Título oficial del Proyecto Fin de Carrera - IIT

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