 2. 84 MEMORIA Transformadores de Tensión Los transformadores de tensión son equipos destinados, como en el caso anterior, a alimentar los instrumentos de medida y de control, por lo tanto en estos transformadores la tensión secundaria es proporcional a la primaria y desfasada con relación a la misma un ángulo próximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones. Capacitivo Estos elementos se usan para protección a las entradas de línea, y debido a su divisor capacitivo, también para recibir las señales enviadas por el cable de tierra entre subestaciones para comunicaciones y desviadas por una bobina de bloqueo. Debido a esto, su precisión es menor, y por lo tanto su coste. Sólo se encuentran a la salida de las líneas de energía a la Red. Se usará un transformador de tensión capacitivo de la marca ABB, modelo CPA-72, que se caracteriza por tener un factor de calidad alto, mejorando así la precisión y la respuesta transitoria. Sus características principales, como sus dimensiones las encontramos en la tabla 2.19. Cuadro 2.19: Transformador de tensión capacitivo. CAPÍTULO 2. Inductivo MEMORIA 85 Estos elementos tienen especial relevancia, ya que son más precisos y se destinan no sólo a protección, sino que también sus valores de medida se usan como medida scal para REE, usándolos para taricación. Se usará un transformador de tensión inductivo de la marca ABB, modelo EMF-72, que se caracteriza por tener aislamiento de aceite y papel, y un relleno de cuarzo que reduce al mínimo el aceite y permite un sistema de expansión able y simple. Algunas de sus características, como sus dimensiones las encontramos en la tabla 2.20. Cuadro 2.20: Transformador de tensión inductivo. 2.12.8. Transformador de Potencia Consideraremos el transformador de potencia como el elemento más importante de la subestación, éste se encargará de transformar la tensión que proviene de los aerogeneradores evacuada a 13 KV, a la tensión a la que encontramos la red de transporte, que en nuestro caso será de 66_KV por tratarse de una isla y por las dimensiones de ésta no requiere elevar la potencia a valores mayores. CAPÍTULO 2. MEMORIA 86 2.12.8.1. Partes de un transformador de potencia Las partes que destacamos como imprescindibles en un transformador de potencia las citamos a continuación, también las encontramos en la gura 2.17. Figura 2.17: Partes a destacar de un transformador. Pasatapas de entrada: conectan el bobinado primario del transformador con la red eléctrica de entrada a la estación o subestación transformadora. Pasatapas de salida: conectan el bobinado secundario del transformador con la red eléctrica de salida a la estación o subestación transformadora. Cuba: es un depósito que contiene el líquido refrigerante (aceite), y en el cual se sumergen los bobinados y el núcleo metálico del transformador. Depósito de expansión: sirve de cámara de expansión del aceite, ante las variaciones se volumen que sufre ésta debido a la temperatura. CAPÍTULO 2. MEMORIA 87 Indicador del nivel de aceite: permite observar desde el exterior el nivel de aceite del transformador. Relé Bucholz: este relé de protección reacciona cuando ocurre una anomalía interna en el transformador, mandándole una señal de apertura a los dispositivos de protección. Desecador: su misión es secar el aire que entra en el transformador como consecuencia de la disminución del nivel de aceite. Termostato: mide la temperatura interna del transformador y emite alarmas en caso de que esta no sea la normal. Regulador de tensión: permite adaptar la tensión del transformador para adaptarla a las necesidades del consumo. Placa de características: en ella se recogen las características más importantes del transformador, para que se pueda disponer de ellas en caso de que fuera necesaria conocerlas. Grifo de llenado: permite introducir líquido refrigerante en la cuba del transformador. Radiadores de refrigeración: su misión es disipar el calor que se pueda producir en las carcasas del transformador y evitar así que el aceite se caliente en exceso. 2.12.8.2. Sistemas de refrigeración La transformación de la energía que realiza un transformador conlleva unas pérdidas que se presentan en forma de calor, el cual produce un aumento de la temperatura del transformador. La disipación de este calor se puede realizar mediante sistemas de refrigeración y se elige en función de la capacidad del transformador y de las circunstancias del lugar de la instalación. Los sistemas de refrigeración se clasican en la tabla 2.21. 2.12.8.3. Mantenimiento del transformador Un factor a tener en cuenta para el buen funcionamiento del transformador de potencia es la periodicidad de las inspecciones de los elementos que lo componen, ya que al tratarse éste de ser el elemento principal de la subestación debemos asegurarnos de que ningún fallo menor altere su correcto funcionamiento. CAPÍTULO 2. 88 MEMORIA Cuadro 2.21: Posibles sistemas de refrigeración. La tabla 2.22, muestra la frecuencia con la que se debe revisar las piezas del transformador. 2.12.8.4. Transformador usado En este apartado determinaremos las características del transformador de potencia que instalaremos en la subestación, debemos notar que éste es de los pocos elementos del cual no tenemos hoja de datos técnicos, esto se debe a que normalmente los fabricantes proporcionan este tipo de datos hasta transformadores de 2,5 MVA, los de mayor potencia los podremos clasicar como transformadores especiales. Características a tener en cuanta: Potencia nominal del Trafo: 12,5 MVA. Tensión nominal primaria del Trafo: 66 KV. Tensión nominal secundaria: 13 KV. Tensión de cortocircuito Ucc : 8 %. Tiempo de despeje de defecto: 0,5 segundos. Refrigeración: ONAN. CAPÍTULO 2. MEMORIA Cuadro 2.22: Periodicidad de inspecciones en un transformador. 2.13. 2.13.1. Anexo-Características Cable Subterráneo 89 CAPÍTULO 2. MEMORIA 90 Cuadro 2.23: Intensidad máxima admisible en régimen permanente y en cortocircuito para las distintas tensiones. CAPÍTULO 2. MEMORIA 91 Cuadro 2.24: Características eléctricas y mecánicas por Km según sección para 18/30KV. CAPÍTULO 2. MEMORIA 92 Cuadro 2.25: Características eléctricas y mecánicas por Km según sección para 12/20KV. CAPÍTULO 2. MEMORIA Cuadro 2.26: Precio por Km del cable subterráneo. 93 CAPÍTULO 2. 2.13.2. MEMORIA 94 Cable Submarino Cuadro 2.27: Características eléctricas y mecánicas según sección para 18/30KV. CAPÍTULO 2. MEMORIA 95 Cuadro 2.28: Características eléctricas y mecánicas según sección para 12/20KV. CAPÍTULO 2. 2.13.3. MEMORIA Celdas de Protección Cuadro 2.29: Celda protección del aerogenerador. 96 CAPÍTULO 2. MEMORIA Cuadro 2.30: Celda entrada/salida del aerogenerador. 97 CAPÍTULO 2. 2.13.4. MEMORIA Elementos de la subestación 2.13.4.1. Celdas Colectoras Figura 2.18: Descripción básicas celdas CBGS-0. 98 CAPÍTULO 2. MEMORIA 99 Cuadro 2.31: Características de las diferentes conguraciones de celdas colectoras. CAPÍTULO 2. MEMORIA 2.13.4.2. Interruptor Cuadro 2.32: Características generales del interruptor de AT. 100 CAPÍTULO 2. MEMORIA Cuadro 2.33: Características técnicas del interruptor en AT. 2.13.4.3. Seccionador 101 CAPÍTULO 2. MEMORIA 102 Cuadro 2.34: Características seccionador giratorio de apertura lateral. CAPÍTULO 2. MEMORIA Figura 2.19: Dimensiones seccionador giratorio. 103 CAPÍTULO 2. MEMORIA Cuadro 2.35: Características técnicas del seccionador pantógrafo. 104 CAPÍTULO 2. MEMORIA Figura 2.20: Dimensiones seccionador pantógrafo. 105 CAPÍTULO 2. MEMORIA 2.13.4.4. Pararrayo/ Autoválvula Figura 2.21: Autoválvula lado de Alta Tensión. 106 CAPÍTULO 2. MEMORIA Figura 2.22: Características EXILIM R. 107 CAPÍTULO 2. MEMORIA Figura 2.23: Autoválvula lado de Media Tensión. 108 CAPÍTULO 2. MEMORIA Figura 2.24: Características PEXILIM R 109 Capítulo 3 Cálculos 3.1. Cálculo de la sección del conductor Este apartado tiene como nalidad decidir cual va a ser la sección empleada para cada tipo de cable en todas las tensiones posibles de evacuación. Para ello especicaremos el método de obtención de forma general y posteriormente especicaremos para cada tipo de cable y para cada tensión. Para justicar la sección de los conductores se tendrá en cuenta las siguientes consideraciones : 1. Intensidad máxima admisible por el cable. 2. Caída de tensión. La elección de la sección del cable a adoptar está supeditada a la capacidad máxima del cable y a la caída de tensión admisible, que no deberá exceder del 5,5 %. Nosotros hallaremos las secciones en función de la intensidad máxima admisible por el cable, por lo que lo primero de todo será hallar la intensidad admisible en régimen permanente y a partir de aquí comenzar a determinar los factores a corregir. Las secciones se elegirán en función de las tablas que citaremos a continuación y siempre y cuando las características de los cables elegidos en función de la sección no sean superadas. Además tendremos que tener en cuenta la intensidad admisible en cortocircuito, calculada en el apartado 3.4 y cerciorarnos que no sean superiores a las admisibles por cada tipo de cable para cada sección, que desde aquí ya podemos decir que no nos delimitarán en ningún momento. Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada caso de la temperatura máxima que el aislante pueda soportar, 110 CAPÍTULO 3. 111 CÁLCULOS sin alteraciones de sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de carga. En cables con aislamiento de papel impregnado, depende también de la tensión. Para cables sometidos a ciclos de carga, las intensidades máximas admisibles podrán ser superiores a las correspondientes en servicio permanente. Las temperaturas máximas admisibles de los conductores, en servicio permanente y en cortocircuito, para cada tipo de aislamiento se especican en la tabla 3.1. Cuadro 3.1: Cables aislados con aislamiento seco Temperatura máxima, en ºC. A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, usaremos la tabla 3.2, en la que se considerará una instalación tipo con cables de aislamiento seco directamente enterrado en toda su longitud a 1 metro de profundidad (medido hasta la parte superior del cable), en un terreno de resistividad térmica media de 1,5 K.m/W, con una temperatura ambiente del terreno a dicha profundidad de 25 ambiente de 40 ºC. ºC y con una temperatura del aire Cuadro 3.2: Intensidad admisible por sección según el tipo de aislamiento. La intensidad admisible de un cable, determinada por las condiciones de instalación enterrada cuyas características se han especicado en el apartado CAPÍTULO 3. 112 CÁLCULOS anterior, deberá corregirse teniendo en cuenta cada una de las magnitudes de la instalación real que dieran de aquellas, de forma que el aumento de temperatura provocado por la circulación de la intensidad calculada no dé lugar a una temperatura, en el conductor, superior a la prescrita en la tabla 3.1. A continuación, se exponen algunos casos particulares de instalación, cuyas características afectan al valor máximo de la intensidad admisible, indicando los coecientes de corrección a aplicar: Profundidad de la instalación, Kp. En el caso de los cables subterráneos, tendremos enterrados los cables bajo tubo de sección a 0,8m de profundidad, por lo que dependiendo de la sección anteriormente elegida, multiplicaremos por un factor u otro. Cuadro 3.3: Factores de corrección para profundidades distintas de 1m. Temperatura del terreno, Kt. En la tabla 3.4 se indican los factores de corrección Kt, de la intensidad admisible para temperaturas del terreno θt , distintas de 25 de la temperatura máxima asignada al conductor θs ºC, en función (tabla 3.1). El factor de corrección para otras temperaturas del terreno distintas de las de la tabla, será: r Kt = θ s − θt θs − 25 (3.1) Resistividad térmica del terreno, Kr. En la tabla 3.5 encontramos la resistividad térmica del terreno en función de la naturaleza y el grado de humedad de éste. Mientras que en la tabla 3.6, CAPÍTULO 3. CÁLCULOS 113 Cuadro 3.4: Factor de corrección para temperaturas del terreno distinto de 25ºC. Cuadro 3.5: Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza y humedad. Cuadro 3.6: Factor de corrección para resistividades diferentes de 1,5K.m/W. CAPÍTULO 3. CÁLCULOS 114 obtenemos el factor de corrección para cada sección y disposición de cada cable en función de ésta resistividad térmica. Por lo que a continuación y para cada una de las tensiones, hallaremos una sección para nuestro conductor. 3.1.1. Cable subterráneo Evacuación a 13 KV Como ya especicamos al principio de este aparta- do, lo primero que debemos hallar es el cálculo de la intensidad máxima admisible en régimen continuo, para ello realizamos: Iaerog = √ S 6·106 =√ = 266,47 A 3·U 3·13000 Ilı́nea = 2·Iaerog = 532, 94 A A continuación, y sin tener en cuenta los factores de corrección nombrados con anterioridad, introduciremos este valor de intensidad en la tabla 3.2 y obtendremos una sección de referencia. Posteriormente deberemos utilizar éstos factores para jugar con más margen, por pequeño que sea. Por lo que introducido éste valor de intensidad en la tabla citada y para un 2 cable con un tipo de aislamiento XLPE, obtenemos una sección de 400mm , usando un conductor de cobre. Posteriormente hallaremos los factores de corrección para hallar el verdadero valor de las intensidades para ésta tabla. Factor de profundidad: enterrado bajo tubo a 0,8m, le corresponde un Kp=1,03. Factor de temperatura: sabiendo que el terreno tiene una temperatura media de 20ºC y que θs = 90ºC debido a que utilizamos un aislamiento XLPE, le corresponde un Kt=1,04. Factor de resistividad: podemos decir que el terreno que encontramos es de tierra arenisca, por lo que obtenemos una resistividad térmica del terreno de 2km/W, y por lo tanto le corresponde un Kr=0,92. Por lo tanto podemos decir que: Iadmisible−tabla = Itabla ·Kp·Kt·Kr = Itabla ·1, 03·1,04·0,92 = 0, 985·Itabla Con lo que concluimos que: CAPÍTULO 3. 115 CÁLCULOS Aislamiento: 560·0, 985 = 551, 88 A 2 Cable RHZ1 (400 mm ): 630 A No restringe a la sección. No restringe la sección. Sección elegida para evacuar a 13 KV en cable subterráneo: Evacuación a 20 KV 400 mm2 Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = √ S 6·106 =√ = 173, 20 A 3·U 3·20000 Ilı́nea = 2·Iaerog = 346, 41 A Por lo que introducido éste valor de intensidad en la tabla citada y para un cable con un tipo de aislamiento XLPE, obtenemos una sección de 240 mm2 , usando un conductor de aluminio. Posteriormente hallaremos los factores de corrección para hallar el verdadero valor de las intensidades para ésta tabla, que en este caso corresponderán a los mismos q en el apartado anterior. Factor de profundidad: enterrado bajo tubo a 0,8m, le corresponde un Kp=1,03. Factor de temperatura: sabiendo que el terreno tiene una temperatura media de 20ºC y que θs = 90ºC debido a que utilizamos un aislamiento XLPE, le corresponde un Kt=1,04. Factor de resistividad: podemos decir que el terreno que encontramos es de tierra arenisca, por lo que obtenemos una resistividad térmica del terreno de 2km/W, y por lo tanto le corresponde un Kr=0,92. Por lo tanto podemos decir, como en el caso anterior, que: Iadmisible−tabla = Itabla ·Kp·Kt·Kr = Itabla ·1, 03·1,04·0,92 = 0, 985·Itabla Con lo que concluimos que: Aislamiento: 360 · 0, 985 = 354, 6 A Cable RHZ1 (240 mm ): 2 385 A No restringe a la sección. No restringe la sección. Sección elegida para evacuar a 20 KV en cable subterráneo: 240 mm2 CAPÍTULO 3. 116 CÁLCULOS Evacuación a 30 KV Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = √ S 6·106 =√ = 115, 47 A 3·U 3·30000 Ilı́nea = 2·Iaerog = 230, 94 A Por lo que introducido éste valor de intensidad en la tabla citada y para un cable con un tipo de aislamiento XLPE, obtenemos una sección de 120 mm2 , usando un conductor de aluminio. Posteriormente hallaremos los factores de corrección para hallar el verdadero valor de las intensidades para ésta tabla. Factor de profundidad: enterrado bajo tubo a 0,8m, con sección menor de 185 mm2 , le corresponde un Kp=1,02. Factor de temperatura: sabiendo que el terreno tiene una temperatura media de 20ºC y que θs = 90ºC debido a que utilizamos un aislamiento XLPE, le corresponde un Kt=1,04. Factor de resistividad: podemos decir que el terreno que encontramos es de tierra arenisca, por lo que obtenemos una resistividad térmica del terreno de 2km/W, y por lo tanto le corresponde un Kr=0,92. Por lo tanto podemos decir que: Iadmisible−tabla = Itabla ·Kp·Kt·Kr = Itabla ·1, 02·1,04·0,93 = 0, 986·Itabla Con lo que concluimos que: Aislamiento: 235·0, 986 = 231, 83 A Cable RHZ1 (120mm ): 2 265 A No restringe a la sección. No restringe la sección. Sección elegida para evacuar a 30 KV en cable subterráneo: 3.1.2. 120 mm2 Cable submarino Cabe pensar que para obtener la sección de los cables para el tipo submarino deberíamos realizar las mismas operaciones, pero en este caso, el reglamento no indica nada sobre los factores de corrección en cables marítimos, por lo que nos limitaremos a impedir que sobrepasen las intensidades admisibles por el cable principalmente. CAPÍTULO 3. 117 CÁLCULOS Notamos que hay que diferenciar las secciones entre el cable que une los aerogeneradores y el que une el aerogenerador_1 con tierra, ya que como dijimos con anterioridad, la intensidad que circula por ellos es totalmente diferente. 3.1.2.1. Unión entre aerogeneradores Sobre este cable podemos deducir que la sección que obtendremos será mucho menor que para los demás cables, ya que sólo soporta la potencia generada por un aerogenerador, por lo que la intensidad será menor y por lo tanto la sección. Evacuación a 13 KV Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = Ilı́nea = √ S 6·106 =√ = 266,47 A 3·U 3·13000 Y comprobamos que: Aislamiento 2 (120 mm ): Cable Nexans 300 A 2 (120 mm ): No restringe a la sección. 328 A No restringe la sección. Sección a 13 KV en cable submarino (unión): Evacuación a 20 KV 120 mm2 (φext = 94 mm) Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = Ilı́nea = √ S 6·106 =√ = 173, 20 A 3·U 3·20000 Y comprobamos que: Aislamiento 2 (95 mm ): Cable Nexans 2 265 A (95 mm ): No restringe a la sección. 292 A No restringe la sección. Sección a 20 KV en cable submarino (unión): 95 mm2 (φext = 89 mm) CAPÍTULO 3. 118 CÁLCULOS Evacuación a 30 KV Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = √ S 6·106 =√ = 115, 47 A 3·U 3·30000 Y comprobamos que: Aislamiento 2 (50 mm ): Cable Nexans 180 A 2 (50 mm ): No restringe a la sección. 199 A No restringe la sección. Sección a 30 KV en cable submarino (unión): 50 mm2 (φext = 93 mm) 3.1.2.2. Evacuación hasta tierra En este apartado, podemos decir, como es lógico, que la intensidad que pasará por el cable subterráneo será la misma que la que pasa por el submarino por lo que nuestros cálculos de intensidad admisible en régimen contínuo serán los mismos. Evacuación a 13 KV Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = √ S 6·106 =√ = 266,47 A 3·U 3·13000 Ilı́nea = 2·Iaerog = 532, 94 A Y comprobamos que: Cable Nexans 2 (300 mm ): 564 A No restringe la sección. Sección a 13 KV en cable submarino (evacuación): Evacuación a 20 KV 300 mm2 (φext = 121 mm) Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = √ S 6·106 =√ = 173, 20 A 3·U 3·20000 Ilı́nea = 2·Iaerog = 346, 41 A Y comprobamos que: CAPÍTULO 3. Aislamiento 2 (240 mm ): Cable Nexans 119 CÁLCULOS 440 A 2 (240 mm ): No restringe a la sección. 467 A No restringe la sección. Sección a 20 KV en cable submarino (evacuación): Evacuación a 30 KV 240 mm2 (φext = 108 mm) Hallando la intensidad máxima admisible en régi- men contínuo, realizamos: Iaerog = √ 6·106 S =√ = 115, 47 A 3·U 3·30000 Ilı́nea = 2·Iaerog = 230, 94 A Y comprobamos que: Aislamiento 2 (120 mm ): Cable Nexans 2 300 A (120 mm ): No restringe a la sección. 330 A No restringe la sección. Sección a 30 KV en cable submarino (evacuación): 120 mm2 (φext = 105 mm) Cuadro resumen: Cuadro 3.7: Secciones por tensión y tipo de cable. 3.1.3. Cálculo de la sección del conductor de la subestación Este cable es el que une las celdas colectoras CBGS-0 que tenemos en la caseta de la subestación con el transformador de potencia que encontramos a la intemperie. El proceso de cálculo sería idéntico al que encontramos en los apartados anteriores, debemos notar que utilizaremos el mismo tipo de cable, HERSATENE RHZ1-OL, aunque realizaremos los cálculos para una disposición unipolar. CAPÍTULO 3. CÁLCULOS 120 Siendo la intensidad que deberá admitir: 12 · 106 ISubest = √ = 109, 35 A 3 · 66000 (3.2) Nos evitaremos realizar los cálculos anteriores escogiendo una sección lo sucientemente amplia como para que cumpla los requisitos del aislamiento e intensidad permisible con un amplio margen sin necesidad de multiplicar por los diversos factores que encontrábamos. 50 mm2 siendo en este caso de aluminio, obteniendo una intensidad admisible de 160 A y para el aislamiento, que seguirá siendo lógicamente XLPE, 140 A , por lo que así nos Por ello, nos declinamos a utilizar una sección de aseguramos el correcto funcionamiento. 3.2. Cálculo de la Amortización a 10 años Para realizar esta amortización recordamos que los aerogeneradores funcionan con el máximo rendimiento con velocidades de viento entre 15 y 25 m/s y es cuando se puede producir más electricidad. Si nos encontramos con velocidades de viento superiores a 30 m/s, la velocidad del viento es demasiado elevada, la góndola de los aerogeneradores gira y se coloca perpendicular al viento, las palas quedan bloqueadas dejando así de producir energía. Tras lo dicho, podemos decir que la media de horas netas de funcionamiento al año de un aerogenerador es aproximadamente de 4147 horas equivalentes al año , sin descontar las pérdidas eléctricas ni supuestas indisponibilidades de la instalación. A continuación, hallaremos los benecios, las correspondientes pérdidas y costes para cada tensión de evacuación. En este apartado no incluiremos los costes de instalación (que son 1,5-2 veces los costes de instalación en tierra), transporte, mano de obra, cimentaciones, aerogeneradores, mantenimiento... para la comparativa, ya que lógicamente, son iguales para las tres tensiones disponibles. Notar que para cada tensión, a la hora de hallar los costes de los cables, distinguiremos entre subterráneos (800 m), submarino_unión (660 m) y submarino_evacuación(3200 m). También distinguiremos costes en el apartado de costes de transformadores, debido a que encontraremos un transformador en la góndola y otro en la subestación para cada tensión (a excepción del trafo en la góndola a 13 KV). CAPÍTULO 3. CÁLCULOS 121 Antes de pasar a explicar los benecios y gastos de forma detallada para cada tensión posible de evacuación, vamos a explicar de forma general como obtenemos éstas pérdidas y éstos benecios, ya que utilizamos normas y metodologías que hemos obtenido del BOE núm.126 del Sábado 26 de mayo del 2007 y no es necesario nombrar el procedimiento para todas las tensiones. -Ingresos/Benecios: Nuestro proyecto al tratarse de generadores eólicos oshore, podemos clasicarlos según el Artículo 2, como categoría b: Categoría b): instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario. A su vez lo encontramos en el grupo 2, y subgrupo 2: Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos: Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra. Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial. En donde, según el Artículo 18, apartado e: Las instalaciones eólicas están obligadas al cumplimiento de lo dispuesto en el procedimiento de operación P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas, aprobado mediante resolución de 4 de octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía. Los ingresos que se van a percibir por la explotación del parque eólico vendrá gracias a la generación de electricidad y al complemento por energía reactiva: Rtotal = Rf acturación + CER − GRM siendo: Rtotal : retribución total por la venta de energía [c¿/kWh]. Rf acturación : CER : GRM : retribución por facturación [c¿/kWh]. complemento energía reactiva [c¿/kWh]. gastos de representación en el mercado [c¿/kWh]. (3.3) CAPÍTULO 3. 