Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.1 1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.2 ÍNDICE Pag. 1.1.1 DESCRICIÓN GENERAL DEL PROYECTO………….….……………6 1.1.1.1 ANTECENEDENTES..............................................................................6 1.1.1.2 OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO...............................................................7 1.1.3 CONSIDERACIONES PREVIAS……………………………..…………8 1.1.3.1 SITUACIÓN Y CONDICIONES AMBIENTALES DEL EMPLAZAMIENTO……..…8 1.1.3.2 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES……………….……………..…..9 1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN……………….…...10 1.1.4.1 ELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA…………………….…..…..….10 1.1.4.2 ELECCIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN………………………………….……….16 1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES…………………..….…. 19 1.1.5.1 ESQUEMA UNIFILAR………………………………………………………..…..…….19 1.1.5.2 NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA…………………………………20 1.1.5.3 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS…………………………………….………………..21 1.1.5.4 SISTEMA DE 132 KV BLINDADO…………………………………….……………….21 1.1.5.4.1 Características generales de las celdas……………………………………………..22 1.1.5.4.1.1 Celdas de línea……………………………………………………………………….24 1.1.5.4.1.2 Celdas de transformador…………………………………………………………….25 1.1.5.4.1.3 Celda de acoplamiento………………………………………………………………25 1.1.5.4.1.4 Módulo de medida de tensión en barras…………………………………………..26 1.1.5.4.2 Características particulares y nominales de la aparamenta……………………….26 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.3 1.1.5.4.2.1 Embarrados……………………………………………………………………………26 1.1.5.4.2.2 Seccionadores……………………………………………………….………..………26 1.1.5.4.2.2.1 Seccionador/Seccionador de tierra……………………………………………….27 1.1.5.4.2.2.2 Seccionadores de mantenimiento……………………………….….….…………29 1.1.5.4.2.2.3 Seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido……….…………..…………30 1.1.5.4.2.3 Interruptores……………………………………………………………..…………….32 1.1.5.4.2.4Transformadores de tensión…………………………………….……………………33 1.1.5.4.2.5 Transformadores de corriente…………………….…………………………………35 1.1.5.4.2.6 Interfaces alta tensión………………………………………………………………..37 1.1.5.5 SISTEMA DE 132 kV CONVENCIONAL……………………………………………….40 1.1.5.5.1 Interruptores automáticos………………………………………………………………40 1.1.5.5.2 Seccionadores…………………………………………………………………………..41 1.1.5.5.3 Transformadores de tensión………………………………………………..…………42 1.1.5.5.4 Transformadores de corriente………………………………………..……………….43 1.1.5.5.5 Pararrayos……………………………………………………………..………………..43 1.1.5.5.6 Embarrados………………………………………………………….………………….44 1.1.5.6 TRANSFORMADORES DE POTENCIA………………….……………………………45 1.1.5.6.1 Características nominales………………………………………………………….….45 1.1.5.6.2 Características estructurarles del transformador……………………………………46 1.1.5.6.2.1 Núcleo………………………………………………………………….………………46 1.1.5.6.2.2 Devanados…………………………………………………………….………………47 1.1.5.6.2.4 Ajuste de Voltajes (Tomas)…………………………………….……………………47 1.1.5.6.2.3 Estructura de fijación…………………………………………………………………48 1.1.5.6.2.5 Tanque y conservador……………………………………………………………….48 1.1.5.6.2.6 Medidas para la reducción de ruido……………………………….………………..49 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.4 1.1.5.6.2.7 Terminales de conexión………………………………………………………………50 1.1.5.6.2.8 Equipo de protección y control……………………………….………………………50 1.1.5.6.3 Pruebas………………………………………………………………..………………….52 1.5.6.3.1 Pruebas de rutina………………………………………………………………………..52 1.1.5.6.3.2 Pruebas de tipo y especiales…………………………………………………………52 1.1.5.7 AUTOVÁLVULAS…………………………………………………………………………..54 1.1.5.7.1 Características nominales……………………………………….………………………54 1.1.5.8 SISTEMA DE 20 kV…………………………………………………...………………….. 55 1.1.5.8.1 Características generales……………………………………………………………….55 1.1.5.8.2 Estructura general de las celdas………………………………………………………..56 1.1.5.8.3 Características generales de operación y protección de los módulos……………..58 1.1.5.8.4 Componentes de las Celdas de Distribución…………………………………………59 1.1.5.8.5 Características del aparellaje……………………………………………………………63 1.1.5.8.5.1 Interruptores………………………………………………………………….…………63 1.1.5.8.5.2 Transformadores de intensidad………………………………………………………64 1.1.5.8.5.3 Transformadores de tensión………………………………………………………….65 1.1.5.8.5.4 Seccionadores……………………………………………………………….…………65 1.1.5.8.6 Embarrados……………………………………………………..………………………..66 1.1.5.9 SERVICIOS AUXILIARES……………………………………..………………………….67 1.1.5.9.1 Servicios auxiliares de c.a…………………………………….………………………..67 1.1.5.9.2 Servicios auxiliares de c.c…………………………………….………………………..68 1.1.5.9.3 Telecontrol…………………………………………………….………………………….68 1.1.5.10 ALUMBRADO…………………………………………………….……………………….72 1.1.5.10.1 Alumbrado de subestación convencional…………….………………………………72 1.1.5.10.1.2 Alumbrado exterior………………………………….………………………………..72 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.5 1.1.5.10.1.2 Alumbrado interior……………………………………………………………………73 1.1.5.10.1.3 Alumbrado de emergencia………………………………………………………….73 1.1.5.10.4 Alumbrado de subestación blindada…………………………………………………74 1.1.5.10.1.5 Alumbrado interior……………………………………………………………………74 1.1.5.10.1.6 Alumbrado de emergencia………………………………………………………….74 1.1.5.11 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA……………………………………………….75 1.1.5.11.1 Subestación convencional…………………………………………………………….75 1.1.5.11.2 Subestación blindada………………………………………………………………….76 1.1.6 OBRA CIVIL.........................................................................................78 1.1.6.1 Salas de celdas de alta y media tensión……………….……………………………….78 1.1.6.2 Puente grúa…………………………………………………………………………….….79 1.1.6.2.1 Características del puente grúa……………………………………………….………79 1.1.6.3 Bancadas de los transformadores……………………………………….……………...80 1.1.6.4 Canalizaciones eléctricas…………………………………….………………………..…80 1.1.6.5 Montaje de celdas…………………………………………………………………………81 1.1.6.6 Protección contra incendios....................................................................................82 1.1.6.7 Abastecimiento y evacuación de aguas..................................................................83 1.1.7 MEDIDAS CORRECTIVAS………………………...…………………….84 1.1.7.1 Impacto urbanístico……………………………………………………………………….84 1.1.8EQUIPO AUXILIAR………………………………..………………………85 1.1.9 CÓDIGOS Y NORMAS……………………………………..…………….86 1.1.9.1 Sistema de 132 kV………………………………………………………………………..86 1.1.9.2 Transformador…………………………………………………………………………….87 1.1.10 BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………..89 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.6 1.1.1 DESCRICIÓN GENERAL DEL PROYECTO 1.1.1.1 ANTECENEDENTES El presente proyecto pretende establecer un criterio de decisión a la hora de la implantación de un determinado tipo de subestación, con objeto de conocer a fondo las dos tecnologías comúnmente utilizadas por todas las compañías eléctricas, así como de aportar una visión general de las implicaciones y factores a tener en cuenta con respecto a la zona de construcción de la instalación. Se tratará un caso en concreto donde surja una duda razonable acerca del tipo de instalación a instalar, debido a la ubicación de la obra. Para ello se partirá de la siguiente situación ideal descrita a continuación. Debido a la futura construcción de un núcleo urbano en la zona de las Rías Bajas gallegas, próximo a la ciudad de Pontevedra, se proyecta la implantación de una subestación transformadora de alta tensión a media tensión, capacitada para abastecer a una demanda estimada de 60 MVA para dicho núcleo. Toda la potencia se destinará íntegramente al uso particular de las viviendas, por lo que la urbanización deberá de poseer varios centros de transformación, a los que acometerán las líneas de media tensión salientes de la subestación. Se trata de estudiar qué tipo de subestación será más apropiada construir en la zona, si una convencional o una blindada. Dicha subestación, denominada “Rías Bajas”, se situará en una zona próxima al núcleo urbano, y se ha de tener en cuenta a la hora de su elección, los posibles impactos que pueda provocar. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.7 1.1.1.2 OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO El objeto del proyecto es el de determinar el tipo de subestación apropiado para implantar en una zona de las Rías Bajas. Hecho que se llevará a cabo a través de una comparación entre los dos tipos de instalación estudiados (subestación blindada y subestación convencional). Para ello se realizará el diseño de las dos, para posteriormente comparar económicamente las dos instalaciones, aplicando dicha comparación a un horizonte de 25 años, a lo que habrá que añadir la influencia de los posibles impactos. Los límites entre los que se construirá la subestación son 132/20 KV. El alcance del proyecto abarca el diseño completo de cada una de las dos instalaciones, desde las dos líneas de alta tensión de las que partirán sendas derivaciones que acometerán a la subestación, hasta las salidas hacia los centros de transformación del nuevo núcleo. También entra dentro de los objetivos del presente proyecto, la realización de un estudio económico, donde la variable de trabajo sea el tipo de zona en la que se planee ubicar la instalación. Dicho estudio se ve desarrollado en el documento 1.3 Estudio Económico. Debido a la posibilidad de crecimiento futuro de la urbanización se sobredimensionarán los elementos eléctricos para posibles ampliaciones o soportar determinados niveles de intensidad superiores a los valores nominales. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.8 1.1.3 CONSIDERACIONES PREVIAS Se consideran a continuación, los aspectos determinantes, tanto de índole ambiental y geográfica, como de índole eléctrica, necesarios para llevar a cabo los cálculos y diseño concernientes a toda la aparamenta eléctrica a implantar en la instalación. 1.1.3.1 SITUACIÓN Y CONDICIONES AMBIENTALES DEL EMPLAZAMIENTO. El clima propio de la zona es templado lluvioso. La temperatura media anual es de 15 grados y la precipitación es abundante en otoño e invierno. Se trata de un clima de transición del oceánico al mediterráneo. A continuación se detallan las características fundamentales de la zona en la que se llevará a cabo la obra. Altura sobre el nivel del mar: 30 m Temperatura máxima exterior: +38 ºC Temperatura mínima exterior: Humedad máxima: Nivel de polución: Carga admisible del terreno Nivel freático: 2 ºC 70% Media > 1.5 Kg/cm2 presumiblemente a nivel de cimentación Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.9 1.1.3.2 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES Atendiendo a los coeficientes de simultaneidad según el número de viviendas proyectadas a edificar, la potencia demandada por el núcleo será de 60 MVA. Dicha urbanización se dividirá en cuatro zonas diferenciadas alimentadas por cuatro centros de transformación, es decir que a cada zona corresponde una instalación de este tipo, a los que acometerán a cada uno dos líneas de 20 KV. Es decir, la subestación dispondrá de ocho posiciones de salida de línea en 20 KV. Dicha subestación dispondrá de cuatro posiciones de entrada de línea de alta, dos provenientes de 2 líneas de 132 kV. Dichas líneas pertenecen a la red de Unión Fenosa. Una vez determinado el tipo de subestación a implantar la entrada a dicha subestación podrá se subterránea o aérea. Se dispondrá de dos transformadores de potencia de 132/20 KV, de 40 MVA cada uno, como se verá más adelante. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.10 1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN El primer aspecto a fijar en la subestación será el tipo de configuración eléctrica a emplear. Dicha configuración será común para los tipos de subestación abordados. Por otra parte se determinará la clase de subestación que será apropiad implantar, si blindada o convencional, objeto del presente proyecto. 1.1.4.1 ELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA Para realizar una elección acertada de la configuración eléctrica en el presente caso, se estudiarán los tipos de configuraciones eléctricas existentes más habituales para el nivel de tensión de 132 KV y que satisfagan las necesidades reales del presente proyecto. La restricción más severa la impone la propia función de la subestación. En el caso que nos ocupa, se considerará solamente aquellas configuraciones cuya finalidad es la transformación y distribución de energía eléctrica. Los criterios utilizados, a través de los cuales se estudiarán los distintos tipos de configuraciones susceptibles de aplicación son tres: fiabilidad, coste y flexibilidad de operación y mantenimiento. • Fiabilidad La fiabilidad de una subestación es función de la fiabilidad de cada uno de los elementos que la constituyen individualmente y de la fiabilidad del conjunto. La idea de fiabilidad aplicada al caso de subestaciones implica que si un elemento queda fuera de servicio, su fallo repercuta lo menos posible. A la hora de elegir la configuración se debe tener en cuenta que el fallo de un elemento no debe afectar al servicio del resto del sistema, sólo dejando fuera de servicio dicho elemento en el que se ha detectado fallo. Es decir el sistema debe ser fiable para n-1 elementos. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • Pág.11 Coste Con respecto a este criterio se tendrá en cuenta todo el coste adicional que supone una configuración sobre otra. Por lo general, cuánto más fiable y flexible es una instalación, suele ser mayor el coste asociado, ya que esto supone le utilización de un mayor número de elementos eléctricos (seccionadores, interruptores, barras, etc.). Formarán parte de este concepto el espacio requerido, el aparellaje necesario, la posible complejidad del control, el mantenimiento adicional, etc. • Flexibilidad de operación y mantenimiento Figuran en este campo todas aquellas necesidades de utilización, excepcional o no, de cada tipo de configuración, facilidad de mantenimiento predictivo y correctivo, facilidad para ampliaciones futuras, versatilidad en la operación y explotación del sistema. Las configuraciones habitualmente empleadas en los sistemas de 132 KV son las siguientes: • Simple Barra • Simple Barra con By-Pass • Doble Barra con un solo interruptor • Doble Barra con barra de transferencia • Interruptor y medio • Doble Barra con Doble Interruptor • Anillo Existen más configuraciones de posible aplicación, pero para los sistemas de 132 KV las utilizadas son las que se han citado. Las otras restantes son variantes de las anteriormente mencionadas y que a continuación se Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.12 estudian según los criterios de elección, para determinar cuál se aplicará a este proyecto. 1. Simple Barra: Presenta el esquema eléctrico más sencillo de todas las configuraciones existentes, está conformado por una sola barra continua, a la cual se conectan directamente los diferentes tramos de la subestación. Su principal utilización es en áreas donde los cortes de servicio afectan a cargas poco importantes. Ventajas: Gran sencillez de explotación. Claridad en la realización física de la instalación. Coste reducido .Requiere poco espacio físico para su construcción. Mínima complicación en la conexión de los equipos y el esquema de protecciones. Desventajas: No existe flexibilidad en las operaciones (El mantenimiento de un disyuntor exige la parada completa del tramo involucrado). Una falta en la barra interrumpe el servicio totalmente. Las ampliaciones de barra exigen la parada de la subestación en su totalidad. Aunque el sistema de relés de protección es relativamente sencillo, la disposición de simple barra se considera que carece de flexibilidad en cuanto a la explotación y operación del sistema. Además, con esta configuración la subestación que está expuesta a parada total. 2. Simple Barra con By-Pass: Configuración similar a la anterior pero con un seccionador llamado de by-pass, dispuesto en paralelo con cada módulo, lo que permitirá Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.13 que en el caso de tener que realizar trabajos en algún interruptor, se pueda dar servicio a la posición afectada a través del seccionador de by-pass. Posee las ventajas del anterior caso más la que acaba de ser citada. Una desventaja crucial, es que en al caso de que se esté dando el caso del funcionamiento de un by-pass, la subestación queda sin protecciones, y en el caso de darse una falta saltarían las protecciones de cabecera de las línes de alimentación. 3. Doble Barra con un solo interruptor: Este esquema emplea dos barras principales. Cada circuito posee dos seccionadores para conexión 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. Ventajas: Se gana mucho en cuanto a flexibilidad teniendo en cuenta que para cambiar de barras una posición no será necesario que pase por cero (interruptor abierto) si previamente se cierra el interruptor de acoplamiento. En cuanto a la explotación del sistema, dado que todos los circuitos pueden estar conectados a cualquiera de las dos barras, se puede efectuar la distribución de circuitos óptima en cuanto a distribución de cargas y en cuanto a fiabilidad del sistema. Yendo a dos de las múltiples configuraciones posibles como ejemplo, se podrían explotar todos los circuitos a la misma barra o la mitad de los circuitos a cada barra. En el primer caso, la subestación quedaría fuera de servicio en el caso de fallo de la barra. En el segundo, sólo la mitad de los circuitos. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.14 Desventajas: El coste es mayor que el de las configuraciones de simple barra estudiadas hasta ahora. Estas configuraciones son posibles con seccionador de by-pass. La utilidad del by-pass reside en que se puede hacer mantenimiento al interruptor con la línea o el transformador en servicio. Pero el empleo del by-pass encarece el coste de la instalación y disminuye la fiabilidad en cuanto que al estar una posición por by-pass, cualquier falta en el circuito hace que disparen todas las posiciones que estén a esa barra. Además el by-pass en sí mismo exige hacerle mantenimiento y complica las maniobras en la subestación. 4. Doble Barra con barra de transferencia: Esta configuración está formada por un embarrado que dispone de un doble juego de barras donde se conectan las líneas y los transformadores, a través de seccionadores. Los seccionadores de by-pass se conectan a otra barra denominada barra de transferencia. Este módulo de acoplamiento sirve para unir eléctricamente la barra de transferencia con cualquiera de las otras dos. Presenta similares desventajas que el caso anterior, a las que hay que añadir una mayor complejidad de las maniobras y un aumento del coste debido a la barra de transferencia. 5. Interruptor y medio: Esta configuración dispone de tres interruptores en serie entre las barras principales. Entre cada dos circuitos están conectados tres interruptores, con lo que a cada circuito correspondería “un interruptor y medio” de ahí su nombre. Disposición que se repite a lo largo de las barras principales. Posee importantes ventajas: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.15 Cualquiera de las dos barras principales podría quedar fuera de servicio sin interrumpir el mismo.El mantenimiento de los interruptores se puede hacer sin pérdida de servicio.Tiene una gran flexibilidad, regularidad y flexibilidad. Entre los inconvenientes que se le achacan a esta disposición resaltan los siguientes: Los sistemas de relés de protección son más complejos que en las anteriores configuraciones, lo que aumenta su dificultad de maniobra. El coste de la instalación es superior a los estudiados con anterioridad. 