memoria de calculo - Universidad de Sevilla

IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO
DE 21,25 MW Y SU CONEXIÓN
A LA RED DE 132 KV
MEMORIA DE CÁLCULO
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Universidad de Sevilla
IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO DE 21,25 MW
Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
INDICE
1.
DIMENSIONAMIENTO DE LAS PROTECCIONES ____________________ 4
1.1.
Estudio del cortocircuito _____________________________________________ 4
1.1.1. Introducción_____________________________________________________________4
1.1.2. Estudio del cortocircuito. Defecto simétrico ____________________________________5
1.1.2.1.
Fuente de tensión equivalente __________________________________________6
1.1.2.2.
Impedancia de cortocircuito de los equipos eléctricos ________________________6
1.1.2.2.1.
Impedancia de la red aguas arriba _____________________________________7
1.1.2.2.2. Impedancia transformador de la subestación ____________________________7
1.1.2.2.3. Impedancia de las conexiones________________________________________8
1.1.2.2.4. Impedancia transformador aerogeneradores _____________________________9
1.1.2.2.5. Impedancia aerogeneradores________________________________________10
1.1.2.3.
Cortocircuito en barras 132 kV de subestación ____________________________11
1.1.2.4.
Cortocircuito en barras 20 kV de subestación _____________________________12
1.1.2.5.
Cortocircuito en barras 20 kV de aerogeneradores _________________________12
1.1.2.6.
Cortocircuito en barras 0.69 kV de aerogeneradores ________________________13
1.1.3. Estudio del cortocircuito. Defecto asimétrico __________________________________14
1.1.3.1.
Cortocircuito Fase-Tierra en barras 132 kV de subestación___________________15
1.1.3.2.
Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de subestación _________________15
1.1.3.3.
Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de aerogenerador _______________15
1.1.3.4.
Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 0.69 kV de aerogenerador______________16
2.
DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA COLECTOR__________________ 17
2.1.
Nivel de tensión de 690 V ____________________________________________ 17
2.1.1. Intensidad nominal en los generadores _______________________________________17
2.1.2. Intensidad nominal en el CT 20/0,69 kV del aerogenerador _______________________17
2.1.3. Sección de los conductores ________________________________________________18
2.1.3.1.
Intensidad máxima admisible__________________________________________18
2.1.3.2.
Caída de tensión ____________________________________________________18
2.2.
2.2.1.
2.2.2.
2.2.3.
2.2.4.
2.2.5.
2.2.6.
2.2.7.
3.
Nivel de tensión de 20 kV ____________________________________________ 18
Aspectos generales ______________________________________________________18
Características del cable __________________________________________________19
Máxima intensidad admisible ______________________________________________20
Pérdida de potencia ______________________________________________________21
Máxima intensidad admisible durante el cortocircuito ___________________________21
Caida de tensión_________________________________________________________22
Resultados _____________________________________________________________22
DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN______________________ 23
3.1.
Transformador de tensión inductivo en la línea de interconexión ___________ 23
3.2.
Transformadores de tensión inductivos en barras de 132 kV ______________ 24
3.3.
Transformadores de intensidad en la línea de interconexión _______________ 26
3.4.
Pararrayos autoválvulas_____________________________________________ 27
3.5.
Interruptor _______________________________________________________ 28
3.6.
Seccionadores _____________________________________________________ 28
3.7.
Coordinación de aislamiento _________________________________________ 28
3.8.
Distancia dieléctrica entre fase y tierra ________________________________ 29
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3.9.
4.
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Distancia dieléctrica entre fases_______________________________________ 30
DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LOS AEROGENERADORES ___ 30
4.1.
Características del terreno___________________________________________ 30
4.2.
Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo
máximo de eliminación del defecto. __________________________________________ 31
5.
4.3.
Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra. ___________________ 32
4.4.
Cálculo de las tensiones de paso y contacto en la instalación._______________ 33
4.5.
Comprobación de las tensiones de paso y contacto._______________________ 33
4.6.
Seguridad en los equipos. ____________________________________________ 34
DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN ___________ 35
5.1.
Características del terreno___________________________________________ 35
5.2.
Determinación de los datos para el cálculo de la red de tierras _____________ 35
5.3.
Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra. ___________________ 36
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1. DIMENSIONAMIENTO DE LAS PROTECCIONES
1.1. Estudio del cortocircuito
1.1.1. Introducción
En un sistema eléctrico resulta imprescindible el estudio de cortocircuito en
todas sus zonas, ya que da información que permite:
- Determinar las características interruptivas de los elementos de
desconexión de las corrientes de cortocircuito como son interruptores, fusibles,
restauradores y fusibles de potencia principalmente.
- Realizar un estudio para la selección y coordinación de los dispositivos
de protección contra las corrientes de cortocircuito.
- Hacer los estudios térmicos y dinámicos debidos a los efectos de las
corrientes de cortocircuito en algunos elementos de las instalaciones como son
sistemas de barras, tableros, cables, buses de fase aislada, etc.
- Relacionar los efectos del cortocircuito con otros estudios de sistema
como por ejemplo los estudios de estabilidad.
El estudio del cortocircuito lo iniciamos con las siguientes hipótesis de partida:
-La red considerada es radial y su tensión nominal comprende la baja y
la alta tensión hasta los 132 kV.
-La corriente de cortocircuito, al producirse un cortocircuito trifásico, se
supone establecida simultáneamente sobre las tres fases.
-Durante el cortocircuito, el número de fases afectadas no se modifica.
-Durante el tiempo del cortocircuito, las tensiones que han provocado la
circulación de corriente y la impedancia de cortocircuito no varían de forma
significativa.
-Los reguladores y conmutadores de tomas de los transformadores se
suponen situados en posición intermedia.
-Las resistencias de arco no se tienen en cuenta.
-Se desprecian todas las capacidades de las líneas.
-No se tienen en cuenta las corrientes de carga.
-Se tienen en cuenta todas las impedancias homopolares.
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Para ello se realizará el estudio de cortocircuito en el caso de defecto simétrico
y defecto asimétrico según la normativa UNE 21-239-94.
1.1.2. Estudio del cortocircuito. Defecto simétrico
En el caso de defecto simétrico, el cálculo de la corriente de falta se realizará
elaborando el diagrama de impedancia de secuencia positiva de la instalación y
determinando el circuito equivalente Thevening desde cada uno de los puntos
de defecto considerado.
Para el cálculo de las intensidades de cortocircuito se parte del Esquema 1,
que engloba de forma general los aerogeneradores del parque eólico y la
subestación, ya que ambos forman la red en estudio:
Esquema 1. Cortocircuito de defecto simétrico
RED
1
2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 20/132 KV
50 MVA
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
SUBESTACIÓN
3
EMBARRADO 20 KV
AEROGENERADOR
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 25
AEROGENERADOR 1
850 MW
AEROGENERADOR 2
850 MW
AEROGENERADOR 25
850 MW
4
Con las siguientes consideraciones:
- Se considera la potencia de cortocircuito de la red en barras de
subestación 500MVA.
S CCred  500 MVA
- Se desprecia la resistencia de los cables.
- Se consideran la reactancia de cortocircuito del transformador de
potencia como un 10%, con una potencia de transformación de 50 MVA y la
relación de transformación 132/20 kV.
 CC1  0,1 pu
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- Se consideran todas las reactancias de cortocircuito de los
transformadores 20/0,69 kV, Xcc= 6%:
 CC 2  0,06 pu
- Se considera la reactancia subtransitoria de los generadores:
xd"  0,17 p.u.
1.1.2.1.
Fuente de tensión equivalente
Como fuente de tensión equivalente del sistema se considera:
cU n
3
afectado por un Factor de tensión c justificado por:
-Variaciones de tensión en el espacio y en el tiempo.
-Cambios de toma de los transformadores.
-No tener en cuenta las cargas y capacidades en los cálculos.
-Comportamiento subtransitorio de los alternadores y motores.
Los valores que toma en nuestro caso:
-Para el cálculo de la corriente de cortocircuito máxima
cmax  1,10
-Para el cálculo de la corriente de cortocircuito mínima
cmín  1,00
1.1.2.2.
Impedancia de cortocircuito de los equipos eléctricos
Para líneas aéreas, transformadores, cables, reactancias y demás equipos
similares, las impedancias de cortocircuito de secuencias directa e inversa son
iguales. Las impedancias serán referidas tanto a valores óhmicos en los
diferentes valores de tensión, como a valores por unidad. Se ha tomado como
base común de cálculo:
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PBASE  50 MVA
VBASE  20kV
I BASE 
S BASE
 1,443kA
3  VBASE
1.1.2.2.1. Impedancia de la red aguas arriba
ZQ  c
-
2
U nQ
"
SkQ
c ,Factor de tensión.
UnQ ,Tensión compuesta de la red en vacío.
S"kQ ,Potencia de cortocircuito de la red.
El resultado obtenido:
Z Q  38,33 
Para redes con tensión nominal mayor a 35 kV se tomará:
Z Q  0  jX Q  j 38,33
En valores por unidad:
SCC  10 p.u.
Z Q  0  jX Q  j
1
 j 0,1 p.u.
10
1.1.2.2.2. Impedancia transformador de la subestación
En el lado de baja tensión la impedancia equivalente del transformador
de dos devanados de la subestación de evacuación es:
Z T 1   cc1
-
U rT2
S rT
єcc1,Tension de cortocircuito asignada del transformador por unidad.
UrT, Tensión compuesta asignada al transformador.
SrT, Potencia aparente asignada al transformador.
El resutado numérico al nivel de tensión de 20 kV:
Z T 1  0,8
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Se tomará la aproximación:
RT 1  X T 1
ZT 1  X T 1
En valores por unidad:
Z T 1  0  jX T 1  j 0,1 p.u.
1.1.2.2.3. Impedancia de las conexiones
Haciendo uso de la resistividad del aluminio obtendremos la resistencia por
unidad de longitud del cable.
RL 