122 CÁLCULOS -Complemento de Energía Reactiva: Según el Artículo 29: Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la aplicación de este real decreto, recibirá un complemento por energía reactiva por el mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se ja como un porcentaje, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c¿/kWh, que será revisado anualmente. Dicho porcentaje, se establece en el anexo V del presente real decreto. Dicho anexo V lo encontramos en la tabla 3.8: Cuadro 3.8: Anexo V, complemento por energía reactiva. Como se ha descrito a lo largo del proyecto, el factor de potencia que se va a mantener constante en nuestro proyecto será de 1. El factor X obtenido se aplicará sobre el valor nombrado anteriormente, obteniéndose así la remuneración por parte de la energía reactiva: X= 4 % · 4147h = 1, 89 % 8760 CER = 1, 89 % · 7, 8441 c¿/kW h = 0, 1485 c¿/kW h (3.4) (3.5) -Gastos de Representación en el Mercado: Se trata de los gastos que se derivan de la empresa con la que contrates la gestión de la venta de la energía de tu parque. En nuestro caso trataremos con un valor de: GRM = 0, 09 c¿/kW h CAPÍTULO 3. CÁLCULOS 123 -Retribución por Facturación: Según el BOE nº126 en el Artículo 27, la prima a percibir en cada hora, se calcula de la siguiente forma: i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para un determinado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de referencia para ese grupo o subgrupo, en esa hora. ii. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibir será la diferencia entre el límite inferior y el precio horario del mercado diario en esa hora. iii. Para valores del precio del mercado de referencia comprendidos entre el límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, el valor de la prima a percibir será la diferencia entre el límite superior y el precio del mercado de referencia en esa hora. iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales al límite superior, el valor de la prima a percibir será cero en esa hora. En el Artículo 38 podemos leer: Para las instalaciones del subgrupo b.2.2, la prima máxima de referencia a efectos del procedimiento de concurrencia que se regule para el otorgamiento de reserva de zona para instalaciones eólicas en el mar territorial será de 8,43 c¿kWh y el límite superior, 16,40 c¿/kWh. Decir que podemos elegir estos valores, porque al tratarse nuestra instalación de un proyecto prototipo, puedo utilizar las tarifas máximas a aplicar. Aunque actualizando nuestros datos, según el BOE nº315 del 31 de Diciembre de 2009,la prima de referencia es de 8,9184 c¿/kWh y el Límite Superior de 17,3502 c¿/kWh En nuestro caso encontramos que el valor del precio de mercado medio a 31 de Enero del 2010 se encuentra a 2,767 c¿/kWh y por lo tanto, aplicando el Artículo 27: Rf acturación = 8, 914 + 2, 767 = 11, 681 c¿/kW h (3.6) La remuneración total que percibiremos por la venta de la energía eólica marina será: Rtotal = 11, 681 + 0, 1485 − 0, 09 = 11, 7395 c¿/kW h (3.7) El benecio anual por energía será: Benef n (¿) = Rtotal · Pinstalada · haño · η · (1 + teléct )n ; ∀n[1, 10] (3.8) CAPÍTULO 3. 124 CÁLCULOS Siendo: Benef n : Rtotal : benecio económico anual por la energía en el año n [¿]. remuneración total por venta de energía [¿/kWh]. Pinstalada : η: potencia instalada [kW]. rendimiento de la planta. haño : horas de funcionamiento del parque al año. teléct : tasa nominal de venta de electricidad. Por lo que deberemos hallar un benecio para una potencia instalada nominal de 10 MW, con 4147 horas equivalentes anuales de funcionamiento, un rendimiento del 100 % (ya que consideramos que trabajan a plena capacidad), una tasa nominal de venta de electricidad del 4,5 % y el valor de remuneración hallado en el apartado anterior. -Pérdidas eléctricas Para el caso de la elección del cable determinaremos unas pérdidas de potencia , en donde se va a emplear la fórmula 3.9, hemos de notar que las pérdidas debidas al los transformadores de potencia en la subestación no las incluiremos ya que prácticamente para los todos los tipos de transformadores que manejamos, rondan en menos de un 5 % de pérdidas por lo que las podemos despreciar para éste cálculo. Ppérdidas = P2 · L U 2 · cosφ2 · X · S (3.9) Siendo: Ppérdidas : pérdidas totales en la línea (W). P: potencia transportada por la línea (W). L: longitud de la línea (m) U: tensión de la línea (V). φ: ángulo de desfase entre la tensión e intensidad. X: S: . 2 conductividad del conductor (m/Ω·mm ). Al=35,38 y Cu=58 2 sección del conductor (mm ). A continuación desglosamos los costes y benecios para cada una de las tres tensiones de evacuación posibles: CAPÍTULO 3. 125 CÁLCULOS Evacuación a 13 KV Realizando la evaluación de costes y benecios para una evacuación de 13 KV, obtenemos: Costes Cables: Subterráneo, 800 m × 1, 5 × 28,208 ¿/km = 33,849, 6 ¿ Submarino_unión, Submarino_evacuación, 660 m × 31,378 ¿/km = 20,709, 48 ¿ 3200 m × 45,617 ¿/km = 145,974, 4 ¿ =⇒ Coste total = 200,533, 48 ¿ Costes Transformadores: Transformador_góndola, No es necesario. Pérdidas Eléctricas: Para hallar las pérdidas que tenemos en las líneas para una evacuación a 13 KV usaremos la ecuación 3.9, ésta ecuación la usaremos en el tramo de cable submarino entre el aerogenerador_1 y tierra y el cable subterráneo, es decir despreciaremos las pérdidas del cable de unión entre aerogeneradores. Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 13 KV tiene una sección de 300 mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de cobre) tiene una sección de 400 mm2 y una longitud de 800 m, por lo que obtenemos en la ecuación 3.10: Ppérdidas = =⇒ Es (10,106 )2 · [3200 + 800] = 102,019, 99 W 130002 · 12 · 58 · 400 (3.10) decir tendremos un 1,02 % de pérdidas de potencia. Lo que hace una pérdida de energía anual de un total de 423.076,9 kWh. Benecios : En este apartado calcularemos los benecios que produce las ventas de nuestra energía producida, para ello, utilizamos la ecuación 3.8 en la usaremos como Pinstalada = 10 · 106 − 102,019, 99 = 9,897,980, 01 W −→ 9, 898 M W. Por lo que obtenemos para un periodo de amortización de 10 años unos benecios de 41.877.833,6 ¿. CAPÍTULO 3. 126 CÁLCULOS Evacuación a 20 KV Realizando la evaluación de costes y benecios para una evacuación de 20 KV, obtenemos: Costes Cables 800 m × 20,120 ¿/km = 16,096 ¿ Submarino_unión, 660 m × 28,185 ¿/km = 18,602, 1 ¿ Submarino_evacuación, 3200 m × 37,830 ¿/km = 121,056 ¿ Subterráneo, =⇒ Coste total = 155,754, 1 ¿ Costes Transformadores Transformador_góndola, transformador de 6 ó 13/20 KV, 96,000 ¿ Pérdidas Eléctricas Para hallar las pérdidas que tenemos en las líneas para una evacuación a 20 KV usaremos la ecuación 3.9, ésta ecuación la usaremos en el tramo de cable submarino entre el aerogenerador_1 y tierra y el cable subterráneo, es decir despreciaremos las pérdidas del cable de unión entre aerogeneradores, es decir, lo mismo que comentamos en el apartado anterior de 13 KV. Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 20 KV tiene una sección de 240 mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de aluminio) tiene una sección de 240 mm2 y una longitud de 800 m, por lo que obtenemos en la ecuación 3.11: (10,106 )2 3200 800 ·[ + ] = 81,025, 061 W 200002 · 12 · 240 58 35, 38 Ppérdidas = =⇒ Es (3.11) decir tendremos un 0,81 % de pérdidas de potencia. Lo que hace una pérdida de energía anual de un total de 336.010,92 kWh. Benecios En este apartado calcularemos los benecios que produce las ventas de nuestra energía producida, para ello, utilizamos la ecuación 3.8 en la usaremos como Pinstalada = 10 · 106 − 81,025, 061 = 9,918,974, 93 W −→ 9, 919 M W. Pero en este caso debemos de tener en cuenta, que tenemos un transformador más que si evacuamos a 13 KV, por lo que debemos incluir las pérdidas que 50,000 W , siendo nuestra potencia rePinstalada = 9.918.974, 93 − 50.000 = 9.868.974, 93 W . Por lo producen este trafo, que se estiman en al instalada de que obtenemos para un periodo de amortización de 10 años unos benecios de 41.696.506,6 ¿. CAPÍTULO 3. 127 CÁLCULOS Evacuación a 30 KV Realizando la evaluación de costes y benecios para una evacuación de 30 KV, obtenemos: Costes Cables Subterráneo, 800 m × 18,278 ¿/km = 14,623 ¿ Submarino_unión, Submarino_evacuación, 660 m × 29,346 ¿/km = 19,386, 36 ¿ 3200 m × 34,725 ¿/km = 111,120 ¿ =⇒ Coste total = 145,129, 36 ¿ Costes Transformadores Transformador_góndola, transformador de 6 ó 13/30 KV, 100,000 ¿ Pérdidas Eléctricas Para hallar las pérdidas que tenemos en las líneas para una evacuación a 30 KV usaremos la ecuación 3.9, ésta ecuación la usaremos en el tramo de cable submarino entre el aerogenerador_1 y tierra y el cable subterráneo, es decir, despreciaremos las pérdidas del cable de unión entre aerogeneradores, es decir, lo mismo que comentamos en el apartado anterior de 13 KV y 20 KV. Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 30 KV tiene una sección de 120 mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de aluminio) tiene una sección de 120 mm2 y una longitud de 800 m, por lo que obtenemos en la ecuación 3.12: Ppérdidas = =⇒ Es (10,106 )2 3200 800 ·[ + ] = 72,022, 27 W 2 2 30000 · 1 · 120 58 35, 38 (3.12) decir tendremos un 0,72 % de pérdidas de potencia. Lo que hace una pérdida de energía anual de un total de 298.676,35 kWh. Benecios En este apartado calcularemos los benecios que produce las ventas de nuestra energía producida, para ello, utilizamos la ecuación 3.8 en la usaremos como Pinstalada = 10·106 −72,022, 27 = 9,927,977, 73 W −→ 9, 928 M W. Pero como en el caso anterior debemos de tener en cuenta, que tenemos un transformador más que si evacuamos a 13 KV, por lo que debemos incluir las pér- 50,000 W , siendo nuestra po= 9,927,977, 73−50,000 = 9,877,977, 73 W . didas que producen este trafo, que se estiman en tencia real instalada de Pinstalada CAPÍTULO 3. 128 CÁLCULOS Por lo que obtenemos para un periodo de amortización de 10 años unos benecios de 41.752.788,2 VCuadro ¿. Resumen: Cuadro 3.9: Amortización a 10 años para las diferentes tensiones. →Por 3.3. lo que nuestra tensión de evacuación será de 13 KV. Cálculo de la caída de tensión La determinación de la sección en función de la caída de tensión se realizará mediante la fórmula : 4U = √ 3 · I · L(Rcosφ + Xsenφ) (3.13) La caída de tensión producida en la línea, puesta en función del momento eléctrico y expresada en forma porcentual, teniendo en cuenta las fórmulas anteriores y realizando unas simplicaciones, viene dada por : 4U ( %) = P ·L · (R + X · tgφ) 100 · U 2 (3.14) En donde: - DU : caída de tensión. -P : potencia (kW). -U : tensión compuesta en (kV). -I : intensidad (A). -L : longitud de la línea (km). -R : resistencia del conductor ( W/km). W/km). -X : reactancia a frecuencia 50 Hz ( -φ: ángulo de desfase entre la tensión e intensidad. Aunque nosotros, como ya hemos hallado las secciones de los cables a las distintas tensiones de evacuación posibles, una vez que tenemos el cable escogido, simplemente comprobaremos que la caída de tensión no sobrepase el 5,5 % Pero a su vez, los parámetros de R y X, dependen de la sección. Por ello y para simplicar el cálculo se va a emplear la siguiente ecuación: CAPÍTULO 3. 129 CÁLCULOS 4U ( %) = P ·L 100 · U · X · S (3.15) Siendo todo igual que en ecuaciones anteriores salvo: (m/Ω · mm2 ). (mm2 ). -X : conductividad del cobre -S : sección del conductor En esta última ecuación no hace falta que separamos las características del cable submarino y el subterráneo, ya que ambos son conductores de cobre, pero si que debemos decir, como en el apartado de las pérdidas, que despreciamos el efecto de caída de la tensión en el cable submarino de unión de aerogeneradores (si no lo despreciásemos, tampoco superaría la caída de tensión máxima admisible). Por lo que obtenemos: 4U ( %) = 10 · 106 · (3200 + 800) /100 = 1, 32 % 13000 · 58 · 400 (3.16) Y como vemos por el resultado obtenido, se puede decir que nuestro cable cumple con las especicaciones requeridas de la caída de tensión. 3.4. Intensidad de Cortocircuito Denimos cortocircuito como la unión de dos o más conductores o partes de un circuito eléctrico, con una diferencia de potencial entre sí a través de una pequeña impedancia. El origen suele estar en una conexión incorrecta o en un defecto de aislamiento. Orígenes posibles: ELÉCTRICO: ◦ Defectos de aislamiento entre conductores activos o entre ellos y tierra. MECÁNICO: ◦ ◦ ◦ Caídas de cuerpos extraños en líneas. Rotura de conductores o aisladores. Impactos sobre cables subterráneos. MANIOBRAS: ◦ ◦ Falsas maniobras de apertura de seccionadores en carga. Conexiones de líneas con puesta a tierra. CAPÍTULO 3. CÁLCULOS 130 ATMOSFÉRICO: ◦ ◦ Descargas atmosféricas sobre líneas. Aproximación de conductores o alteración de su supercie debida a otros meteoros (Tempestad, niebla, hielo, etc). Efectos: Calentamientos debidos a las corrientes; dimensionado térmico. Esfuerzos electrodinámicos anormales; dimensionamiento mecánico adecuado de barras, conexiones, arrollamientos de máquinas. Caídas de tensión elevadas; riesgo de pérdida de sincronismo de máquinas síncronas, desenganches y riesgo en la estabilidad de las redes. Lo primero de todo vamos a comentar en qué se basa la intensidad de cortocircuito. La gura 3.1 muestra cómo se desarrolla un cortocircuito en el tiempo: Figura 3.1: Onda de la intensidad durante un cortocircuito. La intensidad de cortocircuito puede ser de dos tipos: Corriente asimétrica: es el valor total de la corriente de cortocircuito, que ocurre en el instante en que se separan los contactos del interruptor y que comprende en cada instante a la corriente directa que decrece exponencialmente y a la corriente alterna que se mantiene constante CAPÍTULO 3. 131 CÁLCULOS respecto al tiempo. La corriente asimétrica se origina cuando al inicio del cortocircuito la onda de tensión pasa por el valor de cero. En este instante, por tratarse de un circuito inductivo la onda de corriente aparece retrasada 90º, y al no poder alcanzar su valor máximo, presenta un desplazamiento del eje de las abscisas en forma exponencial. Corriente simétrica: es el valor ecaz de la componente de corriente alterna en el momento de separación de los contactos del interruptor. Esta se origina cuando al pasar la onda de tensión por su valor máximo se inicia el cortocircuito. La corriente está retrasada 90º, parte de cero y no se produce ningún estado transitorio que desplazaría el eje. 3.4.1. Cálculos de la Intensidad de Cortocircuito En los cálculos eléctricos necesarios para la ejecución de este proyecto, es de vital importancia la intensidad máxima de corriente de cortocircuito, ya que en función de su valor, serán seleccionados los componentes de la aparamenta. Dicho cálculo se realiza para que se garanticen tanto la abilidad/seguridad de la instalación eléctrica, como una eciencia en la inversión económica (no sobredimensionar la instalación para evitar los sobrecostes). Antes de empezar a calcular las intensidades máximas de cortocircuito, vamos a recordar las características de los elementos que forman nuestro sistema: Alternador del Aerogenerador: Potencia nominal: 5 MVA. Tensión nominal de generación: 690 V. Impedancia subtransitoria de cortocircuito nominal: 10 %. Rango cos a potencia nominal: 1. Puente Trifásico del Aerogenerador: Potencia nominal: 5 MVA. Tensión nominal primaria: 13 KV. Tensión nominal secundaria: 690 V. Tensión nominal de cortocircuito Transformador de la Subestación: Ucc : 6 %. CAPÍTULO 3. 132 CÁLCULOS Potencia nominal del Transformador: 12,5 MVA. Tensión nominal primaria: 66 KV. Tensión nominal secundaria: 13 KV. Tensión de cortocircuito Tiempo de despeje de defecto: 0,5 segundos. Ucc : 8 %. El cálculo del cortocircuito se puede resumir en calcular la impedancia Zcc, impedancia equivalente de todas las impedancias entre el generador y el punto de falta. Para esto seguiremos un proceso de cálculo en donde, primero calculamos las impedancias/reactancias a considerar obteniendo así el esquema unilar de la instalación y por último hallamos la impedancia equivalente hasta el punto a considerar. Estos cálculos que encontramos a continuación, también los encontramos de forma esquemática en el apartado de planos. Determinación de parámetros base Elegiremos una Sbase trifásica que nos sea más cómoda, por lo que usaremos la del transformador. Notar que normalmente tomamos Ubase = Un (compuesta) para una zona, determinán- dose en el resto de zonas por la relación de transformación. Sbase = 12, 5 M V A. Ubase = 13 KV. Zbase = 2 Ubase Sbase Ibasebaja = Ialta = = 13, 52 Ω. √Sbase 3·Ubase √Sbase 3·Ualta = 555, 14 A. = 109, 35 A. Impedancia de cortocircuito en el aerogenerador Será la suma de las impedancias que encontramos en el propio alternador y en el puente trifásico. Debemos recordar en todo momento la base a la que está asociada. Primero hallamos la impedancia de cortocircuito del alternador en la base común: Zccalter = Zccpropia 12, 5 · 106 Sbase = 0, 1 · = 0, 25 pu Spropia 5 · 106 (3.17) CAPÍTULO 3. 133 CÁLCULOS Posteriormente hallamos la impedancia de cortocircuito del puente trifásico asociado al aerogenerador en la base común: U cc ≈ Zcc ⇒ Zccpte trif = Zccpropia Sbase 12, 5 · 106 = 0, 06 · = 0, 15 pu Spropia 5 · 106 (3.18) Por lo que la impedancia de cortocircuito total por cada aerogenerador será: Zccaerog = Zccalter + Zccpte trif = 0, 25 + 0, 15 = 0, 40 pu Impedancia del transformador de la subestación (3.19) En este apartado, aunque sepamos que es la misma base, realizamos los cálculos pertinentes para cerciorarnos: U cc ≈ Zcc ⇒ Zcctraf o = Zccpropia Sbase 12, 5 · 106 = 0, 08 · = 0, 08 pu Spropia 12, 5 · 106 (3.20) Impedancia de las líneas Para el cálculo de las impedancias de las líneas se emplea la siguiente ecuación: Zlı́nea = Longitudlı́nea · Xcable (3.21) Debemos distinguir entre el cable subterráneo y el submarino, y a su vez, éste segundo, en el tramo que une los dos aerogeneradores y el tramo que lo une con tierra: ZSubterránea= 0, 8 km·0, 101 Ω/km = 0, 0808 Ω ⇒ ÷Zbase ⇒ ZSubt = 0, 0059 pu (3.22) ZSubmU nión = 0, 6 km·0, 119 Ω/km = 0, 0716 Ω ⇒ ÷Zbase ⇒ ZSubmU = 0, 0053 pu (3.23) ZSubmEvacuación = 3, 2 km·0, 109 Ω/km = 0, 3518 Ω ⇒ ÷Zbase ⇒ ZSubmE = 0, 026 pu (3.24) CAPÍTULO 3. 134 CÁLCULOS Impedancia de la red La potencia de cortocircuito proveniente de la red depende del punto de conexión donde conectemos nuestro parque eólico. Sabemos que conectaremos a la red de transporte a 66 KV, por lo que tendremos una Pcc de 750 MVA aproximadamente en dicho punto, por lo que nuestra impedancia Xred Xred = será: Sbase Scortocircuito Unilar de la instalación = 12, 5 · 106 = 0, 016 pu 750 · 106 (3.25) En la gura 3.2 podemos encontrar el esquema unilar de la instalación con su simplicado correspondiente, para posteriormente poder hallar los valores de la intensidad de cortocircuito con mayor facilidad. Figura 3.2: Unilar de la instalación y su simplicado. Valores de la intensidad A continuación obtenemos los valores de la intensidad de cortocircuito en las zonas más críticas, como son la parte anterior (A) y posterior (P) del transformador. CAPÍTULO 3. iccA = 135 CÁLCULOS 1 1 + = 14, 705 pu 0, 2013 + 0, 026 + 0, 0059 0, 08 + 0, 016 ⇒ iccA × Ibasebaja = IccA = 8,163, 04 A iccP = 1 1 + = 65, 693 pu 0, 2013 + 0, 026 + 0, 0059 + 0, 08 0, 016 ⇒ iccP × Ialta ⇒ IccP = 7,183, 48 A (3.26) (3.27) (3.28) (3.29) Con estos valores podemos concluir que estas intensidades son admisibles tanto por nuestros interruptores como por los cables, por lo que no será un valor restrictivo. Por los interruptores, ya que al ser el poder de corte muy superior a los valores que aquí encontramos, tendremos asegurada la instalación. Y por los cables, decir que las secciones elegidas de los conductores soportan intensidades de cortocircuito de mayor valor que las obtenidas, de ahí que tampoco sea restrictivo. Además, aunque no estén hallados los valores de la intensidad de cortocircuito para zonas más cercanas a los aerogeneradores, podemos armar que aunque éstos valores de corriente sean superiores a los hallados anteriormente, nunca van a superar los valores admisibles por los cables. Valores admisibles por los cables En esta sección vamos ha hallar los valores de corriente de cortocircuito máximos que es capaz de soportar el cable, para cerciorarnos de la seguridad de la instalación. Para comprobarlo tendremos en cuenta la siguiente fórmula referente a la intensidad máxima admisible bajo condiciones de cortocircuito: Icc K =√ S tmáx (3.30) siendo: Icc : Intensidad de cortocircuito admisible para ese tiempo, sección y material. S: Sección del conductor. K: Constante relativa al material del cable y a las temperaturas al inicio y nal del cortocircuito. Principalmente se usan dos valores: CAPÍTULO 3. 136 CÁLCULOS · sg −1/2 /mm2 ]. −1/2 /mm2 ]. [A · sg Para conductores de cobre: 142 [A Para conductores de aluminio: 93 tmáx : Tiempo máximo que el cable de dicha sección puede aguantar esa intensidad de cortocircuito. Para este caso, como se va a elegir un cable de cobre, K valdrá 142(A · sg −1/2 /mm2 ) y el tiempo supuesto de actuación de las protecciones será 2 inferior a 0,5 segundos por lo que, para una sección de 400 mm , se obtiene el siguiente valor de Icc : K ·S 142 · 400 Icc = √ = √ = 80, 32 KA 0, 5 tmáx (3.31) Con este valor obtenido podemos asegurar que el cable soporta perfectamente los valores de cortocircuito calculados previamente. Además podemos comprobar como coincide este valor admisible con el que encontramos en las tablas de características del cable subterráneo. 3.5. Embarrados Los tipos de conductores normalmente usados para la realización del embarrado son los cables y los tubos. Aunque en este proyecto nos declinamos por el cable debido a que la tensión con la que trabajamos no es excesivamente alta y es el tipo de embarrado más usual para el tipo de subestación con la que trabajamos. El cable que utilizaremos será un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal de aluminio, cuyo radio medirá 15 mm.A continuación presentamos algunos de los factores que tendremos en cuenta para la elección del embarrado y su dimensionamiento. 3.5.1. Esfuerzos por Cortocircuito Como ya dijimos en el apartado de la memoria, los esfuerzos por cortocircuito suponen unas fuerzas de atracción/repulsión que se ven amortiguadas debido a la naturaleza elástica del cable, pero que, debido a esta elasticidad, suponen una disminución de las distancias de aislamiento. Por tanto, el efecto fundamental a tener en cuenta en el empleo de cables, en caso de cortocircuito, es la distancia de tendido entre fases componiendo a éste fenómeno la hipótesis de viento más desfavorable y en el punto de echa máxima del vano más signicativo en cada nivel de tensión, a la temperatura de trabajo de +15°C. CAPÍTULO 3. 137 CÁLCULOS Dimensionado del embarrado Las características del embarrado son: Intensidad asignada : 105 A. Límite térmico, 1 seg : 16 kA ecaces. Límite electrodinámico : 40 kA cresta. Por lo tanto dicho embarrado debe soportar la intensidad nominal sin superar la temperatura de régimen permanente (comprobación por densidad de corriente), así como los esfuerzos electrodinámicos y térmicos que se produzcan durante un cortocircuito. Comprobación por densidad de corriente La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto vericar que el conductor que constituye el embarrado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin sobrepasar la densidad de corriente máxima en régimen permanente. Dado que utilizamos una sección de cable helicoidal mayor que la restrictiva hallada en apartados anteriores, se garantiza lo indicado para la intensidad asignada de 105 A. Comprobación por solicitación electrodinámica Según la MIE- RAT 05, la resistencia mecánica de los conductores deberá vericar, en caso de cortocircuito que: σmáx ≥ 2 · L2 Iccp 60 · d · W (3.32) siendo: σmáx = Valor de la carga de rotura de tracción del material de los conductores. Para el cable de aluminio utilizado Iccp = 2800 Kg/cm2 . Intensidad permanente de cortocircuito trifásico, en kA. L = Separación longitudinal entre apoyos, en cm.(6 m) d = Separación entre fases del embarrado, en cm.(1,5 m) W = Módulo resistente de los conductores, en cm3 . Según la normativa vigente se garantiza el cumplimiento de la expresión anterior, asegurando la resistencia del conductor. CAPÍTULO 3. 138 CÁLCULOS Comprobación por solicitación térmica a cortocircuito La so- breintensidad máxima admisible en cortocircuito para el embarrado se determina: r Ith = α · S · ∆t t (3.33) siendo: Ith = α= Intensidad ecaz, en A. 13 para el Al. S = Sección del embarrado, en mm2 . T = Elevación o incremento máximo de temperatura, 150ºC. t = Tiempo de duración del cortocircuito, en s. Puesto que según a la normativa vigente, se garantiza que: Ith ≥16 Conclusión kA durante 1 s. Haciendo el estudio de todas las comprobaciones podemos armar que en los tramos de los embarrados los esfuerzos van a ser menores y por lo tanto los cables elegidos aseguran una abilidad en toda la subestación. 