1 Capítulo 1 - IIT - Universidad Pontificia Comillas

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL
ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE LA
CONEXIÓN DE UNA FÁBRICA
SIDERÚRGICA DE 55MW A LA RED DE
TRANSPORTE
Autor: Irene Villegas Ferreres
Director: Francisco Javier Martin Herrera
Madrid
Mayo 2012
AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO
ABIERTO ( RESTRINGIDO) DE DOCUMENTACIÓN
1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma.
El autor D. Irene Villegas Ferreres, como estudiante de la UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
(COMILLAS), DECLARA
que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en
relación con la obra Proyecto Fin de Carrera Estudio Técnico económico de la conexión de una
fábrica siderúrgica de 55MW a la red de transporte 1, que ésta es una obra original, y que
ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como
titular único o cotitular de la obra.
En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el
consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa
cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna
autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la
facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita.
2º. Objeto y fines de la cesión.
Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la
Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que
más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor
CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo
legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de
distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica,
tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se
cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente.
3º. Condiciones de la cesión.
Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de
derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá:
1
Especificar si es una tesis doctoral, proyecto fin de carrera, proyecto fin de Máster o cualquier otro
trabajo que deba ser objeto de evaluación académica
1
(a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet;
realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así
como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua”
o cualquier otro sistema de seguridad o de protección.
(b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica,
incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de
garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. .
(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional,
accesible de modo libre y gratuito a través de internet.2
(d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital. 3
4º. Derechos del autor.
El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad
por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a:
a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los
derechos del documento.
b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través
de cualquier medio.
c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse
en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]).
d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para
la obtención del ISBN.
2
En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría redactado en los
siguientes términos:
(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo institucional, accesible de
modo restringido, en los términos previstos en el Reglamento del Repositorio Institucional
3
En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría eliminado.
2
d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras
personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de
propiedad intelectual sobre ella.
5º. Deberes del autor.
El autor se compromete a:
a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún
derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro.
b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la
intimidad y a la imagen de terceros.
c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que
pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e
intereses a causa de la cesión.
d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por
infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión.
6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional.
La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y
respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con
fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad
asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades:
a) Deberes del repositorio Institucional:
- La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza
ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior
de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia
privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio
comercial, y que no se realicen obras derivadas.
- La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la
responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre
del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del
depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la
Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso
de las obras.
- La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un
futuro.
3
ESTE PROYECTO CONTIENE LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS:
DOCUMENTO Nº1, MEMORIA
1.1.
Memoria
159 páginas
1.2.
Cálculos
15 páginas
1.3.
Estudio económico
13 páginas
1.4.
Anejos
19 páginas
DOCUMENTO Nº2, PLANOS
2.1.
Lista de planos
1 página
2.2.
Planos
23 páginas
DOCUMENTO Nº 3, PLIEGO DE CONDICIONES
3.1.
Pliego de condiciones técnicas
16 páginas
DOCUMENTO Nº 4, PRESUPUESTO
4.1.
Mediciones
4 páginas
4.2.
Precios Unitarios
4 páginas
4.3.
Sumas Parciales
4 páginas
4.4.
Presupuesto General
1 páginas
ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE LA CONEXIÓN DE UNA
FÁBRICA SIDERÚRGICA DE 55MW A LA RED DE
TRANSPORTE
AUTOR: Villegas Ferreres, Irene.
DIRECTOR: Martín Herrera, Francisco Javier.
ENTIDAD COLABORADORA: ICAI- Universidad Pontificia Comillas.
RESUMEN DEL PROYECTO.
El presente proyecto es un estudio técnico económico de la conexión de una fábrica
siderurgia a la red de alta tensión del sistema eléctrico, bajo petición de un cliente.
Dicho cliente quiere instalar una nueva fábrica siderúrgica en el término municipal de
Sangüesa (Navarra), con el fin de crear nuevos puestos de trabajo y a su vez expandir el
negocio.
Dicho cliente tiene dos opciones
-
-
Puede comprar la energía a un distribuidor mayorista o a un comercializador a
un nivel de tensión de 20kV. Por tanto únicamente debe ejecutar el proyecto de
implantación de la fábrica.
Puede conectarse a la red de transporte de 220kV del sistema eléctrico español, y
ejecutando la obra correspondiente para alimentar los consumos al nivel de
tensión adecuado.