6. Doble Barra con doble interruptor: En este tipo de configuración son necesarios dos interruptores por cada circuito. En general cada circuito está conectado a las dos barras. En algunos casos, la mitad de los circuitos pueden trabajar con cada barra. Caso en el que el fallo de una barra o un interruptor ocasionaría la pérdida de la mitad de los circuitos. El grado de seguridad es elevado cuando están conectados todos los circuitos. En general no todas las líneas tienen un doble interruptor, sino que existe uno o varios de reserva, con lo que se podría sustituir por uno de estos el que se quiera reparar o revisar. El empleo de dos interruptores eleva considerablemente el coste de este tipo de configuración. 7. Anillo: En esta última configuración los interruptores están dispuestos con los circuitos conectados entre ellos. En número de interruptores es el mismo que el de circuitos. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.16 Se considera adecuado para subestaciones importantes, hasta un máximo de cinco circuitos. El sistema de relés de protección es más complejo que el de los casos anteriores, con lo cual su maniobra también lo será. Resulta compleja su posible ampliación. Ésta configuración queda abierta ante el disparo de cualquiera de sus circuitos. Elección de la configuración: La selección del esquema se llevará a cabo conforme a los criterios citados con anterioridad (fiabilidad, coste y flexibilidad de operación y mantenimiento). Las características de la configuración de doble barra con un solo interruptor y de interruptor y medio se adaptan a las necesidades y criterios de selección del presente proyecto. De las dos, la que presenta un menor coste es la primera (doble barra con un solo interruptor), con lo que ésta será la configuración seleccionada para llevar a cabo la instalación. Por otra parte, esta configuración es la más utilizada para los niveles de tensión en los que nos movemos en el proyecto, es decir, la más empleada en transporte, también en reparto y la segunda más empleada en distribución únicamente superada por simple barra al menor nivel de tensión. 1.1.4.2 ELECCIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN La elección del tipo de subestación es el objeto del presente proyecto. Se tratará de valorar qué modelo de instalación resulta óptima implantar en el escenario propuesto para un horizonte de 25 años. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.17 Las conclusiones se expondrán al rematar el proyecto, por tanto se concluirá qué instalación implantar una vez realizado el diseño y presupuestos de las dos. A continuación se comentan los tipos de subestaciones candidatas a construir y que son objeto de diseño y valoración: • Subestación convencional (AIS): Las subestaciones convencionales se encuentran emplazadas a intemperie. Los elementos eléctricos se encuentran instalados de forma individual, creándose así una independencia entre ellos, con lo que cada elemento puede ser transportado e instalado sin tener que manipular el resto. Los aisladores empleados para cada polo son cerámicos y están cubiertos de un barniz protector. La línea de fugas de los aisladores se puede modificar, según cada caso. Los interruptores automáticos tienen una cámara de corte para cada polo. Dicha cámara de corte está llena de hexafluoruro de azufre, para mejorar la capacidad de corte. Se puede resaltar en ellas que son bastante versátiles y admiten una gran cantidad de configuraciones eléctricas, al estar los elementos separados individualmente. Son las más baratas en instalación, pero requieren de mucho espacio y un mantenimiento periódico. • Subestaciones aisladas en gas (GIS): Este modelo de subestaciones mantiene los elementos de protección integrantes de la subestación encapsulados, envueltos en una atmósfera de Sf6 a una presión mínima de 5.5 bar. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.18 El Aluminio suele ser el material de las envolventes, el cual les aporta un peso ligero además de mostrar mejor comportamiento que el acero en cuanto a la corrosión y corrientes parásitas por inducción magnética. El encapsulado de los elementos puede ser unipolar (cada fase envuelta de forma aislada), o tripolar (las tres fases bajo la misma envolvente), según se quiera tener una mayor o menor seguridad en los compartimentos. De ésta forma, los encapsulados tripolares serán más económicos, pero a su vez cualquier falta interna degenerará en una falta trifásica, con lo que la energía destructiva será mayor. Para altas tensiones de operación, los encapsulados suelen ser monofásicos. La subestación se transporta separada en sus distintas celdas. Para el montaje en el sitio o para trabajos de mantenimiento, es suficiente disponer de un puente grúa de pequeña capacidad. Las estructuras soporte de las celdas son ancladas directamente en el piso del edificio. Se instalan en edificio interior, requieren de menor espacio que las convencionales, pero por el contrario son más caras. Su diseño al ser modular facilita el transporte y su mantenimiento es mínimo. Para manipular algún elemento es necesario actuar sobre los compartimentos adyacentes. A la hora de seleccionar el modelo, se tendrán en cuenta estas características, manteniendo como base de la elección el coste de la inversión para un horizonte de 25 años. Otros aspectos a valorar serán los impactos medioambiental y visual. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.19 1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES En el presenta apartado se realizará una descripción de las dos posibles instalaciones a proyectar, diferenciando cuando proceda entre ejecución convencional y blindada. En las partes comunes a ambos tipos de subestación no se hará ningún tipo de distinción, entendiéndose que la información, esquemas y cálculos aportados son válidos para ambos tipos. 1.1.5.1 ESQUEMA UNIFILAR Niveles de tensión existentes en la instalación: • Sistema de 132 KV Tensión nominal: 132 KV Tensión máxima permitida por el material: 145 KV • Sistema de 20 KV Tensión nominal: 20 KV Tensión máxima permitida por el material: 24 KV Posiciones existentes en la instalación: • Sistema de 132 KV Cuatro (4) posiciones de línea: L1, L2, L3, L4. Dos (2) posiciones de transformador: T1, T2. Una (1) celda de acoplamiento: AC. Un (1) módulo de medida de tensión en barras. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • Pág.20 Sistema de 20 KV Ocho (8) posiciones de Línea: L1, L2, L3, L4, L5, L6,L7,L8. Dos (2) posiciones de transformador: T1, T2. Dos (2) celdas de acoplamiento transversal Un (1) módulo de medida de tensión en ambas barras Una (1) salida de servicios auxiliares 1.1.5.2 NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA Los transformadores han de estar capacitados para dar cobertura a la demanda de potencia estimada (60 MVA). A efectos de elección de transformadores, se supondrá que la demanda estimada es de 80 MVA, es decir un 33% superior a la inicialmente estimada, previendo así posibles aumentos de potencia. La justificación del aumento en un 33% se basa en la más que probable subida de la demanda debido a la ubicación de la zona. Para esta situación se manejan dos opciones: un solo trafo de 80 MVA, dos transformadores de 40 MVA o tres transformadores de 25 MVA. La opción de un solo trafo presenta el inconveniente de la continuidad del suministro eléctrico en el momento en que falle dicho trafo o requiera de mantenimiento o reparación. Si nos decantamos por tres transformadores de 25, dispondremos de menos margen de subida de demanda y aparte se encarecería la instalación ya que cuántos más transformadores, más costes. En el caso de emplear dos transformadores de 40 MVA de potencia cada uno se resuelve parcialmente éste problema, ya que se pueden aprovechar los periodos de baja demanda para hacer mantenimiento a un transformador, y dar suministro con la otra máquina. Asimismo, en caso de fallo de uno de los Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.21 transformadores en el momento de máxima demanda (60 MVA), la demanda podrá ser abastecida en parte por la otra máquina. Los transformadores admiten sobrecargas de un 20% por encima de su potencia nominal si se vigila la temperatura. En estas condiciones, el transformador podría dar un suministro de energía eléctrica de 48 MVA, lo que constituye el 80% de la demanda máxima estimada. En condiciones normales de funcionamiento los dos transformadores se encontrarán trabajando al 75% de potencia nominal para cubrir la demanda máxima estimada, quedando 20MVA disponibles en previsión de futuros aumentos de demanda. La opción seleccionada es tomar dos transformadores de 40 MVA. 1.1.5.3 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS Se especifican a continuación los diversos elementos que conforman las distintas posiciones de la subestación: -Seccionadores -Embarrados -Interruptores -Pararrayos o autoválvulas -Transformadores de medida de tensión -Transformadores de medida de intensidad 1.1.5.4 SISTEMA DE 132 KV BLINDADO A continuación se detallan los elementos que conformarían la parte de alta tensión de la instalación GIS. Se ha resuelto adoptar un encapsulado tripolar, es decir, las tres fases irán bajo el mismo encapsulado. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.22 Esta opción resulta más económica que el encapsulado monopolar y ahorra espacio frente a la otra. Aunque a la hora de falta monofásica presenta un mayor riesgo debido a que ésta se puede convertir en trifásica debido a la proximidad de los conductores. Se asume dicho riesgo y se implantarán celdas tripolares. 1.1.5.4.1 Características generales de las celdas Las celdas a implantar en la parte de 132 kV serán blindadas compartimentadas, con gas SF6 como medio aislante, en instalación interior. Los envolventes se realizan en fundición con excepción de las conexiones rectas realizadas a partir de tubos mecanosoldados. Las aleaciones de aluminio utilizadas presentarán una alta resistencia a la corrosión, sea cual sea la atmósfera ambiental. Las superficies internas se dejan desnudas, para evitar cualquier riesgo de cebado por partículas de pintura. El diseño de las envolturas cumplirá con el código europeo CENELEC de envolventes de aparamenta eléctrica con presión de gas. Las envolturas llevarán una mirilla que permita comprobar la posición del contacto móvil de los seccionadores de tierra. Los conductores y partes activas son soportados por aisladores moldeados de resina epoxi. Los aisladores, dimensionados asimismo según el código europeo CENELEC, se posicionan de forma a minimizar las consecuencias en caso de fuga de SF6 o de desmontaje. Resistirán también a un arco interno e impedirán su propagación a un compartimiento vecino. La estanqueidad entre bridas estará asegurada por una junta de elastómero sintético, de sección estudiada para constituir tres labios concéntricos. Cada compartimiento está equipado con un absorbedor para eliminar la humedad y los productos de descomposición del gas. Incluye asimismo un disco de seguridad, un medidor de densidad para medir la densidad del gas y una válvula de rellenado. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.23 Los conductores de conexión están constituidos por tubos de cobre, plateados en sus extremos y encajados en contactos también plateados. La ensambladura se hace mediante bridas empernadas, todas idénticas. La continuidad eléctrica obtenida de esta forma contribuye a la reducción de las perturbaciones electromagnéticas. Celda doble juego de barras 1 - Disyuntor 2 - Mando a resorte 3 - Combinado seccionador /seccionador de tierra 4 - Seccionador de tierra rápida 5 – Transformador de corriente Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.24 6 - Transformador de tensión 7 - Conexión de cable alta tensión 1.1.5.4.1.1 Celdas de línea Las celdas de cada línea de la instalación se encuentran formadas por los siguientes elementos: • Tres (3) entradas de cable con botella terminal (hembra). • Tres (3) transformadores de tensión de medida fase- neutro. • Tres (3) seccionadores tripolares (seccionador de línea, seccionador de puesta a tierra de cierre rápido, y seccionador de mantenimiento). • Tres (3) transformadores de intensidad monofásicos, • Un (1) interruptor tripolar . • Dos (2) juegos de barras de 2000A, con dos seccionadores de línea de contactos deslizantes y un seccionador tripolar de puesta a tierra rápida. Dimensiones de las Celdas: Anchura 800 mm. Profundidad 3100 mm. Altura 3100 mm. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.25 1.1.5.4.1.2 Celdas de transformador Las celdas de transformador, a diferencia de las celdas de línea, no llevarán integrados transformadores de medida de tensión. Cada una de dichas celdas irá equipada con los siguientes elementos: • Tres (3) entradas de cable con botella terminal. • Tres (3) seccionadores tripolares (seccionador de aislamiento de la línea, seccionador de puesta a tierra de cierre rápido, con poder de cierre, y seccionador de mantenimiento). • Tres (3) Transformadores de intensidad unipolares. • Un interruptor tripolar. • Dos juegos de barras de 2000A, con dos seccionadores de línea de contactos deslizanes y un seccionador de puesta a tierra de cierre rápido. Dimensiones de las Celdas: Anchura 800 mm. Profundidad 3100 mm. Altura 3100 mm. 1.1.5.4.1.3 Celda de acoplamiento Esta celda constará de los siguientes elementos: • Un (1) interruptor automático tripolar de 2000 A , 40 kA. • Dos (2) seccionadores de aislamiento con puesta a tierra. • Tres (3) transformadores de intensidad. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.26 1.1.5.4.1.4 Módulo de medida de tensión en barras En los extremos de las barras del sistema de 132 kV se instalarán los siguientes elementos: • Dos (2) seccionadores tripolares de puesta a tierra de cierre rápido. • Seis (6) transformadores de medida de tensión inductivos. 1.1.5.4.2 Características particulares y nominales de la aparamenta. A continuación se describen las principales características de los elementos que conforman las celdas de la parte de 132 kV correspondientes a la instalación blindada, así como sus características nominales. 1.1.5.4.2.1 Embarrados Las barras del sistema de 132 kV serán de tipo blindado. Serán de encapsulado tripolar y de corriente nominal de 2000 A. La disposición de los juegos de barras será vertical encima de los interruptores, de tal modo que presenten un adecuado grado de accesibilidad. La compartimentación de los juegos de barras se realizará a través de celdas, de forma que el conjunto del embarrado se obtenga por medio del ensamblaje de las distintas celdas que conforman la subestación. 1.1.5.4.2.2 Seccionadores Se instalarán diversos seccionadores en las posiciones de alta tensión. Sus funciones serán aislar la línea del circuito eléctrico y realizar conexiones de puesta a tierra. Los módulos de seccionador con contactos deslizantes están ubicados en el encapsulado modular. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.27 Los tres polos están mecánicamente unidos con los indicadores de posición, mientras que el accionamiento eléctrico se ubica sobre uno de los polos. Los accionamientos del seccionador son motores con reductoras, disponen de contactos auxiliares acoplados mecánicamente para control y señalización. Están equipados para efectuar maniobras de emergencia manual y enclavamiento mecánico. Disponen de mirillas que permiten verificar visualmente la posición y estado de los mismos. 1.1.5.4.2.2.1 Seccionador/Seccionador de tierra Presenta una cuchilla rotativa que permite realizar simultáneamente las funciones de seccionamiento y de puesta a tierra y los interbloqueos correspondientes .Tres posiciones de la cuchilla son posibles, las cuales permiten: • seccionador abierto y seccionador de tierra abierto • seccionador cerrado y seccionador de tierra abierto • seccionador abierto / seccionador de tierra cerrado Las partes activas son soportadas por conos aislantes. Los seccionadores serán capaces de establecer e interrumpir las corrientes capacitivas de carga que aparecen en el momento de la puesta en o fuera de tensión de las partes de la subestación. Son asimismo capaces de establecer e interrumpir las corrientes de bucles que aparecen en el momento de una transferencia de carga entre juegos de barras. El seccionador es maniobrado por un mando eléctrico directamente fijado en el aparato. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.28 1 - Aislador 2 - Contacto fijo del seccionador 3 - Contacto móvil del seccionador 4 - Contacto fijo de puesta a tierra 5 - Tapa Presenta las siguientes características nominales: • Tensión nominal • Intensidad nominal • Tensión de ensayo a 50 Hz. 1 minuto: 145 kV 2000 A Fase/tierra 275 kV A través del seccionador abierto 315 Kv Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • • Pág.29 Tensión de ensayo a choque, onda 1,2/50 µseg: Fase/tierra 650 kV (Crst) A través del seccionador abierto 750 kV Capacidad de corte de corrientes: Corrientes capacitivas 0,1 A Corrientes inductivas 0,1 A Será necesario un mantenimiento tras 2.500 operaciones normales de servicio (aproximadamente a los 15 años de iniciada la actividad en la subestación). Se instalarán los siguientes seccionadores en la parte de alta tensión: tres por cada celda de línea y de transformador (dos en la conexión a barras, para la conmutación de las mismas, y otro junto al interruptor), y dos más en la celda de acoplamiento de barras. 1.1.5.4.2.2.2 Seccionadores de mantenimiento Serán de tipo tripolar, blindado. Dos seccionadores de cuchillas independientes se montarán en la misma envoltura. El aparato permite crear una distancia de aislamiento para operaciones de mantenimiento o de extensiones. Dicho aparato no es un órgano de explotación y por lo tanto no es motorizado. El accionamiento de los seccionadores de puesta a tierra será el mismo para los tres polos, y tiene igual diseño que el utilizado para los seccionadores de tierra. Sus características nominales son las mismas que las del seccionador de tierra. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.30 El número de seccionadores de este tipo que se instalarán, entre las celdas de línea, trafo y acoplamiento, son 14 (catorce). 1 - Aislador 2 - Contacto fijo 3 - Contacto móvil 4 - Contacto fijo de puesta a tierra 1.1.5.4.2.2.3 Seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido Estos seccionadores se diferencian de los seccionadores de puesta a tierra de mantenimiento, en que disponen de poder de cierre. Para poder realizar la maniobra de cierre de forma rápida, los accionamentos vendrán equipados con resortes que dispararán al recibir la correspondiente señal de mando. El movimiento de apertura se continuará haciendo lentamente, a través de un motor con marcha reductora que abrirá los contactos del seccionador y armará los resortes para el cierre. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.31 La posición en la que se encuentran los contactos de los seccionadores de puesta a tierra rápida en las tres fases, se podrá ver a través de un indicador de posición acoplado mecánicamente al varillaje de unión. Los seccionadores de puesta a tierra rápida estarán equipados también para efectuar maniobras de emergencia manual y tendrán un enclavamiento mecánico, de forma que no se puedan accionar si el interruptor de su posición no está abierto. Los contactos móviles son accionados, en la apertura y en el cierre, por un resorte armado durante la maniobra y luego liberado al final de la misma .El indicador conectado directamente a la varilla de contacto del seccionador de tierra es visible a partir del nivel de explotación. Los seccionadores de cierre lento o rápido, así como los contactos de puesta a tierra del seccionador de mantenimiento estarán eléctricamente aislados de las envolturas, para facilitar el reglaje de los relés de protección, el control de resistencia de los conductores principales o el de las características de los transformadores de corriente. Sus características más importantes son: • Tensión nominal • Intensidad nominal • Tensión de ensayo a 50 Hz. 1 minuto: Fase/tierra • • 2000 A 275 kV Tensión de ensayo a choque, onda 1,2/50 µseg: Fase/tierra • 145 kV 650 kV (Crst) Capacidad de corte de corrientes: Corrientes capacitivas 125 A Corrientes inductivas 5A Poder de cierre en cortocircuito 100/108kA(Crst) Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • Velocidad de cierre del contacto Pág.32 35 ms El número de seccionadores de este tipo que se instalan es 12 (doce). 1 - Contacto fijo 2 - Contacto móvil 3 - Mando eléctrico 1.1.5.4.2.3 Interruptores Serán interruptores automáticos tripolares de SF6, de tipo blindado. La disposición de los interruptores será horizontal, con objeto de minimizar las fuerzas dinámicas de acción y reacción sobre el suelo. Los tres interruptores de fase son accionados por un único mecanismo. El mecanismo de accionamiento de los interruptores constará de dos resortes Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.33 que acumularán la energía requerida en una maniobra de Apertura–Cierre– Apertura, permitiendo realizar dichas maniobras de forma rápida y eficaz. Presentan las siguientes características eléctricas: • Tensión de servicio 145 kV • Frecuencia nominal 50 / 60 Hz • Intensidad nominal de servicio • Poder de corte nominal bajo cto. • Poder de cierre nom. bajo cto. ( Crest) • Tensión de ensayo 1 minuto 50 Hz • Tensión de ensayo con onda 1,2/50 µseg. 1.050 kV 2000 A 40 kA 100 kA 460 kV La secuencia de maniobra del tipo apertura(O)- cierre-apertura (CO) – cierre-apertura (CO) presenta los siguientes tiempos : O-0,3s – CO-3min –CO El nivel de ruido generado durante las maniobras de apertura y cierre será mínimo. El número de interruptores de este tipo que se instalarán en el sistema de 132 kV será siete (7). 1.1.5.4.2.4Transformadores de tensión Los transformadores de tensión son del tipo electrónico o inductivo con aislamiento SF6.La parte activa está constituida por un núcleo magnético rectangular en el cual se colocan los arrollamientos secundarios y la bobina de alta tensión. Será posible instalar hasta dos secundarios para la medición Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.34 y un arrollamiento terciario en delta para la detección de los defectos de tierra. Una película sintética separa las diferentes capas de espiras. Las principales características de los transformadores que se instalarán son las siguientes: • Frecuencia 50 Hz • Tensión nominal 132 kV • Relación de transformación (66 –132):√3 / 0,11:√3 – 0,11:√3- 0,11√3 kV • Potencias y clase de precisión: - Arrollamiento de medida 30VA cl 0,2 y 30VA cl 0,5 - Arrollamiento de protección 100 VA 3p • Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto 460 kV • Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µseg 1.050 kV El número de transformadores de tensión de este tipo a instalar es de 18 (dieciocho). Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.35 1 - Aislamiento en resina 2 - Devanado secundario 3 - Conductor 4 - Caja de bornes 1.1.5.4.2.5 Transformadores de corriente Los transformadores de corriente están constituidos por toros colocados en el gas en el interior de una envoltura cilíndrica. El arrollamiento primario está constituido por el conductor principal. El número y las características de los toros estarán adaptados a los valores de corriente estipulados. Las características principales de los transformadores de intensidad que se instalarán en las celdas de línea y el acoplamiento de barras son: • Tensión nominal • Relación de transformación • Potencias y clases de precisión: 145 kV 800- 1600/ 5-5-5 A Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • Pág.36 Arrollamiento de medida 20 VA Cl. 0,5 Arrollamiento de protección 2x30 VA 5P20 Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el arrollamiento primario • 460 kV Tensión de prueba a onda de choque tipo 1,2/50 µseg 1.050 kV. Cresta • Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2 x In A El número de transformadores de intensidad de este tipo que se instalan es quince (15). En las celdas de transformador se instalarán transformadores de intensidad con las siguientes características: • Tensión nominal • Relación de transformación • Potencias y clases de precisión: 145 kV 150- 300/ 5-5-5 A Arrollamiento de medida 20 VA Cl. 0,5 Arrollamiento de protección 2x30 VA 5P20 Los valores de sobretensiones son los mismos que en el caso de los transformadores de intensidad para las celdas de línea. El número de transformadores de intensidad de este tipo que se instalan son 6 (seis). Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.37 1 - Conductor 2 - Devanado secundario 3 - Pasatapa de cables 4 - Caja de bornes 1.1.5.4.2.6 Interfaces alta tensión Salida por cable de alta tension La conexión del cable estará diseñada para incorporar los aisladores de extremo de cable a las dimensiones de la norma CEI 859. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.38 Caja de cables 1 - Aislador 2 - Conductor 3 - Absorbedor de humedad 4 - Válvula y vigilencia SF6 5 - Disco de ruptura Salida directa hacia transformador de potencia Los pasatapas del transformador están cubiertos, del lado de la subestación blindada, por una envoltura llena de SF6, y materializan la frontera entre los dos medios separando el gas SF6 de aislamiento de la aparamenta del aceite de aislamiento del transformador. Si es necesario, se suministra un fuelle con el fin de poder aceptar en obra tolerancias importantes en el posicionamiento del transformador. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Salida monofásica hacia transformador 1 - Contacto 2 - Aislador pasante 3 - Fuelle 4 - Barra móvil 5 - Tapa de control del SF6 Pág.39 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.40 1.1.5.5 SISTEMA DE 132 kV CONVENCIONAL A continuación se describirán las partes que conforman el sistema de alta tensión tipo convencional con sus características nominales. 1.1.5.5.1 Interruptores automáticos Se dispondrá de interruptores de potencia de autosoplado térmico. Configurarán el sistema una cámara de corte, un sistema de alivio de presión con pernos calibrados y de retención, densímetros compensados por temperatura, con dos niveles de alarma, válvula de retención de SF6 en cada polo, resortes de apertura en cada columna polar debidamente protegidos, mecanismos de accionamiento de reducida solicitación dinámica. Características técnicas: • Tensión nominal 145kV • Frecuencia nominal 50Hz • Tensión soportada a frecuencia industrial 275kV • Tensión soportada a impulso tipo rayo • Corriente nominal • Corriente nominal de corte en cortocircuito 40kA • Corriente nominal de cierre en cortocircuito 40kA • Tracción estática permisible en terminales • Duración nominal admisible del cortocircuito 3s • Secuencia de operación nominal O-0,3s-CO-3min-CO CO-15s-CO 650kV 3150A <1250N Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.41 • Tiempo de apertura 38ms • Tiempo de corte total 60ms • Tiempo de cierre 85ms Tendrán unas dimensiones de 5205 mm de alto y 4715 mm de ancho. Se instalarán 7 interruptores automáticos, uno por cada posición de línea, uno por cada posición de transformador y uno por la posición de acoplamiento transversal. 1.1.5.5.2 Seccionadores Se emplearán seccionadores giratorios de tres columnas. Los terminales fijos de conexión se equiparán con terminales planos. Se encontrarán dotados de engrase permanente de tal modo que se encuentren permanentemente protegidos contra las influencias ambientales. Las cuchillas principales estarán constituidas por tubo de cobre redondo normalizado. Los seccionadores estarán equipados con accionamientos manuales de palanca. Las características técnicas se muestran a continuación: • Tensión nominal • Tensión soportada nominal a impulsos tipo rayo 1,2/50µs A tierra 145kV 650kV Sobre distancia de seccionamiento 750kV Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • Pág.42 Tensión soportada a frec. industrial 50Hz, 1 min, bajo lluvia A tierra 275kV Sobre distancia de seccionamiento 315kV • Intensidad nominal • Intensidad nominal de corta duración 80-100kA • Intensidad admisible de corta duración, 3s 31,5-40kA 1250-2500A Este tipo de seccionadores tienen una altura de 1845 mm y un ancho total de 2400 mm. Se instalarán veintiún (21) seccionadores. 1.1.5.5.3 Transformadores de tensión Se dispondrá de 21 transformadores de tensión a instalar conforme a la disposición del esquema unifilar. Las principales características técnicas de los mismos son las siguientes: • Frecuencia 50 Hz • Tensión nominal 132 kV • Relación de transformación (66 –132):√3 / 0,11:√3 – 0,11:√3- 0,11√3 kV • Potencias y clase de precisión: - Arrollamiento de medida 30VA cl 0,2 y 30VA cl 0,5 - Arrollamiento de protección 100 VA 3p • Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto 460 kV • Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µseg 1.050 kV Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.43 1.1.5.5.4 Transformadores de corriente Los transformadores de intensidad de instalarán conforme a la disposición del correspondiente esquema unifilar. Las principales características de los transformadores de corriente se muestran a continuación: • Tensión nominal • Relación de transformación • Potencias y clases de precisión: • 145 kV Arrollamiento de medida 20 VA Cl. 0,5 Arrollamiento de protección 2x30 VA 5P20 Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el arrollamiento primario • 800- 1600/ 5-5-5 A 460 kV Tensión de prueba a onda de choque tipo 1,2/50 µseg 1.050 kV. Cresta • Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2 x In A Se instalarán 21 transformadores de corriente. 1.1.5.5.5 Pararrayos Se instalarán 12 pararrayos, uno por fase, a la entrada de la subestación, después de los apoyos fin de línea. Serán de tipo de óxidos metálicos sin explosores. Comprenderán un solo apilamiento de resistencias variables con la tensión, a base de óxido de cinc. La parte activa estará constituida por resistencias perfectamente homogéneas. Presentan envolventes de porcelana. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.44 La envolvente utilizada será de tipo “W”, diseñada para niveles de contaminación débil o medio con larga línea de fugas. Presentarán las siguientes características: • Tensión máxima de la red Un • Tensión asignada del pararrayos Ur 60-138kV • Tensión permanente de régimen Uc 47-108kV • Corriente nominal de descarga In • Clase de descarga de línea según CEI 99-4 2 • Energía disipada en 2 choques según CEI 99-4 • Tensión residual máxima con onda tipo rayo (8/20 µs) a 10kAÆ 2,80 x Ur a 20kAÆ 3,16 x Ur 72,5-145kV 10kA • Resistencia del limitador de presión según CEI 99-1 • Momento de flexión estática admisible 4,3kJ/kV 30kA -0,2s >190 m.daN 1.1.5.5.6 Embarrados Se dispondrá de de un doble juego de barras de tensión nominal 132 kV y corriente nominal 2000 A. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.45 1.1.5.6 TRANSFORMADORES DE POTENCIA Se establecerán a continuación las condiciones y requisitos técnicos aplicables a los transformadores a implantar en la subestación. Se instalarán dos (2) transformadores de potencia trifásicos de 40 MVA, de relación de transformación 132/ 20 kV. Dichos transformadores serán de las mismas características en ambos modelos de subestación. Se implantarán en instalación interior para ambos casos. 1.1.5.6.1 Características nominales • Tipo de máquina Trifásico en baño de aceite, montaje en intemperie, con regulador en carga tipo JANSEN. • Tipo de servicio Continuo • Refrigeración ONAF (radiadores refrigerados adicionalmente por ventiladores) O = medio de refrigeración del transformadorÆAceite N = movimiento del medio de refrigeraciónÆNatural A = medio de refrigeración exteriorÆAire F = movimiento medio de refrigeración exteriorÆForzado • Potencia nominal 40MVA Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • Pág.46 Frecuencia 50 Hz • Conexión Estrella / triángulo • Grupo de conexión YNd11 • Tensiones en vacío Primario 145± 10×3,45 kV Secundario 16,05 kV Regulación de tensión 10% En las conexiones de los terminales se utilizarán pasatapas tipo condensadores de aceite / aire. 1.1.5.6.2 Características estructurarles del transformador 1.1.5.6.2.1 Núcleo El núcleo será de tipo columna de múltiples capas y teóricamente de área transversal. Dispondrá de cinco columnas, donde la primera y la última serán de retorno. Las columnas tienen una disposición paralela en el plano y estarán conectadas juntas a través de herrajes de sujeción superior e inferior. Las columnas del núcleo estarán reforzadas con madera, bandas de fibra y herrajes de sujeción a fin de asegurar la rigidez mecánica requerida. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.47 1.1.5.6.2.2 Devanados Los devanados tendrán que estar diseñados para ser capaces de soportar mecánicamente los impulsos de alta tensión y esfuerzos de corto circuito que puedan ocurrir durante la operación de los transformadores. Habrán tenido que ser tomados en cuenta a la hora del diseño los aumentos de temperatura, aislamiento, niveles de impulso, condiciones de sobrecarga y esfuerzos de corto circuito, los cuales vienen definidos por normas internacionales de fabricación. Las bobinas empleadas serán de tipo “disco”, compuestas por devanados con alta capacidad radial en la entrada de ésta, consiguiendo así una distribución lineal del impulso. Los bobinados están calculados para los siguientes niveles de aislamiento: • Niveles a impulso Primario 1050 kV. Secundario Neutro de primario • 125 kV. 325 kV. Tensión aplicada durante 1 minuto, 50 Hz. Primario 460 kV. Secundario 50 kV. Neutro de primario 140 kV. 1.1.5.6.2.4 Ajuste de Voltajes (Tomas) Debido a las variaciones de voltaje en la red de transmisión o en la subestación, los transformadores estarán equipados con devanado de derivaciones que permita la variación de voltaje requerida. La variación de tensión podrá realizarse a través de un cambiador de tomas bajo carga, o un cambiador de tomas sin tensión. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.48 Para el caso de variador de tomas bajo carga, la operación se realizará utilizando un mecanismo de operación electro-mecánico, controlado de forma local desde el transformador o de forma remota desde la sala de control. Para la regulación sin tensión el control podrá realizarse de forma manual desde el mecanismo de operación que será instalado en la pared lateral del transformador. 1.1.5.6.2.3 Estructura de fijación Con objeto de conseguir la adecuada compresión axial, necesaria para contrarrestar los esfuerzos que puedan ocurrir en un cortocircuito durante la operación del transformador, los devanados estarán ajustados mediante herrajes de compresión en la parte superior e inferior Se instalarán separadores entre la parte interior de la bobina y el núcleo, así como en los canales entre los diferentes arrollamientos dentro de la bobina para soportar los esfuerzos radiales en las bobinas El espacio libre entre el yugo y la bobina estará cubierto con calzas de madera. 1.1.5.6.2.5 Tanque y conservador Dentro del tanque se encontrarán sumergidos el núcleo y sus devanados fijados de tal manera que sean fácilmente absorbidos los movimientos, esfuerzos que puedan ocurrir durante su llenado, tratamiento de aceite y fuerzas hidrostáticas o dinámicas que puedan ocurrir durante su operación. El tanque también será reforzado en su exterior con soportes de acero a lo largo de sus paredes para garantizar aún más su integridad como conjunto. Se instalarán válvulas para conexión de los sistemas de tratamiento de aceite, válvulas para muestras de aceite, agarraderas para izado, válvulas mariposas para conexión de los radiadores al tanque principal. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.49 1.1.5.6.2.6 Medidas para la reducción de ruido En el caso del presente proyecto, en que la subestación estará próxima a un núcleo urbano, la reducción del nivel de ruido de los transformadores puede resultar de vital importancia para asegurar la calidad de vida de la población cercana. Como consecuencia de esto, el nivel máximo de ruido se deberá limitar lo máximo posible. Existen cuatro tipos de medidas que se deberán adoptar, en la medida de lo posible, en los transformadores instalados: 1. Medidas tomadas en la parte activa: • Diseño del transformador con bajos valores de flujo • Utilización de acero de calidad Hi-B • Instalación de láminas de caucho especiales entre las laminaciones del núcleo • Realización de vendajes alrededor de las columnas del núcleo y hacer conexiones elásticas entre la parte activa y la base del tanque, de forma que se eviten las vibraciones. 2. Medidas tomadas en el tanque: Instalación de paneles intercalados entre las superficies exteriores del tanque. El panel intercalado formará una pared que absorberá el ruido presionando el acero/capa aislante/acero. El espacio entre el panel intercalado y las paredes del contenedor se rellenará con lana mineral hasta un 80% al 90%. Esta medida puede reducir los niveles de ruido en unos 6 dB (A) 3. Medidas tomadas en el sistema de refrigeración: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.50 En el caso de los transformadores instalados (con refrigeración ONAN/ ONAF) se utilizarán ventiladores de baja revolución, y se colocarán paneles para favorecer la entrada y salida del aire de refrigeración. 4. Medidas tomadas en el lugar donde va a funcionar el transformador: Si las medidas anteriormente descritas no lograran reducir el nivel de ruido a menos de 70dB (A), se optará por colocar el transformador en una célula prefabricada con paneles para la absorción del ruido. Esta medida puede reducir dicho nivel hasta en 15 dB (A). 1.1.5.6.2.7 Terminales de conexión Para el caso de subestación convencional se utilizarán pasatapas de tipo aire/aceite; para la subestación GIS se utilizarán pasatapas de tipo condensadores de aceite/SF6. 1.1.5.6.2.8 Equipo de protección y control Los tranformadores estarán equipados con los siguientes instrumentos de protección y control: 1. Relé Buzcholz: Estará instalado en la conexión de la tubería que va desde el tanque del transformador al conservador. Los gases que, por cualquier motivo, se produzcan en el transformador, se recogerán ahí y en función de su volumen se producirá una señal de alarma o control. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.51 2. Dispositivo de alivio de presión: Se instalará en la cubierta del transformador. Responderá al repentino aumento de presión que pueda producir un arco en el aceite del transformador emitiendo una señal de desconexión mediante sus propios contactos. Así mismo se contará con una señal de aviso. 3. Indicador de nivel de aceite: Se instalará en una pared lateral del conservador. Indicará, en función de las variaciones de temperatura del aceite, el nivel de aceite en el conservador y también dará una señal de aviso si éste está demasiado alto o bajo mediante sus propios contactos. 