3.5.2. Efecto Corona En este apartado calcularemos las pérdidas por efecto corona que encontramos en los cables de los embarrados. Las pérdidas por efecto corona se producen cuando el gradiente de tensión en la supercie del conductor es superior a la rigidez dieléctrica del aire. Esta rotura de la rigidez dieléctrica del aire genera calor, luz, ruido audible..., en denitiva pérdidas de energía en la línea que deben evaluarse. Las pérdidas por corona son pequeñas comparadas con las pérdidas por resistencia de los conductores. Las tensiones que tenemos que tener en cuenta según Peek son: Tensión Crítica Disruptiva: es la tensión a la que se rompe la rigidez dieléctrica del aire. Si esta tensión es superior a la tensión nominal de la línea no se producirán pérdidas por corona. CAPÍTULO 3. 139 CÁLCULOS Tensión Crítica Visual: es la tensión o resistencia del aire que se debe superar para que el efecto sea visible. Tensión más Elevada: es la tensión que puede adquirir una línea en condiciones normales de funcionamiento. Suele estar comprendido entre un 10 % y un 20 % superior al nominal. Frecuentemente adopta un 15 % superior a la tensión nominal. Una vez calculadas las tensiones, se procederá a su comparación: Si Uc > Ume ⇒No Si Uc < Ume ⇒Sí hay efecto corona. hay efecto corona. Fórmula de Peek: Uc = n · 84 · mc · mt · δ · r · log D req (3.34) En nuestro caso, vamos a tomar unos valores de: n=1 (simplex). mc = 1,coeciente mt = 1, de rugosidad para conductores nuevos. coeciente ambiental para tiempo seco. r = 1, 5 cm , radio individual del conductor. D = 189 cm, distancia geométrica entre fases. p p D = 3 drs dst dtr = 3 1, 5 · 1, 5 · 3 = 1, 89 m = 189 cm δ = 1, 0076 kg/cm3 , δ= densidad relativa del aire. 3, 921 · h 3, 921 · 75, 81 = = 1, 0076 kg/cm3 273 + θ 273 + 22 Siendo h la presión relativa en cm de mercurio y en (3.35) θ (3.36) la temperatura ºC log h = log 76 − y 20 = log 76 − ⇒ h = 75, 81 cm Hg 18336 18336 (3.37) Ume = 75, 9 KV , tensión más elevada. CAPÍTULO 3. 140 CÁLCULOS Por lo que dándole valores a los elementos de la fórmula 3.34, obtenemos: Uc = 1 · 84 · 1 · 1 · 1, 0076 · 1, 5 · log 189 2 = 250, 79 KV (3.38) Como Uc > Ume ⇒ N o hay ef ecto corona 3.6. Puesta a Tierra Como ya nombramos con anterioridad, la función de la puesta a tierra (p.a.t.) de una instalación eléctrica es la de forzar la derivación, al terreno, de las intensidades de corriente, de cualquier naturaleza que se puedan originar, ya se trate de corrientes de defecto, bajo frecuencia industrial, o debidas a descargas atmosféricas. Con ello, se logra: Limitar la diferencia de potencial que, en un momento dado, puede presentarse entre estructuras metálicas y tierra. Hacer posible la detección de defectos a tierra y asegurar la actuación y coordinación de las protecciones, eliminando o disminuyendo, así, el riesgo que supone una avería para el material utilizado y las personas. Limitar las sobretensiones internas (de maniobra - transitorias - y temporales) que puedan aparecer en la red eléctrica, en determinadas condiciones de explotación. Evitar que las tensiones de frente escarpado que originan las descargas de los rayos provoquen "cebados inversos", en el caso de instalaciones de exterior y, particularmente, en líneas aéreas. Este tipo de p.a.t. limitará la corriente sufrida por una persona en caso de defecto a tierra.Si especicamos los siguientes niveles de corriente con sus consecuencias sobre el ser humano tenemos: 1 mA: nivel de intensidad apenas perceptible por una persona. 1-6 mA: nivel de intensidad que produce sensación desagradable, pero no limita la capacidad de actuación de la persona. 6-25 mA: nivel de intensidad que empieza a ser peligroso porque las sensaciones son dolorosas y, dependiendo de la persona, puede incluso imposibilitar la actuación de la misma. CAPÍTULO 3. 141 CÁLCULOS 25-60 mA: nivel de intensidad que diculta la respiración y puede tener efectos secundarios severos, posteriores a la exposición. >60 mA: nivel de intensidad que produce brilaciones, paradas cardíacas y otras consecuencias muy graves, que pueden derivar incluso en la muerte. 3.6.1. Cálculos de la P.A.T. En la gura 3.3 encontramos el proceso a llevar a cabo para realizar la correcta puesta a tierra de la instalación. Para realizar la p.a.t. emplearemos una conguración mallada que la situaremos a 0,8 m de profundidad, por lo que tendremos que dimensionar el mallado y la sección del conductor que utilicemos para realizar la malla. Datos de partida Lo primero de todo será determinar las dimensiones del terreno utilizado, la subestación se encuentra delimitada por unas di- 75 m × 40 m, mensiones de vallado de pero debemos de tener en cuenta para nuestros cálculos que la totalidad de la malla ocupará una sección de 7 × 42 m2 ,esto se debe a que hay que cubrir al menos un metro por fuera de la valla de delimitación. Se toma esta precaución por si, en el caso de un defecto a tierra, la tensión de contacto aplicada sobre un individuo que se encontrase a un metro de la alambrada y además la estuviese tocando, fuera excesiva. Corriente de defecto El paso que tomaremos a continuación será el de calcular la corriente de defecto. Como el tipo de conexión de neutro es rígido a tierra con una tensión nominal menor de 100 KV, según MIE-RAT-13, podemos decir que la corriente de defecto la calculamos con la ecuación 3.39: Idef ecto = 1 12, 5 · 106 ·√ = 1366, 83 A 0, 08 3 · 66 · 103 (3.39) También debemos notar que el tiempo de defecto son los 0,5 segundos que se tarda en despejar una falta el transformador de la subestación. Naturaleza del terreno Lo siguiente que tenemos que tener en cuenta es la naturaleza del terreno en el que está situada la subestación. Tendremos una capa supercial de 0,2 m de grosor de calizas agrietadas con una resistividades desde 500 hasta 1000 Ω·m , pero a 0, 8 m de profundidad, que es donde se encuentra el mallado, la naturaleza del terreno es arcilloso compactado, CAPÍTULO 3. CÁLCULOS Figura 3.3: Proceso de diseño de las instalaciones de puesta a tierra. 142 CAPÍTULO 3. 143 CÁLCULOS por lo que tendremos resistividades desde 50 hasta 200 Ω · m. Vamos a no- tar que usaremos estas resistividades siempre en el caso más extremo para cerciorarnos de la seguridad total en la instalación para los elementos de la subestación y para las personas. Diseño preliminar La densidad de corriente máxima para los electrodos de puesta a tierra que indica el MIE-RAT-13 para el cobre es de 160 A/mm2 . La ecuación 3.40 muestra cual sería la sección mínima que deberían tener los conductores que forman el mallado: Smı́n = Idef ecto 1366, 83 A = 8, 54 mm2 = Densidadcorriente 160 A/mm2 Aunque se halla obtenido una sección de 8, 54 mm2 , (3.40) la sección mínima para el cobre que indica el reglamento para este tipo de instalaciones es de 25 mm2 , por lo que será este valor el que utilicemos. Resistencia de tierra Para calcular la resistencia de tierra, según las indicaciones del MIE-RAT-13, tenemos la fórmula 3.41, ya que se trata de un tipo de electrodo mallado: R= ρ ρ + 4·r L (3.41) Siendo: R: resistencia de tierra del electrodo (Ω). ρ: resistividad del terreno donde se encuentra enterrada la malla (Ω·m). L: en malla la longitud total de los conductores enterrados L=( r: (m). 77 42 + 1) · 42 + ( + 1) · 77 = 2,042, 25 m 4 4 radio de un circulo de la misma supercie que el área cubierta por la malla (m). r r= l·l = Π r 77 · 42 = 32, 08 m Π Por lo que obtenemos: RP.A.T. = ρ ρ 500 500 + = + = 4, 1407 Ω 4·r L 4 · 32, 08 2042, 25 CAPÍTULO 3. 144 CÁLCULOS Tensiones de seguridad A este tipo de tensiones también se le llama de tensión aplicada, donde se denen mediante las siguientes formulas: Vca = Vpa = 10 · Los valores de K 72 = = 144 V tn 0, 51 (3.42) K 72 = 10 · = 1440 V tn 0, 51 (3.43) K = 72 y de n = 1, se toman, ya que el tiempo de despeje es inferior a 0,9 segundos. Tensiones de contacto y paso máximas admisibles Una vez que hemos calculado las tensiones de seguridad, podremos calcular las tensiones máximas admisibles que se darán en la instalación, estas se calculan mediante las fórmulas: Vcamáx = Vca · (1 + 1, 5 · ρs ) = 252 V Rh (3.44) Vpamáx = Vpa · (1 + 6 · ρs ) = 5760 V Rh (3.45) Siendo: ρs : resistividad de la capa supercial. Elegiremos la de menor valor ρs = 500 Ω · m. Rh : resistencia del cuerpo humano al paso de la corriente (Rh = 1000 Ω). Hemos de notar que usamos la resistividad menor del suelo porque así éste será nuestro caso más desfavorable, ya que las tensiones reales que obtengamos siempre van a tener que ser inferiores a los valores aquí obtenidos para cerciorarnos de la seguridad total. Estas fórmulas se obtienen de introducir en las tensiones anteriores, la resistencia que opone el cuerpo de una persona a ser atravesado por una corriente. Lo podemos observar con detalle en las guras 3.4 y 3.5. Tensiones de paso y contacto reales Como hemos comentado en el apartado anterior, las tensiones que obtengamos en esta sección han de ser menores que las admisibles para asegurar la instalación. Para obtener estos valores usamos las siguientes ecuaciones: CAPÍTULO 3. 145 CÁLCULOS Figura 3.4: Circuito para la determinación de la tensión de contacto aplicada Ucontacto p (D2 + 4 · h2 )3 = 0, 366 · ρ1 · i · log( ) = 125, 14 V < 252 V 16 · d · h · D Upaso = 0, 366 · ρ1 · i · log( 2 2 (D 2) +h ) = 44, 25 V < 5760 V h2 (3.46) (3.47) Donde: ρ1 : resistividad del terreno del primer suelo, justo por debajo de la capa supercial (200 Ω · m). i: intensidad por metro que recorre el electrodo: i= Idef ecto 1366, 83 A = = 0, 669 A/m Lmalla 2042, 25 m D: lado de la cuadrícula de la malla en metros (4 m). CAPÍTULO 3. 146 CÁLCULOS Figura 3.5: Circuito para la determinación de la tensión de paso aplicada. d: diámetro del electrodo en metros: r d= 4 · 25 mm2 = 5, 642 · 10−3 m Π h: profundidad a la que se encuentra enterrada la malla en metros (0,8 m). A razón de los resultados, podemos armar que la red de tierras es sucientemente válida, ya que los valores permitidos se encuentran por encima de los reales máximos calculados. De todas maneras, encontramos que los valores de las tensiones de contacto (más peligrosas que las de paso) disponen de un margen muy estrecho, por lo que para prevenir futuros accidentes pondremos otra capa supercial, encima de la ya situada, de balastro o grava, ya que poseen resistividades de unos 3000 Ω · m, haciendo así que la tensión de contacto admisible sea de mayor valor. 3.7. Pararrayos / Autoválvula Como nombramos con anterioridad las autoválvulas o pararrayos son dispositivos destinados a limitar las sobretensiones peligrosas a unos valores CAPÍTULO 3. 147 CÁLCULOS conocidos y controlados, protegiendo al resto de la aparamenta. Son conectados entre fase y tierra. Funcionan como resistencias variables en función de la tensión. Durante la explotación normal del sistema circula por ellos una débil corriente de fuga, pero frente a una sobretensión, derivan a tierra la sobreintensidad asociada. 3.7.1. Características generales Tensión de funcionamiento contínuo (Uc ). Tensión ecaz máxima que puede aplicarse de forma permanente. Tensión nominal (Ur ). Máxima sobretensión ecaz soportada durante 10 segundos a 60ºC y después de disipar una determinada cantidad de energía. Tensión residual (Ures ). Valor de cresta de la tensión que aparece entre bornas durante la descarga. Su valor depende de la forma de onda y de la magnitud de la corriente de descarga. Capacidad frente a sobretensiones temporales (TOV). Máxima tensión ecaz soportada durante un tiempo determinado. (Ur ≤ T OV (10s)). Representa la capacidad para soportar desde un punto de vista energético. Corriente de descarga nominal (In ). Valor de cresta del impulso de corriente de una onda tipo rayo 8/20 µs. Son valores normalizados. Clase de descarga. Se denen 5 clases según la capacidad de disipación de energía en una descarga. Clases 1, 2 y 3 para 4 y 5 para In = 10 KA. Y clases In = 20 KA. En la tabla 3.10 encontramos los valores habituales de corrientes nominales de descarga en función de la tensión nominal del sistema. 3.7.2. Cálculos para la elección de la autoválvula En este apartado realizaremos los cálculos para seleccionar las autoválvulas que instalaremos en nuestro parque, ajustando las características de éstas a los valores requeridos en nuestro sistema. CAPÍTULO 3. 148 CÁLCULOS Cuadro 3.10: Corrientes nominales de descarga. 3.7.2.1. Pararrayos lado de 66 KV Paso 1:Elección de la corriente nominal y de la clase de descarga. Según la tabla 3.10, para el sistema de 66 KV elegimos los siguientes valores: ◦ ◦ Corriente nominal del pararrayos: 10 KA. Clase de descarga: 1 ó 2. Paso 2: Tensión contínua de operación. Us 72, 5 Uc ≥ √ = √ = 41, 86 KV 3 3 (3.48) Paso 3: Capacidad para soportar sobretensiones temporales. k · Us T OV ≥ √ · 3 Tt 10 m 1, 4 · 72, 5 √ = · 3 1 10 0,02 = 55, 96 KV (3.49) Paso 4: Margen de protección. Valor mínimo recomendado → 1, 2. Paso 5: Tensión residual. Ures ≤ 325 = 270, 83 KV 1, 2 (3.50) CAPÍTULO 3. 149 CÁLCULOS Cuadro 3.11: Valores característicos para Um = 72 KV. Cuadro 3.12: Valores de la autoválvula para Um = 72 KV. CAPÍTULO 3. 150 CÁLCULOS Paso 6: Elección de la autoválvula. Elegiremos la autoválvula, prácticamente en función de la mínima distancia que elijamos, ya que todos los demás parámetros se encuentran dentro de los márgenes establecidos. Por lo que nos declinaremos por la válvula cuya mínima distancia entre autoválvula y transformador es 5, 52 m, ya que lo consideramos una distancia suciente. 3.7.2.2. Pararrayos lado de 13 KV Paso 1:Elección de la corriente nominal y de la clase de descarga. Según la tabla 3.10, para el sistema de 13 KV elegimos los siguientes valores: ◦ ◦ Corriente nominal del pararrayos: 10 KA. Clase de descarga: 1 ó 2. Paso 2: Tensión contínua de operación. Us 24 Uc ≥ √ = √ = 13, 85 KV 3 3 (3.51) Paso 3: Capacidad para soportar sobretensiones temporales. k · Us T OV ≥ √ · 3 Tt 10 m 1, 4 · 17, 5 √ = · 3 1 10 0,02 = 18, 52 KV (3.52) Paso 4: Margen de protección. Valor mínimo recomendado → 1, 2. Paso 5: Tensión residual. Ures ≤ 95 = 79, 16 KV 1, 2 (3.53) Paso 6: Elección de la autoválvula. Como en el caso anterior, elegiremos la autoválvula, prácticamente en función de la mínima distancia que elijamos, ya que todos los demás parámetros se encuentran dentro de los márgenes establecidos. Por lo que nos declinaremos por la válvula cuya mínima distancia entre autoválvula y transformador es similar a la anterior. 4, 87 m, ya que lo consideramos una distancia CAPÍTULO 3. 151 CÁLCULOS Cuadro 3.13: Valores característicos para Um = 24 KV. Cuadro 3.14: Valores de la autoválvula paraUm = 24 KV Capítulo 4 Estudio Económico El estudio económico nos va a aportar información sobre la inversión en el parque eólico piloto y subestación, así como los benecios que se pueden obtener. En función de los resultados, se podrá discernir sobre la rentabilidad del parque y la aceptación de llevar a cabo la inversión para el proyecto o no. Para ello se emplearán dos valores: TIR (Tasa interna de retorno): indicador de la rentabilidad de un proyecto, ya que a mayor TIR, mayor rentabilidad. Se trata de la tasa de interés que hace que el VAN sea igual a 0. VAN (Valor actual neto): es calculado a partir del ujo de caja anual, trasladando todas las cantidades futuras al presente. Para realizar este estudio económico se van a analizar los tres conceptos más relevantes para ello: a) Inversión inicial. b) Gastos de explotación. c) Ingresos. 4.1. Inversión Inicial En la tabla 4.1 se puede observar todos los conceptos implicados en el proyecto y sus respectivos costes de inversión para una completa instalación, éstos incluyen cualquier tipo de inversión extra debido a montajes, transporte, etc. La explicación detallada de esta tabla se encuentra en el apartado de presupuestos. 152 CAPÍTULO 4. 153 ESTUDIO ECONÓMICO Cuadro 4.1: Inversión inicial requerida. Como nuestro proyecto, al tratarse de una instalación piloto, no requerirá de unos elevados costes de instalación, pero para realizar la inversión se nos tratará como una instalación normal en dónde como mucho nos nanciarán el 80 % del presupuesto requerido. 4.2. Gastos de Explotación y Mantenimiento Los gastos de explotación y mantenimiento los vamos a tener en cuenta para toda la vida útil del parque. Este tipo de gastos corren a cargo de la empresa que explota el parque y los dividimos en: Gastos jos: independientes de la explotación del parque. Se reeren al personal contratado, gastos administrativos, etc. Gastos variables: dependen de las horas de explotación del parque. Se reeren al mantenimiento, agua, energía consumida, etc. Los gastos totales de explotación y mantenimiento, según un informe publicado por el ministerio de industria, Turismo y Comercio, se jan en 1 c¿/kW h. Para hallar los gastos en el año n de vida del parque, utilizamos la siguiente fórmula: n Cem = cem · Pins · haño · (1 + tnom )n ; ∀n[1, 20] Siendo: − Cem : coste de explotación y mantenimiento en el año n [¿]. (4.1) CAPÍTULO 4. 154 ESTUDIO ECONÓMICO − cem : coste de explotación y mantenimiento [¿/kWh]. − Pins : potencia instalada [kW]. − haño : horas equivalentes de funcionamiento del parque − tnom : tasa nominal de explotación y mantenimiento. − n : año n. al año. Estos gastos los encontraremos en la tabla 4.4 especicados como costes. 4.3. Ingresos Los ingresos que se obtendrán por la venta de energía, los obtendremos de la ecuación: Benef n (¿) = Rtotal · Pinstalada · haño · η · (1 + teléct )n ; ∀n[1, 20] Esta ecuación nos proporciona el benecio anual por dicha venta, ya la usamos con anterioridad. Pero la encontramos de forma más detallada en el capítulo de presupuesto, de donde obtenemos la tabla 4.2, la cual nos resume el benecio obtenido y acumulado. Cuadro 4.2: Ingresos por la venta de energía. CAPÍTULO 4. 4.4. 155 ESTUDIO ECONÓMICO Estudio de Viabilidad Con los datos previamente calculados y los propios del parque se realiza el estudio de viabilidad, para ello tenemos unos datos iniciales: Potencia instalada→10 M W Rendimiento eléctrico→100 % Inversión→21,411,194 ¿ Inversión unitaria→2,141, 1 ¿/kW Horas de funcionamiento→4,147 h Costes de OM→1 c¿/kW h Venta de electricidad→10, 539 c¿/kW h 1 Vida útil→20 años Y unos parámetros muy importantes que encontramos en la tabla 4.3: Cuadro 4.3: Parámetros generales. A continuación, encontraremos en la tabla 4.4 todos los cálculos necesarios para hallar el ujo de caja 1 Cambiamos el precio de venta (10,539), frente al hallado en apartados anteriores (11,7395), ya que tenemos una reducción de precio debido a la poca energía que vendemos. CAPÍTULO 4. ESTUDIO ECONÓMICO Cuadro 4.4: Flujo de Caja para nuestro parque. 156 CAPÍTULO 4. ESTUDIO ECONÓMICO 157 Posteriormente, para determinar la rentabilidad de la inversión, usaremos la tabla 4.5, donde calculamos a través de tablas excel el valor del VAN y del TIR. Cuadro 4.5: VAN y TIR de la inversión. Con estos datos obtenidos, se muestra que el proyecto es económicamente viable, esto se debe a que el TIR, de más un 13 %, nos muestra que al ser mayor que la tasa de interés (4 %), el proyecto debe ejecutarse. Pero el dato más signicativo es el VAN positivo y tan elevado que se ha obtenido (más de 4 millones de euros), lo que nos indica que la inversión inicial se recupera dentro de la vida útil del parque eólico, y además incluye unos benecios muy considerables. Esta vida útil del parque la denimos en 20 años, por lo que la rentabilidad que obtengamos puede ser mayor, ya que normalmente se prolonga la vida de la instalación a 30 años o más dependiendo del nivel de explotación y deterioro sufrido por el parque. Capítulo 5 Impacto Ambiental El impacto ambiental que la instalación del parque eólico piloto va a tener en la zona será muy positivo debido al ahorro de emisiones de CO2 , aunque también tendrá inconvenientes, como son el impacto que produce sobre la fauna y la ora autóctonas de la zona. En la gura 5.1 encontramos las zonas que el ministerio de medioambiente considera adecuadas para la instalación de aerogeneradores marinos. Figura 5.1: Mapa general de zonicación. MMA. 158 CAPÍTULO 5. IMPACTO AMBIENTAL 159 Lógicamente y como era de esperar, la ubicación de nuestros aerogeneradores se encuentra en una zona apta para la construcción de éstos. Pero aún así, se deben cumplir los siguientes requisitos: Previo al inicio de las obras de instalación, deberá realizarse un estudio del uso del territorio por las aves y fauna marina en un período mínimo de un año, redactado y rmado por técnicos cualicados que posean la titulación universitaria adecuada y debidamente colegiados, que permita conocer y realizar los siguientes informes: Inventario de fauna especíco del área de actuación que incluya al menos las especies de aves catalogadas presentes. Investigación de enclaves susceptibles de utilización como refugio por parte de los quirópteros, en un radio de 1 km en torno a los aerogeneradores. Estudio de las poblaciones de aves y fauna marina localizada dentro de la zona solicitada para la instalación del parque eólico. Dicho estudio debe incluir la distribución, poblaciones, densidades y zonicación de las especies a investigar utilizando métodos de censo adecuados (métodos de parcela, mapeo de territorios o itinerarios de censo). Con objeto de garantizar una cierta permeabilidad del vuelo de las aves en el interior del parque eólico deberán mantenerse unas distancias mínimas de una vez y media (1,5) el diámetro del rotor entre las áreas de barrido de aerogeneradores contiguos y de al menos 400 m entre alineaciones de turbinas. Igualmente se mantendrá una separación con los aerogeneradores de parques eólicos contiguos de al menos 500 m. Al objeto de minimizar el impacto sobre la cubierta vegetal natural y la avifauna esteparia amenazada, se aprovechará al máximo la red de caminos existente. ⇒Todo esto para evitar la pérdida en la zona de: Aves En el conjunto de animales que habitan las Canarias, las aves ocu- pan un lugar destacado, al ser el grupo de vertebrados mejor representado. Y podemos nombrar algunas de las más de 50 especies diferentes, como pueden ser: la tarabilla canaria, el cernícalo, el herrerillo, los pinzones, herrerillos, palomas rabiche y turqué, alpispa, pardillo, reyezuelo, capirote y hornero. Sobre aves marinas notamos la presencia de: gaviotas, charranes, pardelas, petreles, paíño común y el paíño de Madeira. CAPÍTULO 5. IMPACTO AMBIENTAL Fauna marina 160 La fauna marina de Gran Canaria es muy variada, debido a su diversidad ambiental y situación geográca. Una de las particularidades del poblamiento marino de las aguas grancanarias es la coexistencia de especies como los pelágicos 1 y tortugas (entre las que destaca la especie careta-careta) que conviven con rayas, mantas, chuchos y angelotes, peces espada, túnidos de gran envergadura; o las especies de litoral, como sargos, viejas, salemas, galanas, palometas, meros, cabrillas, gallos o abadejos, a las cuales les afectaría de forma más directa la instalación de los aerogeneradores. En la colonia de mamíferos, que también se encuentran en aguas de Gran Canaria, guran los delnes o toninas y cachalotes. Flora La ora marina de Canarias es muy rica y diversa, está clara- mente dividida entre cyanophycota (algas verde-azules), rhodophycota (algas rojas), chromophycota, phaeophyceae (algas pardas), chlorophycota (algas verdes) y magnoliophyota (fanerógamas). 5.1. Análisis de los posibles efectos sobre el medio ambiente La instalación de parques eólicos en el medio marino implica efectos signicativos sobre el medio ambiente. En la etapa de planicación se podrán prever pero no será hasta la puesta en marcha del parque cuando realmente se puedan concretar. 