S
siendo:
S, sección del conductor en mm2.
ρ, resistividad del aluminio 1/34 Ωmm2/m.
El resultado de la resistividad por Km del cable de aluminio:
-Sección de 300 mm2
RL  9,8  10 8  / km
-Sección de 150 mm2
RL  1,96  10 7  / km
Con los catálogos del fabricante obtendremos el valor de la reactancia por
unidad de longitud del cable:
300
150
22.19
15.79
33.2
26.8
42
35.6
1955
1340
630
500
0.104
0.118
El valor de las capacidades se consideraron despreciables.
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En función de la longitud y la sección de cada circuito se obtendrá la
impedancia a origen y de cada tramo:
Tabla 1. Impedancias a origen y por tramos del circuito 2
NUDO
ORIGEN
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
25
24
NUDO
DESTINO
15
16
17
18
19
23
19
20
21
24
24
subestc.
RHZ1-OL AL RHZ1-OL AL
15/25 kV 150 15/25 kV 300
2
2
mm
mm
158,7
163,2
148,8
488,2
164,8
839,3
247,8
161,2
158,1
150,6
326,3
133
resistencia
tramo
3,11E-08
3,20E-08
2,92E-08
9,57E-08
3,23E-08
8,23E-08
4,86E-08
3,16E-08
3,10E-08
1,48E-08
6,40E-08
1,30E-08
reactancia
tramo
1,87E-02
1,93E-02
1,76E-02
5,76E-02
1,94E-02
8,73E-02
2,92E-02
1,90E-02
1,87E-02
1,57E-02
3,85E-02
0,00E+00
impedancia tramo
(p.u.)
2,340825E-003j
2,4072E-003j
2,1948E-003j
7,20095E-003j
2,4308E-003j
1,09109E-002j
3,65505E-003j
2,3777E-003j
2,331975E-003j
1,9578E-003j
4,812925E-003j
0
impedancia nudo
origen hasta
subestación (p.u.)
2,9443275E-002j
2,710245E-002j
2,469525E-002j
2,250045E-002j
1,52995E-002j
1,28687E-002j
1,652375E-002j
1,890145E-002j
2,1233425E-002j
1,9578E-003j
4,812925E-003j
0
Tabla 2. Impedancias a origen y por tramos del circuito 1
NUDO
ORIGEN
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
NUDO
DESTINO
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
subestc.
RHZ1-OL AL RHZ1-OL AL
15/25 Kv
15/25 kV
2
2
150 mm
300 mm
153
169
147
314
314
149
149
162
149,4
193,5
145,6
142,6
2.404
resistencia
tramo
3,00E-08
3,31E-08
2,88E-08
6,15E-08
6,15E-08
2,92E-08
2,92E-08
3,18E-08
1,46E-08
1,90E-08
1,43E-08
1,40E-08
2,36E-07
reactancia
tramo
1,81E-02
1,99E-02
1,73E-02
3,71E-02
3,71E-02
1,76E-02
1,76E-02
1,91E-02
1,55E-02
2,01E-02
1,51E-02
1,48E-02
2,50E-01
impedancia tramo
(p.u)
2,25675E-003j
2,49275E-003j
2,16825E-003j
4,6315E-003j
4,6315E-003j
2,19775E-003j
2,19775E-003j
2,3895E-003j
1,9422E-003j
2,5155E-003j
1,8928E-003j
1,8538E-003j
3,12533E-002j
impedancia nudo
origen hasta
subestación (p.u.)
6,242335E-002j
6,01666E-002j
5,767385E-002j
5,55056E-002j
5,08741E-002j
4,62426E-002j
4,404485E-002j
4,18471E-002j
3,94576E-002j
3,75154E-002j
3,49999E-002j
3,31071E-002j
3,12533E-002j
1.1.2.2.4. Impedancia transformador aerogeneradores
La impedancia equivalente del transformador es:
ZT 2
-
U rT2
  cc 2
S rT
єcc2,Tension de cortocircuito asignada del transformador por unidad.
UrT, Tensión compuesta asignada al transformador.
SrT, Potencia aparente asignada al transformador.
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El resutador numérico para 690 V:
Z T 2  0,03
Para 20 kV:
Z T 2  24
Se tomará la aproximación:
RT .2  X T 2
ZT 2  X T 2
En valores por unidad:
Z T 2  0  jX T 2  j 3 p.u.
1.1.2.2.5. Impedancia aerogeneradores
La aportación al cortocicuito de un generador síncrono está regida por las
siguientes ecuaciones:
Z GK  K G ( RG  X d" )
con
KG 
Un
C max