4. Repirador deshidratante: Se instalará en el interior del conservador y recogerá la humedad y el polvo que haya en el aire que entra en el conservador. 5. Termómetro de aceite: Controlará la temperatura del aceite en el contenedor del transformador y emitirá una señal de alarma y desconexión cuando se alcanzan los límites de temperatura. También emitirá una señal de inicio y parada a los ventiladores utilizados para la refrigeración. 6. Termómetro del bobinado: Controla la temperatura de los bobinados con sus circuitos de control y emite una señal de alarma y desconexión cuando se alcanzan los límites de Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.52 temperatura. Al igual que el termómetro de aceite, se usa para el control de los ventiladores. 7. Indicador de flujo de aceite: Se instalará en la conexión de la tubería a través de la que fluye el aceite y controlará el flujo de aceite de los transformadores, emitiendo una señal de alarma si el aceite no fluye por cualquier motivo. 1.1.5.6.3 Pruebas Con objeto de asegurar el correcto funcionamiento del transformador, se ha de verificar que la máquina haya superado satisfactoriamente las siguientes pruebas: 1.5.6.3.1 Pruebas de rutina • Medición de la resistencia del bobinado • Medición del coeficiente de tensión y comprobación de la relación vectorial • Medición de la impedancia y pérdidas con carga • Medición de las pérdidas sin carga y la corriente en vacío • Prueba de sobretensión inducida • Prueba de tensión aplicada • Prueba de los conmutadores de derivaciones en carga 1.1.5.6.3.2 Pruebas de tipo y especiales • Prueba de aumento de temperatura • Medición de la resistencia del aislamiento Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.53 • Prueba de impulso de la onda cortada • Medición del nivel acústico • Medición de la impedancia de secuencia cero • Medición de descargas parciales • Medición de armónicos de la corriente en carga • Medición de la energía tomada por los motores del ventilador y la bomba de aceite • Prueba de resistencia a los cortocircuitos Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.54 1.1.5.7 AUTOVÁLVULAS Se instalarán autoválvulas con objeto de proteger la subestación de sobretensiones procedentes de diversos orígenes. Se implantarán cuatro juegos de tres autoválvulas de ZnO. Poseerán contador de descargas, conectados en derivación de las bornas de 145 y 20 kV de los transformadores de potencia. 1.1.5.7.1 Características nominales • • Tensión 132 kV. Tensión nominal 198 kV. Intensidad nominal 18/20 kA. Tensión 20 kV Tensión nominal 24 kV. Intensidad Nominal 10 kA Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.55 1.1.5.8 SISTEMA DE 20 kV 1.1.5.8.1 Características generales El sistema de 20kV será el mismo para los dos modelos de subestación, es decir que tanto para la blindada como para la convencional esta será la descripción para sus correspondientes sistemas de 20 kV. Dicho sistema estará formado por cabinas o celdas blindadas compartimentadas, con gas SF6 como medio aislante. Se adopta la solución de celdas con SF6 ,debido al nivel de tensión con el que nos topamos. La otra opción sería una instalación intemperie para el modelo convencional, pero resulta más seguro el sistema adoptado. Dichas cabinas se ubicarán en el interior del mismo edificio que albergará la parte de alta tensión y los transformadores de potencia en el caso de la subestación blindada, y en un edificio contiguo a la parte de alta de la subestación convencional. Estas celdas se caracterizan por su: 1. Modularidad: Las celdas de 20 kV permitirán la futura ampliación de la subestación de una forma sencilla y rápida, sin necesidad de modificar la obra civil inicial. La ampliación se puede realizar con simplicidad, posicionando las nuevas unidades al lado de las existentes, uniéndose a ellas a través de las barras y sin manipulación de gas durante el proceso. 2. Seguridad: Las celdas disponen de adecuadas protecciones frente a elementos agresivos externos tales como insectos, humedad, ambientes corrosivos, Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.56 etc., dado que los elementos de corte y aislamiento están embebidos en gas SF6, a baja presión y con el adecuado sistema de control de la presión del gas. Disponen de un completo sistema de enclavamientos mecánicos y eléctricos para asegurar la imposibilidad de realizar maniobras incorrectas. Para evitar la propagación de arcos eléctricos, así como las sobrepresiones producidas por éstos, las celdas disponen de segregación total entre el embarrado y el aparellaje de corte y aislamiento en cada celda. 3. Reparabilidad: Cada celda puede ser fácilmente sustituible en obra. En caso de accidente cada celda puede ser sustituida sin tener que mover las celdas adyacentes ni manipular gas SF6 durante la operación. Los transformadores de tensión son de tipo enchufable, de forma que faciliten los trabajos de reparación/sustitución en caso de avería de los mismos. 1.1.5.8.2 Estructura general de las celdas El diseño de las celdas integra los siguientes módulos con Gas SF6 : • Compartimento de juego de barras • Módulo de interruptor automático • Armario de baja tensión • Compartimento de terminales de cable a) Compartimento de juego de barras: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.57 las barras de cada fase se encontrarán separadas a través de chapas metálicas .Los juegos de barras se dispondrán de forma independiente y aislados. Asimismo, las chapas metálicas estarán provistas de orificios para comunicar los distintos compartimentos. b) Módulo de interruptor automático: el interruptor está equipado de un mecanismo de mando mecánico de resorte. Las cámaras de vacío se colocarán en envolturas unipolares de resina sintética. El módulo de interruptor automático estará constituido por las siguientes partes: • Seccionador (de tres posiciones). • Accionamiento del seccionador (de tres posiciones). • Interruptor automático de corte en vacío. • Accionamiento del interruptor automático. • Elementos auxiliares y los enclavamientos c) Armario baja tensión: el armario de baja tensión se encontrará protegido contra posibles contactos .Asimismo presentará resistencia a la presión. Aloja los instrumentos y relés de protección, los terminales de cable así como otros equipos secundarios. Se sitúa en la sección inferior de la cabina y tiene un encapsulado metálico. d) Compartimento inferior de conexión de cables de potencia: recinto encapsulado, que contendrá el compartimento de conexión de cables, accesible desde la parte trasera. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.58 1.1.5.8.3 Características generales de operación y protección de los módulos. Se dispondrá de un sistema (electrónico) para el registro de la presión del gas aislante SF6 compensado por la temperatura. Trabajará en funcionamiento continuo para la supervisión permanente y automática de la presión del gas y, en caso de necesidad, para una comunicación rápida con la instalación de maniobra y el punto de mando. Las condiciones particulares de operación y protección de los módulos proyectados son las que se disponen a continuación: Condiciones de operación: Altura sobre el nivel del mar: 30 m Temperatura máxima exterior: +38 ºC Temperatura mínima exterior: 2 ºC Humedad máxima: 70% Nivel de polución: Media Grado de protección de los módulos instalados: Compartimentos de gas IP 65 Caja de accionamientos IP 3X Recinto de cables de MT IP 30 Armario de mando en BT IP 52 Los compartimentos de gas que forman parte de las cabinas tendrán una válvula de sobrepresión. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.59 1.1.5.8.4 Componentes de las Celdas de Distribución A continuación se procede a describir los tipos de cabina instaladas: • Celda de línea: Cada uno de los módulos de línea de la instalación estará equipado con los siguientes elementos: 1. Compartimento de barras: Dos juegos de barras de 2500 A 2. Compartimento de interruptor: Contador de maniobras del interruptor. Seccionador tripolar (de tres posiciones y su motor de accionamiento). Enclavamiento a llave para seccionador de tres posiciones y pulsador de conexión de interruptor. Contactos auxiliares para seccionador de barras 1(20). Contactos auxiliares para seccionador de barras 2(20). Un interruptor tripolar de corte en vacío 3. Armario de baja tensión: Dos convertidores de intensidad (0-6 A/0-5 mA). Dos amperímetros con conmutador. Relés de máxima intensidad para las tres fases (3x50/51). Relé de máxima intensidad direccional para faltas a tierra (67N) Relé de reenganche (79). Dos contadores de energía activa, clase 1, con emisor de impulsos. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.60 Una unidad remota de telecontrol. 4. Compartimento de terminales: Tres transformadores de intensidad. Dos seccionadores de puesta a tierra. Seis terminales para salida de cable unipolar. Seis aisladores testigos para señalización de presencia de tensión en línea. Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con un conductor por fase. • Celda de transformador: Los módulos de transformador vendrán equipados de los siguientes elementos: 1. Compartimento de barras: Dos juegos de barras de 2500 A. 2. Compartimento de interruptor: Un interruptor tripolar de corte en vacío. Seccionador tripolar de tres posiciones. Enclavamiento a llave para seccionador de tres posiciones y pulsador de conexión de interruptor. Contactos auxiliares para seccionador de barras 1 (20). Contactos auxiliares para seccionador de barras 2 (20). 3. Armario de baja tensión: Relés de máxima intensidad para las tres fases (3x50/51). Un convertidor de intensidad (0-6 A/0-5 mA). Un convertidor de tensión (0-132 V/0-5 mA). Un convertidor de potencia activa/reactiva (0-6A,0-110V/±2,5mA). Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.61 Un amperímetro con conmutador. Un vatímetro. Un contador de energía activa, clase 1, con emisor de impulsos. Una unidad remota de telecontrol. 4. Compartimento de terminales: Tres transformadores de intensidad instalados en una envolvente. Dos seccionadores de puesta a tierra. Seis terminales para salida de cable unipolar. Seis aisladores testigos para señalización de presencia de tensión en línea. Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con tres conductores por fase. • Módulos de acoplamiento entre barras: Los módulos de acoplamiento entre barras en el sistema de 20 kV estarán constituidos por dos tipos de celdas: 1. Celda de acoplamiento transversal: Dispondrá de los siguientes elementos: Dos juegos de barras de 2500 A. Un interruptor tripolar . Un seccionador Seccionador tripolar de tres posiciones y su correspondiente motor de accionamiento. Tres transformadores de intensidad . 2. Celda de remonte: Dispondrá de los siguientes elementos: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.62 Un seccionador tripolar de tres posiciones y su correspondiente motor de accionamiento. • Celda de medida en barras: La celda de medida en barras estará compuesta por un panel de 600 mm de ancho y transformadores de tensión conectados directamente a barras, con seccionamiento de puesta a tierra. También dispondrá de: Seis (6) transformadores de tensión de 20kV con envolvente metálica . La corriente asignada de servicio de barras: • 2.500 A Módulo de protección de servicios auxiliares. Estará compuesto por los siguientes elementos: 1. Compartimento de barras: Dos juegos de barras de 2500 A. 2. Compartimento de interruptor: Un seccionador de apertura en carga. 3. Armario de baja tensión: Un conjunto de protección de sobreintensidad con direccional de tierra (50/51 + 67 N). Un convertidores de intensidad (0-6 A/0-5 mA). Un amperímetro con conmutador. Una unidad remota de telecontrol. 4. Compartimento de terminales: Tres transformadores de intensidad Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.63 Un seccionador de puesta a tierra de cierre rápido . Tres terminales para salida de cable unipolar seco 12/20 kV. Un transformador de intensidad toroidal para protección de neutro aislado de relación de transformación 50/1 A. Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con un solo conductor por fase. 1.1.5.8.5 Características del aparellaje. A continuación se detallan las características del aparellaje que conforman los módulos de media tensión: 1.1.5.8.5.1 Interruptores Interruptor tripolar de corte en vacío (celda de línea) Tensión nominal 20kV Intensidad nominal 1250 A Poder de corte 25 kA Bobina de cierre 125 V DC Bobina de disparo 125 V DC Motor del accionamiento 125 V DC Secuencia de maniobra O- 0.3s – CO- 3min- CO Interruptor tripolar de corte en vacío (celda de transformador) Tensión nominal 20kV Intensidad nominal 2500 A Poder de corte 25 kA Bobina de cierre 125 V DC Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.64 Bobina de disparo 125 V DC Motor del accionamiento 125 V DC Secuencia de maniobra O- 0.3s – CO- 3min- CO Interruptor tripolar (celda de acoplamiento transversal) Tensión nominal 20kV Intensidad nominal 2500 A Intensidad de cortocircuito 25 kA 1.1.5.8.5.2 Transformadores de intensidad Transformador de intensidad (celda de línea) Relación de transformación Potencia Clase de precisión 250-500 /5-5 A 15 VA cl 0,2 – 20 VA 5p20 Transformador de intensidad (celda de transformador) Relación de transformación Potencia Clase de precisión 1200-2400/5-5-5 A 15 VA cl 0,2 – 20 VA 5p20 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.65 Transformador de intensidad (celda de acoplamiento transversal) Relación de transformación 1200-2400/5-5-5 A Potencia Clase de precisión 15 VA cl 0,2 – 20 VA 5p20 Transformador de intensidad (Módulo de protección de servicios auxiliares) Relación de transformación 25/5-5 A Potencia Clase de precisión 10 VA cl 0,5 –5 VA 5p20. 1.1.5.8.5.3 Transformadores de tensión Transformador de tensión (celda de medida en barras) Tensión primario 20.000 : √3 Tensión de secundario 110- 110 V núcleo 1 25 VA Cl 0,2 núcleo 2 25 VA 5P30 1.1.5.8.5.4 Seccionadores Seccionador de puesta a tierra (celda de línea) Cierre rápido 25 kA. Intensidad nominal 400 A. Seccionador de puesta a tierra (celda de transformador) Cierre rápido 25 kA . Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Intensidad nominal Pág.66 2000 A. Seccionador de apertura en carga(servicios auxiliares) Intensidad nominal 1250 A. Fusible de protección 25 kA. Seccionador de apertura en carga(servicios auxiliares, compartimento de terminales) Cierre rápido 25 kA. Intensidad nominal 400 A. 1.1.5.8.6 Embarrados Se instalará un doble juego de barras de 2500 A de intensidad nominal. Con objeto de maximizar la accesibilidad a las barras se dispondrán dichos juegos en posición vertical encima de los interruptores. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.67 1.1.5.9 SERVICIOS AUXILIARES Los servicios auxiliares de la subestación estarán suministrados por un sistema de corriente alterna (c.a) y un sistema de corriente continua (c.c.). 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 edificio de mando y control donde se centralizan tanto los servicios auxiliares de corriente alterna como los de corriente continua. 1.1.5.9.1 Servicios auxiliares de c.a. La alimentación de servicios auxiliares de corriente alterna será suministrada mediante dos transformadores de Servicios Auxiliares, disponiendo el edificio de control y celdas de las subestación una doble alimentación 380 / 220 V fiables e independientes, de forma que la pérdida de una de las alimentaciones no suponga la pérdida de la otra. Mediante el sistema de servicios auxiliares de c.a se alimentarán los circuitos de alumbrado interno de la instalación (también el alumbrado externo en el caso de la subestación convencional), el alumbrado de emergencia y las tomas de corriente. Se dejarán dos líneas de reserva para futuras ampliaciones en la subestación. Los transformadores presentan las siguientes características: Potencia nominal 50 kVA Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.68 Tensión arrollamiento primario 20 kV Tensión arrollamiento secundario 220 / 380 V ±5% Tipo aislamiento con encapsulado total en resina Dieléctrico seco Grupo de conexión Dyn11 Conexión Triángulo/Estrella 1.1.5.9.2 Servicios auxiliares de c.c. 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 V.c.c. La tensión en corriente continua para el telecontrol se de 48 V.c.c. Estas tensiones en continua, se obtienen de cuatro equipos compactos (dos de 125 y dos de 48 V.c.c.) rectificador - batería. Durante el proceso de carga y flotación su funcionamiento responderá a un sistema prefijado que actúa automáticamente, lo cual redunda en una mayor seguridad en el mantenimiento de un servicio permanente. Los equipos funcionarán ininterrumpidamente. 1.1.5.9.3 Telecontrol El telecontrol de los dos modelos de subestación enfrentados en el presente proyecto presentará las mismas características generales, si bien en determinados aspectos se señalarán diferencias debido a la diferente ejecución de ambas instalaciones Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.69 El mando y control de la subestación estará centralizado en armarios provistos de control remoto, para los sistemas de ata y media tensión. Para la subestación blindada, en las celdas de 132 kV, se instalará para cada posición un armario de mando, con posibilidad de accionamiento manual o remoto, y otro armario que alojará las protecciones, para control de los diversos compartimentos que constituyen la celda. Los armarios de mando y control se encuentran separados de la estructura de las celdas, enfrentadas a las mismas. En el sistema de cabinas de 20kV, el mando y el control se encuentran instalados en la misma cabina, en su parte frontal. Telemando A continuación se citan las funciones del telemando en cada una de las zonas de la subestación. Zona de 132 kV Abrir y cerrar todos los interruptores. Bloqueo y activación de la protección de sobreintensidad de línea. Zona de 20 kV Abrir y cerrar todos los interruptores. Conmutar de automático a manual al regulador de tensión de cada transformador. Desbloquear el relé de bloqueo del transformador después de una actuación de éste. Activar y desactivar el relé de reenganche de cada celda de línea. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.70 Teleseñal Zona de 132 kV Estado de los interruptores. Estado de los seccionadores. Posición del conmutador local-remoto de cada módulo. Zona de 20 kV Estado de los interruptores. Posición del conmutador local-remoto de cada celda. Posición de conectado-desconectado del relé de reenganche de cada celda de línea. Número de escalón de regulación del transformador. Telemedida Zona de 132kV Potencia activa, potencia reactiva, tensión e intensidad en la línea. Tensión de barras. Zona de 20 kV Potencia activa, potencia reactiva, tensión e intensidad del transformador. Intensidad en las líneas. Tensión de barras. Telealarmas Zona de 132 kV (En las líneas) Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.71 Actuación de protección (distancia o direccional). Disparo definitivo. Para el caso de blindada alarma de SF6. (dos alarmas, según el grado de perdida de gas) Fallo de protecciones. Fallo de mando. Bloqueo de protección. Zona de 20 kV (En las líneas) Disparo definitivo. Alarma de SF6.