5.1.1. Efectos potenciales sobre el medio físico 5.1.1.1. Efectos potenciales sobre el suelo Fase de construcción Durante la fase de construcción de los aerogen- eradores, los impactos potenciales sobre la plataforma oceánica pudieran deberse a modicaciones topográcas causadas para la instalación de las cimentaciones y apoyos de los aerogeneradores (en mayor o menor grado dependiendo de los métodos empleados), pudiendo provocar cambios localizados de la dinámica litoral. Los yacimientos de arenas explotables son sensibles a la instalación de estas infraestructuras debido a que la explotación de dichas zonas en áreas contiguas a los aerogeneradores podría suponer riesgos medioambientales, 1 Pelágico: Peces que viven en mar abierto, en las capas superciales o entre aguas, limitando al máximo su contacto con la costa y el fondo. CAPÍTULO 5. IMPACTO AMBIENTAL 161 debido a que el dragado de zonas contiguas a los cimientos de los aerogeneradores puede derivarse en un mal asentamiento de los mismos. Por todo esto, la construcción de aerogeneradores en estas zonas sería incompatible, lo que haría que estas zonas dejaran de servir como reservas de arena para la regeneración del litoral. En la instalación del cableado submarino se prevén movimientos de tierra, cuya magnitud dependerá de los métodos empleados. La afección sobre el suelo, por tanto, podrá ser de carácter signicativo y proporcional a la longitud de los cables. Fase de funcionamiento En la fase operativa se podrían dar cambios en la dinámica litoral debido a la ubicación de los aerogeneradores. Estos efectos serían mínimos de actuarse, de acuerdo a los criterios expuestos más adelante, es decir, no actuando en la banda frágil entre 0 y -10 metros. La ubicación de los cables de transporte de corriente eléctrica en zonas próximas a yacimientos de arena explotables será signicativa en cuanto que dejarán de ser explotables, por problemas de dejar al descubierto los cables, rotura al dragar los fondos, desestabilizar los puntos de asentamiento de los cables, etc. Ello podría repercutir, en la búsqueda de otras zonas de explotación de arena para la recuperación de playas, o la no utilización de sedimentos arenosos en la zona costera de la región afectada. 5.1.1.2. Efectos potenciales sobre el agua Fase de construcción En la fase de construcción aumentará la turbidez de la columna de agua temporalmente, debido a los movimientos de arenas y rocas que se produzcan durante la instalación. Pudieran darse otras afecciones como la variación de las características físico-químicas, por lo que en cada proyecto concreto se deberán considerar ciertas precauciones en relación al empleo de la maquinaria para evitar vertidos químicos. Fase de funcionamiento Durante la fase de funcionamiento las afecciones a la calidad de la masa de agua oceánica por parte de los aerogeneradores pudieran ser causadas por labores de mantenimiento. La afección sobre el medio oceánico por parte de los cables submarinos pudiera resultar signicativa debido a la necesidad de contar con instalaciones auxiliares para asegurar la impermeabilización de toda la instalación. En este apartado sería de interés tener en cuenta los posibles efectos derivados de la seguridad marítima. La existencia de los aerogeneradores podría provocar colisión de buques que transporten sustancias tóxicas y peli- CAPÍTULO 5. IMPACTO AMBIENTAL 162 grosas, con el consiguiente vertido químico a las aguas. Por ello, en cada caso concreto se deberán contemplar medidas preventivas y correctoras que disminuyan el impacto que pudiera darse en caso de producirse estas situaciones. 5.1.1.3. Efectos potenciales sobre la atmósfera Fase de construcción El aspecto a destacar durante la fase de construcción, tanto para los aerogeneradores como para los cables submarinos será la aparición de ruido. Sin embargo, debido a su ubicación en el mar, la afección sobre poblaciones humanas supone un efecto poco signicativo. Se deberá evaluar en fase de proyecto la posibilidad de que existan emisiones de gases contaminantes por parte de la maquinaria, y en tal caso, tomar las medidas más adecuadas. Fase de funcionamiento En la fase de funcionamiento, el aspecto más relevante será el ruido emitido por los aerogeneradores. Podría suponer un impacto para la fauna que habite en las inmediaciones o que utilice la zona como paso durante las migraciones, como en el caso de cetáceos. Gracias al papel de la energía eólica como fuente de energía limpia, no existen emisiones a la atmósfera de gases contaminantes. La contaminación lumínica que pudiera ser factible durante la noche, será mínima debido a la distancia a la que serán ubicados los parques eólicos marinos, medida desde la línea de costa. Además, la iluminación está justicada debido a su obligatoriedad de acuerdo a la normativa, sobre balizamiento y seguridad marítima y aérea. 5.1.1.4. Efectos potenciales sobre el paisaje La instalación de los aerogeneradores podría llevar asociada la alteración del paisaje debido a la intromisión de elementos externos (grúas, plataformas. . . ). Igualmente, el paisaje submarino se puede ver alterado por la instalación de los cables durante la fase de construcción. El aspecto a destacar durante la fase operativa será el impacto visual debido a la intromisión de nuevos elementos en el medio, causando el deterioro y pérdida de naturalidad del paisaje, especialmente en el entorno de espacios naturales protegidos costeros y marinos. CAPÍTULO 5. 5.1.2. 163 IMPACTO AMBIENTAL Efectos potenciales sobre el medio biótico 5.1.2.1. Efectos potenciales sobre los ecosistemas Fase de construcción Un efecto potencial de la construcción de parques eólicos en el mar es la degradación de ecosistemas en el medio sumergido, prestando especial atención a zonas de interés o áreas a proteger. Fase de funcionamiento La instalación de los parques eólicos marinos puede incrementar la heterogeneidad de los hábitats marinos, fomentando la abundancia y biomasa de las comunidades bentónicas, como se ha comprobado en los diferentes parques eólicos instalados en el norte de Europa. Sin embargo, se han de prever posibles efectos sobre zonas de gran interés: hábitats de recursos pesqueros, áreas emblemáticas o ecosistemas de gran biodiversidad 5.1.2.2. Efectos potenciales sobre la ora Fase de construcción La instalación de los aerogeneradores, así como de los cables submarinos, podría afectar a la ora en cuanto a pérdida o degradación de ejemplares se reere. Fase de funcionamiento Durante la fase operativa, no se prevén im- pactos sobre la ora. 5.1.2.3. Efectos potenciales sobre la fauna Fase de construcción Las principales afecciones sobre la fauna, debida tanto a los aerogeneradores como a los cables durante la fase de construcción, serán la alteración/ degradación de sus hábitats. Habría que contemplar los posibles efectos que el ruido pudiera causar a la fauna acuática marina. También debe considerarse la alternación o desaparición de los recursos pesqueros en su área de inuencia en la fase de construcción y funcionamiento. Fase de funcionamiento En la fase de explotación se plantean efectos a considerar sobre la fauna debido a la posibilidad de alteración y degradación de sus hábitats, así como a cambios en los hábitos de las especies: migración de bancos de peces, interrupción de rutas migratorias de cetáceos, pinnípedos, tortugas marinas y grandes tiburones. CAPÍTULO 5. IMPACTO AMBIENTAL 164 Además, el efecto más signicativo y que se considera en numerosos estudios en el ámbito terrestre es la muerte por colisión de aves migradoras o aves de humedales costeros con los aerogeneradores. También se plantea la posibilidad de intercepción de los ritmos circadianos de las aves marinas. Los efectos sobre las especies animales, en principio, no se prevén signicativos por la presencia de los cables submarinos. 5.2. Ahorro y contaminación evitada Como ya hemos nombrado con anterioridad, la instalación de este parque eólico también tiene efectos positivos para el medio ambiente, esto se debe principalmente a la ausencia de emisiones contaminantes a la atmósfera, ya que se trata de una energía renovable, es decir, una energía limpia. En este sentido, la producción de este parque al año equivale aproximadamente al consumo doméstico de 11.000 familias. Con dicha producción, que equivale a casi 2.500 Tep (toneladas equivalentes de petróleo) en término de energía primaria, se evita la emisión a la atmósfera de más de 28.000 toneladas anuales de CO2 , principal gas del efecto invernadero. Por todo esto, la instalación del parque eólico va a reportar grandes benecios tanto a la naturaleza como a la población de la zona. Capítulo 6 Conclusiones 6.1. Resumen del proyecto En este apartado vamos a tratar de resumir el desarrollo del proyecto y sus características principales. Características Como características principales, ya no sólo de lo que hemos desarrollado en esta memoria, sino del proyecto conjunto, podemos decir que se trata de un parque eólico o-shore piloto formado por dos aerogeneradores de 5 MW cada uno, formando en total un parque de 10 M W de potencia, el cual admite un 20 % de sobrecarga en permanencia. El aerogenerador más cercano a la costa se encuentra aproximadamente 2800 m con una profundidad de 49 m, y el segundo dista del primero 660 m con una profundidad de 39 m, se encuentran a tanta distancia para evitar a que las estelas que producen intereran en el rendimiento del aerogenerador anexo. Los ejes de los aerogeneradores son horizontales y las góndolas están 1 para evitar así que las palas recojan el abrigo del colocadas a barlovento viento tras la torre. Sobre las palas, notar que tomaremos el modelo tripala como la opción óptima, ya que poseen mayor rendimiento que las otras opciones posibles. La longitud de cada pala será de de 61, 5 m, teniendo un diámetro de rotor total 126 m. Otra parte imprescindible para la realización de este proyecto y que car- acteriza a los aerogeneradores o-shore, será el diseño de las carísimas cimentaciones, que aunque no lo abarcamos en esta memoria, sabemos que 1 Barlovento: consiste en colocar el rotor de cara al viento. 165 CAPÍTULO 6. 166 CONCLUSIONES serán de tipo trípode y que poseen una protección catódica protegiéndolas así frente a oxidaciones. Una vez que ya hemos denido de forma breve las características de los aerogeneradores, denimos ahora las características del sistema de evacuación, que es de lo que trata el proyecto. Los cables que usamos para evacuar la energía se tratarán de unos cables poco usuales, denominados submarinos, estos encarecerán el proyecto de forma notable, ya no sólo por el coste del cable en sí, sino por el costoso trabajo de tendido que conlleva. Estos cables estarán dispuestos en forma tripolar, donde sus dimensiones 94 mm)] [300 mm2 (φext = 121 mm) y 120 mm2 (φext = y peso se multiplican respecto a los cables normales. Esto se debe principalmente a los numerosos recubrimientos que se utilizan para un adecuado aislamiento. El tipo de aislamiento a utilizar será de tipo XLPE (polietileno reticulado), este tipo es bastante utilizado en cables submarinos debido a su escasa permitividad y su resistencia al agua. Sobre los cables subterráneos, notar que usaremos el mismo tipo de aislante, pero la disposición en este caso será de forma unipolar. Esto se debe a que no podemos usar la disposición tripolar, ya que tendría grandes dimensiones y a partir de unos valores (≥ 400 mm2 ) no resulta factible por motivos de exibilidad del cable, peso, etc. La tensión a la que evacuaremos la energía será a 13 KV debido a que realizando la amortización a 10 años, es la opción que nos sale más rentable. Para estos cálculos no incluimos en ninguna tensión los costes debidos a instalación, mantenimiento, aparallaje de la subestación, etc. Los únicos datos que compararemos serán los benecios generados por la venta de la energía, los costes de los cables, coste de los transformadores en los aerogeneradores, coste de las pérdidas en los cables y coste de pérdidas en los transformadores de los aerogeneradores (las pérdidas en los trafos de la subestación los consideraremos similares para las diferentes tensiones). De lo último que daremos las características será de la subestación a diseñar. Esta la dividimos en dos, la parte de llegada de las líneas subterráneas en Media Tensión y la parte de la transformación en Alta Tensión conduciendo la energía hacia la red de transporte. La primera parte se trata de un recinto cerrado prefabricado de hormigón donde, como ya hemos dicho, es la parte de la llegada de las líneas subterráneas, esta llegada se produce en unas celdas colectoras que realizan la función de aparamenta protegiendo el sistema en Media Tensión. Dichas celdas además poseen un módulo especíco encargado de suministrar energía a un transformador de servicios auxiliares para poder alimentar todo el sistema de baja de la subestación. CAPÍTULO 6. CONCLUSIONES 167 La segunda parte se encuentra al aire libre y está formada principalmente por el transformador de potencia, la aparamenta de Alta Tensión y el embarrado. Este proyecto al estar ubicado en una isla, es por lo que la red de transporte se encuentra a 66 KV, por lo que el transformador de potencia tendrá una relación 66/13 KV. Aunque lo más importante a notar de ésta parte será la disposición que elegiremos para la subestación, ya que por motivos de seguridad de la red de transporte, debemos diseñar como mínimo una disposición tan segura como la doble barra, por lo que ésta será nuestra opción a tomar. Sobre el embarrado de esta doble barra, decir que utilizaremos cable en vez de tubo hueco ya que ésta primera opción es la más usada en subestaciones con este mismo nivel de tensión. El cable que usaremos será un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal de aluminio de 15 mm de radio. La conexión de nuestra aparamenta, ya en AT, hasta el embarrado lo realizaremos con seccionadores tipo pantógrafo para elegir la barra a la que nos conectaremos, mientras que los seccionadores que encontramos a lo largo del sistema serán de dos columnas. El resto de la aparamenta seleccionada, para evitar nombrar todos los elementos restantes, podemos decir que cumple con todos los requisitos del sistema asegurando de forma able la instalación, al igual que los elementos citados anteriormente. Desarrollo El desarrollo que hemos llevado a cabo ha sido, en primer lugar, determinar las diferentes secciones para las tres posibles tensiones de evacuación de la energía (13, 20 ó 30 KV), diferenciando en todo momento el cable submarino que une los dos aerogeneradores, el cable submarino de evacuación hasta tierra y el cable subterráneo que lleva la energía hasta la subestación. Una vez que determinamos dichas secciones, lo siguiente fue calcular los costes y benecios que acarreaba la instalación a las diferentes tensiones y optar por la más económica, ésta se trata de evacuar a 13 KV, por lo que fue nuestra opción a tomar. El evacuar a esta tensión signicaba prescindir de un transformador en el aerogenerador a la salida del puente trifásico, ya que este mismo se puede diseñar para que su tensión de salida sea 13 KV. Para este valor, hallamos la caída de tensión que provocaría y las posibles corrientes de cortocircuito que podrían llegar a darse en un futuro, entrando dentro de los márgenes establecidos, no teniendo así que modicar ningún elemento ya diseñado. CAPÍTULO 6. CONCLUSIONES 168 En el siguiente paso elegimos los centros de transformación modulares adecuados para la correcta protección del aerogenerador, estos se tratan de centros prefabricados y con unas dimensiones determinadas que situamos en la base del aerogenerador que linda con el nivel del mar. Ya determinada la tensión de evacuación, comenzamos con la instalación del cable: los medios y la manera de disponer el cable submarino, que se situará sobre el lecho marino, y posteriormente situar el cable terrestre bajo tubo a 0, 8 m de profundidad del suelo. Notamos que para la unión de estos dos tipos de cable usamos una arqueta, en la que realizamos los empalmes adecuados para una correcta unión y evitar posibles pérdidas. Después de realizar las canalizaciones del cable subterráneo por las delimitaciones marcadas en el terreno, llegamos hasta la subestación, que será la encargada de transformar la tensión de evacuación hasta 66 KV, para así llevarla a la red de transporte. Para el correcto dimensionamiento y diseño de la subestación hemos calculado esfuerzos en embarrados, efectos de corona (los cuales no se van a producir), la red de puesta a tierra que consistirá en un mallado de hilo de cobre y por último, y no por ello menos importante, el cálculo de la distancia de los pararrayos a los transformadores de potencia. Además elegimos todos los elementos de la aparamenta que forman la subestación, asegurándonos que los valores que admitían, siempre se encontraban dentro los márgenes establecidos. 6.1.1. Futuro desarrollo Es necesario pararse a pensar qué mejoras le haría al proyecto y qué cosas ampliaría, aunque no sean objetivos, para que el proyecto quedase nalizado del todo, pienso que sería bueno introducir el tema de las protecciones, tanto en las líneas como en la subestación. Aunque en nuestro caso están citados de forma supercial, ya que en nuestra subestación están instalados elementos de control, medida y protección como son los transformadores de intensidad y tensión. Por lo que el sistema estaría totalmente preparado para una futura instalación. Quizás también otro punto importante ampliable, para mejorar el proyecto, podría ser el diseño de las líneas y torres de Alta Tensión que utilizamos al principio de la red de transporte, calculándonos esfuerzos de cable, pesos y distancias en los vanos, ángulo de apantallamiento, etc. CAPÍTULO 6. 6.2. 169 CONCLUSIONES Trabajos futuros Algunas innovaciones en las que se están trabajando sobre el sector de aerogeneradores que encontramos en el mar, son: Aerogeneradores en alta mar Una idea que sabrán apreciar los que consideran que los molinos de viento son antiestéticos y destruyen el valor paisajístico allá donde se colocan: Es una estructura otante capaz de sustentar turbinas eólicas de 5 MW en aguas con una profundidad de entre 80 y más de 300 metros. La estructura no va anclada al lecho, simplemente aprovecha la fuerza del mar y la profundidad del agua para estabilizar el aerogenerador de forma eciente. Este sistema facilitaría la instalación de molinos más allá de la línea de costa, e incluso más allá de zona de mar visible desde tierra, a más de 50 km. Simplemente dejándolos caer en aguas los sucientemente profundas se mantienen estables y a ote. Es precisamente la presión del agua en el contrapeso sumergido la que contrarresta la fuerza del viento que se produce contra las palas del aerogenerador, equilibrando el conjunto para evitar la pérdida de eciencia en la conversión de la energía eólica en eléctrica. La instalación de turbinas en alta mar, además de ocultarlas a la vista, resultan más efectivas que en tierra ya que la rugosidad del mar en general es inferior a la del terreno incluso llano, esta característica permite instalar en alta mar aerogeneradores de menor altura y/o de mayor eciencia en proporción a los instalados en tierra rme. Aerogeneradores otantes marinos Este proyecto Hywind con- siste en el desarrollo de aerogeneradores marinos otantes para aprovechar la energía eólica en mares profundos, permitiendo la instalación de parques oshore en profundidades de hasta 200-300 metros. Además este nuevo sistema es mucho menos agresivo para la ora y fauna marina. La electricidad sería conducida mediante cables submarinos descartándose el empleo de generadores alimentados de gas, reduciéndose así las emisiones de CO2 . Esta técnica de aerogeneradores podríamos decir que es parecida a la anterior, con la salvedad que van sujetados al fondo marino mediante unos tirantes. El futuro de Hywind son parques eólicos oshore con 200 turbinas que podrían generar 400 teravatios/hora (TW/h), que podrían abastecer a 200.000 hogares. CAPÍTULO 6. CONCLUSIONES Desarrollo de cables 170 El desarrollo de la tecnología permitirá diseñar ca- bles mucho mas ligeros que los tradicionales y reducir drásticamente peso, coste y los tiempos de fabricación que pueden extenderse actualmente hasta dos años. Plataforma eólica para obtener hidrógeno en alta mar Una de las formas de obtener hidrógeno es por electrólisis, empleando electricidad para separar las moléculas de hidrógeno y de oxígeno del agua. Pero este método no es muy utilizado porque resulta muy caro al exigir mucha energía. De hecho, el gas de hidrógeno resultante de la electrólisis del agua contiene menos energía que la que se ha empleado para obtenerlo. La idea detrás del planteamiento de híbrido entre plataforma marina y buque llamado WindHunter es reducir el coste de la producción de hidrógeno por electrólisis. Las plataformas se instalarían en alta mar, a unos 100 km de la costa, para que no se vean desde tierra. Se posicionarían en zonas con corrientes de viento adecuadas para obtener el mejor rendimiento de los aerogeneradores. Como las plataformas WindHuner puede navegar y desplazarse se trataría de ir variando la localización para optimizar la producción de electricidad. Con una capacidad máxima de 45 MW (suciente para proporcionar electricidad a unos 13.000 hogares), el WindHunter sería capaz de producir hidrógeno, comprimirlo en bombonas o licuarlo y enviarlo a tierra (por mar o aire) con emisiones de CO2 mínimas. Bibliografía Albert Betz. Wind-Energy. 1926. Tony Burton, David Sharpe. Wind Energy Handbook. 2001. Frank M. White. Mecánica de uidos. 2004. World Wind Energy Association (WWEA). La energía eólica en el mundo, informe 2008. Feb 2009. Gerardo Fernández Magester. Apuntes asignatura Centrales, subestaciones y líneas eléctricas , Universidad Ponticia de Comillas 2008. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Reglamento de Líneas de Alta Tensión, REAL DECRETO 223/2008, de 15 de febrero. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, REAL DECRETO 842/2002, de 2 de agosto. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Regulación de actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo . PECAN, Plan Energético de Canarias, Consejería de Industria, Comercio y Nuevas Tecnologías. Sistema Eléctrico Canario, Red Eléctrica de España. Oshore-Grid connections, ABB. Problemática Tecnológica de los Sistemas Eólicos Marinos, CENER, Centro Nacional de Energías renovables. Catálogos cables submarinos, Nexans. 171 BIBLIOGRAFÍA Catálogos cables subterráneos, General Electric. Catálogos aparamenta, Arteche, ABB. Catálogos celdas MT, Ormazabal. Catálogos celdas MT subestación, Mesa. Páginas Web http://www.google.es http://www.wikipedia.org http://www.windpower.org http://www.schneiderelectric.es http://www.ge.com http://www.abb.es http://www.imefy.com http://www.arteche.com http://www.nexans.com http://www.ormazabal.es http://www.mesa.es http://www.siemmens.es Programas Empleados Autodesk Autocad 2007. LYX1.6- The Document Processor. Adobe Acrobat Reader. PDF Creator. PDF Combine. 172 TML DOCUMENTO II PLANOS Lista de planos: Plano nº1: Planta y alzado de la instalación general del parque eólico piloto. Plano nº2: Unilar de la evacuación de la energía. Plano nº3: Sección de las canalizaciones submarinas. Plano nº4: Sección de las canalizaciones subterráneas. Plano nº5: Planta general de la subestación del parque eólico. Plano nº6: Alzado de la subestación del parque eólico. Plano nº7: Esquema aparamenta de Alta Tensión, Alzado. Plano nº8: Esquema aparamenta de Alta Tensión, Planta. Plano nº9: Planta de la caseta de la subestación. Plano nº10: Cuadro general de baja tensión, servicios auxiliares. Plano nº11: Cuadro secundario de alumbrado y fuerza. Plano nº12: Alumbrado y fuerza de la caseta de la subestación. Plano nº13: Alumbrado y fuerza de edicio prefabricado de aparamenta en Alta Tensión. 1 TML DOCUMENTO III PLIEGO DE CONDICIONES Índice general 1. Pliego de Condiciones Generales 5 1.1. Objeto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.2. Disposiciones generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.3. Seguridad en el trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.4. Organización del trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.5. Datos de la obra 6 1.6. Recepción del material . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.7. Organización 7 1.8. Ejecución de las obras 1.9. Subcontratación de obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.10. Plazo de ejecución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.11. Recepción provisional 1.12. Recepción denitiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 8 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 10 Especicación general de preparación del terreno y movimiento de tierras. 