U rG 1  xd" sen rG
siendo:
Cmax = Factor de tensión
Un= Tensión nominal del sistema
UrG = Tensión asignada del generador
ZGK= Impedancia corregida del generador
ZG= RG+ XG = impedancia del generador
xd”= reactancia subtransitoria del generador referida a su impedancia
asignada Xd”/ZrG
φrG=Angulo de fase entre IrG y UrG
El resultado numérico es:
2
U rG
X x
 0,08
SrG
"
d
"
d
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en 20 kV:
X d" 20 kV  tr2  X d"  2,32
para generadores con U rG  1kV
RG  0,15 X d"  0,012
U rG  1,05U n
KG 
Un
Cmax

 0,92
U rG 1  xd" sen rG
Z GK  K G ( RG  X d" )  0,011  j 0,074
Se tomará la aproximación:
RGK  X GK
Z GK  X GK
En valores por unidad:
Z GK  j 0,09 p.u.
1.1.2.3.
Cortocircuito en barras 132 kV de subestación
El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado en el
Esquema 2.
Esquema 2. Cortocircuito en barras 132 kV de subestación
Icc1
RED
1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 20/132 KV
50 MVA
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
AEROGENERADOR
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 25
AEROGENERADOR 1
850 MW
AEROGENERADOR 2
850 MW
AEROGENERADOR 25
850 MW
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El resultado numérico:
ZTh1  j 6,978  102 p.u.
I cc1 
1
  j14,33 p.u.
j 6,978  10 2
I cc1  14,33  I base  20,678kA
1.1.2.4.
Cortocircuito en barras 20 kV de subestación
El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado por Esquema
3.
Esquema 3. Cortocircuito en barras 20 kV de subestación
RED
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 20/132 KV
50 MVA
SUBESTACIÓN
Icc2
2
EMBARRADO 20 KV
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
AEROGENERADOR
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 25
AEROGENERADOR 1
850 MW
AEROGENERADOR 2
850 MW
AEROGENERADOR 25
850 MW
El resultado numérico:
Z Th 2  j 7,914  102 p.u.
I cc 2 
1
  j12,64 p.u.
j 7,914  102
I cc 2  12,64  I base  18,239kA
1.1.2.5.
Cortocircuito en barras 20 kV de aerogeneradores
El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado por el
Esquema 4.
- 12 -
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Esquema 4. Cortocircuito en barras 20 kV de aerogeneradores
RED
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 20/132 KV
50 MVA
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
AEROGENERADOR
Icc4
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 25
AEROGENERADOR 1
850 MW
AEROGENERADOR 2
850 MW
AEROGENERADOR 25
850 MW
4
El resultado numérico para cada aerogenerador está resumido en la Tabla 3.
Tabla 3. Intensidad cortocircuito en barras 20 kV en aerogeneradores
AEROGENERADOR
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
1.1.2.6.
EQUIVALENTE
THÉVENING
(p.u.)
0,158j
0,154j
0,145j
0,138j
0,130j
0,122j
0,116j
0,111j
0,107j
0,102j
9,894E-002j
9,54E-002j
9,211E-002j
9,620E-002j
9,401E-002j
9,191E-002j
9,011E-002j
8,458E-002j
8,282E-002j
8,585E-002j
8,582E-002j
8,805E-002j
8,007E-002j
7,914E-002j
8,368E-002j
INTENSIDAD
CORTOCIRCUITO
ICC3 (p.u.)
6,315j
6,464j
6,850j
7,227j
7,691j
8,161j
8,549j
8,937j
9,331j
9,710j
10,107j
10,482j
10,856j
10,394j
10,636j
10,880j
11,096j
11,822j
12,073j
11,647j
11,646j
11,356j
12,489j
12,635j
11,949j
INTENSIDAD
CORTOCIRCUITO
ICC3 (kA)
9112,724j
9328,334j
9885,592j
10428,561j
11098,292j
11777,668j
12337,551j
12896,594j
13465,845j
14012,429j
14584,596j
15125,786j
15666,051j
14999,220j
15348,941j
15700,073j
16012,339j
17060,165j
17422,696j
16806,624j
16806,037j
16387,112j
18021,730j
18233,510j
17242,821j
Cortocircuito en barras 0.69 kV de aerogeneradores
El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado por el
Esquema 5.
- 13 -
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IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO DE 21,25 MW
Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
Esquema 5. Cortocircuito en barras 0.69 kV de aerogeneradores
RED
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 20/132 KV
50 MVA
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
AEROGENERADOR
Icc4
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 25
AEROGENERADOR 1
850 MW
AEROGENERADOR 2
850 MW
AEROGENERADOR 25
850 MW
4
El resultado numérico para cada aerogenerador está resumido en la Tabla 4.
Tabla 4. Intensidad cortocircuito en barras 0.69 kV en aerogeneradores
AEROGENERADOR
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
EQUIVALENTE
THÉVENING
(p.u.)
3,167j
3,163j
3,153j
3,145j
3,135j
3,127j
3,121j
3,116j
3,111j
3,106j
3,102j
3,098j
3,095j
3,993j
3,097j
3,094j
3,092j
3,087j
3,085j
3,088j
3,088j
3,090j
3,082j
3,081j
3,086j
INTENSIDAD
CORTOCIRCUITO
ICC4(p.u.)
0,315j
0,316j
0,317j
0,317j
0,318j
0,319j
0,320j
0,320j
0,321j
0,321j
0,322j
0,322j
0,323j
0,250j
0,322j
0,323j
0,323j
0,323j
0,324j
0,323j
0,323j
0,323j
0,324j
0,324j
0,324j
INTENSIDAD
CORTOCIRCUITO
ICC4(kA)
455,611j
456,198j
457,595j
458,814j
460,154j
461,361j
462,248j
463,063j
463,823j
464,494j
465,138j
465,709j
466,235j
361,299j
465,919j
466,265j
466,552j
467,428j
467,716j
467,232j
467,232j
466,881j
468,156j
468,308j
467,580j
1.1.3. Estudio del cortocircuito. Defecto asimétrico
En el caso de defecto asimétrico, se estudiará utilizando el método de las
componentes simétricas, elaborando los diagramas de secuencia positiva,
negativa y homopolar de la instalación y determinando los circuitos
equivalentes de Thevenin en cada uno de los puntos de defecto considerados.
- 14 -
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1.1.3.1. Cortocircuito Fase-Tierra en barras 132 kV de
subestación
Los circuitos equivalentes a calcular en este caso:
Esquema 6. Cortocircuito en barras 132 kV a tierra
RED
Icc1 a tierra
1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 20/132 KV
50 MVA
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
AEROGENERADOR
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 25
AEROGENERADOR 1
850 MW
AEROGENERADOR 2
850 MW
AEROGENERADOR 25
850 MW
El resultado numérico:
Z Th 5directa  j 6,978  10 2 p.u.
Z Th 5inversa  j 6,978  10 2 p.u.
Z Th 5 hom opolar  j 2  101 p.u.
I cc 5 fasetierra 
3 E
Z Th15irecta  Z Th 5inversa  Z Th 5 hom opolar
 8,835 p.u.
I cc 5 fasetierra  8,835 p.u.  I base  12,749kA
1.1.3.2. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de
subestación
La configuración en Triángulo, tanto del transformador de la subestación como
de los transformadores de los aerogeneradores, hace que la corriente de
defecto en este fallo sea cero.
1.1.3.3. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de
aerogenerador
En este caso será también cero por lo dicho anteriormente.
- 15 -
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1.1.3.4. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 0.69 kV de
aerogenerador
Los circuitos equivalentes a calcular en este caso:
Esquema 7. Cortocircuito a tierra en barras 0.69 kV de aerogeneradores
RED
1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 20/132 KV
50 MVA
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
SUBESTACIÓN
EMBARRADO 20 KV
AEROGENERADOR
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 1
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 2
TRANSFORMADOR
ELEVADOR 0,69/20 KV
1000 KVA
AEROGENERADOR 25
AEROGENERADOR 1
850 MW
AEROGENERADOR 2
850 MW
AEROGENERADOR 25
850 MW
Icc6 a tierra
El resultado numérico:
Tabla 5. Intensidad de cortocircuito en barras de 0,69 kV de aerogenerador
AEROGENERADOR
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
EQUIVALENTE THÉVENING
DIRECTA E INVERSA
(p.u.)
3,167j
3,163j
3,153j
3,145j
3,135j
3,127j
3,121j
3,116j
3,111j
3,106j
3,102j
3,098j
3,095j
3,993j
3,097j
3,094j
3,092j
3,087j
3,085j
3,088j
3,088j
3,090j
3,082j
3,081j
3,086j
EQUIVALENTE THÉVENING
HOMOPOLAR
(p.u.)
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
3j
- 16 -
INTENSIDAD
CORTOCIRCUITO
(p.u.)
0,321j
0,321j
0,322j
0,322j
0,323j
0,324j
0,324j
0,324j
0,325j
0,325j
0,325j
0,326j
0,326j
0,273j
0,326j
0,326j
0,326j
0,327j
0,327j
0,326j
0,326j
0,326j
0,327j
0,327j
0,327j
INTENSIDAD
CORTOCIRCUITO
(kA)
463,771j
464,176j
465,139j
465,978j
466,899j
467,726j
468,334j
468,892j
469,410j
469,869j
470,308j
470,696j
471,055j
393,980j
470,840j
471,075j
471,270j
471,866j
472,062j
471,733j
471,733j
471,494j
472,361j
472,464j
471,969j
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Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
2. DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA COLECTOR
2.1. Nivel de tensión de 690 V
2.1.1. Intensidad nominal en los generadores
I nG 
PG
850.000