(2 alarmas) Fallo de protecciones. Fallo de mando. Actuación protección (sobreintensidad o direccional de neutro). (En el transformador, que incluye alarmas de 132 kV y 20 kV): Actuación de protecciones (diferencial o sobreintensidad). Actuación del relé de bloqueo. Actuación del relé Buchholz dela cuba del transformador. Actuación del relé de temperatura. Alarma de SF6. Fallo de protecciones. Fallo de mando. Escalón extremo superior de regulación. Escalón extremo inferior de regulación. Nivel de aceite. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.72 Disparo magnetotérmicos de los transformadores de tensión. Alarmas generales de subestación: Anomalías en el sistema de 125 V.c.c. Anomalías en el sistema de 48 V.c.c. Fallo de corriente alterna de servicios auxiliares. Fallo de corriente continua de 125 V Fallo de corriente continua de 48 V. Fallo de comunicaciones. Detección de incendio. Detección de intrusos. 1.1.5.10 ALUMBRADO Se presentan a continuación los sistemas de alumbrado correspondientes a los dos tipos de subestación objeto de estudio. 1.1.5.10.1 Alumbrado de subestación convencional La subestación deberá de disponer de dos sistemas de alumbrado, uno exterior y otro interior en los edificios con un adecuado nivel luminoso tal que sea suficiente para poder efectuar las maniobras precisas con la máxima de seguridad. 1.1.5.10.1.2 Alumbrado exterior Para llevar a cabo la iluminación exterior se implantarán proyectores de aluminio anodizado. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.73 Dispondrán de lámparas de vapor de sodio de alta presión, de 250 y 400 W, de forma tubular. Este tipo de lámparas se caracteriza por disponer en genral de una larga vida, poseen un buen mantenimiento del flujo luminoso. Su funcionamiento es robusto. La orientación de los proyectores ha de ser la adecuada para obtener un máximo rendimiento lumínico para conseguir la iluminación deseada en aquellas zonas que lo requieran. El encendido de este alumbrado se produce de forma manual o automática por medio de un reloj programador instalado en el cuadro de servicios auxiliares, donde irá montado el contactor y los fusibles que protegen el correspondiente circuito. 1.1.5.10.1.2 Alumbrado interior El alumbrado interior del edificio de mando, control, y celdas de 20 kV se realizará con pantallas para tubos fluorescentes de 40 W que proporcionarán la iluminación exigida a cualquier necesidad. 1.1.5.10.1.3 Alumbrado de emergencia Dentro del interior del edificio se instalará un sistema de alumbrado de emergencia. Dicho alumbrado de emergencia está previsto para entrar en funcionamiento automáticamente al producirse el fallo de los alumbrados generales. Se realizará a través de lámparas de incandescencia distribuidas en los lugares adecuados según la normativa. El sistema permanecerá encendido constantemente en caso de estar conectada la instalación general de alumbrado. En caso de falta de c.a., la alimentación se transferirá Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.74 automáticamente a las barras de 125 V.c.c., estando preajustada su duración de forma opcional. 1.1.5.10.4 Alumbrado de subestación blindada La subestación dispondrá de un alumbrado interior y uno de emergencia, capaces de abastecer del adecuado nivel luminoso tal que sea suficiente para poder efectuar las maniobras precisas con la máxima de seguridad. 1.1.5.10.1.5 Alumbrado interior El alumbrado interior del edificio se realizará con pantallas para tubos fluorescentes de 40 W que proporcionarán la iluminación exigida a cualquier necesidad. 1.1.5.10.1.6 Alumbrado de emergencia Dentro del interior del edificio se instalará un sistema de alumbrado de emergencia. Dicho alumbrado de emergencia está previsto para entrar en funcionamiento automáticamente al producirse el fallo de los alumbrados generales. Se realizará a través de lámparas de incandescencia distribuidas en los lugares adecuados según la normativa. El sistema permanecerá encendido constantemente en caso de estar conectada la instalación general de alumbrado. En caso de falta de c.a., la alimentación se transferirá automáticamente a las barras de 125 V.c.c., estando preajustada su duración de forma opcional. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.75 1.1.5.11 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA En este apartado se ha de diferenciar nuevamente entre la instalación blindada y la instalación convencional. A pesar de que las corrientes de falta sean las mismas, así como las características del terreno, la superficie que se dispone para la realización de una y de otra no es la misma, por lo tanto dispondrán de instalaciones de puesta a tierra diferentes, la diferencia estribará en la retícula que se implantará en un caso y en otro. 1.1.5.11.1 Subestación convencional Con el fin de conseguir niveles admisibles de los potenciales de paso y contacto, la Subestación Transformadora estará dotada de un sistema de tierras formado por una malla de cable de cobre de 120 mm2 de sección. Esta malla está enterrada a 1500 mm de profundidad respecto a ésta, formando retículas de 9,4m x 7,6 m aproximadamente y se conectará a la red de tierras existente en la instalación. Se dispondrá de varias arquetas con pica, para realizar el seccionamiento y la verificación de la resistencia de puesta a tierra. Se enterrará, a la misma profundidad de la malla, un anillo periférico de cobre desnudo de 120 mm2 de sección para evitar que el gradiente de tensión caiga fuertemente en la periferia de la subestación. Los cálculos justificativos de la misma se presentan en el apartado de cálculos de este mismo documento. De cualquier forma, después de construida la instalación de tierra, deberán de realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en la MIE-RAT 13. Cumplimentando el punto 6.1 de la MIE-RAT.13, se conectarán a las tierras de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.76 normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías, sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Por este motivo, se unirán a la malla la estructura metálica, bases de aparellaje, cerramiento, neutros de transformadores de potencia y medida, etc. Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje mediante tornillos y grapas especiales, que aseguren la permanencia de la unión, haciendo uso de soldaduras Cadweld de alto poder de fusión, para las uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente resistentes a la corrosión galvánica. 1.1.5.11.2 Subestación blindada Con el fin de conseguir niveles admisibles de los potenciales de paso y contacto, la Subestación Transformadora estará dotada de un sistema de tierras formado por una malla de cable de cobre de 120 mm2 de sección. Esta malla está enterrada a 1500 mm de profundidad respecto a ésta, formando retículas de 2 x 1,81 m aproximadamente y se conectará a la red de tierras existente en la instalación. Se dispondrá de varias arquetas con pica, para realizar el seccionamiento y la verificación de la resistencia de puesta a tierra. Se enterrará, a la misma profundidad de la malla, un anillo periférico de cobre desnudo de 120 mm2 de sección para evitar que el gradiente de tensión caiga fuertemente en la periferia de la subestación. Los cálculos justificativos de la misma se presentan en el apartado de cálculos de este mismo documento. De cualquier forma, después de construida la instalación de tierra, deberán de realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en la MIE-RAT 13. Cumplimentando el punto 6.1 de la MIE-RAT.13, se conectarán a las tierras de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.77 normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías, sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Por este motivo, se unirán a la malla la estructura metálica, bases de aparellaje, cerramiento, neutros de transformadores de potencia y medida, etc. Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje mediante tornillos y grapas especiales, que aseguren la permanencia de la unión, haciendo uso de soldaduras Cadweld de alto poder de fusión, para las uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente resistentes a la corrosión galvánica. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.78 1.1.6 OBRA CIVIL Una vez se ha concluido implantar la subestación blindada en la zona de proyecto, se procede a la descripción general de la obra civil a construir. La obra civil consistirá en un edificio con distintas salas, en las que se alojarán las celdas de alta y de media tensión, existirá un almacén para guardar los recambios pertinentes, así como servicios y una sala acondicionada para los operarios. La ubicación de los dos transformadores de potencia será exterior, en un espacio habilitado convenientemente, contiguo al edificio y rodeado por una verja para proteger a los transformadores de posibles perturbaciones. Con esta disposición se pretende optimizar la refrigeración del los mismos. 1.1.6.1 Salas de celdas de alta y media tensión Se instalarán elementos modulares de hormigón armado con aislamiento térmico. La cimentación de los muros se hará con zócalos y soleras de hormigón. La estructura de la cubierta estará formada de perfiles laminados. Se utilizarán paneles de chapa de acero inoxidable y material aislante intermedio anclados a las correas metálicas como material de cubrición. El pavimento será de tipo continuo industrial y la instalación de electricidad se reducirá al sistema de alumbrado con canalizaciones de tubo visto. Se proyectará también una estructura metálica para la instalación de un puente grúa. Las puertas tendrán que disponer de las dimensiones adecuadas para el paso de los equipos a montar. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.79 1.1. 6.2 Puente grúa Para poder realizar el desplazamiento de elevadas como puedan ser las celdas de alta tensión, se proyecta la instalación de un puente grúa con objeto de facilitar esta tarea. 1.1. 6.2.1 Características del puente grúa El puente grúa realiza una traslación y una elevación para llevar a cabo su cometido Mecanismo de elevación: El mecanismo de elevación y descenso de la carga se efectúa mediante un polipasto. El mecanismo se caracteriza por disponer de un accionamiento por motor eléctrico de rotor cónico en cortocircuito con freno incorporado. En caso de fallo en la red el freno actuará de forma progresiva y amortiguada en un tiempo no superior a 15ms. También estará dotado de freno eléctrico para reducir el desgaste del freno. También dispone de un reductor planetario de elevación con un rendimiento del 96%. Así mismo dispondrá de impulsión del cable con guías de plástico sintético viscoelástico de alta resistencia a la rotura y al desgaste, con aditivos lubricantes que reducen el rozamiento. El aparejo inferior llevará incorporado un gancho sencillo de acero forjado, que estará provisto de un seguro mecánico para evitar la salida de los cables o cadenas de sujeción de las cargas. Existirá un limitador de carga mecánico que desconectará el mecanismo de elevación al sobrepasar el 110% de la carga nominal, permitiendo solo el movimiento de descenso. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.80 Mecanismo de traslación: El mecanismo de traslación estará constituido por un motor de rotor cónico deslizante y un reductor de tres escalones montados sobre rodamientos, el cual gira en baño de aceite. Un eje dentado transmitirá el momento de giro directamente a las ruedas. La grúa estará dotada de una segunda velocidad de translación, que se consigue mediante el empleo de motores de dos polaridades. El mando de la grúa se efectúa a nivel del suelo mediante una botonera provista de un interruptor que actúa sobre el contador principal y seis pulsadores para el control de los movimientos. La suspensión de la botonera comprende cables de acero fiadores para descargar de esfuerzo mecánico al cable de mando eléctrico. La grúa puente será calculada y ejecutada según la Norma Din 15018. 1.1.6.3 Bancadas de los transformadores Para la instalación de los transformadores de potencia previstos se construirán unas bancadas, formadas por una cimentación de apoyo y una cubeta para recogida del aceite, que en caso de un hipotético derrame se canalizará hacia un depósito en el que quedará confinado. 1.1.6.4 Canalizaciones eléctricas Para la instalación de todos cables de potencia y control requeridos se construirán las canalizaciones eléctricas necesarias. Las canalizaciones serán zanjas, arquetas y tubos, enlazando los distintos elementos de la instalación. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.81 Las zanjas de control se construirán con bloques de hormigón prefabricado, colocados sobre un relleno filtrante en el que se dispondrá un conjunto de tubos porosos que constituirán parte de la red de drenaje, a través de la cual se evacuará cualquier filtración manteniéndose las canalizaciones libres de agua. Las zanjas de los diversos cables instalados deberán tener la suficiente profundidad para respetar el radio de curvatura mínimo de los mismos. 1.1.6.5 Montaje de celdas Las estructuras soporte metálicas de las celdas de 132kV serán fijadas directamente en el piso por medio de bulones de anclaje de cimentado répido. La altura de las estructuras es ajustable, lo que elimina la necesidad de instalar cuadros niveladores. El sistema de ajuste permite compensar desniveles en el piso de hasta +/- 2 cm. Para el montaje y desmontaje de los diversos compartimentos se ha previsto la intalación de un puente grúa de 5000 kg. Las celdas de 132kV se transportan con una pequeña cantidad de SF6 en los compartimentos, y después de realizar la fijación de la estructura al suelo del edificio se procederá al llenado de los compartimentos de la GIS con los niveles nominales de presión. Para realizar la instalación de las cabinas de media tensión realizarán las siguientes operaciones: situar las cabinas sobre la bancada metálica y nivelarlas conectarlar las cabinas entre sí, conectar las barras generales y rellenar las cabinas con gas SF6. Las salas de maniobra en la que se ubiquen el conjunto de celdas de alta y media tensión, además de cumplir con el requisito de temperatura expuesto, deberán estar correctamente ventiladas, convenientemente una posible fuga de gas SF6. para poder evacuar Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.82 1.1.6.6 Protección contra incendios El sistema de extinción de incendios se compone de una instalación de detección automática de incendios en los edificios y otra de extinción automática de fuego en los transformadores. Para evitar la propagación de un posible incendio de un transformador a la posición contigua, se instalarán muros cortafuegos a los lados de los transformadores. La instalación de detección automática de incendios en edificios constará de los equipos siguientes: • Equipo de control y señalización situado en el local correspondiente. En él se instalarán las señales de uso y control de cada zona en que se haya dividido el edificio. • Suministro de alimentación. Para la alimentación de las instalaciones de detección de incendios se requieren dos fuentes de alimentación diferentes: una que provenga de la red de corriente alterna con rectificadores, como fuente principal, y otra proveniente de una batería, como fuente de reserva. • Detectores de acuerdo a la norma CEI 529. En caso de detectarse un incendio, éste deberá ser apagado por medios manuales, es decir, con ayuda de extintores, que deberán ser de anhídrido carbónico y se colocarán en sitio visible y de fácil acceso, existiendo un extintor cada 100 m2 como máximo y preferiblemente en las proximidades de equipos y aparatos con especial riesgo de incendio, como motores, cuadros eléctricos, etc. La instalación de extinción de incendios en transformadores constará de los siguientes equipos: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • Pág.83 Sistema de extinción fijo mediante rociadores. Se llevará a cabo colocando estos rodeando la cuba del transformador, con la salida del agua adecuadamente dirigida y habiendo, como mínimo, un rociador cada 12 m2. • Sistema de extinción fijo mediante manguera. Se empleará una boca de columna seca para el acoplamiento de las mangueras de los bomberos. 1.1.6.7 Abastecimiento y evacuación de aguas El abastecimiento de los aseos se realizará mediante una canalización desde una toma de la red de aguas de la zona, y las aguas residuales se vertirán a las redes de alcantarillado existentes. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.84 1.1.7 MEDIDAS CORRECTIVAS 1.1.7.1 Impacto urbanístico La obra se realizará de forma que la instalación altere en lo mínimo posible el paisaje urbanístico de la zona. Igualmente se cuidará de minimizar el impacto sobre el tráfico siguiendo las directrices de los órganos competentes en el Ayuntamiento. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.85 1.1.8 EQUIPO AUXILIAR Dentro del edificio que alberga a la subestación, se dispondrá de un almacén donde se tendrán los siguientes equipos: Equipo general: • Un (1) equipo DILO de manejo de gas SF6 • Un (1) detector de humedad • Un (1) aparato para medida de SF6 % • Un (1) aparato para medida de contenido de SO2 • Un (1) manómetro de agua (preciso) para calibrado de equipos (patrón) • Un (1) manodensostato • Un (1) polímetro Equipo para medición en posiciones de 132 kV: • Una (1) herramientas para abrir las válvulas de vaciado de gas • Un (1) equipo de medición de tiempos de operación en el interruptor y para trazas las curvas de operación del mismo. • Una (1) herramienta para enclavar el interruptor en posición abierto. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.86 1.1.9 CÓDIGOS Y NORMAS 1.1.9.1 Sistema de 132 Kv - CEI 60 517: Equipo encapsulado de aislamiento gaseoso de tensión asignada igual os superior a 72.5 kV. - CEI 60 480: Guía para la verificación del gas SF6 tomado en el equipamiento eléctrico. - CEI 60 694: Cláusulas comunes o equipos de conexión de Alta Tensión y normas de aparamenta de control. - CEI 60 056: Interruptor Automático de AT para intensidad alterna. - CEI 60 129: Seccionador y seccionador de tierra de intensidad alterna. - CEI 60 185: Transformador de intensidad. - CEI 60 186: Transformador de tensión. - CEI 60 044: Transformador de medida. - CEI 60 376: Especificación y aceptación de gas SF6 nuevo. - CEI 60 270: Medida de las descargas parciales. - CEI 60 815: Guía para la selección de los aisladores con Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.87 respecto a las condiciones de contaminación. - CEI 60 859: Conexión de cables para aparamentas encapsuladas para tensión igual o superior a 72.5 kV. 1.1.9.2 Transformador IEC 76: Power transformers CEI 60 815: Guía para la selección de aisladores respecto a las condiciones de contaminación. UNE-EN Transformadores de potencia. Generalidades. 60076-1: UNE-EN Transformadores de potencia. Calentamiento. 60076-2: UNE 20 101-3: UNE ensayos dieléctricos. 20 101-3-1: UNE 110: Transformadores de potencia. Niveles de aislamiento y ensayos dieléctricos. Distancia de aislamiento en el aire. 20 105-1: UNE Transformadores de potencia. Niveles de aislamiento y Transformadores de potencia. Aptitud para soportar cortocircuitos. 20 Guía de carga para transformadores sumergidos de aceite. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria UNE Pág.88 20 158: UNE de potencia. 20 175: UNE 20 21 37 protección proporcionados por las Evaluación y clasificación térmica del aislamiento Galvanizado en caliente. Características y métodos de ensayos. 21 320: UNE de eléctrico. 501: UNE Grados envolventes. 305: UNE Sistema de pintado para transformadores de potencia, acabado integral de pinturas epoxy-poliuretano. 