2.2. 7 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2. Pliego de Condiciones Técnicas y Particulares 2.1. 7 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.1.1. Objeto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.1.2. Normas, códigos y otras especicaciones . . . . . . . . 10 2.1.3. Alcance 11 2.1.4. Trabajos previos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 2.1.5. Deforestación, destoconado, desbroce y limpieza . . . . 11 2.1.6. Control de las aguas 2.1.7. Explanación del terreno . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2.1.8. Excavaciones y desmontes . . . . . . . . . . . . . . . . 13 2.1.9. Rellenos y terraplenes . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 2.1.10. Método de evaluación de los trabajos . . . . . . . . . . 14 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 Especicación general de ejecución de obras y estructuras de hormigón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 15 2 ÍNDICE GENERAL 2.3. 2.4. 2.2.1. Objeto y alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.2.2. Normas, códigos y otras especicaciones . . . . . . . . 15 2.2.3. Hormigones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 2.2.4. Encofrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 2.2.5. Materiales / Acero para armar. . . . . . . . . . . . . . 18 2.2.6. Método de evaluación de los trabajos . . . . . . . . . . 19 Especicación general de instalaciones de Media y Baja Tensión 19 2.3.1. Conductores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 2.3.2. Centros de transformación . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.3.3. Aparellaje B.T. y equipos auxiliares . . . . . . . . . . 22 Especicación general de instalaciones de Alta Tensión . . . . 23 2.4.1. Aparellaje 66 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.2. Transformadores de potencia . . . . . . . . . . . . . . 3. Pliego de Seguridad y Salud 3.1. Condiciones de índole legal 3.3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 Normativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 3.1.2. Obligaciones de las partes implicadas . . . . . . . . . . 27 3.1.2.1. Coordinador 28 3.1.2.2. Contratista y subcontratistas 3.1.2.3. Trabajadores autónomos . . . . . . . . . . . 29 3.1.2.4. Trabajadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Seguro de responsabilidad civil y todo riesgo . . . . . . 31 . . . . . . . . . . . . . . . . . . Condiciones de índole facultativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.1. Coordinador de seguridad y salud 3.2.2. Plan de seguridad y salud en el trabajo 3.2.3. Libro de incidencias, registro y comunicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 31 31 31 . . . . . 32 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Condiciones técnicas 3.3.1. Maquinaria 3.3.2. Instalaciones provisionales de obra 3.3.3. 3.4. 25 3.1.1. 3.1.3. 3.2. 23 23 . . . . . . . . . . . 33 . . . . . . . . . . . . . . 33 3.3.2.1. Instalación eléctrica 3.3.2.2. Instalación contra incendios . . . . . . . . . . 37 Servicios de higiene y bienestar . . . . . . . . . . . . . 37 Medios de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3.4.1. Comienzo de las obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3.4.2. Protecciones individuales 38 3.4.2.1. 3.4.3. . . . . . . . . . . . . . . . . Conformidad de los equipos de protección individual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 Señalización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 3.4.3.1. 40 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 ÍNDICE GENERAL 3.5. 3.6. 3.4.3.2. Normativa 3.4.3.3. Colores de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Organización de la seguridad en la obra 3.5.1. Servicio médico 3.5.2. Comité de seguridad y salud 3.5.3. Formación en seguridad y salud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 41 41 41 42 43 En caso de accidente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 3.6.1. Acciones a seguir . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 3.6.2. Comunicaciones en caso de accidente laboral 43 . . . . . Índice de cuadros 3.1. Colores para la seguridad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 3.2. Colores de contraste para la seguridad. . . . . . . . . . . . . . 42 4 Capítulo 1 Pliego de Condiciones Generales 1.1. Objeto El objeto del presente pliego de condiciones es delimitar los requisitos a que se debe ajustar la ejecución del parque eólico de referencia, cuyas características técnicas estarán especicadas en los restantes documentos que componen el presente Proyecto. 1.2. Disposiciones generales El contratista estará obligado al cumplimiento de la reglamentación del trabajo correspondiente, la contratación del seguro obligatorio, subsidio familiar o de vejez, seguro de enfermedad y todas aquellas reglamentaciones de carácter social vigentes en el momento de la ejecución de las obras. En particular deberá cumplir lo dispuesto en la norma UNE 24042: "Contratación de obras, condiciones generales", siempre que no lo modique el presente pliego de condiciones. 1.3. Seguridad en el trabajo El contratista está obligado a cumplir todas las condiciones, normas y reglamentos como fueran de pertinente aplicación para este caso. Asimismo, deberá proveer cuanto fuese preciso para el mantenimiento de las máquinas, herramientas, materiales y de trabajo en las debidas condiciones de seguridad. Mientras los operarios trabajen en circuitos eléctricos con equipos en 5 CAPÍTULO 1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES 6 tensión o en su proximidad usarán ropa sin accesorios metálicos y evitarán el uso innecesario de objetos de metal, las herramientas y equipos se llevarán en bolsas y se utilizará calzado aislante o al menos, sin herrajes o clavos en las suelas. El personal del contratista está obligado a utilizar todos los dispositivos y medios de protección personal necesarios para eliminar o reducir los riesgos profesionales, pudiendo el ingeniero suspender los trabajos si estima que el personal está expuesto a peligros que son corregibles. El ingeniero podrá exigir al contratista, ordenándolo por escrito, el cese en la obra de cualquier empleado u obrero que, por imprudencia temeraria, fuera capaz de producir accidentes que hicieran peligrar su propia integridad física o la de sus compañeros. El ingeniero podrá exigir al contratista en cualquier momento, antes o después del comienzo de los trabajos, que presente los documentos acreditativos de haber formalizado los regímenes de Seguridad Social en la forma legal. 1.4. Organización del trabajo El contratista ordenará los trabajos en la forma más ecaz para su perfecta ejecución, y siguiendo las indicaciones del presente pliego de condiciones. 1.5. Datos de la obra Se entregará al contratista una copia de los planos y pliego de condiciones del proyecto, así como cuantos datos necesite para la completa ejecución de la obra. El contratista podrá tomar nota o sacar copia, a su costa, de todos los documentos del proyecto, haciéndose responsable de la buena conservación de los documentos originales, que serán devueltos al ingeniero después de su utilización. Tras la nalización de los trabajos, y en el plazo máximo de dos meses, el contratista deberá actualizar los diversos planos y documentos originales de acuerdo con las características de la obra terminada, entregando al ingeniero dos expedientes completos relativos a los trabajos realmente ejecutados. No se harán por parte del contratista alteraciones, correcciones, omisiones, adiciones o variaciones sustanciales en los datos jados en el proyecto, salvo aprobación previa y por escrito del ingeniero. CAPÍTULO 1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES 7 1.6. Recepción del material El ingeniero, de acuerdo con el contratista, dará su aprobación a los materiales suministrados y conrmará su validez para una instalación correcta. La vigilancia y conservación de los materiales, será por cuenta del contratista. 1.7. Organización El contratista actuará de patrono legal, aceptando todas las responsabilidades correspondientes y quedando obligado al pago de los salarios y cargas que legalmente estén establecidas y en general, a todo cuanto se legisle, decrete y ordene sobre el particular, antes o durante la ejecución de las obras. Dentro de lo estipulado en el pliego de condiciones, la organización de la obra y la determinación de la procedencia de los materiales que se empleen, estará a cargo del contratista, quien primero informará al ingeniero. En las obras por administración, el contratista deberá dar cuenta diaria al ingeniero de la admisión de personal, adquisición o alquiler de elementos auxiliares, compra de materiales y cuantos gastos haya de efectuar. Para los contratos de trabajo, compra de materiales o alquiler de elementos auxiliares, cuyos salarios, precios o cuotas sobrepasen en más de un 5 % los normales del mercado, solicitará la aprobación previa del ingeniero, quien deberá responder dentro de los ocho días siguientes a la petición, salvo caso de reconocida urgencia, en los que se dará cuenta posteriormente. 1.8. Ejecución de las obras Las obras se ejecutarán conforme al proyecto, a las condiciones contenidas en el presente pliego de condiciones generales y de acuerdo con las especicaciones señaladas en el pliego de condiciones técnicas. El contratista, salvo aprobación por escrito del ingeniero, no podrá realizar ninguna alteración o modicación de cualquier naturaleza en los datos jados en el proyecto. 1.9. Subcontratación de obras Salvo que el contrato disponga lo contrario o que de su naturaleza y condiciones se deduzca que la obra ha de ser ejecutada directamente por el CAPÍTULO 1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES 8 adjudicatario, podrá éste contratar con terceros la realización de determinadas unidades de obra, de acuerdo con los siguientes requisitos: Que se dé conocimiento por escrito al ingeniero del subcontrato a celebrar, con indicación de las partes de obra a realizar y sus condiciones económicas, a n de que aquello autorice previamente. Que las unidades de obra que el adjudicatario contrate con terceros, no exceda del 50 % del presupuesto total de la obra principal. En cualquier caso, el contratante no quedará vinculado en absoluto, ni reconocerá ninguna obligación contractual, entre él y el subcontratista, y cualquier subcontratación de obra no eximirá al contratista de ninguna de sus obligaciones respecto al contratante. La subcontratación deberá siempre supeditarse a la autorización previa por parte de la parte contratante. 1.10. Plazo de ejecución El plazo de ejecución previsto para la realización de las obras es de doce meses, contados a partir de la fecha de su contratación. Los plazos de ejecución, totales y parciales, indicados en el contrato, empezarán a contar a partir de la fecha del replanteo de las obras. El contratista estará obligado a cumplir los plazos señalados, que serán improrrogables. No obstante lo anteriormente indicado, los plazos podrán ser objeto de modicaciones, cuando los cambios determinados por el ingeniero y debidamente aprobados por el contratante, inuyan realmente en los plazos señalados en el contrato. Si por causas ajenas por completo al contratista, no fuera posible comenzar los trabajos en la fecha prevista o tuvieran que ser suspendidos una vez empezados, se concederá por el ingeniero la prórroga estrictamente necesaria. 1.11. Recepción provisional Una vez terminadas las obras y dentro de los quince días siguientes a la petición del contratista, se hará la recepción provisional de las mismas por el contratante, requiriéndose para ello la presencia del ingeniero y del contratista, levantándose la correspondiente acta, en la que se hará constar la conformidad con trabajos realizados, si es procedente. El acta será rmada por el ingeniero y por el representante del contratista, dándose la obra por recibida si se ha ejecutado correctamente, de acuerdo con CAPÍTULO 1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES 9 las especicaciones contenidas en el pliego de condiciones técnicas y proyecto correspondiente, comenzando en este momento a contar el plazo de garantía. En el caso de no hallarse la obra en estado de ser recibida, se hará constar así en el acta, y se darán al contratista las instrucciones precisas y detalladas para remediar los defectos observados, jándose un plazo determinado para ello. Expirado dicho plazo, se hará un nuevo reconocimiento. Las obras de reparación serán por cuenta del contratista. Si el contratista no cumpliese estas prescripciones, podrá declararse rescindido el contrato, con pérdida de la anza. 1.12. Recepción denitiva Una vez nalizado el plazo de garantía señalado en el contrato, o en su defecto, a los doce meses de la recepción provisional, se procederá a la recepción denitiva de las obras, con la concurrencia del ingeniero y del representante del contratista, levantándose, si las obras son conformes, el acta correspondiente, por duplicado, rmada por el ingeniero y el representante del contratista, y raticada por el contratante. Capítulo 2 Pliego de Condiciones Técnicas y Particulares 2.1. Especicación general de preparación del terreno y movimiento de tierras. 2.1.1. Objeto Esta especicación cubre el proyecto y ejecución de los trabajos relativos a preparación del terreno y movimiento de tierras. 2.1.2. Normas, códigos y otras especicaciones NORMAS Y CÓDIGOS: Normas tecnológicas en la Edicación (NTE): ADE: Explanaciones. ADT: Túneles. ADV: Vaciado. ADZ: Zanjas y pozos. Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para Obras de Carreteras. ESPECIFICACIONES DE APLICACIÓN: Aparte de la presente, cuando proceda, deben consultarse y observarse también las siguientes especicaciones: SP-191 Topografía y Replanteo, Geotécnica y Mecánica de Suelos. 10 CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES11 2.1.3. Alcance Especicación de las directrices que deben seguirse para los siguientes trabajos. Deforestación, desbroce y limpieza. Explanación del terreno: retirada de tierra vegetal y nivelación. Excavaciones y desmontes. Rellenos y terraplenes. Se incluyen también en el ámbito de esta especicación los trabajos necesarios previos al movimiento de tierras y las protecciones requeridas para ejecución de las obras contra el efecto de las aguas. 2.1.4. Trabajos previos Antes de iniciarse el diseño, debe realizarse un levantamiento topográco suciente a efectos de proyecto, mediciones y presupuesto de preparación del terreno y movimiento de tierras. El levantamiento topográco se regirá por la especicación SP-191 'Topografía y Replanteo; Geotécnica y Mecánica de Suelos'. Se atendrá al juicio del Ingeniero Proyectista para la necesidad o no de obtener un informe geotécnico del terreno. 2.1.5. Deforestación, destoconado, desbroce y limpieza Los límites de las áreas que deben, tener objeto de los trabajos de deforestación, destoconado, desbroce y limpieza, se denirán en los planos del proyecto. Además de las áreas indicadas en planos, el Director de Obra denirá otras áreas para estos trabajos en función de las necesidades de instalaciones provisionales de obra. Los elementos y residuos obtenidos de los trabajos de este capítulo, seguirán la suerte que el Director de obra decida. Autorizando que sean quemados, una vez que sean tomadas todas las precauciones necesarias para evitar los riesgos de propagación de incendios y obtenidos, si procede, los permisos pertinentes de las autoridades. Ordenando su retirada del emplazamiento de la obra al vertedero adecuado. CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES12 2.1.6. Control de las aguas Se reere este capítulo a la protección de los trabajos contra la acción de las aguas durante la etapa de construcción de las obras. Entre las obras que pueden requerirse para protección contra las aguas se encuentra el mantenimiento en seco de excavaciones: Toda excavación que se ejecute para recibir obras de hormigón o mampostería de pozos de cimentaciones, zanjas para canales o tuberías, fosos para sótanos, socaves o similares deberá mantenerse lo sucientemente seca para permitir que estas obras se construyan con las debidas garantías de seguridad y calidad. El Director de Obra deberá asegurarse de que el contratista disponga, de manera permanente y en buen estado de operación, de los equipos (bombas de achique, ...) y elementos auxiliares (mangueras, tuberías, accesorios, ... ) necesarios para el mantenimiento en seco de las excavaciones. Los trabajos de excavación, salvo indicación contraria, se ejecutarán en seco. Con este propósito, las aguas se conducirán hasta las obras de evacuación por zanjas con una profundidad tal que el nivel de las aguas se mantenía por debajo de la cota de apoyo de cimentaciones, de losas o de obras de fábrica. Donde puedan presentarse ltraciones importantes de agua, se adoptarán medidas que impidan la inundación, ejecutando, por ejemplo, perforaciones en el frente de ataque para detectar la posible presencia de agua a presión y atajarla. 2.1.7. Explanación del terreno La actividad de explanación del terreno consiste en: Retirada de tierra vegetal. Nivelación por corte o terraplenado. Nivelación por relleno. No obstante, cabe especicar, para cuando sea preciso que: la retirada de tierra vegetal sea hasta una profundidad que elimine, dentro de lo posible, la reproducción de materia vegetal. La explanación se ejecute a las cotas y CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES13 rasantes, y con las dimensiones especicadas en los planos. La compactación de los rellenos se efectuará por capas de unos 30 cm al 95 % del Proctor Modicado empleando material seleccionado que en parte o en su totalidad podrá ser producto de las excavaciones y el resto de préstamo. 2.1.8. Excavaciones y desmontes Por excavación, en esta especicación, se entiende esta operación para pozos o zanjas de cimentación, zanjas para canales o tuberías, cortes a media ladera y fosos para instalaciones enterradas como sótanos, socaces, etc. una vez que se han nalizado las operaciones de desbroce. Durante la ejecución de los trabajos se debe examinar con frecuencia, sobre todo si se trata de voladuras, los taludes de los cortes y dunas adyacentes; llevando a cabo las obras de saneo necesarias con la mayor celeridad posible para evitar el deterioro que suele aumentar con el tiempo de exposición. Aunque el proyecto no lo haya previsto, será obligación del contratista el adoptar las medidas necesarias para prevenir: Los efectos de las excavaciones sobre obras existentes o por construir. Las consecuencias sobre la estabilidad de los taludes. Los efectos sobre las condiciones de drenaje de agua. Los efectos sobre el aspecto nal del emplazamiento. Se prohíbe todo vertido incontrolado en el cauce de los ríos y arroyos. No se iniciarán los trabajos de hormigonado o mampostería en las excavaciones hasta que hayan sido inspeccionados fondo y laterales, obteniéndose luego la autorización expresa de la Dirección de Obra para continuar. 2.1.9. Rellenos y terraplenes Se distinguen en este capítulo dos tipos de rellenos y terraplenes: Rellenos ordinarios: en terrenos con pendientes, cuando la rasante nal se encuentra a cota superior a la del terreno natural. Este tipo de relleno se tratará en esta especicación para casos de terraplén a media ladera para apoyo de obras (canal) y para caminos de acceso a la central. Rellenos en sobre-excavaciones: de aplicación cuando se ha excavado a mayor profundidad de la cota de apoyo. CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES14 Terraplen a media ladera Se aplica para apoyo de obras cuando las car- acterísticas del terreno lo aconsejan por no ser viable física o económicamente el retranquear la obra para efectuarla en desmonte o excavación. Siempre que se vaya a efectuar un terraplén a media ladera se retirará la tierra vegetal y todo material inadecuado en toda el área de apoyo del terraplén. Una vez retirada la capa vegetal, se procederá a extender los materiales de terraplenado en tongadas uniformes de un espesor tan reducido como sea necesario para obtener un grado de compactación con una densidad no menor al 95 % de la máxima obtenida en el ensayo Proctor Normal según NLT-107/72 (Norma del Laboratorio de Transportes). No se ejecutarán terraplenes cuando la temperatura ambiente, a la sombra, sea menor de 2ºC. Terraplen para caminos de acceso Se retira la tierra vegetal y los ma- teriales inadecuados y se extiende y compacta el material adecuado. Rellenos por sobre excavación En casos de poca importancia estruc- tural y de riesgo reducido, podrá recuperarse la cota de apoyo mediante relleno compactado empleando materiales sobre-excavados. En los demás casos, el Director de Obra podrá optar por rellenos especiales, hormigones ciclópeos, hormigones en masa. 2.1.10. Método de evaluación de los trabajos Deforestación, desbroce, destoconado y limpieza: se abonará por metros cuadrados medidos sobre plano en proyección horizontal de áreas. La retirada de tierra vegetal en áreas de excavación podrá medirse en metros cúbicos sobre perles transversales o bien por metros cuadrados por supercie y espesor medio, pactado entre Dirección de Obra y Contratista. La excavación se abonará por metros cúbicos medidos sobre perles transversales de terreno obtenidos de los planos topográcos rmados y de planos que se levanten con la conguración nal. En las excavaciones en zanjas y pozos pueden existir 'excesos inevitables', es decir, sobreanchos de excavación requeridos para la ejecución de las obras y que deberán contar con la aprobación del Director de Obra. Los 'excesos inevitables' se sumarán a los volúmenes de excavación a efectos de abono, si han contado con la aprobación de la Dirección de Obra. Los excesos, fruto de errores o que no hubieren contado con la aprobación del Director de Obra, no serán contabilizados a efectos de abono. Los terraplenes se abonarán por metros cúbicos medidos sobre perles transversales del terreno obtenidos de los planos topográcos rmados y de CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES15 planos que se levanten con la conguración nal. Los rellenos se abonarán por metros cúbicos medidos sobre perles transversales efectuados con topográca antes y después de su colocación. Los excesos de relleno que se produzcan por errores en la excavación anterior no serán contabilizados a efectos de abono. La carga, movimiento y extendido de material sobrante de excavaciones en sitios cercanos a éstas, estarán incluidos a efectos de abono, en las partidas de excavación. 2.2. Especicación general de ejecución de obras y estructuras de hormigón 2.2.1. Objeto y alcance Se entiende en esta especicación por 'hormigón' el material compuesto por cemento, áridos no y grueso, agua y ocasionalmente aditivos, mezclados en las cantidades y forma adecuados para brindar, al fraguar las características prescritas. Los hormigones ciclópeos contienen además piedra o roca sana que se añaden directamente a la masa vertida. Su campo de aplicación se limita a las obras de hormigón que se encuentran habitualmente en el proyecto y ejecución de Parques Eólicos. 