Debido a la incertidumbre, solicita nuestros servicios. En primer lugar solicita un
estudio técnico del proyecto. Para que esta fábrica reciba suministro eléctrico, será
necesario conectarla a la red de transporte del sistema eléctrico español. Para ello se
requiere llevar alimentación desde la subestación eléctrica existente SANGÜESA hasta
la conexión del consumo demandado 55MW.
Se proyecta por tanto una línea eléctrica de 220kV que une la subestación de
SANGÜESA con una subestación que se llamara ARRERA 1. De las barras de esta
subestación se transformara la energía a los niveles de tensión requeridos según los
consumos (220/20kV). El lado de 20kV de cada transformador se conecta a otra
subestación llamada ARRERA 2. Ambas subestaciones anteriormente mencionadas
forman parte de este proyecto y no existen, por tanto es necesario diseñarlas. De cada
barra salen líneas de 20kV que se conectan directamente con los consumos requeridos.
El esquema general de la red de transporte existente y de la conexión de las
subestaciones es el siguiente.
1
Hay que tener en cuenta que una fábrica siderúrgica es un consumo especial. Se trata de
un consumo que requiere suministro continuo. Es por ello que la subestación ARRERA
1 de 220kV tiene configuración de simple barra y la subestación ARRERA 2 es simple
barra partida con acoplamiento.
De esta forma se garantiza que en caso de falta en algún transformador del sistema, el
otro transformador sano tiene capacidad suficiente para asumir todos los consumos y
garantizar el suministro.
Para el desarrollo del proyecto se ha realizado en primer lugar un estudio aproximado de
la ubicación de la línea eléctrica. Se han definido los parámetros de la línea, el tendido,
los conductores y apoyos puesto que se trata de una línea aérea. La razón de que el
trazado sea aéreo es sobretodo más económico.
Posteriormente se ha realizado el correspondiente diseño de las subestaciones, y
posteriormente el estudio de cortocircuitos.
Es necesario proteger el sistema con un sistema de protecciones. Dichas protecciones
deben estar bien coordinadas entre ellas, de manera que se pueda garantizar el
suministro eficiente, continuo y eficaz a la subestación, y sobretodo evitando disparos
intempestivos de los interruptores.
Una vez ajustadas las protecciones se ha realizado un análisis más detallado de las
protecciones de las líneas, viendo su conexionado, lógica interna y secuencia de
entradas y salidas.
Las protecciones que se han empleado en este proyecto pertenecen todas a un mismo
fabricante, AREVA.
Por último se ha realizado el presupuesto de la instalación eléctrica completa.
En segundo lugar el cliente solicita un estudio económico. El objetivo de este estudio es
facilitar la información necesaria al cliente para saber si con el beneficio que el cliente
obtiene de la actividad de la siderúrgica, le resulta rentable incurrir en los costes de
ejecutar la obra eléctrica de la línea y de las subestaciones proyectadas o por otro lado,
2
es más económico únicamente realizar la conexión y que otra empresa corra a cargo de
los costes de la conexión.
Para ello se ha hecho un estudio aproximado de los beneficios que se obtienen con la
fábrica, y se ha comparado la rentabilidad de la inversión conectándose a la red de 20kV
y a la de 220kV.
Los resultados obtenidos revelan que resulta más económico para igualdad de precios de
compra de la energía, conectarse a la red de transporte en 20kv que en 220kv.
Por otro lado hay que destacar que la disponibilidad de la línea y las subestaciones por
parte del cliente es probablemente mayor motivo de seguridad. La diferencia entre
ambas no es muy grande.
Es por ello que, aunque resulte un poco más caro, resulta más beneficioso para fábrica
disponer del sistema de suministro.
3
TECHNICAL
AND
ECONOMIC
STUDY
OF
THE CONNECTION OF A 55MW STEEL FACTORY TO THE
TRANSPORT NETWORK
SUMMARY
This project is a technical economic study about the connection of a steel factory to
the high voltage electrical system, due to a customer request. Our customer objective is
to install a new steel plant in the town of Sangüesa (Navarra), in order to create new
jobs and in expand his own business.
This costumer can choose between two different options:
-
He can buy power from a wholesaler distributor or a marketer in 20kV
voltage. Therefore, he should only run the implementation project of the factory.
He can connect to the 220kV transmission network of the Spanish electricity
system and running the corresponding civil works to fuel consumption to the
appropriate voltage level.