 836,74 A
3  U G  cos G
3  690  0,85
siendo:
InG= Intensidad nominal del generador.
PG= Potencia nominal del generador.
UG= Tensión nominal del generador.
CosφG= Factor potencia del generador.
2.1.2. Intensidad nominal en el CT 20/0,69 kV del aerogenerador
La intensidad que en baja tensión llega al transformador, una vez compensado
el factor de potencia hasta cosφG≈1 por la propia máquina, será:
I trafibt 
PG
850.000

 711,23 A
3  U G  cos G
3  690  1
Existe la posibilidad debido a las características de la turbina, que su potencia
nominal aumente ligeramente en determinadas condiciones exteriores de
temperatura, turbulencia, etc. Este incremento será inferior al 5 %, pero a
efectos de cálculo y para estar del lado de la seguridad, consideraremos un
posible incremento hasta un máximo de 900 kW. Por lo que la intensidad
máxima en el lado de baja tensión del transformador será:
I trafibt 
PG
900.000

 753,07 A
3  U G  cos G
3  690  1
Se instalará un transformador de 1000 kVA y un interruptor en el lado de baja
tensión de intensidad asignada de 800 A y Tensión asignada de empleo 690 V.
El transformador en este momento no trabajaría por encima del 100% de su
potencia nominal. No obtante, el transformador estará protegido por sus
correspondientes sondas de control de temperatura PT-100 en los devanados.
- 17 -
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2.1.3. Sección de los conductores
2.1.3.1.
Intensidad máxima admisible
La intensidad nominal que circula desde el aerogenerador hasta el
transformador, según se ha visto anteriormente, es de:
PG
850.000