2.2.2. Normas, códigos y otras especicaciones Los códigos aquí mencionados serán siempre de aplicación al trabajo, a no ser que se indique lo contrario en los planos del proyecto. Todos los métodos de construcción contemplados, procedimientos de prueba y control de materiales, al igual que cualquier trabajo imprevisto o adicional como transporte, montaje, etc., estarán de estricto acuerdo con la última versión de la Instrucción Española para el Proyecto y Ejecución de Obras de Hormigón en masa o armado. Todos los materiales que entren en la formación de la obra y para los cuales existan normas ociales establecidas en relación con su empleo en las Obras Públicas, deberán cumplir con las ediciones que estén en vigor en la fecha de ejecución de la obra, a no ser que exista otra norma. Se aplicarán las normas UNE correspondientes a distintos materiales y ensayos. CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES16 2.2.3. Hormigones Materiales Cementos: Para asegurar una apariencia uniforme, todo el cemento empleado para el hormigón en supercies expuestas de una obra o estructura será de la misma marca, si es posible. El cemento estará libre de grumos y no se empleará ningún cemento que haya sufrido un fraguado parcial o que haya estado almacenado en el emplazamiento más de treinta días. Deben efectuarse los ensayos que el Director de Obra considere necesarios para comprobar que las características correspondan a lo requerido. El cemento para toda obra de hormigón será cemento P-350 Portland de 350 Kp/cm2 de resistencia a compresión a los 28 días, . Áridos: Los áridos serán gruesos (piedra machacada, grava) y nos (arena natural). La aceptación del árido será determinada por el Director de Obra en base a los informes de pruebas. Los áridos para la fabricación de morteros y hormigones serán duros, sanos, no heladizos, inalterables, limpios, desprovistos mediante lavado, si es preciso, de arcilla y de todo detritus orgánico y terroso y cuidadosamente cribados. Los áridos no pueden contener materiales que puedan afectar a la adherencia de la pasta de cemento. Agua: El agua empleada en la mezcla del hormigón estará limpia y libre de materias extrañas. Si el suministro de agua fuese cuestionable, se deberán efectuar ensayos de comparación estándar de morteros en laboratorio y los análisis del agua que prescriban las Normas. Aditivos del hormigón Todos los aditivos se llevarán al emplazamien- to (para hormigón mezclado in situ) o a la planta de mezclado (hormigón pre-mezclado) en los bidones originales, claramente marcados del fabricante o por entregas a granel. La absorción de aire dentro de estos aditivos no excederá del 3 % en volumen. Si lo aprueba el Director de Obra, podrán emplearse aditivos dispersores de cemento, reductores de agua y de densicación para rebajar la permeabilidad del hormigón y aumentar su manejabilidad, siempre y cuando, aunque se reduzca el agua, no se aumente el cemento. CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES17 Dosicación La dosicación de materiales del hormigón será determina- da por laboratorio y de acuerdo con las características granulométricas de los áridos, siguiendo los procedimientos clásicos (Fuller Bolomey, Fórmulas Inglesas, etc.). La dosicación del cemento se denirá por el peso en un metro cúbico de hormigón in-situ. La dosicación del agua se denirá por la cantidad a incorporar en la mezcla seca con la cual se obtiene un metro cúbico de hormigón in-situ. El contenido de humedad de los áridos se controlará sistemáticamente, en particular los contenidos de humedad en arenas, con objeto de ajustar la cantidad de agua directamente vertida en la hormigonera, si fuese necesario. Resistencia Por resistencia característica, se entenderá lo siguiente: "Re- sistencia a la compresión sobre probetas cilíndricas de 15x30 cm a los 28 días de edad, fabricadas, conservadas y rotas según métodos normalizados". Puesta en obra Las supercies de cimentación estarán completamente limpias y secas, salvo en el caso de hormigones sumergidos. El espesor de las tongadas de hormigón se denirá de acuerdo con la resistencia de los encofrados y la potencia de los vibradores. EI hormigón será asentado por vibración de manera que sea expulsado todo el aire y se asegure el relleno de los huecos, haciendo que el mortero uya ligeramente a la supercie. Cuando sea necesario entre distintos vertidos, la superposición de hormigón sobre o contra el anterior vertido requerirá el tratamiento de la supercie de éste como sigue: la supercie del hormigón antes del fraguado completo del mismo se limpiará cuidadosamente, eliminando la lechada y elementos sueltos, con ayuda de un chorro de aire yagua a una presión mínima de 5 kg/cm2. En el caso de que este procedimiento no de resultado, se procederá al picado de la supercie y a un nuevo lavado con chorro de aire y agua. Conservación y curado El hormigón no deberá soportar ninguna clase de cargas antes que su resistencia alcance un valor suciente. El curado del hormigón, destinado a mantenerlo en el estado de humedad necesario para que adquiera un endurecimiento satisfactorio, podrá realizarse por humidicación o por recubrimiento provisional impermeable. El curado por humidicación deberá durar como mínimo una semana. CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES18 Control y ensayos Todos los materiales deberán ser objeto de ensayo antes de su empleo, salvo autorización escrita que cambie este requisito. La norma ocial en vigor indicará el tipo y el número de ensayos que deben realizarse. 2.2.4. Encofrado Materiales Todos los encofrados de madera y metálicos, apeos, etc., nece- sarios y requeridos para el trabajo de hormigón en masa o armado, tendrán rigidez suciente para resistir, sin deformaciones, los esfuerzos a que estarán expuestos durante los trabajos, incluido el desencofrado. Colocación (encofrado) Todo el encofrado estará absolutamente limpio y libre de cascarilla, lodo, resto de material inservible, agua depositada, etc... antes de colocar el hormigón. Los encofrados tendrán en cada punto las posiciones y orientaciones previstas a n de realizar con precisión las formas de la obra. Los encofrados serán estancos y sus caras interiores bien lisas. No deberán presentar irregularidades localizadas. Cuando los encofrados contengan un dispositivo de jación interior al hormigón, este dispositivo estará concebido de tal forma que después del desencofrado ningún elemento de jación aparezca en la supercie. Los agujeros que puedan subsistir serán rellenados con mortero adecuado del mismo matiz y color similar. El empleo de amarres con alambres retorcidos estará prohibido para hormigones en contacto con agua. Retirada (desencofrado) No se retirarán apeos o puntales, ni se desen- cofrará hasta la terminación de los plazos jados por la Dirección de Obra. Las operaciones de desencofrado se llevarán a cabo sin golpes violentos, procurando no dañar la supercie del hormigón. 2.2.5. Materiales / Acero para armar. Materiales Todo el acero para armar será de barras corrugadas y de acero de adherencia mejorada. Se empleará acero con un límite elástico aparente mínimo de 4.200 kp/cm2 para todas las barras corrugadas de refuerzo y de 2 5.000 kp/cm para mallas electrosoldadas. El acero de armaduras se colocará con exactitud y se asegurará adecuadamente en su posición mediante ataduras, sellados o separadores metálicos o de hormigón. El acero para armar se jará a los soportes mediante ataduras CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES19 aprobadas. Los soportes asegurarán el acero para armar tanto vertical como horizontalmente. Colocación de ferralla (armado) Los redondos serán doblados con ayu- da de plantilla en frío. Las armaduras tendrán exactamente las dimensiones y formas prescritas y ocuparán los lugares previstos en los planos de ejecución. Las desviaciones toleradas en la posición de cada armadura no pasarán de seis milímetros. 2.2.6. Método de evaluación de los trabajos El hormigón de obra aceptado se medirá para su abono en metros cúbicos sobre planos de proyecto. El precio incluirá el suministro de los materiales que componen el hormigón, su mezcla, transporte, vertido, vibrado, curado y los ensayos prescritos. El acero para armar, sea en barras o en mallazo, se medirá en kilogramos según planos de proyecto. El precio incluirá solapes, despuntes, ataduras, separadores y soportes de la armadura. El encofrado se medirá por metros cuadrados de supercie de hormigón medida sobre plano de proyecto y que haya estado en contacto con el encofrado. Se incluirá en el precio apeos, riostras y puntales, la retirada de éstos y el desencofrado. 2.3. Especicación general de instalaciones de Media y Baja Tensión 2.3.1. Conductores Se reere el presente capítulo a las características y condiciones de instalación de los conductores de los siguientes circuitos: Los conductores de Baja Tensión serán unipolares de cobre, de sección adecuada a la intensidad a transportar, y la sección mínima del conductor de tierra será la jada por la MIE BT 07. El aislamiento será de polietileno reticulado (XLPE) para un nivel de 0,6/1kV. Y recubrimiento de PVC color negro. Deberán llevar grabada, de forma ineludible, la identicación del conductor y nombre del fabricante. -Los empalmes se realizarán a base de manguito metálico con unión a presión de la parte conductora, sin debilitamiento de sección ni producción de vacíos superciales. Todos los conductores estarán identicados en los CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES20 extremos mediante codicación numérica de borna y equipo receptor, reejándose en planos de cableado. Los conductores de Media Tensión serán de cobre unipolares, de sección adecuada a la intensidad máxima de transporte. El material de aislamiento será polietileno reticulado (XLPE). La pantalla del conductor se utilizará para tener a lo largo de toda la instalación un conductor de tierra de sección equivalente a una fase y estarán unidas eléctricamente entre sí. La cubierta exterior de los conductores será de policloruro de vinilo (PVC) de color rojo para identicación en caso de proximidad con otros conductores. Deberá llevar grabada, de forma indeleble, cada 30 cm. la identicación del conductor, nombre del fabricante y año de fabricación, tal y como se indica en las normas UNE 21.123 R.U.3.305. -Para la ejecución de empalmes se podrá utilizar para interior Kit terminal o cono deector, debiéndose utilizar para exterior botella terminal de cono premoldeado o terminal para exterior con aislador de porcelana. Estarán constituidos por un manguito metálico que realice la unión a presión de la parte conductora. Las pruebas y ensayos a los que deberán ser sometidos los conductores a instalar en la instalación eléctrica de B.T. Y M.T. del parque, serán al menos las siguientes: Baja Tensión El fabricante facilitará un acta de pruebas realizado por entidad colaboradora y someterá a los cables a los siguientes ensayos: Prueba de tensión a frecuencia industrial. Medida de la resistencia eléctrica de los conductores. Medida de la resistencia de aislamiento. Medida de espesores de aislamiento y cubiertas. Comprobación de la reticulación del aislamiento. Media Tensión El fabricante facilitará un acta de pruebas realizado por entidad colaboradora y someterá a los cables a los siguientes ensayos: Prueba de tensión a frecuencia industrial. Medida de la resistencia eléctrica de los conductores. Ensayo de descargas parciales. CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES21 Vericación de las características geométricas. Medida de la resistencia de aislamiento a temperatura ambiente. 2.3.2. Centros de transformación Hacemos referencia a los centros de transformación que encontramos en la mar, que recibirán la energía de los distintos agrupamientos de aerogeneradores y a los que encontramos en la subestación en tierra. En los referidos C.T. marinos se centralizará la potencia correspondiente a la generación a 690 V, la transformación de potencia 0,69/13kV, el aparellaje de interconexión y maniobra del C.T. con la red de 13 kV. Las puertas de acceso permitirán la manipulación, montaje y desmontaje del aparellaje. Respecto a los C.T, que encontramos en tierra (que en muchos aspectos se asemejarán a los C.T. que encontramos en cada aerogenerador), destacamos las celdas de Media Tensión: Celdas de Media Tensión Sección de celdas de protección y maniobra que se ubicará en la subestación en tierra. Estará compuesta por cuatro unidades con las siguientes funciones: Celda llegada de línea. Celda salida de línea. Celda de protección. Celda de serv. aux. Se utilizarán celdas prefabricadas y modulares, que se ajustarán a las normas UNE, CEI y las recomendaciones UNESA correspondientes. Estarán diseñadas para su utilización en instalaciones interiores (IP305). Estarán construidas a base de chapa de acero de alta calidad, plegada, formando un conjunto mecánicamente resistente frente a los esfuerzos originados por las vibraciones normales de operación y por posibles esfuerzos electrodinámicos. Las celdas que formen una sección de maniobra y protección deberán estar separadas eléctrica y mecánicamente, a n de asegurar su independencia y evitar la propagación de efectos entre celdas contiguas. Deberán estar diseñadas para soportar, sin deformación, los efectos, explosivos de un cortocircuito en el interior de la celda. Cumplirán al menos las siguientes especicaciones: CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES22 Tensión asignada: 24 kV. Tensión aislamiento (50 Hz): 50 kV. Tensión seccionamiento (50 Hz): 60 kV. Tensión tipo rayo aislamiento: 125kV cresta. Tensión tipo rayo seccionamiento: 145kV cresta. Intensidad asignada: 400A. Una vez terminada su instalación deberán ser sometidas a las pruebas u operaciones correspondientes. 2.3.3. Aparellaje B.T. y equipos auxiliares Se describen en este apartado los elementos principales del aparellaje de baja tensión que habrán de disponerse en cada centro de transformación y alojados en el correspondiente cuadro general de protección: Interruptores automáticos: serán aparatos de instalación ja y accionamiento automático con cierre y apertura manual, de corte omnipolar y con las siguientes características: Intensidad nominal: 2.000A. Tensión nominal: 660V. Tensión de aislamiento: 1 KV. Poder de corte: 50kA. Interruptores - Fusibles: serán de corte omnipolar, siendo sus principales características: Intensidad nominal: 400A. Tensión nominal: 660V. Tensión de aislamiento: 1kV. Potencia nominal de utilización: 330kW. Servicios auxiliares: Se dispondrá de tensión 400/230V para alumbrado, tomas de corriente y servicios auxiliares. Para ello se instalará un transformador tripolar 13.000/400-230V de 5 KVA de potencia. Será moldeado y aislado en resina sintética de las siguientes características: CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES23 Tensión máxima de servicio: 24kV. Tensión de ensayo: 50/125kV. Telemando y teleseñal: Se contempla el gobierno desde el edicio central de los interruptores de generación. Se dispondrá de la señal de estado en el puesto central de todos los elementos de accionamiento motorizado y de los que dispongan de contactos auxiliares para comunicación de estado, tanto en B.T. como en M.T. 2.4. Especicación general de instalaciones de Alta Tensión 2.4.1. Aparellaje 66 kV El aparellaje será el de las características denidas en la memoria. 2.4.2. Transformadores de potencia La unidad transformadora de 66/13kV se instalará en el edicio prefabricado donde se encuentra la aparamenta de Alta Tensión, posee un sistema de refrigeración en aceite, servicio continuo y pérdidas reducidas tener en cuenta que se trata de una aplicación de generación. Dispondrán de una placa de identicación, donde se indique el nombre del constructor, tipo del transformador, número de serie, potencia y frecuencias nominales, tensiones y peso. Sus características más importantes serán las siguientes, normas CEI (UNE): Servicio: Intemperie. Sornas Protegidas IP-55. Construcción: cuba + depósito expansión + radiadores desmontables. Potencia: 12,5 MVA. Refrigeración: ONAN. Frecuencia: 50 Hz. Tensión nominal primario: 66 KV. Tensión nominal secundario: 13 KV. CAPÍTULO 2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES24 Grupo de conexión: YNd11. La máquina transformadora dispondrá de dispositivos de llenado, vaciado y toma de muestras, válvula de alivio de sobrepresión, depósito de expansión y ruedas así como, termómetro de esfera, resistencia de puesta a tierra, termostato y relé Buchhold y caja de centralización de conexiones IEP-55. Capítulo 3 Pliego de Seguridad y Salud 3.1. Condiciones de índole legal 3.1.1. Normativa La ejecución de la obra objeto del presente plan de seguridad y salud estará regulada por la Normativa de obligada aplicación que a continuación se cita, siendo de obligado cumplimiento por las partes implicadas. Esta relación de dichos textos legales no es exclusiva ni excluyente respecto de otra Normativa especíca que pudiera encontrarse en vigor, y de la que se haría mención en las correspondientes particulares de un determinado proyecto. Real Decreto 39/1997 de 17 de Enero.- Por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención en su mueva óptica en torno a la planicación de la misma, a partir de la evaluación inicial de los riesgos inherentes al trabajo y a la consiguiente adopción de las medidas adecuadas a la naturaleza de los riesgos detectados. La necesidad de que tales aspectos reciban tratamiento especíco por la vía normativa adecuada aparece prevista en el Artículo e apartado 1, párrafos d y e de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales. Orden del 27 de Junio de 1997. - Por el que se desarrolla el R.D. 39/1997 de 17 de Enero, en relación con las condiciones de acreditación de las entidades especializadas como Servicios de Prevención ajenos a la empresa; de autorización de las personas o entidades especializadas que pretendan desarrollar la actividad de auditoría del sistema de prevención de las empresas; de autorización de las entidades públicas o pri- 25 CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 26 vadas para desarrollar y certicar actividades formativas en materia de Riesgos Laborales. Real Decreto 1627/1997 del 24 de Octubre.- Por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción en el marco de la Ley 31/1995 de 8 de Noviembre de Prevención de Riesgos Laborales. Este Real Decreto dene las obligaciones del Promotor, Proyectista, Contratista, Subcontratista y Trabajadores Autónomos e introduce las guras del Coordinador de seguridad y salud durante la elaboración del proyecto y durante la ejecución de las obras. El R.D. establece los mecanismos especícos para la aplicación de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales y del R.D. 39/1997 de 17 de Enero, por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención. Ley 31/1995 de 8 de Noviembre de Prevención de Riesgos Laborales.Por el que se tiene por objeto promover la seguridad y salud de los trabajadores, mediante la aplicación de medidas y el desarrollo de las actividades necesarias para la prevención de riesgos derivados del trabajo. A tales efectos esta Ley establece los principios generales relativos a la prevención de los riesgos profesionales para la protección de la seguridad y salud, la eliminación o disminución de los riesgos derivados del trabajo, la información, la consulta, la participación equilibrada y la formación de los trabajadores en materia preventiva, en los términos señalados en la presente disposición. Para el cumplimiento de dichos nes, la presente Ley, regula las actuaciones a desarrollar por las Administraciones Públicas, así como los empresarios, los trabajadores y sus respectivas organizaciones representativas. Convenio Colectivo General del Sector de la Construcción.- aprobado por resolución del 4 de Mayo de 1992 de la Dirección General de Trabajo, en todo lo referente a Seguridad e Higiene en el trabajo. Pliego General de Condiciones Técnicas de la Dirección General de Arquitectura. Real Decreto 485/1997 de 14 de Abril.- sobre disposiciones mínimas en materia de señalización en la seguridad y salud en le trabajo. Real Decreto 486/1997 de 14 de Abril.- sobe disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo. Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre Anexo IV. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 27 Real Decreto 487/1997 de 14 de Abril.- sobre manipulación individual de cargas que entrañe riesgos, en particular dorso-lumbares para los trabajadores. Real Decreto 949/ 1997 de 20 de Junio.- sobre certicado profesional de prevencionistas de riesgos laborales. Real Decreto 952/1997. - sobre residuos tóxicos y peligrosos. Real Decreto 1215/1997 de 18 de Julio.- sobre la utilización por los trabajadores de equipos de trabajo. R.D. 1/1995 de 24 de Marzo. Estatuto de los Trabajadores - Texto refundido Capítulo II, sección II. Derechos y deberes derivados del contrato Art.19. Decreto 2413/73. - De 20 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus instrucciones complementarias que lo desarrollan, dictadas por Orden del Ministerio de Industria del 31 de octubre de 1973, así como todas las subsiguientes publicadas, que afecten a materia de seguridad en el trabajo. Resto de disposiciones ociales relativas a la seguridad y salud que afecten a los trabajos que se han de realizar. 3.1.2. Obligaciones de las partes implicadas El R.D. 1627/97 de 24 de Octubre, se ocupa de las obligaciones del Promotor del Contratista, Subcontratistas y Trabajadores Autónomos. Para aplicar los principios de la acción preventiva, el Empresario designará uno o varios trabajadores para ocuparse de dicha actividad, constituirá un Servicio de Prevención o concertará dicho servicio con una entidad especializada ajena a la Empresa. La denición de estos Servicios así como la dependencia a determinar una de las opciones que hemos indicado para su desarrollo, está regulado en la Ley de Prevención de Riesgos Laborales 31/95 en sus artículos 30 y 31, así como en la Orden del 27 de Junio de 1997 y R.D. 39/1997 de 17 de Enero. El incumplimiento por los empresarios de sus obligaciones en materia de prevención de riesgos laborales dará lugar a las responsabilidades que están reguladas en el artículo 42 de dicha Ley. El Empresario deberá elaborar y conservar a disposición de la autoridad laboral, la documentación establecida en el artículo 23 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales 31/95. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 28 El Empresario deberá consultar a los Trabajadores, la adopción de las decisiones relacionadas en el Artículo 33 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales 31/95. Los Trabajadores estarán representados por los Delegados de Prevención, ateniéndose a los Artículos 35 y 36 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales. Se deberá de constituir un Comité de seguridad y salud según se dispone en los Artículos 38 y 39 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales. 3.1.2.1. Coordinador Son las siguientes: Coordinar la aplicación de los principios generales de prevención y de seguridad, tanto al tomar las decisiones técnicas y de organización con el n de planicar los distintos trabajos o fases de trabajo que vayan a desarrollarse simultánea o sucesivamente, como al estimar la duración requerida para la ejecución de estos distintos trabajos o fases del mismo. Como puede observarse, esta obligación es análoga a la que tiene el coordinador en materia de seguridad y salud durante la elaboración del proyecto, por lo que cuanto dijimos al respecto resulta de aplicación aquí. Coordinar las actividades de la obra para garantizar que los contratistas y, en su caso, los subcontratistas y los trabajadores autónomos apliquen de manera coherente y responsable los principios de la acción preventiva que se recogen en el artículo 15 de la LPRL, los cuales deben considerarse como los principios generales aplicables durante la ejecución de la obra, durante dicha ejecución. Aprobar el plan de seguridad y salud elaborado por el contratista y, en su caso, las modicaciones al mismo. Organizar la coordinación de actividades empresariales prevista en el artículo 24 de la LPRL. Coordinar las acciones y funciones de control de la aplicación correcta de los métodos de trabajo. Adoptar las medidas necesarias para que sólo las personas autorizadas puedan acceder a la obra. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 29 Un eventual incumplimiento de sus obligaciones por parte del coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra dará lugar a responsabilidad contractual frente al promotor que le haya designado, responsabilidad que puede ser de tipo laboral, si fuera ésta la naturaleza del vínculo que les liga, aunque lo normal, por tratarse de profesionales liberales en la generalidad de los casos, será la responsabilidad civil por daños y perjuicios derivados del incumplimiento. En cuanto a la responsabilidad penal, dependerá del alcance que los órganos jurisdiccionales competentes en el orden penal den a lo dispuesto en los artículos 316 y 318 del Código Penal, en cuanto a los posibles sujetos de imputación del delito de riesgo por incumplimiento de la normativa de prevención de riesgos laborales, aunque lo cierto es que el coordinador no tiene legalmente atribuido el deber de protección de los trabajadores, deber que corresponde en exclusiva al empresario, a tenor de lo dispuesto en el artículo 14.1 de la LPRL. 3.1.2.2. Contratista y subcontratistas Estarán obligados a: Aplicar los principios de la acción preventiva que se recogen en el artículo 15 de la LPRL, antes relacionados, en particular al desarrollar las tareas o actividades indicadas en el subapartado precedente. Cumplir y hacer cumplir a su personal lo establecido en el plan de seguridad y salud. Informar y proporcionar las instrucciones adecuadas a los trabajadores autónomos sobre todas las medidas que hayan de adoptarse en lo que se reere a su seguridad y salud en la obra. Al margen de las obligaciones anteriores, los contratistas y subcontratistas serán responsables de la ejecución correcta de las medidas preventivas jadas en el plan de seguridad y salud en lo relativo a las obligaciones que les correspondan a ellos directamente o, en su caso, a los trabajadores autónomos por ellos contratados. 