324: UNE Marcado de los bornes y tomas de los transformadores Prescripción para aceites nuevos para transformadores de potencia. 48 Pinturas y barnices. Colores normalizados. 103: UNE-EN 50 Accesorios para transformadores y reactancias. Equipo 216-10-1: de refrigeración. MIE-RAT Condiciones Técnicas y Garantías de seguridad en 15: subestaciones. NI 06.00.01: Aceites minerales aislantes nuevos para transformadores e interruptores. NI 56.10.00: Cables unipolares sin cubierta para paneles y usos similares. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.89 UNE-EN 60 Determinación del nivel de ruido de los transformadores 551: y reactancias. Madrid, Junio 2005 Fdo. Pablo Jorge Fuentes 1.1.10 BIBLIOGRAFÍA [MART98] Martín José R., “Diseño de Subestaciones Eléctricas”, Mc Graw Hill, 1998 [MINE96] Ministerio de Industria y Energía (Miner), “Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación”, Madrid 1996. [IEEE86] IEEE, “Guide for Safety in AC Substation Grounding”,1986 [HARP79] Harper Enriquez G., “Elementos de diseño de Subestaciones Eléctricas”, Limusa, México 1979. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria 1.2 CÁLCULOS Pág.90 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.91 ÍNDICE Pag. 1.2.1CÁLCULO DE CORRIENTES MÁXIMAS EN CONDICIONES NOMINALES……………………………………………………………………..93 1.2.1.1 SISTEMA DE 132 KV……………………………………………….…93 1.2.1.1.1 Posiciones de línea………………………………………………………….………...93 1.2.1.1.2 Posición de acoplamiento y barras………………………………………………..…94 1.2.1.1.3 Posiciones de transformador………………………………………………….……...94 1.2.1.1.3 Selección de aparamenta…………………………………………………….……….95 1.2.1.2 SISTEMA DE 20 KV…………………………………………….…..…95 1.2.1.2.1 Posiciones de transformador, acoplamiento y barras………………………………95 1.2.1.2.2 Posiciones de salida de línea……………………………………………….………..95 1.2.1.2.3 Selección de aparamenta…………………………………………………….……….96 1.2.1.3 SERVICIOS AUXILIARES……………………………………………..96 1.2.1.3.1 Posición de 20 kV……………………………………………………………..………..96 1.2.3.2 Posición de baja tensión…………………………………………………….……………96 1.2.2 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO……………….98 1.2.2.1 SISTEMA DE 132 KV………………………………………….………..98 1.2.2.1.1 Cortocircuito tripolar en barras…………………………………………….…………..98 1.2.2.1.2 Cortocircuito bipolar en barras…………………………………………….………….99 1.2.2.1.3 Cortocircuito bipolar en barras con contacto a tierra………………….……..…….100 1.2.2.1.4 Cortocircuito unipolar a tierra………………………………………………..…….….101 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.92 1.2.2.1.5 Resultados obtenidos………………………………………………………………..101 1.2.2.2 SISTEMA DE 20 kV…………………………………………………...102 1.2.3 CÁLCULO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA……………………104 1.2.3.1 REGLAMENTACIÓN………………………………………………….104 1.2.3.2 SUBESTACIÓN BLINDADA……………………………………….…105 1.2.3.2.1 Datos iniciales………………………………………………………………………...105 1.2.3.2.2 Corriente de puesta a tierra………………………………………………………….106 1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra………………………………………………………....107 1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla…………………………………………108 1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto…………………………………..109 1.2.3.3 SUBESTACIÓN CONVENCIONAL…………………………………..113 1.2.3.3.1 Datos iniciales…………………………………………………………………………113 1.2.3.3.2 Corriente de puesta a tierra………………………………………………………….114 1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra………………………………………………………….115 1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla……………………………..…………..116 1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto………………………….……….117 1.2.4 CÁLCULOS ECONÓMICOS………………………………………..….121 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria 1.2.1 Pág.93 CÁLCULO DE CORRIENTES MÁXIMAS EN CONDICIONES NOMINALES 1.2.1.1 SISTEMA DE 132 KV 1.2.1.1.1 Posiciones de línea Las posiciones de línea deberán soportar como máximo la capacidad de las líneas de alimentación de la subestación. Según datos facilitados por la compañía suministradora, las líneas que integran la subestación objeto de este proyecto tienen una carga máxima de 100 MVA para el caso de la primera línea, y de 80 MVA para el caso de la segunda línea. Sus capacidades son de 1050 A y de 666 A respectivamente. Las intensidades que circularán por ellas serán: I 1ª línea,132 = I 2 ªlínea ,132 = S 3 * U 132 = S 3 * U 132 = 100 ∗ 10 6 = 437,38 A 3 * 132 * 10 3 80 ∗ 10 6 3 *132 *10 3 = 349,90 A A los valores de intensidad obtenidos se les sumará la intensidad de consumo aguas abajo, que está dada por la intensidad nominal del transformador de potencia: I trafo ,132 = S trafo 3 * U 132 = 40 ∗ 10 6 3 *132 *10 3 = 174,95 A Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.94 Lo que da un total de I linea ,132 = I 1ª línea ,132 + I trafo = 437,38 + 174,95 = 612,33 A I linea ,132 = I 2 ªlínea + I trafo = 349,90 + 174,95 = 524,85 A Estos valores son inferiores a la capacidad de transporte de ambas líneas. Al tener dichas líneas una capacidad mayor a los consumos, quedan cubiertos los aumentos de demanda en la población proyectada. 1.2.1.1.2 Posición de acoplamiento y barras La intensidad máxima que puede circular por el embarrado y el acoplamiento será la suma de las intensidades máximas admisibles que circularán por las líneas de entrada a la subestación. Esto es: 666+1050=1716 A. 1.2.1.1.3 Posiciones de transformador Las posiciones de transformador tendrán que soportar la corriente nominal del transformador, más un 20 %. I max = 1,2 ⋅ Sn 3 ⋅U n = 1,2 ⋅ 40000 3 ⋅ 132 = 209,95 A Esta intensidad máxima es válida para los dos transformadores ya que poseen idénticas características. Por otra parte, este valor es inferior a los 666 A de capacidad que posee la línea de menor capacidad que alimenta a la subestación. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.95 1.2.1.1.3 Selección de aparamenta Para las posiciones de línea, acoplamiento de barras y transformador, se selecciona la aparamenta de 132 kV y de 2000 A de corriente nominal, valor estándar superior a lamáxima prevista. Estos valores nos permitirán realizar futuras ampliaciones en la subestación, sin necesidad de cambiar la aparamenta. El disparo de los interruptores para la intensidad máxima admisible de la línea se regulará mediante los correspondientes relés. 1.2.1.2 SISTEMA DE 20 KV 1.2.1.2.1 Posiciones de transformador, acoplamiento y barras. Deberán soportar la corriente nominal del transformador, más un 20 % I max = 1,2 ⋅ Sn 3 ⋅U n = 1,2 ⋅ 40000 3 ⋅ 20 = 1385,64 A Al igual que en el caso de las posiciones de transformador del lado de alta, en las dos posiciones de transformador del lado de media tensión la intensidad máxima será la misma, puesto que los transformadores tienen iguales características. 1.2.1.2.2 Posiciones de salida de línea Tendrán que soportar la capacidad de salida de línea, 580 A. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.96 1.2.1.2.3 Selección de aparamenta • Para las posiciones de transformador, acoplamiento y barras se instalará aparamenta de 20 KV de 2500 A de corriente nominal. • Para las posiciones de salida de línea se instalará aparamenta de 20 kV y de 1250 A de corriente nominal. 1.2.1.3 SERVICIOS AUXILIARES 1.2.1.3.1 Posición de 20 kV La posición de servicios auxiliares deberá soportar la corriente nominal del transformador, más un 20 %. La potencia del transformador será de 150 KVA, con lo que resulta: I max = 1,2 ⋅ Sn 3 ⋅U n = 1,2 ⋅ 150 3 ⋅ 20 = 5,2 A Este valor ha de ser inferior a la capacidad del cable de alimentación del trafo. Se selecciona aparamenta de iguales características que las anteriores, es decir, 20 kV y 1250 A. 1.2.3.2 Posición de baja tensión Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.97 En el lado de baja tensión del transformador de servicios auxiliares tendremos una tensión de 380V, la intensidad máxima se obtiene del mismo modo que en el lado de media tensión: I max = 1,2 ⋅ Sn 3 ⋅U n = 1,2 ⋅ 150000 3 ⋅ 380 = 273,48 A Se selecciona aparamenta de iguales características que las anteriores, es decir, 20 kV y 1250 A. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.98 1.2.2 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO Se estudiarán los posibles cortocircuitos en los sistemas de de 132 y de 20 kV para determinar las corrientes mínimas de dimensionado del sistema de protecciones. Según la compañía eléctrica, las líneas de alimentación disponen de las siguientes características en el punto de alimentación de la subestación: Potencia de cortocircuito trifásico: 3000 MVA. Tiempo máximo de eliminación de falta: 0,25 s. Impedancia homopolar: 0,8 x Impedancia directa. 1.2.2.1 SISTEMA DE 132 KV En las redes con puesta a tierra rígida es necesario identificar en qué tipo de cortocircuito se da el máximo valor de corriente, para ello se estudiarán los distintos tipos de cortocircuito con objeto de identificar cual de ellos presenta el caso más desfavorable. Los casos de estudio son los siguientes: Cortocircuito tripolar. Cortocircuito bipolar. Cortocircuito bipolar con contacto a tierra. Cortocircuito unipolar a tierra. 1.2.2.1.1 Cortocircuito tripolar en barras Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.99 El valor máximo de este tipo será el correspondiente a la potencia de cortocircuito dada por la compañía, de este modo se obtiene la siguiente intensidad de corto: I cc = S cc 3 ⋅U n = 3000 3 ⋅ 132 = 13121,59 A 1.2.2.1.2 Cortocircuito bipolar en barras En este caso se da un estado asimétrico de la intensidad de cortocircuito. No será aplicable el circuito equivalente monofásico que rige cuando existe simetría. Para el estudio del cortocircuito bipolar sin contacto a tierra es necesario considerar tres circuitos unipolares, a los cuales una vez aplicado el principio de superposición, darán el valor real de la corriente de cortocircuito. Estos circuitos son los denominados sistema directo, inverso y homopolar de la red (d, i y o ). Se trabajará en valores unitarios, tomando como valores base en el lado de alta del transformador: Ub = 132 kV Sb = 40 MVA Ib = Sb 3 * Ub = 40 ∗ 10 6 3 * 132 * 10 3 = 174,95 A Se calculará el dipolo de Thévenin de la red en el punto del cortocircuito y a la tensión nominal: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.100 U th ,red = U 132, p.u . = 1 S cc , p.u . = p.u. S cc 3000 = = 75 p.u Sb 40 Z th ,red = U 132 p.u . S p.u . 2 = 1 ≈ 0,0133 p.u. 75 Los valores de las impedancias directa e inversa son iguales y coinciden con la impedancia Thèvenin anteriormente calculada. El valor de la impedancia homopolar es facilitado por la compañía suministradora y vale el 80% del valor de la impedancia directa. Z D = Z I = Z th ,red = 0,0133 p.u Z O = 0,8 * Z D = 0,0106 p.u. La intensidad de cortocircuito bipolar sin contacto a tierra viene dada por la siguiente expresión: I cc.bipolar = 3 *U 132, p.u . ZD + ZI * Ib Esto es: I cc.bipolar = 3 *1 = 65,11 p.u 0,0133 + 0,0133 I cc.bipolar = 65,11 * Ib = 11391,81A Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.101 1.2.2.1.3 Cortocircuito bipolar en barras con contacto a tierra La intensidad que se da en un cortocircuito bipolar con contacto a tierra, directamente en magnitudes reales viene dada por la siguiente expresión: I cc.bipolarT = 3 * U 132, p.u . * Z I Z D * Z I + Z D * ZO + Z I * ZO * Ib Esto es: I cc.bipolarT = 3 *1 * 0,0133 * 174,95 = 15213,04 A 0,0133 * 0,0133 + 0,0133 * 0,0106 + 0,0133 * 0,0106 1.2.2.1.4 Cortocircuito unipolar a tierra La intensidad de cortocircuito unipolar a tierra viene dada por la siguiente expresión: I cc.unipolar = 3 * U 132, p.u . Z D + Z I + ZO * Ib Esto es: I cc.unipolar = 3 *1 * 174,95 = 14108,87 A 0,0133 + 0,0133 + 0,0106 1.2.2.1.5 Resultados obtenidos Los valores obtenidos son los siguientes: Icc, tripolar= 13121,59 A Icc, bipolar= 11391,81 A Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.102 Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A Icc, unipolar a tierra= 14108,87 A El mayor valor lo da el cortocircuito bipolar con contacto a tierra, luego ese valor será el que se tome para el diseño de la red de puesta a tierra. Estos valores han de ser inferiores al poder de corte de la aparamenta seleccionada. 1.2.2.2 SISTEMA DE 20 kV Para el sistema de 20kV la red dispone de neutro aislado y la impedancia homopolar es mucho mayor que las impedancias directa e inversa. Por tanto, atendiendo a las expresiones de cálculo de las corrientes de corto, las máximas corrientes de cortocircuito se dan siempre para el caso del cortocircuito tripolar. Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en 20kV hay que tener en cuenta la impedancia de cortocircuito de los dos transformadores instalados. Esta impedancia irá en serie con el equivalente Thèvenin calculado en el apartado anterior. De la ficha técnica del transformador 132/ 20kV que se instala, se obtiene que la impedancia de cortocircuito es del 9,5%. La potencia nominal es de 40MVA (SB). Seguiremos trabajando con valores en p.u. Así, la impedancia de cortocircuito de los dos transformadores instalados es: ZT1 = ZT2 = 0,095 p.u. En el caso habitual de funcionamiento de la subestación, los dos transformadores se encontrarán en funcionamiento, luego el valor de ZT que encontraremos en el esquema será el paralelo de ZT1 y ZT2. ZT = ZT1 // ZT2 = 0,0475 p.u. Este será el caso mas desfavorable para el cálculo de la corriente de cortocircuito, puesto que cuando sólo trabaje un transformador (por avería Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.103 del otro, mantenimiento, etc.) la impedancia que se pondrá en el esquema será ZT =p.u, valor que dará como resultado intensidades de corrientes menores que en el caso de ZT = ZT1 // ZT2 . La potencia de cortocircuito es: s cc , pu = U 132, p.u . 2 z eq = 1 = 16,45 pu. 0,0133 + 0,0475 En magnitudes reales: S cc = s cc ∗ S b = 16,45 ∗ 40 = 658 MVA. La intensidad de cortocircuito será: I cc.20 = S cc.20 3 * U 20 = 658 *10 6 3 * 20 *10 3 = 18994,82 A Este valor ha de ser inferior al poder de corte de la aparamenta instalada para 20 kV. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.104 1.2.3 CÁLCULO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA En este apartado se calcularán las instalaciones de puesta a tierra de las dos subestaciones, blindada y convencional. El objetivo de la malla de tierra es aportar una vía de salida a las intensidades de falta que aparezcan durante un cortocircuito provocado por cualquier situación de fallo en el sistema. Se deberá diseñar de tal modo que durante ese proceso no aparezcan tensiones que pongan en peligro a las personas que se puedan encontrar en la instalación o sus alrededores en el momento de la falta. Tendrá también una función de protección de los equipos instalados, limitando las sobretensiones que puedan aparecer. El electrodo de puesta a tierra está formado por una malla conductora enterrada bajo la superficie de la subestación. Esta malla está formada por cables desnudos, soldados en sus cruces para formar un electrodo rectangular de mallas cuadradas. La malla que constituye el electrodo de tierra se realiza con el mismo cable que las líneas de tierra. El circuito de tierras debe ser continuo, sin interruptores ni fusibles que lo puedan abrir, por eso las soldaduras y uniones que se le apliquen deben soportar las intensidades de falta sin sufrir alteraciones. Se utilizará cobre como material del electrodo debido a su resistencia a la corrosión y la dificultad de establecer un mantenimiento para la malla de tierra. 1.2.3.1 REGLAMENTACIÓN Los cálculos se realizarán en base al método que figura en el I.E.E.E. GUIDE FOR SAFETY IN AC SUBSTATION GROUNDING, edición 1986, y de Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.105 acuerdo con la Instrucción Técnica Complementaria MIE-RAT 13 del Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. Después de construida la instalación de tierra se harán las comprobaciones y verificaciones precisas “in situ” y se realizarán los cambios necesarios para que se cumpla la citada instrucción. 1.2.3.2 SUBESTACIÓN BLINDADA 1.2.3.2.1 Datos iniciales Para el cálculo de la red de tierra se parte de los siguientes datos: Datos del terreno. Resistividad del terreno, ρ = 90 Ω.m. Resistividad en el interior del edificio, ρs =3000 Ω.m. Espesor de la capa superficial, hs = 0,1 m. Datos generales. Frecuencia, f = 50 Hz. Temperatura ambiente, Ta = 35 ºC. Tiempo de despeje de la falta, tf = 0,25 s. Datos geométricos. • Picas: Número de picas, np = 30. Diámetro de las picas, dp = 16 mm. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.106 Longitud media de las picas, Lp = 2 m. Profundidad de la malla, h = 1,5 m. • Malla rectangular: Lado mayor, LM = 30 m. Lado menor, Lm = 20 m. Número de conductores paralelos al lado mayor, nM = 16. Número de conductores paralelos al lado menor, nm = 12. Longitud de conductor enterrado, L = 720m. Datos de los conductores. Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia, αr = 0,00393 ºC-1 Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de 0 ºC, α0 = 0,00427 ºC-1. Resistividad conductores, ρc =1,72 ∗ 10-6 Ω.cm. Factor de capacidad térmica, TCAP = 3,42 J/cm3 . ºC. Temperatura máxima permisible, Tm = 200 ºC. Diámetro del conductor dc = 12,4mm 1.2.3.2.2 Corriente de puesta a tierra Intensidad de defecto Id: La corriente a considerar para el cálculo de la red de puesta a tierra será la corriente de cortocircuito más desfavorable de las obtenidas con anterioridad. Esto es Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A Id=15213,04 A Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.107 Intensidad de malla Im: La intensidad Im incluirá el efecto de la componente asimétrica ( en el caso de la más desfavorable) durante el período subtransitorio. Se determina una intensidad simétrica equivalente Im, multiplicando Id por un coeficiente Df, que se define como: t Df = 1+ a tf −2⋅t f ⋅ 1 − e ta = 1,062 Donde: ta = 0,032 s. tf = 0,25 s. Con lo cual se obtiene: Im = Id ⋅ D f = 16156,25A Intensidad de puesta a tierra Ipt: Según el apartado 5. de la MIE RAT-13, se considera a efectos de tensiones aplicadas de paso y contacto, el 70% de la intensidad de corriente de puesta a tierra, teniendo en cuenta que la instalación es de más de 100kV. Su valor es: Ig = 0,7 * I m = 0,7 * 16156,25 = 11309,375 A 1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra El electrodo de puesta a tierra consistirá en una malla de cobre desnudo de aproximadamente 2 m. x 1,81 m. de retícula. Estará enterrada a una profundidad de 1,5m, estando las uniones entre cables realizadas mediante Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.108 soldadura aluminotérmica con objeto de minimizar los defectos y dotar de gran consistencia a la unión. Las estructuras soporte y resto de los elementos dejarán previstos bucles en el cable de cobre de la malla para conectarse al electrodo. En el caso de estructuras se realizará la derivación de dicho cable a una pletina de cobre de 80mm. x 10 mm. a través de una pieza de conexión adecuada para subir por la misma hasta el tornillo o puesta a tierra del aparato. Una sección típica del electrodo de tierra suele ser de 120 mm2 , se comprobará a continuación que esta sección cumple con las especificaciones detalladas en el punto 3.1 de la MIE RAT 13. Se considerará la intensidad de la malla y una duración de defecto de 0,25 segundos. De lo que se obtiene : S electrod = Im 16156,25 = = 84,15mm 2 160 *1,2 160 *1,2 Con lo que la sección mínima sería de 84,15 mm2 ,así pues al ser menor que 120 mm2 podremos utilizar S=120 mm2 de tal modo que quede sobredimensionado, dando así un cierto margen para que el electrodo se encuentre holgado en sus condiciones de trabajo y presente una durabilidad máxima. 