 711,23 A
3  U G  cos G
3  690  1
I trafibt 
Suponiendo instalación en bandeja perforada, conductor de cobre con
aislamiento de polietileno reticulado, dos conductores por fase y un
sobredimensionamiento del 125 % (ITC-BT-40):
I conductor 
711,23  1,25
 437,41 A → Sconductor  185mm 2
2
2.1.3.2.
según ITC-BT-19
Caída de tensión
Desde el punto de vista de caída de tensión, se establece una caída de tensión
máxima del 1,5 % entre generador y el transformador 0,69/20 Kv para la
intensidad nominal (ITC-BT-40).
U max  0,015  690  10,35V
S  185mm 2  U  k  L  I  0,22  0,055  711,23  8,6V  cumple
2.2. Nivel de tensión de 20 kV
2.2.1. Aspectos generales
Para el dimensionamiento de las líneas de media tensión se seguirán las
indicaciones del RAT. Las normas propias de la compañía suministradora, en
este caso, Sevillana- Endesa no serán de aplicación al ser una instalación
privada. Aún así, se tomarán sus directrices en algunos aspectos. En el Artículo
21 del RAT se prescribe que las líneas proyectadas deberán ser
dimensionadas siguiendo los criterios de intensidad máxima admisible, pérdida
de potencia y caída de tensión.
En el proceso de dimensionamiento:
- Se consideran secciones de 150 y 300 mm2.
- Se comprueba que cumple el criterio de intensidad máxima admisible.
- 18 -
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- Si lo cumple, se pasa a comprobar el criterio de pérdida de potencia, cuyo
máximo se sitúa en un 2% cuando discurre la corriente nominal por la
línea. En caso contrario, se pasa a una sección mayor.
- Si cumple el criterio de pérdida de potencia, se pasa a comprobar la
máxima corriente de cortocircuito soportada por el cable según la
duración del defecto. En caso contrario, se pasa a una sección mayor.
- Si cumple los anteriores criterios, se comprueba por último el criterio de
caída de tensión cuyo límite lo sitúa Sevillana-Endesa en un 5%.
Se consideran dos circuitos de 20 kV que evacuan la energía de los
aerogeneradores a la subestación.
2.2.2. Características del cable
(UNE 20435-2)
La tensión nominal del cable U0/U se elegirá de acuerdo con la tensión nominal
de la red y con sus sistemas de puesta a tierra.
En la Tabla 6 se especifica la tensión nominal de los cables U0/U así como su
nivel de aislamiento Up en función de la tensión nominal, de la tensión más
elevada y de la categoría de la red, y de acuerdo con las tensiones usuales en
españa.
Tabla 6. Tensión nominal U0/U para redes trifásicas
Red sistema trifásico
Tensión más Categoría
Tensión
elevada
de la Red
nominal
de la Red
U
Um
kV
kV
20
24
A-B
C
Tensión
nominal
del cable
U0/U
kV
12/20
15/25
Cable
Nivel de aislamiento
a impulsos
Up
kV
125
170
Cada circuito está compuesto por ternas de conductores unipolares de las
siguientes características:
- 19 -
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Tabla 7. Caracteristicas del conductor de media tensión
Designación y tipo:
Conductor:
RHZ1-OL 12/20 kV Al
Aluminio
Secciones nominales:
300/150 mm2
Resistencia máx. a 20º C:
300 mm2 Al
150 mm2 Al
Resistencia máx. 50Hz/90ºC:
300 mm2 Al
150 mm2 Al
Capacidad:
300 mm2 Al
150 mm2 Al
Reactancia a 50 Hz:
300 mm2 Al
150 mm2 Al
Carga máx. en
servicio permanente
(cables unipolares a 1 m profundidad)
300 mm2 Al
150 mm2 Al
Aislamiento
Pantalla metálica
0,100 Ω/km
0,206 Ω/km
0,118 Ω/km
0,262 Ω/km
0,289 μF/km
0,253 μF/km
0,105 Ω/km
0,117 Ω/km
450 A
300 A
Polietileno Reticulado XLPE
Hilos de cobre
La distribución de los aerogeneradores por los conductores de evacuación está
representada en la Tabla 8
Tabla 8. Líneas de evacuación de energía del parque
Circuito
Aerogeneradores
Total uds.
Potencia
1
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,
10, 11, 12 y 13
13
11.050 kW
2
14, 15, 16, 17, 18, 19,
20, 21, 22, 23, 24 y 25
12
10.200 kW
2.2.3. Máxima intensidad admisible
Se aplicará un factor de corrección por temperatura del terreno, que se
considerará de 40º. Su valor será de 0.88 según norma UNE 20435.
El tendido de cada circuito se realizará en tubos de protección diferentes.
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2.2.4. Pérdida de potencia
La pérdida de potencia máxima será de un 2% para cada circuito según las
normas de Sevillana-Endesa. Se corresponderá con el resultado de la ecuación:
PPERDIDAS  3R  L  I 2
siendo:
R = el valor de la resistencia del conductor a 90ºC y por Km.
I = el valor de la corriente de diseño.
2.2.5. Máxima intensidad admisible durante el cortocircuito
El valor de la corriente de diseño en el nivel de 20 kV es de 18,233 kA, como se
observa en el apartado 1.1.2.5 de este documento.
La instalación proyectada será de Categoría A, es decir, los defectos a tierra
se eliminan tan rapidamente como sea posible y en cualquier caso antes de 1
minuto ( UNE 20435-1).
El aislamiento de los cables será de XLPE y se considera una temperatura
máxima durante el cortocircuito de 250ºC.
El fabricante facilita los valores de densidad de corriente máxima que soporta el
aislamiento de XLPE según el tiempo de defecto que se considere. Estos
valores aparecen reflejados en la Tabla 9 .
Tabla 9. Densidad de corriente máxima para cables XLPE
Duración del cortocircuito Densidad Corriente
(s)
(A/mm2)
0,1
294
0,5
132
1
93
1,5
76
2
66
3
54
Los valores de densidad de corriente se multiplican por las secciones
correspondientes y resultan los valores de corriente de cortocircuito máxima
para cada una. Se comparan con el valor de corriente de defecto a nivel de 20
kV y se observa si es admisible o no.
- 21 -
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2.2.6. Caida de tensión
Se considera una caída máxima de tensión del 5%, lo que equivale a 100 V en
el nivel de 20 kV.
El fabricante facilita los datos de resistencia a 90ºC y de reactancia según las
características de los cables. El valor de la caída de tensión se calcula
mediante la expresión:
U  3IL  ( R cos  Xsen )
Siendo:
I: El valor de la corriente de diseño en A que conducirá el cable.
L: Longitud de diseño en km.
R: El valor de la resistencia del conductor a 90ºC en ohmios y por km.
X: El valor de la reactancia en ohmios y por km.
Cos φ: El factor de potencia de la instalación.
El factor de potencia de la instalación se toma como 1 porque se supone que
las baterías de condensadores de cada aerogenerador lo mantienen a ese
valor constantemente.
2.2.7. Resultados
En la Tabla 10 y Tabla 11 se muestra los resultados obtenidos para ambos
circuitos.
Circuito 1
Tabla 10. Dimensionamiento del conductor del circuito 1.
NUDO
ORIGEN
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
NUDO
DESTINO
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
subestc.
LONGITUD
153
169
147
314
314
149
149
162
149,4
193,5
145,6
142,6
2404,1
POTENCIA
EVACUADA
(kW)
850
1700
2550
3400
4250
5100
5950
6800
7650
8500
9350
10200
11050
INTENSIDAD
(A)
24,54
49,07
73,61
98,15
122,69
147,22
171,76
196,30
220,84
245,37
269,91
294,45
318,99
Intensidad
MAXIMA
admisible con PERDIDA DE INTENSIDAD EN
SECCIÓN factor corrección POTENCIA CORTOCIRCUITO CAIDA DE
(A)
(A)
TENSIÓN (V)
(mm2)
(%)
150
264,00
0,01
19800
1,70
150
264,00
0,02
19800
3,76
150
264,00
0,02
19800
4,91
150
264,00
0,07
19800
13,99
150
264,00
0,09
19800
17,48
150
264,00
0,05
19800
9,95
150
264,00
0,06
19800
11,61
150
264,00
0,07
19800
14,43
300
396,00
0,03
39600
6,74
300
396,00
0,05
39600
9,70
300
396,00
0,04
39600
8,03
300
396,00
0,04
39600
8,58
300
396,00
0,78
39600
156,74
Todos los conductores cumplen la intensidad máxima admisible afectada con el
factor de corrección. La pérdida de potencia total en el circuito es del 1,34%.
Todos los conductores admiten la máxima intensidad de cortocircuito según el
fabricante y la caida de tensión es de 267,64 V.
- 22 -
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Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
Circuito 2
Tabla 11. Dimensionamiento del conductor del circuito 2.
NUDO
ORIGEN
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
25
24
NUDO
DESTINO
15
16
17
18
19
23
19
20
21
24
24
subestc.
LONGITUD
158,7
163,2
148,8
488,2
164,8
839,3
247,8
161,2
158,1
150,6
326,3
133
POTENCIA
EVACUADA INTENSIDAD
(kW)
(A)
850
24,54
1700
49,07
2550
73,61
3400
98,15
4250
122,69
7650
220,84
2550
73,61
1700
49,07
850
24,54
11050
318,99
850
24,54
11900
343,52
SECCIÓN
(mm2)
150
150
150
150
150
300
150
150
150
300
150
300
MAXIMA
admisible con
factor
PERDIDA DE INTENSIDAD EN
corrección
POTENCIA CORTOCIRCUITO CAIDA DE
(A)
(%)
(A)
TENSIÓN (V)
264,00
0,01
19800
1,77
264,00
0,02
19800
3,63
264,00
0,02
19800
4,97
264,00
0,11
19800
21,74
264,00
0,05
19800
9,18
396,00
0,19
39600
37,88
264,00
0,04
19800
8,28
264,00
0,02
19800
3,59
264,00
0,01
19800
1,76
396,00
0,05
39600
9,82
264,00
0,02
19800
3,63
396,00
0,05
39600
9,34
Todos los conductores cumplen la intensidad máxima admisible afectada con el
factor de corrección. La pérdida de potencia total en el circuito es del 0,58%.
Todos los conductores admiten la máxima intensidad de cortocircuito según el
fabricante y la caida de tensión es de 115,59 V.
3. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN
3.1. Transformador de tensión inductivo en la línea de interconexión
Generalildades. Serán transformadores monofásicos, con un extremo del
arrollamiento primario conectado directamente a tierra y tres arrollamientos
secundarios separados.
Tipo de instalación. Intemperie en la fase S.
Tipo de aislamiento. De papel dieléctrico impregnado en aceite colocado dentro
de porcelana marrón.
Relaciones de Transformación. 132.000:√3/110:√3-110:√3-110:3 V.
Potencia.
El consumo de los instrumentos a alimentar es de 20 VA.
I
P 23