3.1.2.3. Trabajadores autónomos Estarán obligados a: Aplicar los principios de la acción preventiva que se recogen en el artículo 15 de la LPRL, en particular al desarrollar las tareas o actividades CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 30 relacionadas en el subapartado dedicado a las obligaciones del coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra. Cumplir las obligaciones en materia de prevención de riesgos que establece para los trabajadores el artículo 29, apartados 1 y 2, de la LPRL. Se trata, en concreto, de usar adecuadamente las máquinas, aparatos, herramientas, sustancias peligrosas, equipos de transporte y, en general, cualesquiera otros medios con los que desarrollen su actividad y utilizar correctamente los medios y equipos de protección facilitados por el empresario, de acuerdo con las instrucciones recibidas de éste. Ajustar su actuación en la obra conforme a los deberes de coordinación de actividades empresariales establecidos en el artículo 24 de la LPRL, debiendo participar en cualquier medida de actuación coordinada que se hubiera establecido. Elegir y utilizar equipos de protección individual en los términos previstos en el Real Decreto 773/1997, de 30 de mayo, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual. Atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del coordinador en materia de seguridad y de salud durante la ejecución de la obra o, en su caso, de la dirección facultativa. Con ello se pone de maniesto la especial condición del trabajador autónomo, quien, por una parte, aporta su trabajo de una forma personal, habitual y directa a la ejecución de la obra aunando esfuerzo y resultado a un n común propiedad de un tercero, distinto a los restantes participantes en la ejecución, y, por otra parte, lo hace con independencia organizativa y medios propios, que deberán ajustarse en todo momento a los requisitos que les marque la normativa especíca de aplicación. 3.1.2.4. Trabajadores Los contratistas y subcontratistas deberán garantizar que los trabajadores reciban una información adecuada y comprensible de todas las medidas que hayan de adaptarse en lo que se reere a su seguridad y su salud en la obra. Una copia del Plan de seguridad y salud y de sus posibles modicaciones, a los efectos de su conocimiento y seguimiento, será facilitada por el contratista a los representantes de los trabajadores en el centro de trabajo. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 31 Los trabajadores están obligados a seguir las indicaciones especicadas en el plan, así como el uso de las medidas de protección que se les proporcione, debiendo pedir aquella protección que consideren necesaria y no se les ha facilitado. 3.1.3. Seguro de responsabilidad civil y todo riesgo Será preceptivo en la obra, que los técnicos responsables dispongan de cobertura de responsabilidad civil profesional; asimismo el contratista deberá disponer de cobertura de responsabilidad civil en el ejercicio de su actividad industrial, cubriendo el riesgo inherente a su actividad como constructor, por los daños a terceras personas de los que pueda resultar responsabilidad civil extracontractual a su cargo, por los hechos nacidos de culpa o negligencia, imputables al mismo o a personas de las que deba responder, se entiende que esta responsabilidad civil debe quedar ampliada al campo de la responsabilidad civil patronal. El Contratista viene obligado a la contratación de su seguro en la modalidad de todo riesgo a la construcción durante el plazo de ejecución de la obra con ampliación de un periodo de mantenimiento de un año, contado a partir de la fecha de terminación denitiva de la obra. 3.2. Condiciones de índole facultativa 3.2.1. Coordinador de seguridad y salud Esta gura de la seguridad y salud fue creada mediante los artículos 3, 4, 5 y 6 de la Directiva 92/57 C.E.E. Disposiciones mínimas de seguridad y salud que deben aplicarse a las obras de construcción temporales o móviles . El R.D. 1627/97 de 24 de Octubre, traspone a nuestro Derecho Nacional esta normativa incluyendo en su ámbito de aplicación cualquier obra pública o privada en la que se realicen trabajos de construcción o ingeniería civil. 3.2.2. Plan de seguridad y salud en el trabajo El artículo 7 del R.D. 1627/97, indica que cada contratista elaborará un Plan de seguridad y salud en el trabajo. Este Plan deberá ser aprobado, antes del inicio de la obra, por el Coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 32 3.2.3. Libro de incidencias, registro y comunicación El artículo 13 del R.D. 1627/97, regula las funciones de este documento. Las anotaciones que se incluyan en el libro de incidencias estarán únicamente relacionadas con la inobservancia de las instrucciones, prescripciones y recomendaciones preventivas recogidas en el Plan de seguridad y salud. Las anotaciones en el referido libro sólo podrán ser efectuadas por el coordinador, responsable del seguimiento del Plan de seguridad y salud, por la Dirección facultativa, por el contratista principal, por los subcontratistas o sus representantes, por técnicos de los Centros Provinciales de seguridad y salud, por la Inspección de Trabajo, por miembros del Comité de seguridad y salud y por los representantes de los trabajadores en la obra. Efectuada una anotación en el libro de incidencias, el empresario principal deberá remitir en el plazo máximo de (24) veinticuatro horas, copias a la Inspección de Trabajo de la provincia en que se realiza la obra, al responsable del seguimiento y control del Plan, al Comité de Salud y Seguridad y al representante de los trabajadores. Sin perjuicio de su consignación en el libro de incidencias, el empresario deberá poner en conocimiento del responsable del seguimiento y control del Plan de seguridad y salud, de forma inmediata, cualquier incidencia relacionada con el mismo, dejando constancia fehaciente de ello. Los partes de accidentes, noticaciones e informes relativos a la seguridad y salud que se cursen por escrito por quienes estén facultados para ello, deberán ser puestos a disposición del responsable del seguimiento y control del Plan de seguridad y salud. 3.3. Condiciones técnicas 3.3.1. Maquinaria Cumplirán las condiciones establecidas en el Anexo IV, Parte C, Puntos 6, 7 y 8 del Real Decreto 1627/1997. La maquinaria de todos los accesorios de prevención establecidos, será manejada por personal especializado, se mantendrán en buen uso, para lo cual se someterán a revisiones periódicas y en caso de averías o mal funcionamiento se paralizarán hasta su reparación. El uso, mantenimiento y conservación de la maquinaria se harán siguiendo las instrucciones del fabricante. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 33 Los elementos de protección, tanto personales como colectivos deberán ser revisados periódicamente para que puedan cumplir ecazmente su función. Las operaciones de instalación y mantenimiento, deberán registrarse documentalmente en los libros de registro pertinentes de cada máquina. De no existir estos libros, para aquellas máquinas utilizadas con anterioridad en otras obras, antes de su utilización, deberán ser revisadas en profundidad por personal competente, asignándoles el mencionado libro de registro de incidencias. Las máquinas con ubicación variable, tales como circular, vibrador, soldadura, etc., serán revisadas por personal experto antes de su uso en obra, quedando a cargo de la Jefatura de la obra, con la ayuda del Vigilante de Seguridad, la realización del mantenimiento de las máquinas según las instrucciones proporcionadas por el fabricante. 3.3.2. Instalaciones provisionales de obra 3.3.2.1. Instalación eléctrica Cumplirá el vigente Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y las siguientes condiciones particulares. A) Cuadros eléctricos: Los cuadros de distribución eléctrica serán construidos con materiales incombustibles e inalterables por los agentes atmosféricos. Serán de construcción estanca al agua. La tapa del cuadro permanecerá siempre cerrada y se abrirá exclusivamente por personal competente y autorizado para ello. Las líneas generales de fuerza deberán ir encabezadas por un disyuntor diferencial de 300 mA de sensibilidad. Se comprobará que al accionar el botón de prueba del diferencial, cosa que se deberá realizar periódicamente, éste se desconecta y en caso contrario es absolutamente obligatorio proceder a la revisión del diferencial por personal especializado y en último caso sustituirlo por uno nuevo. El cuadro general deberá ir provisto de interruptor general de corte omnipolar que deje toda la obra sin servicio, totalmente aislado en todas sus partes activas. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 34 Los enchufes y tomas de corriente serán de material aislante, doble aislamiento, disponiendo de uno de los polos para la toma de tierra. Todos los elementos eléctricos, como fusibles, cortacircuitos, interruptores, etc., deberán ser de equipo completamente cerrado que imposibiliten en cualquier caso, el contacto fortuito de personas o cosas. Todas las bornas de las diferentes conexiones deberán estar provistas de protectores adecuados que impidan un contacto directo con las mismas. En el cuadro eléctrico general, se deben colocar interruptores (uno por enchufe) que permitan dejar sin corriente los enchufes en los cuales se vaya a conectar maquinaria de 10 o más amperios, de forma que sea posible enchufar y desenchufar la máquina sin corriente. B) Conductores eléctricos: Todas las máquinas accionadas por energía eléctrica deberán disponer de conexión a tierra, siendo la resistencia máxima permitida de los electrodos o placas, de 5 a 10 ohmios. Los cables de conducción eléctrica, se emplearán con doble aislamiento impermeable, y preferentemente, de cubierta exterior resistente a los roces y golpes. Se evitará discurran por el suelo disponiéndose a una altura mínima de 2,5 m sobre el mismo. No estarán deteriorados, para evitar zonas bajo tensión. Las mangueras para conectar a las máquinas, llevarán además de los hilos de alimentación eléctrica correspondientes, uno para la conexión al polo de tierra del enchufe. C) Instalación eléctrica para corriente de baja tensión: No hay que olvidar que está demostrado estadísticamente que el mayor número de accidentes eléctricos se produce por la corriente alterna de baja tensión. Por ello, los trabajadores se protegerán de la corriente de baja tensión por todos los medios que siguen: No acercándose a ningún elemento con baja tensión, manteniéndose a una distancia de 0,50 m, si no es con las protecciones adecuadas, gafas de protección, casco, guantes aislantes y herramientas precisamente protegidas para trabajar a baja tensión. Si se sospechase que el CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 35 elemento está bajo alta tensión, mientras el contratista adjudicatario averigua ocial y exactamente la tensión a que está sometido, se obligará con señalización adecuada, a los trabajadores y las herramientas por ellos utilizadas, a mantenerse a una distancia no menor de 4 m, se prohibe todo trabajo que esté en tensión, se ha de asegurarse que antes de trabajar se tomen las medidas de seguridad necesarias. Caso de que la obra se interriera con una línea aérea de baja tensión y no se pudiera retirar ésta, se montarán los correspondientes pórticos de protección, manteniéndose el dintel del pórtico en todas las direcciones a una distancia mínima de los conductores de 0,50 m. Se combina, en suma, la toma de tierra de todas las masas posibles con los interruptores diferenciales, de tal manera que en el ambiente exterior de la obra, posiblemente húmedo en ocasiones, ninguna masa tome nunca una tensión igual o superior a 24 V. Todas las salidas de alumbrado de los cuadros generales de obra de baja tensión estarán dotadas con un interruptor diferencial de 30 mA de sensibilidad, y todas las salidas de fuerzas de dichos cuadros estarán dotadas con un interruptor diferencial de 300 mA de sensibilidad. La toma de tierra se volverá a medir en la época más seca del año y se mantendrá con grado de humedad óptimo. D) Instalación eléctrica para corriente de alta tensión: Dada la suma gravedad que casi siempre supone un accidente con corriente eléctrica de alta tensión, siempre que un elemento con alta tensión intervenga como parte de la obra, o se interera con ella, el contratista adjudicatario queda obligado a enterarse ocial y exactamente de la tensión. Se dirigirá, por ello, a la compañía distribuidora de electricidad o a la entidad propietaria del elemento con tensión. En función de la tensión averiguada, se considerarán distancias mínimas de seguridad para los trabajos en la proximidad de instalaciones en tensión, medidas entre el punto más próximo con tensión y cualquier parte extrema del cuerpo del trabajador o de las herramientas por él utilizadas, las que siguen: Tensiones desde 1 a 18 kV .............................................0,50 m. Tensiones mayores de 18 kV hasta 35 kV .......................0,70 m. Tensiones mayores de 35 kV hasta 80 kV ...................... 1,30 m. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 36 Tensiones mayores de 80 kV hasta 140 kV .....................2,00 m. Tensiones mayores de 140 kV hasta 250 kV................... 3,00 m. Tensiones mayores de 250 kV......................................... 4,00 m. Los trabajos en instalaciones de alta tensión se realizarán siempre por personal especializado y al menos por dos personas para que puedan auxiliarse. Se adoptarán las precauciones que siguen: Abrir como corte visible todas las fuentes de tensión, mediante interruptores y seccionadores que aseguren la imposibilidad de su cierre intempestivo. Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte. Reconocimiento de la ausencia de tensión. Colocar las señales de seguridad adecuadas delimitando la zona de trabajo. Se colocará derivación a toma de tierra por pértiga aislante. En trabajos y maniobras en seccionadores e interruptores se seguirán las siguientes normas: Para el aislamiento del personal se emplearán los siguientes elementos: Pértiga aislante. Guantes aislantes Banqueta aislante. Si los aparatos de corte se accionan mecánicamente, se adoptarán precauciones para evitar su funcionamiento intempestivo. En los mandos de los aparatos de corte se colocarán letreros que indiquen, cuando proceda, que no puede maniobrarse. En trabajos y maniobras en transformadores, se actuará como sigue: El secundario del transformador deberá estar siempre cerrado o en cortocircuito, cuidando que nunca quede abierto y será manejado por especialistas. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 37 Si se manipulan aceites se tendrán a mano los elementos de extinción, arena principalmente. Si el trabajo es en celda, con instalación ja contra incendios, estará dispuesta para su accionamiento manual. Cuando el trabajo se efectúe en el propio transformador, estará bloqueada para evitar que su funcionamiento imprevisto pueda ocasionar accidentes a los trabajadores. Sólo se restablecerá el servicio de una instalación eléctrica de alta tensión, cuando se tenga la completa seguridad de que no queda nadie trabajando en ella. Las operaciones que conducen a la puesta en servicio se harán en el orden que sigue: 1. En el lugar de trabajo, se retirarán las puestas a tierra y el material de protección complementario, y el jefe del trabajo, después del último reconocimiento, dará aviso de que el mismo ha concluido. 2. En el origen de la alimentación, recibida la comunicación de que se ha terminado el trabajo, se retirará el material de señalización y se desbloquearán los aparatos de corte y maniobra. 3.3.2.2. Instalación contra incendios Se instalarán extintores de polvo polivalente de acuerdo con la Norma UNE-23010, serán revisados anualmente y recargados si es necesario. Asimismo, se instalarán en los lugares de más riesgo a la altura de 1,5 m del suelo y se señalizarán de forma reglamentaria. 3.3.3. Servicios de higiene y bienestar Tal como se ha indicado en apartados anteriores de esta Memoria de este Plan de Seguridad e Higiene, se dispondrá de instalaciones de vestuarios, servicios higiénicos y comedor para los trabajadores, dotados como sigue: El vestuario estará provisto de bancos o asientos y de taquillas individuales, con llave, para guardar la ropa y el calzado. Los aseos dispondrán de un lavabo con agua corriente, provisto de jabón por cada diez empleados o fracción de esta cifra y de un espejo de dimensiones adecuadas, en la misma proporción. Se dotarán los aseos de secaderos de aire caliente o toallas de papel, existiendo, en este último caso, recipientes adecuados para depositar las usadas. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 38 Al realizar trabajos marcadamente sucios, se facilitará los medios especiales de limpieza. Existirán retretes con descarga automática de agua corriente y papel higiénico. Existiendo, al menos, un inodoro por cada veinticinco hombres o fracción de esta cifra. Las puertas impedirán totalmente la visibilidad desde el exterior y estarán provistas de cierre interior y de una percha. Se instalará una ducha de agua fría y caliente, por cada diez trabajadores o fracción de esta cifra. Las duchas estarán aisladas, cerradas en compartimentos individuales, con puertas dotadas de cierre interior. Todos sus elementos, tales como grifos, desagües y alcachofas de duchas, estarán siempre en perfecto estado de funcionamiento y las taquillas y bancos aptos para su utilización. 3.4. Medios de protección 3.4.1. Comienzo de las obras Antes de comenzar las obras, deben supervisarse las prendas y los elementos de protección individual y colectiva para ver si su estado de conservación y sus condiciones de utilización son óptimas. En caso contrario se desecharán adquiriendo, otros nuevos. Todos los medios de protección personal se ajustarán a las normas de homologación de la C.E. y se ajustarán a las disposiciones mínimas recogidas en el R.D. 773/1997 de 30 de mayo. Además, y antes de comenzar las obras, el área de trabajo debe mantenerse libre de obstáculos e incluso, si han de producirse excavaciones, regarla ligeramente para evitar la producción de polvo. Por la noche debe instalarse una iluminación suciente (del orden de 120 lux en las zonas de trabajo y de 10 lux en el resto), cuando se ejerciten trabajos nocturnos. 3.4.2. Protecciones individuales 3.4.2.1. Conformidad de los equipos de protección individual Es el Real Decreto 1407/1992 el que, en función de la categoría asignada por el fabricante del EPI, establece el trámite necesario para la comercial- CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 39 ización del mismo dentro del ámbito de la Comunidad Europea. Declaración de conformidad Los modelos de EPI clasicados como cat- egoría I por el fabricante pueden ser fabricados y comercializados cumpliendo los siguientes requisitos: El fabricante, o su mandatario establecido en la Comunidad Económica Europea (CEE), habrá de reunir la documentación técnica del equipo, a n de someterla, si así le fuese solicitado, a la Administración competente. El fabricante elaborará una declaración de conformidad, a n de poderla presentar, si así le fuese solicitado, a la Administración competente. El fabricante estampará en cada EPI y su embalaje de forma visible, legible e indeleble, durante el período de duración previsible de dicho EPI, la marca CE. Documentación técnica del fabricante La documentación deberá in- cluir todos los datos de utilidad sobre los medios aplicados por el fabricante con el n de lograr la conformidad de los EPI a las exigencias esenciales correspondientes. Deberá incluir: Un expediente técnico de fabricación formado por: Los planos de conjunto y de detalle del EPI, acompañados, si fuera necesario, de las notas de los cálculos y de los resultados de ensayos de prototipos dentro de los límites de lo que sea necesario para comprobar que se han respetado las exigencias esenciales. La lista exhaustiva de las exigencias esenciales de seguridad y de sanidad, y de las normas armonizadas y otras especicaciones técnicas que se han tenido en cuenta en el momento de proyectar el modelo. La descripción de los medios de control y de prueba realizados en el lugar de fabricación. Un ejemplar del folleto informativo del EPI. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 40 3.4.3. Señalización 3.4.3.1. Introducción En las obras de construcción, una de las instalaciones provisionales más importantes y a menudo más descuidadas es la señalización. Quizás ese descuido es debido a la falta o ausencia de una reglamentación completa y detallada sobre los distintos tipos de señales y sus requisitos de uso. Esta reglamentación surge ante la necesidad del Estado de dar respuesta a los compromisos contraídos ante la comunidad internacional y la exigencia de desarrollo reglamentario de la LPRL. 3.4.3.2. Normativa A pesar de la existencia de una norma reglamentaria especíca previa como era el RD 1403/1986, de 9 de mayo, lo cierto era que esta normativa era deciente tanto en contenido como en aplicación práctica, por ello, esta situación se intenta paliar con el RD 485/1997, de 14 de abril sobre disposiciones mínimas en Materia de Señalización de seguridad y salud en el Trabajo, que deroga el RD 1403/1986, y que es aplicable a todos los lugares de trabajo, incluidas obras de construcción siendo fruto de la transposición de la Directiva 92/58/CEE que establece las disposiciones mínimas en materia de señalización, esta normativa se completa con la Guía Técnica que elaborará el Instituto de seguridad y salud en el Trabajo. La señalización de seguridad y salud se dene como la señalización que, referida a un objeto, actividad o situación determinadas, proporcione una indicación o una obligación relativa a la seguridad o la salud en el trabajo mediante una señal en forma de panel, un color, una señal luminosa o acústica, una comunicación verbal o una gestual según proceda. Hay señales de prohibición, de obligación, de salvamento o de socorro, señales indicativas, en forma de panel, señales adicionales (que son utilizadas junto a otras), color de seguridad, símbolos o pictogramas, señales luminosas, acústicas, comunicación verbal y señales gestuales. El empresario tiene la obligación de informar y de formar a los trabajadores en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo, todo ello sin perjuicio de lo establecido en la LPRL a este respecto. La información que reciban los trabajadores se referirá a las medidas a tomar con relación a la utilización de dicha señalización de seguridad y salud. Por otra parte, la formación que se imparta a los trabajadores deberá ser adecuada, haciendo especial hincapié en el signicado de las señales, con especial atención a los mensajes verbales y gestuales, y en los comportamientos CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 41 que los trabajadores deben adoptar en función de dichas señales. 