Due to the uncertainty, the customer requests our services. His first request is
a technical study of the project. For this plant to receive power, it will be necessary to
connect to
the
network transport the
Spanish
electricity
system. This
requires carrying power from the existing substation SANGÜESA to the 55MW
consumer.
It is projected 220kV power line, which connects the substation SANGÜESA with a
new substation that will be called ARRERA 1. From the busbars of this substation the
energy will be transformed to the required voltage levels according to consumption
(220/20kV). The 20kV side of each transformer is connected to another
substation called ARRERA 2. Both substations mentioned above are part of this project
and the do not exist; therefore it is necessary to design them. From each busbar of
ARRERA 2, there are 20kV lines that connect directly with the required consumption.
The general outline of the existing transport network and the connection of the
substations as it follows.
4
It is very important to keep in mind that a steel plant is a very special consumer. That is
the reason why continuous supply consumption is required. For this requirement the
substation 220kV ARRERA 1 has a simple configuration and substation ARRERA 2 is
single broken bar coupled with hookup.
This ensures that in case of failure in any transformer from the system, the other healthy
transformer has enough capacity to take all loads and guarantee the supply.
To develop the project first of all a study about the location of the power line has been
made. The line parameters have been defined, the laying and the conductor supports
since it is an airline. The reason is that the air route is mainly more economic.
After it, the substations design study of short circuits have been made.
It is necessary to protect the system with a relay protection system. These protections
should be well coordinated between them, to ensure efficient, continuous and effective
power supply to the substation, and especially avoiding nuisance tripping of circuit
breakers.
Once all the relays have been programmed, a more detailed analysis of the feeder line
protections has been made, related to their connections, internal logic and sequence of
inputs and outputs.
The protections used in this project all belong to the same manufacturer, AREVA.
Finally, a budget of the complete electrical installation has been made.
The customer’s second request is an economic study. The aim of this study is to provide
the necessary information to the client to know whether with the benefit obtained from
the activity of the steel, it is profitable to incur in the costs of running the electrical line,
and substation civil works, or it is better to leave that job to another company.
This study has been made with the approximate benefits obtained with the normal
activity from the factory, and compared the return on investment in each case, by
connecting to the network of 20kV or to the 220kV network.
The results obtained show that it is cheaper for equal purchase prices of energy, to
connect to the transport network in 220kV than in 20KV.
On the other hand it is noteworthy that having the availability of the line and substations
by the customer is probably greater safety reasons. The difference between them is not
very large. That is why, although it is slightly more expensive, it is more beneficial to
have the factory delivery system.
5
DOCUMENTO I
MEMORIA
DOCUMENTO Nº1 MEMORIA
ÍNDICE GENERAL
Páginas
1.1.
MEMORIA DESCRIPTIVA
159
1.2.
CÁLCULOS
15
1.3.
ESTUDIO ECONÓMICO
13
1.4.
ANEJOS
1.4.1. ANEXO Nº1: ESTUDIO DE FALTAS
19
DOCUMENTO I
MEMORIA
DESCRIPTIVA
ÍNDICE MEMORIA DESCRIPTIVA
1
2
Capítulo 1: INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 13
1.1
INTRODUCCION Y MOTIVACION ............................................................ 13
1.2
OBJETIVOS DEL PROYECTO ..................................................................... 14
1.3
EMPLAZAMIENTO ....................................................................................... 15
1.4
DESCRIPCION GENERAL............................................................................ 15
1.4.1
Línea de 220kV ............................................................................................ 15
1.4.2
Subestaciones eléctricas ............................................................................... 16
1.4.3
Consumos ..................................................................................................... 16
1.5
METODOLOGIA DE TRABAJO Y CRONOGRAMA ................................. 16
1.6
RECURSOS EMPLEADOS ............................................................................ 19
Capítulo 2: DISEÑO DE LA SUBESTACIONES ................................................................. 21
2.1
2.1.1
2.2
INTRODUCCION ........................................................................................... 21
SF6 ............................................................................................................... 21
SUBESTACIÓN ARRERA 1 DE 220kV ....................................................... 22
2.2.1
Descripción................................................................................................... 22
2.2.2
Nivel de aislamiento ..................................................................................... 22
2.2.3
Componentes ................................................................................................ 22
2.2.4
Celdas de 220kV .......................................................................................... 23
2.3
SUBESTACIÓN ARRERA 2 DE 20kV ........................................................ 24
2.3.1
Descripción................................................................................................... 24
2.3.2
Nivel de aislamiento ..................................................................................... 25
2.3.3
Componentes ................................................................................................ 25
2.3.4
Celdas de 20kV ............................................................................................ 26