1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla Según el MIE-RAT 13, el cálculo de la resistencia a tierra de la malla diseñada se obtendrá del siguiente modo: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria R pt = Pág.109 ρ 4 · π A + ρ L 1 1 1 R pt = ρ · + · 1 + 20 · A 1 + h · 20 / A L si h < 0.25 m si 0.25 < h < 2.5 m Rpt: Resistencia a tierra de la malla en Ω. ρ: Resistividad del terreno en Ω·m A: Área de extensión de la malla de tierra en m2 L: Longitud de cable enterrado para formar la malla en m h: Profundidad de enterramiento de la malla de tierra en m A =600 m2 ρ=90 Ω.m L =720m h =1,5m Con lo que resulta una resistencia, Rpt =1,592 Ω La caída de tensión que se dará en la malla de tierra es de : Upt = Im × Rpt = 16156,25 × 1,592= 25720 V 1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto La tensión de paso Es resultante es la que aparece entre la superficie sobre la esquina de la red y 1 m de distancia en dirección diagonal y hacia fuera de la misma. Éste es el punto de mayor gradiente de tensiones y, por lo tanto, el más desfavorable. Se puede definir como la parte de la tensión a tierra que puede ser puenteada por un ser humano entre los dos pies, considerándose Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.110 el paso de una longitud de un metro. Esta tensión es prácticamente igual al gradiente de potencial en un punto del terreno. La tensión de contacto Em resultante es la diferencia entre el potencial del electrodo de tierra y del centro de una cuadrícula que ocupa la esquina. Aunque la distancia del centro de la cuadrícula al electrodo sea mayor de lo que puede abarcar un hombre, se considera como punto más desfavorable por ser la cuadrícula con mayores diferencias de tensión y porque pueda haber estructuras que acerquen la tensión del electrodo de tierra a esta posición donde una persona podría tener contacto con ella. Puede ser definida como 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. Cálculos teóricos de las tensiones: Tensión de contacto Tensión de paso Em = ρ ∗ Km ∗ Ki ∗ Es = ρ ∗ Ks ∗ Ki ∗ Ig L Ig L Donde: Ig = Corriente disipada a través de la malla: L = Longitud del conductor enterrado: 720 m. ρ = Resistividad del terreno natural: 90 Ω m. Km = 1 2 ⋅π D2 ( D + 2 ⋅ h )2 − h + 1n 8 ⋅ D ⋅ dc 4 ⋅ dc 16 ⋅ h ⋅ d c K ii 8 + K ⋅ 1n π ⋅ (2 ⋅ n − 1) h Ki = 0, 656 + 0,172n Ks = ( 1 1 1 1 + + 1 − 0,5 n − 2 π 2 ⋅ h D + h D ) si0,25m ≤ h ≤ 2,5m. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.111 Donde: h=Profundidad de la malla = 1,5 m. D =Separación entre conductores paralelos = 1,81 m. n =Número de conductores paralelos a una dirección = 16 d =Diámetro del conductor = 0,01236 m (S =120mm2) Kii = 1 = 0,648 ( 2n) 2 / n K h= 1 + h / ho = 1 + 1,5 / 1 = 1,581 ho = 1 En este caso los conductores paralelos a los lados mayor y menor (nM y nm) son diferentes, con lo cual se adopta el siguiente criterio: • para el cálculo de la tensión de paso (Coeficientes Ki y Ks) se toma el mayor. • para el cálculo de la tensión de contacto (Coeficientes Ki y Km) se toma la media geométrica. n = n M ⋅ nm Se obtienen pues los siguientes valores para los coefiecientes en cuestión: Km = 0,591 (n =14,7) Kim = 3,184 (n =14,7) Kis = 3,408 Ks = 0,378 Las tensiones teóricas de contacto y de paso quedan: Em = 90 x0,591x3,408 x 11309,375 = 2847,31V . 720 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.112 Es = 90 x0,378 x3,408 x 11309,375 = 1821,13V . 720 Tensiones de paso y de contacto admisibles: Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles se fijan con las siguientes expresiones recogidas en el MIE-RAT 13: • Tensión de paso: Es = Vp = • 6ρ s 10 K 1+ n . t 1000 Tensión de contacto: Em = Vc = K 1,5ρ s 1 + . t n 1000 Donde: t = duración de la falta en segundos =0,25 s K =72 y n =1 para tiempos inferiores a 0,9 s ρs = resistividad superficial Para el terreno en el interior del edificio se considerará una resistividad de 3000 Ω⋅m De donde quedan los siguientes valores: Vc = 72 1,5 x3000 1 + = 1584V 0,25 1.000 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Vp = Pág.113 10 x72 6 x3000 = 54720V 1 + 0,25 1.000 La tensión de contacto Vc no cumple con la norma, se aumentará la resistividad superficial el doble. Con lo que tendremos una nueva resistividad superficial de 6000 Ω⋅m. El nuevo valor de Vc = 2880 V que es mayor al obtenido teóricamente, con lo cual es válido el diseño. Ahora los límites obtenidos para las dos tensiones son superiores en cada caso a los obtenidos de forma teórica de con los datos de la subestación, luego el diseño realizado no supera los límites establecido por la norma. De cualquier forma después de construida la instalación de tierra, deberán realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en el MIE-RAT 13. 1.2.3.3 SUBESTACIÓN CONVENCIONAL 1.2.3.3.1 Datos iniciales Para el cálculo de la red de tierra se parte de los siguientes datos: Datos del terreno. Resistividad del terreno, ρ = 90 Ω.m. Resistividad de capa superficial con grava, ρ = 3000 Ω.m. Espesor de la capa superficial, hs = 0,1 m. Datos generales. Frecuencia, f = 50 Hz. Temperatura ambiente, Ta = 35 ºC. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.114 Tiempo de despeje de la falta, tf = 0,25 s. Datos geométricos. • Picas: Número de picas, np = 30. Diámetro de las picas, dp = 16 mm. Longitud media de las picas, Lp = 2 m. Profundidad de la malla, h = 1,5 m. • Malla rectangular: Lado mayor, LM = 75 m. Lado menor, Lm = 53,125 m. Número de conductores paralelos al lado mayor, nM = 9. Número de conductores paralelos al lado menor, nm = 8. Longitud de conductor enterrado, L = 1100m. Datos de los conductores. Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia, αr = 0,00393 ºC-1 Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de 0 ºC, α0 = 0,00427 ºC-1. Resistividad conductores, ρc =1,72 ∗ 10-6 Ω.cm. Factor de capacidad térmica, TCAP = 3,42 J/cm3 . ºC. Temperatura máxima permisible, Tm = 200 ºC. Diámetro del conductor dc = 12,4mm Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.115 1.2.3.3.2 Corriente de puesta a tierra Intensidad de defecto Id: La corriente a considerar para el cálculo de la red de puesta a tierra será la corriente de cortocircuito más desfavorable de las obtenidas con anterioridad. Esto es Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A Id=15213,04 A Intensidad de malla Im: La intensidad Im incluirá el efecto de la componente asimétrica ( en el caso de la más desfavorable) durante el período subtransitorio. Se determina una intensidad simétrica equivalente Im, multiplicando Id por un coeficiente Df, que se define como: t Df = 1+ a tf −2⋅t f ⋅ 1 − e t a = 1,062 Donde: ta = 0,032 s. tf = 0,25 s. Con lo cual se obtiene: Im = Id ⋅ D f = 16156,25A Intensidad de puesta a tierra Ipt: Según el apartado 5. de la MIE RAT-13, se considera a efectos de tensiones aplicadas de paso y contacto, el 70% de la intensidad de corriente de puesta a tierra, teniendo en cuenta que la instalación es de más de 100kV. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.116 Su valor es: Ig = 0,7 * I m = 0,7 * 16156,25 = 11309,375 A 1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra El electrodo de puesta a tierra consistirá en una malla de cobre desnudo de aproximadamente 9,4 m. x 7,6 m. de retícula. Estará enterrada a una profundidad de 1,5m, estando las uniones entre cables realizadas mediante soldadura aluminotérmica con objeto de minimizar los defectos y dotar de gran consistencia a la unión. Las estructuras soporte y resto de los elementos dejarán previstos bucles en el cable de cobre de la malla para conectarse al electrodo. En el caso de estructuras se realizará la derivación de dicho cable a una pletina de cobre de 80mm. x 10 mm. a través de una pieza de conexión adecuada para subir por la misma hasta el tornillo o puesta a tierra del aparato. Una sección típica del electrodo de tierra suele ser de 120 mm2 , se comprobará a continuación que esta sección cumple con las especificaciones detalladas en el punto 3.1 de la MIE RAT 13. Se considerará la intensidad de la malla y una duración de defecto de 0,25 segundos. De lo que se obtiene : S electrod = Im 16156,25 = = 84,15mm 2 160 *1,2 160 *1,2 Con lo que la sección mínima sería de 84,15 mm2 ,así pues al ser menor que 120 mm2 podremos utilizar S=120 mm2 de tal modo que quede sobredimensionado, dando así un cierto margen para que el electrodo se encuentre holgado en sus condiciones de trabajo y presente una durabilidad máxima. 1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.117 Según el MIE-RAT 13, el cálculo de la resistencia a tierra de la malla diseñada se obtendrá del siguiente modo: R pt = ρ 4 · π A + ρ si h < 0.25 m L 1 1 1 R pt = ρ · + · 1 + 20 · A 1 + h · 20 / A L si 0.25 < h < 2.5 m Rpt: Resistencia a tierra de la malla en Ω. ρ: Resistividad del terreno en Ω·m A: Área de extensión de la malla de tierra en m2 L: Longitud de cable enterrado para formar la malla en m h: Profundidad de enterramiento de la malla de tierra en m A =3986,25 m2 ρ=90 Ω.m L =1100m h =1,5m Con lo que resulta una resistencia, Rpt =0,688 Ω La caída de tensión que se dará en la malla de tierra es de : Upt = Im × Rpt = 16156,25 × 0,688 = 11115,5 kV 1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto Cálculos teóricos de las tensiones: Tensión de contacto Em = ρ ∗ Km ∗ Ki ∗ Ig L Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Tensión de paso Pág.118 Es = ρ ∗ Ks ∗ Ki ∗ Ig L Donde: Ig = Corriente disipada a través de la malla: L = Longitud del conductor enterrado: 1100 m. ρ = Resistividad del terreno natural: 90 Ω m. 2 ( 1 D2 D + 2 ⋅ h) h + − Km = 1n 2 ⋅ π 16 ⋅ h ⋅ d c 8 ⋅ D ⋅ dc 4 ⋅ dc K ii 8 + ⋅ 1 n K π ⋅ (2 ⋅ n − 1) h Ki = 0, 656 + 0,172n Ks = 1 1 1 1 + + (1 − 0,5 n − 2 ) si 0,25m ≤ h ≤ 2,5m. π 2 ⋅ h D + h D Donde: H =Profundidad de la malla = 1,5 m. D =Separación entre conductores paralelos = 9,4 m. N =Número de conductores paralelos a una dirección = 9 d =Diámetro del conductor = 0,01236 m (S =120mm2) Kii = 1 = 0,526 ( 2n) 2 / n K h= 1 + h / ho = 1 + 1,5 / 1 = 1,581 ho = 1 En este caso los conductores paralelos a los lados mayor y menor (nM y nm) son diferentes, con lo cual se adopta el siguiente criterio: • para el cálculo de la tensión de paso (Coeficientes Ki y Ks) se toma el mayor. • para el cálculo de la tensión de contacto (Coeficientes Ki y Km) se toma la media geométrica. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.119 n = n M ⋅ nm Se obtienen pues los siguientes valores para los coefiecientes en cuestión: Km = 0,713 Kim = 2,211 (n =8,48) Ks = 0,169 Kim = 2,204 Las tensiones teóricas de contacto y de paso quedan: Em = 90 x0,713x 2,211x Es = 90 x0,169 x 2,204 x 11309,375 = 1458,70V . 1100 11309,375 = 344,66V . 1100 Tensiones de paso y de contacto admisibles: Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles se fijan con las siguientes expresiones recogidas en el MIE-RAT 13: • Tensión de paso: Es = Vp = • 6ρ s 10 K 1+ n . t 1000 Tensión de contacto: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Em = Vc = Pág.120 K 1,5ρ s 1 + . t n 1000 Donde: t = duración de la falta en segundos =0,25 s K =72 y n =1 para tiempos inferiores a 0,9 s ρs = 3000 resistividad superficial Nota: se considera la adición de grava a la superficie para aumentar la resistividad superficial debido a que sin la misma no se cumplen las valores mínimos de tensiones de contacto y de paso. De donde quedan los siguientes valores: Vc = 72 1,5 x3000 = 1584V 1 + 1.000 0,25 Vp = 10 x72 6 x3000 = 54720V 1 + 1.000 0,25 Los límites obtenidos para las dos tensiones son superiores en cada caso a los obtenidos de forma teórica de con los datos de la subestación, luego el diseño realizado no supera los límites establecido por la norma. De cualquier forma después de construida la instalación de tierra, deberán realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en el MIE-RAT 13. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.121 1.2.4 CÁLCULOS ECONÓMICOS Se procede a continuación a mostrar los cálculos del precio final de cada subestación en función de su ubicación. Los cálculos se han obtenido mediante hoja de cálculo, mostrando gráficamente los resultados obtenidos. Se ha partido de los precios desarrollados en el apartado de presupuestos, fijando como una constante el valor del precio electromecánico de cada subestación, la obra civil y los costes de mantenimiento para un horizonte de 25 años. Y trabajando como variable con el precio del terreno destinado a la ubicación de la instalación. Los cálculos están realizados para una serie de zonas características de la provincia en cuestión, de las cuales se han buscado los rangos de precio de suelo de los que disponen: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.122 Núcleos urbanos Prec. max.(€) VIGO 6000 PONTEVEDRA 5389 VILLAGARCÍA 6000 SANXENXO 6100 RURAL A 3000 RURAL B 10 Prec. Medio(€) 4790 3892 4191 4491 1200 8 Prec. min.(€) 3000 2395 1796 2000 200 5 Presupuestos con costes de mantenimiento de las instalaciones sin incluir el precio del suelo: Presupuesto Blindada 4.026.853 € PresupuestoConvencional 2.669.941,70 € VIGO PT(€/m2) 6000 5750 5500 5250 5000 4790 4500 4250 4000 3750 3500 3250 3000 PTc(€) 24000000 23000000 22000000 21000000 20000000 19160000 18000000 17000000 16000000 15000000 14000000 13000000 12000000 PTb(€) 4500000 4312500 4125000 3937500 3750000 3592500 3375000 3187500 3000000 2812500 2625000 2437500 2250000 Coste Convencional(€) 26669941,7 25669941,7 24669941,7 23669941,7 22669941,7 21829941,7 20669941,7 19669941,7 18669941,7 17669941,7 16669941,7 15669941,7 14669941,7 Coste blindada(€) 8526853 8339353 8151853 7964353 7776853 7619353 7401853 7214353 7026853 6839353 6651853 6464353 6276853 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.123 VIGO Coste final de la subest 30000000 25000000 20000000 PT(€/m2) Coste Convencional (€) 15000000 Coste blindada (€) 10000000 5000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Precio de suelo en orden decreciente PONTEVEDRA PT(€/m2) 5389 5000 4750 4500 4250 4000 3892 3500 3250 3000 2750 2500 2395 PTc(€) 21556000 20000000 19000000 18000000 17000000 16000000 15568000 14000000 13000000 12000000 11000000 10000000 9580000 PTb(€) 4041750 3750000 3562500 3375000 3187500 3000000 2919000 2625000 2437500 2250000 2062500 1875000 1796250 Coste Convencional(€) 24225941,7 22669941,7 21669941,7 20669941,7 19669941,7 18669941,7 18237941,7 16669941,7 15669941,7 14669941,7 13669941,7 12669941,7 12249941,7 Coste blindada(€) 8068603 7776853 7589353 7401853 7214353 7026853 6945853 6651853 6464353 6276853 6089353 5901853 5823103 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.124 PONTEVEDRA 30000000 Coste final Subesta 25000000 20000000 PT(€/m2) Coste Convencional (€) 15000000 Coste blindada(€) 10000000 5000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Valor del suelo decreciente VILLAGARCÍA PT(€/m2) 6000 5500 5000 4500 4191 3750 3500 3000 2750 2500 2250 2000 1796 PTc(€) 24000000 22000000 20000000 18000000 16764000 15000000 14000000 12000000 11000000 10000000 9000000 8000000 7184000 PTb(€) 4500000 4125000 3750000 3375000 3143250 2812500 2625000 2250000 2062500 1875000 1687500 1500000 1347000 Coste Convencional(€) 26669941,7 24669941,7 22669941,7 20669941,7 19433941,7 17669941,7 16669941,7 14669941,7 13669941,7 12669941,7 11669941,7 10669941,7 9853941,7 Coste blindada(€) 8526853 8151853 7776853 7401853 7170103 6839353 6651853 6276853 6089353 5901853 5714353 5526853 5373853 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.125 VILLAGARCÍA 30000000 Coste final subesta 25000000 20000000 PT(€/m2) Coste Convencional (€) 15000000 Coste blindada(€) 10000000 5000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Valor del suelo decreciente RURAL A PT(€/m2) 3000 2750 2500 2250 2000 1750 1500 1200 1000 750 500 250 200 PTc(€) 12000000 11000000 10000000 9000000 8000000 7000000 6000000 4800000 4000000 3000000 2000000 1000000 800000 PTb(€) 2250000 2062500 1875000 1687500 1500000 1312500 1125000 900000 750000 562500 375000 187500 150000 Coste Convencional(€) 14669941,7 13669941,7 12669941,7 11669941,7 10669941,7 9669941,7 8669941,7 7469941,7 6669941,7 5669941,7 4669941,7 3669941,7 3469941,7 Coste blindada(€) 6276853 6089353 5901853 5714353 5526853 5339353 5151853 4926853 4776853 4589353 4401853 4214353 4176853 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.126 RURAL A 16000000 Coste final Subesta 14000000 12000000 10000000 PT(€/m2) 8000000 Coste Convencional (€) Coste blindada(€) 6000000 4000000 2000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Valor del suelo decreciente RURAL B PT(€/m2) 10 9 8 7 6 5 PTc(€) 40000 36000 32000 28000 24000 20000 PTb(€) 7500 6750 6000 5250 4500 3750 Coste Convencional(€) 2709941,7 2705941,7 2701941,7 2697941,7 2693941,7 2689941,7 Coste blindada(€) 4034353 4033603 4032853 4032103 4031353 4030603 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.127 RURAL B 4500000 Coste final subesta 4000000 3500000 3000000 Serie1 2500000 Serie2 Serie3 2000000 1500000 1000000 500000 0 1 2 3 4 5 6 Valor del suelo decreciente Los resultados obtenidos son comentados en el documento 1.3 Estudio Económico. Madrid, Junio 2005 Fdo. Pablo Jorge Fuentes Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria 1.3 ESTUDIO ECONÓMICO Pág.128 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.129 ÍNDICE Pag. 1.3.1 INTRODUCCIÓN................................................................................129 1.3.2 VARIABLES A TENER EN CUENTA EN EL ESTUDIO…………......131 1.3.3 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN EL PRECIO FINAL………..134 1.3.4 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA PONDERACIÓN DE VARIABLES………………………………………………………………………142 1.3.4.1 Aplicación al caso del presente proyecto……………………………..144 1.3.5 CONCLUSIÓN FINAL…………………………………………………….146 1.3.1 INTRODUCCIÓN Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.130 El cometido final del presente proyecto es analizar la idoneidad a la hora de implantar una subestación eléctrica en un determinado emplazamiento donde sea requerida. En este caso se trata de una subestación transformadora de distribución, que transforma la tensión de reparto en una tensión de distribución, destinada a dar cobertura a la demanda concreta de una población. La decisión de la construcción de una nueva subestación transformadora de distribución obedecerá a diversos motivos. Puede ser requerida debido a un aumento de la demanda de potencia eléctrica en una ciudad o núcleo urbano, también se puede proyectar una subestación eléctrica destinada a dar suministro eléctrico a una nueva urbanización o barrio de nueva construcción. Otra posibilidad es la de sustitución de una subestación antigua por una nueva debido a circunstancias de límites de capacidad o por deterioro de las instalaciones debido al paso del tiempo. También se proyectan subestaciones destinadas únicamente a dar cobertura a núcleos industriales que requieran unas determinadas condiciones de suministro de potencia. En este caso se analiza la planificación de una subestación con objeto de dar suministro a un nuevo núcleo urbano de futura construcción con una estimación de demanda de 60MVA. El primer aspecto a resolver para la construcción de la instalación, no es otro que el de seleccionar el tipo de tecnología a aplicar en cuanto al aspecto electromecánico se refiere. Para ello se analizan una serie de aspectos relacionados con la rentabilidad de la instalación según la zona. Esto será lo que se desarrolle en este apartado, es