3.4.3.3. Colores de seguridad En la señalización de seguridad, se jan unos colores de seguridad, que formarán parte de esta señalización de seguridad, pudiendo por sí mismos constituir dicha señalización. Así el color rojo tiene un signicado de Prohibición, Peligro-Alarma, o está asociado a material y equipos de lucha contra incendios, el color amarillo o amarillo anaranjado, tendría un signicado de advertencia, mientras que el azul tendría un signicado de obligación, nalmente el color verde es utilizado en señales de salvamento y situaciones de seguridad. Además del signicado de los colores utilizados en la señalización, se jan los supuestos en los que estos colores están especialmente indicados. Otro aspecto muy importante a tener en cuenta relacionado con el color de las señales es el color de fondo de las mismas. Para una mejor percepción de la señalización de seguridad, el color de seguridad de las señales debe ser compatible con su color de fondo, por ello se utilizaran unos colores de contraste que se combinaran con el color de seguridad, así al color de seguridad rojo corresponde el color blanco como color de contraste, al amarillo o amarillo anaranjado correspondería el color negro y para los colores de seguridad azul y verde correspondería el color de contraste blanco. Los colores empleados en seguridad tienen asignado el signicado que encontramos en la tabla 3.1. Cuadro 3.1: Colores para la seguridad. La relación entre color de fondo (sobre el que tenga que aplicarse el color de seguridad) con el color contraste lo encontramos en la tabla 3.2. 3.5. Organización de la seguridad en la obra 3.5.1. Servicio médico Se dispondrá de un servicio médico mancomunado, donde se realizará tanto los reconocimientos previos, periódicos como especiales y se prestará CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 42 Cuadro 3.2: Colores de contraste para la seguridad. la asistencia debida a accidentados y enfermos. Se deberá efectuar un reconocimiento médico a los trabajadores antes de que comiencen a prestar sus servicios en la obra, comprobando que son aptos (desde el punto de vista médico), para el tipo de trabajo que se les vaya a encomendar. Periódicamente (una vez al año) se efectuarán reconocimientos médicos a todo el personal de la obra. Botiquín de primeros auxilios: El contenido de los botiquines se ajustará a lo especicado en el Art. 43-5 de la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo, que dice: En todos los centros de trabajo se dispondrá de botiquines jos o portátiles, bien señalizados y convenientemente situados, que estarán a cargo de socorristas diplomados o, en su defecto, de la persona más capacitada designada por la Empresa. Cada botiquín contendrá como mínimo: agua oxigenada, alcohol de 96o, tintura de iodo, mercurocromo, amoniaco, gasa estéril, algodón hidrólo, vendas, esparadrapo, antiespasmódicos, analgésicos y tónicos cardíacos de urgencia, torniquete, bolsas de goma para agua o hielo, guantes esterilizados, jeringuilla, hervidor, agujas para inyectables y termómetro clínico. Se revisarán mensualmente y se repondrá inmediatamente lo usado. Prestados los primeros auxilios por la persona encargada de la asistencia sanitaria, la Empresa dispondrá lo necesario para la atención médica consecutiva al enfermo o lesionado. 3.5.2. Comité de seguridad y salud Se constituirá un Comité de seguridad y salud en todos los centros de trabajo que cuenten con 50 o más trabajadores y estará formado por los Delegados de Prevención, de una parte, y por el empresario y/o sus representantes en número igual al de los Delegados de Prevención, de la otra. CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 43 Si la obra no contase con representantes de los trabajadores, no existirá Delegado de Prevención y por lo tanto, no se podrá crear el Comité de seguridad y salud como tal. En su lugar se creará un Comité de Prevención que contará con las funciones del Comité de seguridad y salud y que se reejan en el art. 38 "Comité de seguridad y salud" de la Ley 31/1995 de Prevención de Riesgos Laborales. 3.5.3. Formación en seguridad y salud De conformidad con el artículo 18 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales, todo el personal debe recibir, al ingresar en la obra FORMACIÓN e INFORMACIÓN de los métodos de trabajo y los riesgos que éstos pudieran entrañar, conjuntamente con las medidas de seguridad que deberán emplear. Será impartida por persona competente que se encuentre permanentemente en la obra (Jefe de Obra, Encargado, o bien otra persona designada al efecto). 3.6. En caso de accidente 3.6.1. Acciones a seguir El accidentado es lo primero, se le atenderá de inmediato con el n de evitar el agravamiento o progresión de las lesiones. En caso de caída desde altura o a distinto nivel y en el caso de accidente eléctrico, se supondrá siempre, que pueden existir lesiones graves, en consecuencia, se extremarán las precauciones de atención primaria en la obra, aplicando las técnicas especiales para la inmovilización del accidentado hasta la llegada de la ambulancia y de reanimación en el caso de accidente eléctrico. En caso de gravedad maniesta, se evacuará al herido en camilla y ambulancia; se evitarán en lo posible según el buen criterio de las personas que atiendan primariamente al accidentado, la utilización de los transportes particulares, por lo que implican de riesgo e incomodidad para el accidentado. 3.6.2. Comunicaciones en caso de accidente laboral La empresa comunicará de forma inmediata a las siguientes personas los accidentes laborales producidos en la obra: Accidentes de tipo leve CAPÍTULO 3. PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD 44 A la Autoridad Laboral: en las formas que establece la legislación vigente en materia de accidentes laborales. Al Coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra: de todos y de cada uno de ellos, con el n de investigar sus causas y adoptar las correcciones oportunas. Accidentes de tipo grave Al Coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra: de todos y de cada uno de ellos, con el n de investigar sus causas y adoptar las correcciones oportunas. A la Dirección Facultativa de la obra: de forma inmediata, con el n de investigar sus causas y adoptar las correcciones oportunas. A la Autoridad Laboral: en las formas que establece la legislación vigente en materia de accidentes laborales. Accidentes mortales Al juzgado de guardia: para que pueda procederse al levantamiento del cadáver y a las investigaciones judiciales. Al Coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra: de todos y de cada uno de ellos, con el n de investigar sus causas y adoptar las correcciones oportunas. A la Dirección Facultativa de la obra: de forma inmediata, con el n de investigar sus causas y adoptar las correcciones oportunas. A la Autoridad Laboral: en las formas que establece la legislación vigente en materia de accidentes laborales. TML DOCUMENTO IV PRESUPUESTO Índice general 1. Coste de Ejecución del Proyecto 1.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2. Elementos imprescindibles para el estudio . . . . . . . . . . . 1.3. Cálculo de los Costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3.1. Presupuesto de la instalación y obra civil . . . . . . . 1.3.2. Precio del terreno en el que se construirá la subestación 1.3.3. Variables restantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.4. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2. Rentabilidad y Vistas de Futuro 3 3 3 5 5 9 9 10 12 2.1. Venta de Energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2.2. Rentabilidad y Vistas de Futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 1 Índice de cuadros 1.1. Coste generado por la instalación de la aparamenta en AT. . . 6 1.2. Coste generado por la instalación de la aparamenta en MT. . 6 1.3. Coste del transformador de potencia de la subestación. . . . . 6 1.4. Coste debido a las estructuras y a los elementos de conexión. 7 1.5. Coste debido a los sistemas de protección, medida, etc. . . . . 7 1.6. Coste debido a las instalaciones auxiliares. . . . . . . . . . . . 7 1.7. Coste debido a la obra civil en la subestación. . . . . . . . . . 8 1.8. Coste debido a los aerogeneradores. . . . . . . . . . . . . . . . 8 1.9. Coste del cableado submarino (con instalación). . . . . . . . . 8 1.10. Coste de ingeniería de detalle. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 1.11. Coste de elementos restantes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 1.12. Presupuesto nal a invertir. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.1. Benecio acumulado por la venta de energía. . . . . . . . . . 14 2 Capítulo 1 Coste de Ejecución del Proyecto 1.1. Introducción Como último apartado de este proyecto encontramos el presupuesto, el cual nos determinará el coste nal de la ejecución de la obra y del mantenimiento que conllevará. Analizaremos en secciones posteriores, junto con los ingresos, hasta que punto es rentable el implantar una subestación eléctrica en el emplazamiento requerido. En nuestro caso, como recordatorio, hablamos de un parque eólico marino piloto, formado por dos aerogeneradores de 5 MW cada uno, situados a 3 Km aproximadamente de la costa, los cuales pueden trabajar hasta un 20 % más de su capacidad de forma permanente. La energía creada por estos aerogeneradores la podemos implantar a la red de transporte a 66 KV gracias a la subestación elevadora al aire libre que encontramos a unos cuantos metros de la costa. En apartados anteriores ya escogimos como opción más rentable la elección de evacuar la tensión a 13 KV, por lo que este concepto lo mantendremos con la diferencia de que ahora jaremos como referencia un horizonte de operación de 30 años de vida útil para los aerogeneradores. 1.2. Elementos imprescindibles para el estudio Para llevar a cabo los análisis propuestos serán objeto de estudio las siguientes variables, que por sus características resultan disponer de un grado de inuencia determinante: 3 CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 4 Presupuesto de la instalación. Precio de la obra civil. Precio del terreno en el que se construirá la subestación. Costes de mantenimiento. Impacto ambiental. Condiciones geográcas. Condiciones climatológicas. Las cuatro primeras variables son dependientes únicamente del precio asociado a las mismas, y serán las utilizadas para establecer un primer criterio a la hora de invertir. Posteriormente se incluirá la inuencia de las variables restantes en la toma de decisión. A continuación se describen dichas variables con objeto de jar la idea de la importancia de cada una sobre el proyecto general: Presupuesto de la instalación Este presupuesto concierne al precio de la instalación que dividiremos en dos partes, la primera parte que será la encargada de realizar la función propia de la subestación (transformación de tensión), es decir, embarrados, interruptores, seccionadores, autoválvulas, transformadores (de tensión, corriente, potencia), etc, tanto la parte de alta como la de media tensión. Y una segunda parte en la que se incluirá el coste de los aerogeneradores y todo lo que conlleva su montaje. Precio del terreno en el que se construirá la subestación Esta variable puede llegar a presentar unas oscilaciones realmente grandes, se podría decir que junto con el PE es el factor más determinante y sobre el que se centra la toma de decisión de la instalación de una subestación.Por ello es importante el haber tomado la opción de construir el aparallaje del lado de Media Tensión en la subestación de forma modular, ya que con esta disposición ahorramos un gran espacio y consecuentemente, un gran coste de terreno. Por lo que el precio del m2 resulta vital para la viabilidad presupuestaria del proyecto, hace que el precio del suelo haya de ser considerado y estudiado con especial atención. CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 5 Precio de la obra civil Esta variable concierne a lo que cuesta realizar la obra civil para la instalación, salas de control, almacén, aseos. Es una variable elevada, pero no resultan tan grandes como en las variables mencionadas con anterioridad. Costes de mantenimiento En esta variable se incluirá lo que cueste el mantenimiento de cada una de las instalaciones durante 30 años, de tal modo que se dote de una cierta relevancia económica a la explotación de la instalación y así incluir todos los costes de forma más completa y con perspectivas globales de futuro, ya que la periodicidad del mantenimiento de la instalaciones depende principalmente de la abilidad de las instalaciones. Impacto ambiental Esta variable será ponderada de tal modo que se incluya la importancia de las consecuencias para el medioambiente que pueda tener la implantación de una subestación en una determinada zona. Condiciones geográcas Esta variable se ponderará con un valor en función de la geografía del terreno o de la zona, teniendo en cuenta sobre todo la accesibilidad, el tipo de suelo y proximidad del mar. Condiciones climatológicas Esta variable también será ponderada de tal modo que el clima de la zona tenga una cierta inuencia en la elección del tipo de elementos que usaremos en la subestación. 1.3. Cálculo de los Costes En este apartado tendremos en cuenta todos los elementos citados en la sección anterior para hallar de forma orientativa los costes a los que pueden ascender la instalación de un parque eólico marino piloto. 1.3.1. Presupuesto de la instalación y obra civil Como nombramos en el apartado anterior, los costes de la instalación son tantísimos que para una mejor comprensión los desglosaremos en las tablas que se muestran a continuación. Todas las tablas que debemos analizar se encuentran desde la tabla 1.1 hasta la tabla 1.11, los costes correspondientes, como dijimos en el párrafo anterior, los encontraremos desglosados, principalmente en costes referidos a la subestación y a los aerogeneradores. CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO Cuadro 1.1: Coste generado por la instalación de la aparamenta en AT. Cuadro 1.2: Coste generado por la instalación de la aparamenta en MT. Cuadro 1.3: Coste del transformador de potencia de la subestación. 6 CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 7 Cuadro 1.4: Coste debido a las estructuras y a los elementos de conexión. Cuadro 1.5: Coste debido a los sistemas de protección, medida, etc. Cuadro 1.6: Coste debido a las instalaciones auxiliares. CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO Cuadro 1.7: Coste debido a la obra civil en la subestación. Cuadro 1.8: Coste debido a los aerogeneradores. Cuadro 1.9: Coste del cableado submarino (con instalación). Cuadro 1.10: Coste de ingeniería de detalle. 8 CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 9 Cuadro 1.11: Coste de elementos restantes. 1.3.2. Precio del terreno en el que se construirá la subestación Para la situación del presente proyecto, consideraremos el precio del suelo a 1,000 ¿/m2 .A primera vista parece barato, pero realmente es lo propio de una zona próxima a la costa, alejada de los núcleos urbanos ya existentes y no edicable para conceptos hosteleros y turísticos. Como se puede observar en el apartado de planos el terreno abarca una supercie de 3,000 m2 , que se distribuyen en 40 m de ancho y 75 m de largo. Por lo que el precio nal que debemos pagar por el terreno en el que situaremos la subestación será de 3,000,000 ¿. 1.3.3. Variables restantes En este apartado vamos a incluir las variables que como dijimos antes, afectan al proyecto, pero que económicamente afectan de forma mínima, por lo que no las tendremos en cuenta en el presupuesto nal. Costes de mantenimiento No hemos querido incluir estos costes porque los consideramos un coste a largo plazo, por lo que a la hora de la inversión, es un dato a tener en cuenta, pero no es decisivo. La importancia económica de este coste es una incertidumbre. Siempre que no se presenten imprevistos los costes de mantenimiento no ascienden a cifras muy altas, pero si nos encontramos con fallos de elementos primordiales, los costes de mantenimiento y reposición pueden ser muy importantes. Impacto ambiental Representa el impacto ambiental que provocará la subestación en el entorno, teniendo en cuenta que cuanto más impacto, más medidas se tendrán que adoptar para paliar los efectos. Debemos notar que al situarlos en el mar el impacto visual para las personas es menor, pero CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 10 frente los mínimos daños causados a la ora y fauna es igual en tierra, que en el mar. Condiciones geográcas Representa las características geográcas de la zona en la que se ubicará la subestación. Éstas podrán inuir en el desarrollo de la obra inmediato o a largo plazo. Se tendrá en cuenta el grado de polución de la zona, las características del suelo, la orografía del terreno (escarpado, llano), la proximidad del mar, debido a la corrosión que produce la salitre en el metal, etc. Condiciones climatológicas Representa las condiciones climatológicas habituales de la zona. Se tendrá en cuenta la intensidad de los vientos, el nivel de lluvias, las temperaturas máximas y mínimas, etc. Ya que, por ejemplo, dependiendo de las condiciones del viento promedio que se den en la zona donde ubiquemos nuestros aerogeneradores, las fuerzas que deberán soportar serán unas u otras. 1.4. Conclusiones Como conclusión del presupuesto inicial que debemos hacer frente para la construcción de un parque eólico, observamos la tabla 1.12. Encontramos de forma resumida todos los costes que tendremos que abordar para la instalación de un parque eólico piloto, formado por dos aerogeneradores y su subestación correspondiente. Cuadro 1.12: Presupuesto nal a invertir. CAPÍTULO 1. COSTE DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 11 Analizando esta tabla, podemos comentar como se reparten los costes porcentualmente. Lógicamente y como era de esperar, el elemento que más incrementa el precio es la instalación de los aerogeneradores y los aerogeneradores en sí. Alcanzando un coste de más de un 80 % del precio nal. Normalmente el porcentaje perteneciente a éstos no suele ser tan elevado, se suele encontrar entre un 60 %. La instalación nos incrementa tanto el precio porque las cimentaciones en el mar son muy caras. Otro punto importante de destacar es el precio nal del cableado submarino, normalmente, este se encuentra en porcentajes de entre el 15 y el 20 % del coste nal. Esto se debe al elevado precio del cable, por las propiedades tan denidas que tiene. Si ahora nos encontramos con el pequeño porcentaje que tienen frente al precio nal, se debe a que en una instalación normal se encontrarían mayor número de kilómetros de cable que los que encontramos en nuestra instalación piloto. Como conclusión, notamos la gran inversión de capital necesario de forma inicial para la instalación de nuestro parque piloto oshore. Cuya rentabilidad analizaremos en el capítulo posterior. Capítulo 2 Rentabilidad y Vistas de Futuro 2.1. Venta de Energía En este apartado calcularemos los benecios que produce la venta de energía generada por mis aerogeneradores marinos de la misma manera que como los calculamos en el apartado de la memoria, pero con la salvedad que ahora calcularemos el benecio en vez de a 10 años, a 30 años ya que es el tiempo promedio de vida útil de los aerogeneradores. Recordamos que la manera de calcular el benecio anual es con la fórmula 2.1: Benef n (¿) = Rtotal · Pinstalada · haño · η · (1 + teléct )n ; ∀n[1, 30] Siendo: Benef n : benecio económico anual por la energía en el año n [¿]. Rtotal : remuneración total por venta de energía [10, 539c¿/kW h]. Pinstalada : potencia instalada [kW]. η : rendimiento de la planta. haño : horas de funcionamiento del parque al año. teléct : tasa nominal de venta de electricidad. 12 (2.1) CAPÍTULO 2. RENTABILIDAD Y VISTAS DE FUTURO 13 Para un valor de potencia instalada nominal de 10 MW, tendremos que tener en cuenta las pérdidas, con 4147 horas equivalentes anuales de funcionamiento, un rendimiento del 100 % (ya que consideramos que trabajan a plena capacidad) y una tasa nominal de venta de electricidad del 4,5 %. Por lo que a continuación pasamos a calcular las pérdidas que encontramos cuando evacuamos a 13 KV, que hallamos con la fórmula 2.2: Ppérdidas = U2 P2 · L · cosφ2 · X · S (2.2) Siendo: Ppérdidas : pérdidas totales en la línea (W). P : potencia transportada por la línea (W). L: longitud de la línea (m). U : tensión de la línea (V). φ: ángulo de desfase entre la tensión e intensidad. X : conductividad del conductor (m/Ω·mm2 ), Cu=58. S : sección del conductor (mm2 ). Recordamos que el cable submarino (de cobre) a 13 KV tiene una sección de 300 mm2 y una longitud de 3200 m y el cable subterráneo (de cobre) tiene una sección de 400 mm2 y una longitud de 800 m, despreciando las pérdidas que podemos tener en el cable de unión entre los aerogeneradores, por lo que obtenemos en la ecuación 2.3: Ppérdidas = (10,106 )2 · [3200 + 800] = 102,019, 99 W 130002 · 12 · 58 · 400 (2.3) Además de las pérdidas halladas en el párrafo anterior, no nos debemos olvidar de las pérdidas que tendremos en la subestación debidas al transformador de potencia y todos los demás elementos que la forman, que las valoraremos en aproximadamente unos 150,000 W Calcularemos los benecios que producen las ventas de nuestra energía producida, para ello usaremos como Pinstalada : Pinstalada = 10·106 −102,019, 99−150,000 = 9,747,980, 01 W −→ 9, 747 M W. Obteniendo de forma esquemática de la ecuación 2.1 la tabla 2.1. En la que debemos notar que en el primer y segundo año no se produce a la máxima capacidad por lo que la venta de energía es mucho menor. CAPÍTULO 2. RENTABILIDAD Y VISTAS DE FUTURO 14 Cuadro 2.1: Benecio acumulado por la venta de energía. 2.2. Rentabilidad y Vistas de Futuro Como podemos comprobar del apartado de Estudio de Viabilidad, el VAN y el TIR de la instalación se ajustan a valores aceptables, por lo que prácticamente, si no tenemos ningún contratiempo, la rentabilidad del parque será buena. Podríamos decir que el mayor inconveniente para la viabilidad de la instalación de un parque eólico, sería el elevado coste de instalación inicial que supone. Este coste inicial lo encontramos en la tabla 1.12 en la página 10, donde recordamos que la cifra asciende casi a los 30 millones de euros, que aunque no tuviésemos en cuenta el coste de mantenimiento de las instalaciones durante la vida útil del parque, los benecios que se obtienen se multiplican de forma notable. Para ello sólo nos tenemos que jar detenidamente en la tabla 2.1, y observar como prácticamente a mediados de la vida útil del parque recuperaríamos la inversión inicial realizada, limitándonos el resto de años a obtener benecios. Aún suponiendo que incluimos los costes de mantenimiento al presupuesto inicial, frente a los benecios de casi 80 millones de euros, estos costes resul- CAPÍTULO 2. RENTABILIDAD Y VISTAS DE FUTURO 15 tan insignicantes. Este tipo de mantenimiento sería siempre de tipo preventivo, ya que si nos encontrásemos con la ruptura de algún elemento el coste se incrementaría bastante, además que, si se produjesen sucientes accidentes y averías como para que las aseguradoras entiendan que los parques eólicos son un producto de alto riesgo, éstas tras perder mucho dinero pagando compensaciones se han vuelto muy severas. Los seguros obligatorios serían mucho más caros y obligan a mayores revisiones y al reemplazo de alguna de las piezas más susceptibles de averías, pero también más caras. Todo esto disminuye la rentabilidad enormemente. En algunos casos la aseguradora podría no aceptar cubrir los riesgos de un aerogenerador que tenga demasiados años de funcionamiento, por lo que aunque los fabricantes prometan que el molino durará 30 años por lo menos, si no se puede tener en uso más allá del tiempo que las aseguradoras estén dispuestas a aceptar, de nada servirá esa supuesta duración. Otro problema que nos podría surgir es la variabilidad del viento, cuando no sopla, el molino no produce electricidad. Cuando sopla con fuerza, como en las tormentas, produce unas cantidades de energía muy superiores a las que se pensaba en un principio. Estas potencias son tan fuertes que el molino no es capaz de aprovechar toda la energía por riesgo de sobrecalentamiento y avería por lo que tiene que desaprovechar la mayoría. Si se pudiera aprovechar toda, la rentabilidad aumentaría drásticamente. Por lo que como en todo, no hay negocios garantizados y este es uno más de tantos. Se invierte mucho capital para recuperar la inversión y entrar en benecios al cabo de unos años. Pero nadie puede asegurarte que los molinos vayan a durar tanto tiempo, aunque sepamos de forma estadística que realmente duran hasta 30 años. Desde el punto de vista personal, creo que que con los datos hallados en este documento y con la mejora continua de las tecnologías, la rentabilidad de los parques eólicos y su futuro está más que garantizado.