2.4
TRANSFORMADOR DE POTENCIA........................................................... 28
2.4.1
Características .............................................................................................. 28
2.4.2
Niveles de aislamiento ................................................................................. 29
2.4.3
Componentes ................................................................................................ 29
2.4.4
Protecciones del transformador .................................................................... 30
2.5
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA............................................................... 30
2.5.1
Características generales .............................................................................. 30
2.5.2
Malla de puesta a tierra ................................................................................ 31
1
3
2.5.3
Picas ............................................................................................................. 31
2.5.4
Conductor ..................................................................................................... 31
2.5.5
Tensiones ...................................................................................................... 31
Capítulo 3: DISEÑO DE LA CONEXIÓN DE 220kV .......................................................... 33
3.1
DATOS INICIALES........................................................................................ 33
3.2
ELECCIÓN DEL CONDUCTOR ................................................................... 33
3.2.1
4
3.3
ELECCION DEL CABLE DE TIERRA ......................................................... 34
3.4
CÁLCULO DE LA RESISTENCIA ............................................................... 34
3.5
CÁLCULO DE LA REACTANCIA ............................................................... 34
3.6
CÁLCULO DE LA CAPACIDAD .................................................................. 35
3.7
CÁLCULO DE LA CAÍDA DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS ........................... 35
3.8
CÁLCULO DE LAS IMPEDANCIAS SECUENCIALES ............................. 35
3.9
DISEÑO DE LOS APOYOS ........................................................................... 36
Capítulo 4: CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS ............................................................... 39
4.1
4.1.1
4.2
INTRODUCCION ........................................................................................... 39
Clasificación ................................................................................................. 39
CORTOCIRCUITO EN LINEA DE 220kV ................................................... 41
4.2.1
Cortocircuito monofásico a tierra ................................................................. 42
4.2.2
Cortocircuito bifásico a tierra ....................................................................... 46
4.2.3
Cortocircuito bifásico ................................................................................... 51
4.2.4
Cortocircuito trifásico .................................................................................. 55
4.3
CORTOCIRCUITO DEL TRANSFORMADOR ........................................... 58
4.3.1
Cortocircuito monofásico a tierra ................................................................. 59
4.3.2
Cortocircuito bifásico a tierra ....................................................................... 61
4.3.3
Cortocircuito bifásico ................................................................................... 62
4.3.4
Cortocircuito trifásico .................................................................................. 64
4.4
VALIDACIÓN DE LOS T. I. DE MEDIDA PARA 220kV ........................... 65
4.4.1
Funcionamiento con una sobrecarga del 20% .............................................. 65
4.4.2
Potencia del transformador........................................................................... 65
4.5
VALIDACIÓN DE LOS T. I. DE MEDIDA PARA 20kV ............................. 66
4.5.1
Funcionamiento con una sobrecarga del 20% .............................................. 67
4.5.2
Potencia del transformador........................................................................... 67
4.6
5
Cálculo de la Intensidad máxima admisible. ................................................ 33
VALIDACION DE LOS T.T........................................................................... 68
Capitulo 5: SISTEMA DE PROTECCIONES. ...................................................................... 69
2
5.1
INTRODUCCION ........................................................................................... 69
5.2
PERTURBACIONES EN LA RED ................................................................ 69
5.3
MISIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ........................................... 70
5.4
CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ..................... 70
5.5
COMPONENTES BÁSICOS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES .......... 71
5.6
SISTEMAS DE PROTECCION ...................................................................... 72
5.6.1
Protección primaria: ..................................................................................... 72
5.6.2
Protección de respaldo o de reserva: ............................................................ 72
5.6.3
Protección redundante o duplicada ............................................................. 72
5.7
SISTEMAS DE COMUNICACION ............................................................... 72
5.7.1
Sistema de comunicación por fibra óptica ................................................... 73
5.7.2
Sistema de comunicación por onda portadora.............................................. 73
5.8
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN ................................................................... 74
5.8.1
2SP/2C.......................................................................................................... 74