decir, determinar qué tipo de instalación resultará óptima de implantar desde el punto de vista de la rentabilidad y costes de explotación, fijando como referencia un horizonte de 25 años de operación, de tal modo que el estudio pueda detectar una cierta sensibilidad al coste de los mantenimientos requeridos si se diese el caso. El estudio se centra en las dos tecnologías utilizadas en la práctica totalidad de las situaciones y que se han desarrollado técnicamente en el proyecto con Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.131 anterioridad: instalación convencional (AIS) e instalación blindada (GIS). Cabe destacar otro tipo de instalaciones que se encuentran a caballo entre las dos mencionadas; son la denominadas subestaciones híbridas o compactas (CAIS), estas son menos utilizadas y actualmente se trabaja en su desarrollo para que puedan llegar a ser competitivas y utilizadas como habitual alternativa a los otros dos tipos. El presente proyecto no aborda este tipo de subestación debido a que no suele ser una opción preferencial de las compañías eléctricas su implantación. Asimismo dicho estudio, pretende establecer un criterio de decisión general basado en las características económicas que se presenten para cada situación. Por otra parte se llevará a cabo otro estudio que incorporará la influencia de otras variables de diversa índole y que puedan resultar relevantes a la hora de la elección. El documento pretende abarcar de un modo general una provincia entera que presente la máxima variedad de situaciones geográficas y posibles escenarios de construcción de una subestación, con objeto de dotar de un carácter lo más general posible a las conclusiones obtenidas. La provincia seleccionada es Pontevedra, ya que su variedad geográfica, características climáticas, y diversidad de escenarios de posible necesidad de una subestación la dotan de muy variadas situaciones. Un vez llevado a cabo le desarrollo de los modelos de decisión se aplicará al caso concreto mencionado con anterioridad, con demanda de 60 MVA. 1.3.2 VARIABLES A TENER EN CUENTA EN EL ESTUDIO Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.132 Para llevar a cabo los análisis propuestos serán objeto de estudio las siguientes variables, que por sus características resultan disponer de un grado de influencia determinante: • Presupuesto electromecánico de la instalación • Precio del terreno en el que se construirá la subestación • Precio de la obra civil • Costes de mantenimiento • Impacto ambiental • Condiciones geográficas • Condiciones climatológicas • Grado de aceptación de la población próxima a la subestación Las cuatro primeras variables son dependientes únicamente del precio asociado a las mismas, y serán las utilizadas para establecer un primer criterio. Posteriormente se desarrollará otro modelo de decisión que pretende incluir la influencia de las otras cuatro variables el la toma de decisión. A continuación se describen dichas variables con objeto de fijar la idea de la importancia de cada una sobre el proyecto general. Presupuesto electromecánico de la instalación (PE) El presupuesto electromecánico concierne al pecio de la instalación electromecánica encargada de realizar la función propia de la subestación (transformación de tensión), es decir, embarrados, interruptores, seccionadores, autoválvulas, transformadores (de potencia), etc. tanto la parte de alta como la de media. tensión, corriente, Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.133 Las diferencias de precio entre un tipo de instalación y otro son bastante considerables. Esta variable resulta bastante determinante a la hora de la elección. Precio del terreno en el que se construirá la subestación (PT) 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 en la elección. Dependiendo de este valor, se plantea la construcción de la instalación en un determinado lugar. El hecho de que entre las superficies requeridas para ambas instalaciones exista una diferencia tan grande (dependiendo del caso, pero una situación típica podría ser que la instalación GIS requiriera el 10% de la superficie requerida por una subestación AIS, para las mismas condiciones de operación, 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 e influirá considerablemente en la elección de la tecnología a aplicar en la subestación. Precio de la obra civil (POC) Esta variable concierne a lo que cuesta realizar la obra civil para la instalación electromecánica, salas de control, almacén, aseos, drenaje de aguas, instalación hidráulica. Existen diferencias entre los dos tipos, debidas a que las necesidades y disposición de las instalaciones son diferentes, pero no resultan tan grandes como en las variables mencionadas con anterioridad y su relevancia e influencia será menor. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.134 Costes de mantenimiento (CM) En esta variable se incluirán lo que cueste el mantenimiento de cada una de las instalaciones durante 25 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 el mantenimiento de las instalaciones difiere considerablemente de una a otra (fundamentalmente debido a la periodicidad y fiabilidad de las instalaciones) y consecuentemente el coste asociado. Impacto ambiental (IA) Esta variable será ponderada en el segundo modelo que se planteará para ambos tipos, 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 geográficas (CG) 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, tipo de orografía y proximidad del mar. Condiciones climatológicas (CC) Esta variable también será ponderada de tal modo que el clima de la zona tenga una cierta influencia en la elección del tipo de subestación, plasmando la conveniencia de un caso u otro según qué condiciones meteorológicas. Grado de aceptación de la población próxima a la subestación En este caso se pretende involucrar a la población próxima a la subestación, previendo un posible rechazo, por lo general a la instalación convencional. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.135 1.3.3 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN EL PRECIO FINAL En este caso se tomarán como variables de trabajo: • Presupuesto electromecánico de la instalación (PE) • Precio del terreno en el que se construirá la subestación (PT) • Precio de la obra civil (POC) • Costes de mantenimiento (CM) Partiendo de la base de que el estudio se centra en la comparativa económica de las subestaciones bajo las mismas condiciones de suministro de potencia, tensiones y datos de red, para una situación donde estos datos se hayan fijado, el concepto variable será el precio del terreno, ya que las otras tres características serán las mismas para cada tipo de subestación en cualquier caso, si bien podrían existir diferencias en el precio de la obra civil según las condiciones de construcción, serán prácticamente despreciables frente al coste total y no se tendrán en cuenta. Así, para la implantación de una subestación convencional, tendremos el coste total para su construcción en un determinado emplazamiento como: Coste = PEc + POCc + CMc + PTc. Donde PTc = PT × Superficie convencional. Del mismo modo para la instalación blindada tendremos: Coste = PEb + POCb + CMb + PTb. Donde PTb = PT × Superficie blindada. Se compararán pues, ambos costes y se determinará así la instalación más rentable. Se aplicará esta expresión, a la extensión de la provincia de Pontevedra como se ha dicho con anterioridad, en función de los distintos precios del terreno. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.136 Datos fijos Los siguientes valores se encuentran calculados en los apartados 4.1 y 4. 2 del documento 4 Presupuestos. Blindada: • PEb = 3672853 € • POCb = 304000 € • CMb = 50000 € • Superficie = 750 m2 Convencional: • PEc = 2415316,7 € • POCc = 174625 € • CMb = 80000 € • Superficie = 4000 m2 Datos variables • Precio del terreno Se han recopilado los precios del terreno de las zonas características de la provincia susceptibles de implantación de una subestación, dichos datos se recogen en la siguiente tabla: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.137 Núcleos urbanos VIGO PONTEVEDRA VILLAGARCÍA SANXENXO RURAL A RURAL B Prec. max.(€) 6000 5389 6000 6100 1000 10 Prec. Medio(€) 4790 3892 4191 4491 500 42 Prec. min.(€) 3000 2395 1796 2000 200 5 Donde el precio máximo representa en todos los casos el precio por m2 que se da en el casco urbano, el precio medio expresa una media ponderada entre todos los precios que se dan en el núcleo en cuestión en función de la superficie, y el precio mínimo corresponde al que se tiene en las afueras de cada núcleo. Los núcleos denominados “RURAL A” Y “RURAL B” conciernen a dos ayuntamientos rurales tipo, situados tanto cerca de la costa como hacia el interior y que abundan en la provincia. A continuación se muestra la variación del precio de cada subestación bajo las condiciones del presente proyecto, en cada uno de los núcleos considerados, de tal modo que se observa la evolución del coste total en función del pecio del m2. En cada gráfica se reprendan los dos tipos de subestación, a fin de comparar con facilidad las dos propuestas, las tablas asociadas muestran los valores concretos de los dos tipos. VIGO Caso PT(€/m2) Coste Convencional (€) Coste blindada (€) Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.138 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 6000 5750 5500 5250 5000 4790 4500 4250 4000 3750 3500 3250 3000 26669941,7 25669941,7 24669941,7 23669941,7 22669941,7 21829941,7 20669941,7 19669941,7 18669941,7 17669941,7 16669941,7 15669941,7 14669941,7 8526853 8339353 8151853 7964353 7776853 7619353 7401853 7214353 7026853 6839353 6651853 6464353 6276853 VIGO 30000000 Coste final de la subesta 25000000 20000000 PT(€/m2) 15000000 Coste Convencional (€) Coste blindada (€) 10000000 5000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Precio de suelo en orden decreciente Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.139 En este caso resulta evidente la necesidad de implantación de subestación interior, ya que las diferencias de precio final son demasiado elevadas para cualquier zona estudiada. PONTEVEDRA Caso Coste Convencional (€) 24225941,7 22669941,7 21669941,7 20669941,7 19669941,7 18669941,7 18237941,7 16669941,7 15669941,7 14669941,7 13669941,7 12669941,7 12249941,7 PT(€/m2) 5389 5000 4750 4500 4250 4000 3892 3500 3250 3000 2750 2500 2395 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Coste blindada(€) 8068603 7776853 7589353 7401853 7214353 7026853 6945853 6651853 6464353 6276853 6089353 5901853 5823103 PONTEVEDRA 30000000 Coste final Subesta 25000000 20000000 PT(€/m2) Coste Convencional (€) 15000000 Coste blindada(€) 10000000 5000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Valor del suelo decreciente Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.140 Sucede lo mismo que en caso anterior, la instalación convencional no se plantea. VILLAGARCÍA Caso PT(€/m2) 6000 5500 5000 4500 4191 3750 3500 3000 2750 2500 2250 2000 1796 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Coste Convencional (€) 26669941,7 24669941,7 22669941,7 20669941,7 19433941,7 17669941,7 16669941,7 14669941,7 13669941,7 12669941,7 11669941,7 10669941,7 9853941,7 Coste blindada(€) 8526853 8151853 7776853 7401853 7170103 6839353 6651853 6276853 6089353 5901853 5714353 5526853 5373853 VILLAGARCÍA 30000000 Coste final subesta 25000000 20000000 PT(€/m2) 15000000 Coste Convencional (€) Coste blindada(€) 10000000 5000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Valor del suelo decreciente Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.141 El caso es el mismo que el estudiado en los núcleos urbanos estudiados hasta el momento. RURAL A Caso PT(€/m2) 3000 2750 2500 2250 2000 1750 1500 1200 1000 750 500 250 200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Coste Convencional (€) 14669941,7 13669941,7 12669941,7 11669941,7 10669941,7 9669941,7 8669941,7 7469941,7 6669941,7 5669941,7 4669941,7 3669941,7 3469941,7 Coste blindada(€) 6276853 6089353 5901853 5714353 5526853 5339353 5151853 4926853 4776853 4589353 4401853 4214353 4176853 RURAL A 16000000 Coste final Subesta 14000000 12000000 10000000 PT(€/m2) Coste Convencional (€) 8000000 Coste blindada(€) 6000000 4000000 2000000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Valor del suelo decreciente Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.142 En este caso se observa que para la situación objeto de estudio, en el caso de que el precio del terreno disminuya de 500 €/m2, pudiera resultar más rentable implantar una instalación intemperie antes que una interior, o al menos igual de costoso. Una vez que el precio disminuye por debajo de los 250 €/m2, ya se considera con firmeza la solución de instalación intemperie. RURAL B Caso PT(€/m2) 10 9 8 7 6 5 1 2 3 4 5 6 Coste Convencional (€) 2709941,7 2705941,7 2701941,7 2697941,7 2693941,7 2689941,7 Coste blindada(€) 4034353 4033603 4032853 4032103 4031353 4030603 RURAL B 4500000 4000000 Coste final subesta 3500000 3000000 Serie1 2500000 Serie2 2000000 Serie3 1500000 1000000 500000 0 1 2 3 4 5 6 Valor del suelo decreciente En este caso resulta a todas luces conveniente la implantación de subestación intemperie debido a la diferencia de coste favorable a esta instalación en este tipo de terrenos. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.143 1.3.4 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA PONDERACIÓN DE VARIABLES Este análisis surge para profundizar en el estudio de situaciones donde la rentabilidad de la implantación de ambos modelos de subestación es similar y no está determinado con claridad el modelo óptimo a implantar, como se ha podido comprobar en caso RURAL A del apartado anterior. Así pues, lo que aquí se pretende es establecer un modelo de decisión, sujeto a las interpretaciones pertinentes que cada compañía suministradora considere. Este estudio resultaría en vano para los casos donde la implantación de un modelo se vea con claridad. La estrategia adoptada será la de dar un valor a todas las variables citadas en el apartado 1.6.2 en función de su importancia. De este modo la elección de la subestación presentará sensibilidad ante impacto ambiental, condiciones geográficas, condiciones climatológicas y grado de aceptación de la población próxima a la subestación. Se obtendrá un valor resultante para las siguientes expresiones: Convencional Æ Vconv. = Xc + Yc + Zc +Tc + Wc Blindada Æ Vblind. = Xb + Yb + Zb +Tb + Wb Donde: Vi : es el valor que representa a cada subestación, y cuanto mayor sea más inadecuada sería la implantación de la subestación en cuestión. Xi : Representa el coste total de la subestación en cuestión, evaluado en el apartado anterior, asignando a cada 50000 € la unidad. Yi : 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. Se valorará de 0 a 3 según el siguiente criterio: Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria • 0 Æ no existe impacto • 1Æ impacto mínimo • 2 Æ impacto medio • 3 Æ impacto elevado Pág.144 Estas características serán evaluadas por el pertinente estudio de impacto que realice la empresa suministradora. Zi : Representa las características geográficas de la zona en la que se ubicará la subestación. Éstas podrán influir en el desarrollo de la obra inmediato o a largo plazo, y serán evaluadas también de 0 a 3. 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. Se adopta el criterio: • 0 Æ no influye la situación geográfica • 1 Æ influencia mínima • 2 Æ influencia media • 3 Æ influencia máxima Se calificará convenientemente según los criterios de la empresa. Ti : Representa las condiciones climatológica habituales de la zona. Se tendrá en cuenta la intensidad de los vientos, el nivel de lluvias, la frecuencia de nevadas, las temperaturas máximas y mínimas. Se evaluará nuevamente de 0 a 3 de menor influencia a mayor influencia sobre el modelo en cuestión: • 0 Æ no existe influencia de las condiciones climátológicas • 1 Æ influencia mínima • 2 Æ influencia media • 3 Æ influencia máxima Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.145 Wb : Representa el grado de aceptación de la gente con respecta a cada tipo de instalación, se puede obtener a través de encuestas en los núcleos próximos, en otras ubicaciones de iguales características ya existentes, o en los futuros inquilinos de la urbanización. Será evaluada de 0 a 2: • 0 Æ la mayoría presenta una opinión indiferente • 1 Æ la mayoría presenta una opinión negativa • 2Æ la mayoría presenta una opinión muy negativa Una vez obtenidos los resultados de Vconv. y Vblind. ,aquella instalación que presente un valor más bajo será la más adecuada para la zona en cuestión. 1.3.4.1 Aplicación al caso del presente proyecto Se estudiará el caso crítico de los obtenidos en el apartado 1.6.3, es decir aquel en el que la diferencia entre los precios finales es la mínima, caso que se da para el tipo de suelo denominado RURAL A, con precio de suelo 500 €/m2: GIS • Xb = 88 • Yb = 1; se considera un impacto mínimo. • Zb = 0; se considera que la situación geográfica no influye en la instalación GIS. • Tb = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la instalación GIS. • Wb = 1; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es reacia a la implantación de un centro de este tipo. • Vb = 88 + 1 + 0 + 0 + 1 = 90 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.146 AIS • Xc = 93 • Yc = 2; se considera un impacto medio. • Zc = 1; se considera que la situación geográfica influye debido a la proximidad del mar y la posible corrosión en los elementos intemperie por parte de la salitre del ambiente. • Tc = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la instalación GIS. • Wc = 2; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es muy negativa a la implantación de un centro de este tipo. • Vc = 93 + 2 + 1 + 0 + 2 = 98 CONCLUSIÓN 90<98 Æ SE ACONSEJA LA IMPLANTACIÓN DE SUBESTACIÓN GIS. Análisis del segundo caso crítico, donde el precio del suelo es de 250 €/m2. Se dispone de los siguientes datos: GIS • Xb = 84 • Yb = 1; se considera un impacto mínimo. • Zb = 0; se considera que la situación geográfica no influye en la instalación GIS. • Tb = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la instalación GIS. • Wb = 1; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es reacia a la implantación de un centro de este tipo. • Vb = 84 + 1 + 0 + 0 + 1 = 86 Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.147 AIS • Xc = 73 • Yc = 2; se considera un impacto medio. • Zc = 1; se considera que la situación geográfica influye debido a la proximidad del mar y la posible corrosión en los elementos intemperie por parte de la salitre del ambiente. • Tc = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la instalación GIS. • Wc = 2; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es muy negativa a la implantación de un centro de este tipo. • Vc = 73 + 2 + 1 + 0 + 2 = 78 En este caso se aconsejaría la implantación de subestación AIS, si bien se podía intuir el resultado debido a que la diferencia económica no resulta tan estrecha como en al caso anterior. 1.3.5 CONCLUSIÓN FINAL Para la situación del presente proyecto, donde se considera un suelo con un precio de 500€/m2, propio de una zona próxima a la costa, pero alejada de los núcleos urbanos ya existentes (Rural A), se decide implantar, según lo estudiado, una subestación GIS de 132/20kV, capacitada para abastecer una demanda de 60 MVA. Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.148 Madrid, Junio 2005 Fdo. Pablo Jorge Fuentes