 0,21 A
V 110
y el consumo del conductor de conexión será:
- 23 -
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Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
L  70m
r  0.005
VAconductor

m
 r  2l  I 2  0,005  2  70  0.212  0,03VA
La potencia necesaria será de 25 VA que es el valor normalizado más
cercano y solamente el devanado 2 será utilizado.
Clase de precisión.
Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su
factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de
0,5.
3.2. Transformadores de tensión inductivos en barras de 132 kV
Generalildades. Serán transformadores monofásicos, con un extremo del
arrollamiento primario conectado directamente a tierra y tres arrollamientos
secundarios separados.
Tipo de instalación. Intemperie en la fase R,S y T
Tipo de aislamiento. De papel dieléctrico impregnado en aceite colocado dentro
de porcelana marrón.
Relaciones de Transformación. 132.000:√3/110:√3-110:√3-110:3 V
Potencia.
Secundario 1.- El consumo de los instrumentos a alimentar es de 20 VA :
I
P 23

 0,21 A
V 110
y el consumo del conductor de conexión será:
L  70m
r  0,005
VAconductor

m
 r  2l  I 2  0,005  2  70  0.212  0,03VA
La potencia necesaria será de 25 VA que es el valor normalizado más
cercano.
Clase de precisión.
- 24 -
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Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su
factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de
0,2.
Secundario 2.- El consumo de los instrumentos a alimentar es de 20 VA.
I
P 23

 0,21 A
V 110
y el consumo del conductor de conexión será:
L  70m
r  0,005
VAconductor

m
 r  2l  I 2  0,005  2  70  0.212  0,03VA
La potencia necesaria será de 25 VA que es el valor normalizado más
cercano.
Clase de precisión.
Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su
factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de
0.5-3P.
Secundario 3.- El consumo de los instrumentos a alimentar es de 8 VA.
I
P
8

 0,07 A
V 110
y el consumo del conductor de conexión será:
L  70m
r  0,005
VAconductor

m
 r  2l  I 2  0,005  2  70  0,07 2  0,003VA
La potencia necesaria será de 10 VA que es el valor normalizado más
cercano.
Clase de precisión.
- 25 -
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IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO DE 21,25 MW
Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su
factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 6P.
3.3. Transformadores de intensidad en la línea de interconexión
Generalidades. Los transformadores de intensidad serán monofásicos, con
cuatro arrollamientos secundarios independientes para medida y protección.
Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T.
Tipo de aislamiento. El material del aislamiento externo será porcelana de
color marrón. El aislamiento interno será papel impregnado en aceite.
Relaciones de transformación.200 - 400 / 5 / 5 / 5 / 5 A.
Potencia.
Devanado1. Alimenta al contador principal con consumo de 6VA
El consumo del conductor de conexión será:
L  15m
r  0,005
VAconductor

m
 r  2l  I 2  0,005  2  15  52  3,75VA
La potencia necesaria será de 10 VA que es el valor normalizado más
cercano.
Clase de precisión.
Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su
factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de
0,2S.
Devanado 2 Alimenta al analizador de redes y al relé de presencia de
tensión con un consumo de 13VA.
El consumo del conductor de conexión será:
L  25m
r  0,005
VAconductor

m
 r  2l  I 2  0,005  2  25  52  6,25VA
La potencia necesaria será de 20 VA que es el valor normalizado más
cercano.
- 26 -
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Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
Clase de precisión.
Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su
factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de
0,5.
Devanado 3. Alimenta a un conjunto de relés cuyo consumo es de 22VA
El consumo del conductor de conexión será:
L  25m
r  0,005
VAconductor

m
 r  2l  I 2  0,005  2  25  52  6,25VA
La potencia necesaria será de 30 VA que es el valor normalizado más
cercano.
Clase de precisión.
Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su
factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de
5p20.
Devanado 4. Su uso queda sujeto a una posible ampliación. La potencia
será de 30VA y precisión 5p20.
Las corrientes dinámicas y térmicas que deben ser soportadas por el
transformador de intensidad serán:
I TERMICA  I CC132 kV  20,68kA
I DINÁMICA  1,8 2 I CC132 kV  52,64kA
3.4. Pararrayos autoválvulas
Generalidades. Está constituido por los siguientes elementos:
− Pararrayos constituido por resistencias de características no lineal, de
oxido de cinc (OZn), conectadas en serie sin explosores.
− Un contador de descargas independiente para cada polo.
Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T.
Tipo de aislamiento. El aislamiento externo estará constituido por un solo
elemento que podrá ser de material cerámico color marrón ó goma de silicona.
- 27 -
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3.5. Interruptor
Generalidades. Los interruptores automáticos serán tripolares, con corte en
hexafluoruro de azufre (SF6)., intensidad nominal asignada 2000 A y poder de
corte 31,5 kA.
Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T.
Tipo de aislamiento. El material del aislamiento externo será porcelana de
color marrón.
3.6. Seccionadores
Generalidades. Los seccionadores serán trifásicos, intensidad nominal
asignada de 1250 A. El accionamiento será eléctrico y manual.
Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T.
Tipo de aislamiento. El material del aislamiento externo será porcelana de
color marrón.
3.7. Coordinación de aislamiento
En la Tabla 12 se indican los valores normalizados de las tensiones nominales
entre fases :
Tabla 12. Valores normales de tensiones entre fases (CEI)
Tensiones nominales Tensión máxima
del sistema (kV)
para el equipo (kV)
66
72,5
132
145
220
245
380
420
En la Tabla 13 aparecen los niveles de aislamiento correspondientes a niveles
menores a 1000 metros sobre el nivel del mar.
Tabla 13. Niveles de aislamiento (CEI)
Tensión
máxima
para el
equipo
kV ef.
145
Nivel de aislamiento al impulso
Aislamiento
pleno
kV cresta
650
Aislamiento
reducido
kV cresta
550
450
- 28 -
Nivel de aislamiento a baja
frecuencia
Aislamiento
Aislamiento
reducido
pleno
kV ef
kV ef
230
275
185
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Aplicando el factor de corrección por altitud para aisladores eléctricos externos
se tiene en nuestro caso que para 1800 metros de altitud el factor de corrección
es 0,92.
Analicemos el caso:
Sistema de 132 kV a 1800 metros de altura. A estos valores les corresponde un
NBI de 650 kV a nivel del mar. Aplicando nuestro factor de corrección a 1800
metros se tiene un NBI de 650 x 0,92 = 598 kV. Para tener una buena
coordinación de aislamiento se debe escoger el valor de 550 kV de aislamiento
reducido.
3.8. Distancia dieléctrica entre fase y tierra
La distancia dieléctrica en metros para una altura y humedad:
d fase  tierra 
(TCF ) normal  K h
550  
Para el caso de una tensión nominal de 132 kV, con NBI de 650 kV, tendremos
que la tensión critica de flameo es:
(TCF )normal 
NBI
 676,38kV
0,961
El factor de corrección de la densidad del aire:
 
0,289  b 0,289  900

 0,903
273  t
273  15
donde
b= presión atmosférica en milibars
t= temperatura ambiente en grados Celsius
El factor de corrección por humedad (Kh) se considera 1, así la distancia
dieléctrica en este caso:
d fase  tierra 
(TCF ) normal  K h
676,38  1

 1,36m
550 
550  0,903
- 29 -
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3.9. Distancia dieléctrica entre fases
La distancia entre fases será un 15% mayor que la distancia a tierra (CEI):
d fase  fase  1,15  1,36  1,56m
4. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LOS AEROGENERADORES
4.1. Características del terreno
Realizada una campaña de 30 calicatas mecánicas con toma de
muestras, 5 ensayos de penetración dinámica DPSH, 6 sondeos eléctricos
verticales con dispositivo tipo Wenner y tres estaciones geomecánicas
obtenemos los resultados siguientes.
Con las muestras tomadas en calicatas se procedió a la realización de
una campaña de ensayos de laboratorio con el fin de caracterizar
geotécnicamente las distintas unidades litológicas presentes.
Geológicamente hablando, la zona de estudio se encuentra situada en el
Dominio Central y se caracteriza por el afloramiento exclusivo de series
preordovícicas afectadas por un metamorfismo regional de grado alto y medio,
primando la existencia de un gran número de granitoides tardihercínicos.
Desde el punto de vista hidrogeológico, únicamente se ha detectado
nivel freático en el entorno de la subestación, si bien puede considerarse
estacional, asociado a la existencia de navas y zonas encharcables en
superficie.
En cuanto a la caracterización geotécnica se han considerado tres unidades
claramente diferenciadas en cuanto a sus características de compacidad y
resistencia:
Unidad Geotécnica 1. Eluvial de alteración medio-denso.
Unidad Geotécnica 2. Jabre. Eluvial granítico denso-muy denso.
Unidad Geotécnica 3. Sustrato Rocoso. Grado Meteorización III-IV.
Mediante la geofísica realizada, se han definido los siguientes valores de
resistividad para cada una de las unidades geotécnicas diferenciadas:
Unidad 1 Eluvial de alteración granítico medio-denso: 500 ohm.m.
Unidad 2 Jabre. Eluvial granítico denso-muy denso: 100-200 ohm.m.
Unidad 3 Sustrato Rocoso. Grado Meteorización III-IV: >1000 ohm.m.
- 30 -
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La unidad 2, más abundante en el estudio, se tomará como la predominante
para el cálculo de las tierras. Esto hace que la resistividad del terreno sea de
200 ohm.m.
4.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo
máximo de eliminación del defecto.
MÉTODO UNESA
Las sobretensiones admisibles para las instalaciones de baja tensión del centro
de transformación:
Vd= Tensión de defecto: tensión que toma un punto de la instalación cuando se
produce un defeto a tierra.
Vd  Rt  I d
Condición:
Vbt  Vd
Vbt= tensión a frecuencia industrial soportada por la instalación de baja
tensión (V).
Rt=resistencia del electrodo (Ω).
Id=intensidad de defecto(A).
Además la intensidad de defecto debe cumplir:
Vd min→ Id min
Id>Valor arranque de las protecciones
El nivel de aislamiento del material de BT del CT es de 8000V.
Los dispositivos de protección poseen un relé a tiempo independiente con
t=0.5 s.
Neutro puesto a tierra con RN=0 Ω y XN=25 Ω.
La ubicación es en edificio de otros usos.
-Diseño preliminar de la instalación de tierra
La instalación de puesta a tierra se llevará a cabo mediante electrodo horizontal
con o sin picas verticales situado frente al centro de transformación y paralelo a
la fachada.
- 31 -
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4.3. Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra.
(METODO UNESA)
(I) I d  Rt  Vbt
(II) I d 
U
3  ( RN  Rt ) 2  ( X N ) 2
de (I) → I d 
de (II) →
→
(Vbt=8000 V)
Vbt
Rt
U
3  ( RN  Rt ) 2  ( X N ) 2
20000
3  (0  Rt ) 2  ( 25) 2
K r    Rt → K r 


Vbt
Rt
8000
Rt
→
→ Rt  24,02
24.02
 0,12
200
Parámetros característicos de la puesta a tierra según la configuración 8040/5/42 elegida:
- Rectángulo de 8,0 m x 4,0 m
- Profundidad 0.5 m
- Longitud de la pica 2 metros
- Sección del conductor 50 mm2
- Diámetro de las picas 14 mm
- Número de picas 4
- Kp= 0,0154
- Kr = 0,072
- Kc = Kp acc = 0,0338
Con esta configuración, tendremos una resistencia:
Rt  K r    0,072  200  14,4  24,02
- 32 -
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4.4. Cálculo de las tensiones de paso y contacto en la instalación.
La intensidad de defecto ofrecida por la instalación:
Id 
U
3  ( RN  Rt ) 2  ( X N ) 2

20  103
3  (0  14,4) 2  ( 25) 2
 400,23 A
Tensión de paso:
VP  K p    I d  0,0154  200  400,23  1.232,71V
Tensión de defecto:
Vd  Rt  I d  14,4  400,23  5.763,31V
Tensión de paso en acceso:
V pacc  K pacc    I d  0,0338  200  400,23  2.705,55V
4.5. Comprobación de las tensiones de paso y contacto.
Las tensiones máximas de paso y contacto (y de acceso en su caso)
soportadas por una persona:
VCA 
K
0.1  t  0.9  K  0.72, n  1  72  144V
n
t
0 .5
 1,5  200 
 1,5   
VC  VCA 1 
  187,2V
  144  1 
1000 
1000 


VPA  10  VCA  10  144  1.440V
 6  200 
 6  s 
VP  VPA  1 
  1.440,4V
  1.440  1 
1.000 

 1.000 
 3  3 I
VPACCESO  10  VCA 1 
1.000


 3  200  3  3.000 
  10  1441 
  15,264V
1.000



Resistencia del hormigón ρ’=3.000 Ωm.
- 33 -
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Tomaremos dos decisiones:
-El suelo del cetro de transformación estará compuesto de suelo de
hormigón con mallazo por electrosoldadura con las siguientes
características:
-Redondos Φ≥4mm.
-Retícula ≤ 0,30 x 0,30m.
-Conexión a tierra de protección: mínimo en dos puntos
preferentemente opuestos.
-Cubierta: capa de hormigón mínimo de 10 cm.
-No se pondrán a tierra la puerta de acceso ni rejillas exteriores.
Seguridad de las personas:
En el interior, el mallazo proporciona una superficie equipotencial donde
las tensiones de paso y contacto son despreciables.
VC≈0
VP≈0
En el acceso, las puertas y las rejillas no están conectadas al sistema
general de puesta a tierra y por tanto no estarán en tensión.
VC≈0
La tensión de paso en el acceso:
Vpacc=2.705,55V ≤ Vpaccmax=15.264 V
En el exterior:
VP=1.232,71 V≤ VPmax=1.440,4 V
4.6. Seguridad en los equipos.
En el interior:
Vbt=8.000 V
Vd=5.763,31 V
Vbt≥ Vd
En el exterior:
- 34 -
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Si Vd es mayor a 1.000 Voltios →Separación entre Neutro y tierra de protección
La separación será:
D
  Id
200  400,23

 12,74m
2  U i
2  1.000
El neutro del transformador no tendrá una resistencia que induzca una tensión
superior a 24 V con un diferencial de 650 mA.
U max≤ 24 V
I = 0,65 A
RPTN  37
Parámetros característicos de la puesta a tierra según la configuración 5/62
elegida:
- Picas en hilera unidas por un conductor horizontal.
- Profundidad 0.5 metros.
- Longitud de las picas 2 metros.
- Sección del conductor 50 mm2.
- Diámetro de las picas 14 mm.
- Separación entre picas 3 m.
- Número de picas 4.
- Kr = 0,073.
RPTN  0,073  500  36,5  37
La puesta a tierra del neutro en su interconexión con el centro de
transformación se realizará con cable aislado de 0,6/1 kV en tubo de PVC
grado de protección 7 como mínimo.
5. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN
5.1. Características del terreno
Como resultado del estudio geológico, la subestación está sobre una zona con
resistividad de 100 ohm.m.
5.2. Determinación de los datos para el cálculo de la red de tierras
La corriente máxima de falta a tierra para la subestación:
I cc1 fasetierra  8,835 p.u.  I base  12,749kA
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MEMORIA DE CÁLCULO
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Universidad de Sevilla
IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO DE 21,25 MW
Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV
El tiempo máximo en que interviene la protección es 0.1 segundos.
Los valores máximos de paso y contacto es 120 V.
El área de la subestación es de:
A  60  55  3.300m 2
5.3. Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra.
Partiendo de la base que se usará para la malla de tierra conductor de cobre la
sección del mismo será:
S
12,749
 79,68 A
160
Fijando un valor máximo de tensión de contacto de 120 V, longitud total del
conductor de la malla de tierra es:
L
0,7    I 0,7  100  12,749
 7.436m

120
Vc
Si se construye la malla en forma cuadriculada cada cuadro tendrá por lado:
l
2  l1  l2
2  60  55

 0,90m
L  l1  l2 7.436  60  55
La resistencia total de tierra es:
RT 
2   2  100

 0,87
P
230
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MEMORIA DE CÁLCULO