5.8.2
2SP/1C.......................................................................................................... 74
5.8.3
1SP/1C.......................................................................................................... 74
5.9
5.9.1
SECUENCIA DE FUNCIONAMIENTO ....................................................... 74
Entradas ........................................................................................................ 74
Los relés reciben a través de sus conexiones y bornas entradas analógicas y entradas
digitales. ...................................................................................................................... 74
6
5.9.2
Circuito lógico .............................................................................................. 75
5.9.3
Salidas .......................................................................................................... 75
Capítulo 6: SISTEMA DE PROTECCIÓN DE LÍNEA DE 220kV. .................................... 77
6.1
ESQUEMA DE PROTECCIÓN ...................................................................... 77
6.2
FUNCIONES DE LA PROTECCIÓN PRINCIPAL MICOM P545 .............. 77
6.2.1
Protección diferencial ................................................................................... 78
6.2.2
Protección de distancia ................................................................................. 85
6.2.3
Protección de sobreintensidad direccional de neutro ................................... 86
6.3
FUNCIONES DE LA PROTECCIÓN SECUNDARIA MICOM P444 ......... 91
6.3.1
Protección de distancia ................................................................................. 91
6.3.2
Protección de mínima tensión .................................................................... 100
6.3.3
Protección de sobretensión ......................................................................... 102
6.4
FUNCIONES DE LA PROTECCION DE INTERRUPTOR MICOM P143 104
6.4.1
Protección de sincronismo ......................................................................... 104
6.4.2
Fallo de interruptor ..................................................................................... 107
3
6.4.3
Reenganchador ........................................................................................... 111
7 Capítulo 7: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DE
PROTECCIÓN DE LA LÍNEA DE 220kV................................................................................. 117
8
7.1
PROTECCION DIFERENCIAL ................................................................... 117
7.2
PROTECCION DE DISTANCIA ................................................................. 119
7.3
PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD DIRECCIONAL DE NEUTRO
121
7.4
PROTECCIÓN DE MÍNIMA TENSIÓN ..................................................... 124
7.5
PROTECCIÓN DE SOBRETENSION ......................................................... 124
Capítulo 8: SISTEMA DE PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. ......................... 125
8.1
ESQUEMA DE PROTECCIÓN .................................................................... 126
8.2
FUNCIONES DE LA PROTECCIÓN PRINCIPAL Y SECUNDARIA
MICOM P645 ............................................................................................................ 126
8.2.1
Protección diferencial del transformador ................................................... 126
8.2.2
Protección de sobreintensidad instantánea ................................................. 128
8.2.3
Protección de sobreintensidad temporizada ............................................... 132
8.2.4
Protección de sobreintensidad temporizada de neutro ............................... 135
8.3
PROTECCIONES PROPIAS DEL TRANSFORMADOR ........................... 137
8.3.1
Termostato (26) .......................................................................................... 137
8.3.2
Protección de sobrecarga (49) .................................................................... 137
8.3.3
Relé Buchholz (63B) .................................................................................. 137
8.3.4
Relé Buchholz del Regulador (63BJ). ........................................................ 137
8.3.5
Válvula de Seguridad (63L) ....................................................................... 137
8.3.6
Nivel de aceite (63N) ................................................................................. 138
8.3.7
Nivel magnético (63M) .............................................................................. 138
9 Capítulo 9: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DEL SISTEMA
DE PROTECCIONES DEL TRANSFORMADOR ................................................................... 139
9.1
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR ........................ 139
9.2
PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE FASE INSTANTÁNEA .... 140
9.3
PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE FASE TEMPORIZADA ... 141
9.3.1
Protección de sobreintensidad temporizada de AT. ................................... 141
9.3.2
Protección de sobreintensidad temporizada de BT. ................................... 143
9.4
9.4.1
PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE NEUTRO TEMPORIZADA
145
Protección de sobreintensidad de neutro temporizada de AT. ................... 146
10 Capítulo 10: SISTEMA DE PROTECCIONES DEL ACOPLAMIENTO ....................... 149
4
10.1 FUNCIONES
DEL
SISTEMA
DE
PROTECCIONES
DEL
ACOPLAMIENTO ................................................................................................... 149
10.1.1
Protección de distancia ............................................................................... 149
11 Capítulo 11: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DEL SISTEMA
DE PROTECCIONES DEL ACOPLAMIENTO ....................................................................... 153
11.1
PROTECCION DE DISTANCIA ................................................................. 153
12 Capítulo 12: SISTEMA DE PROTECCIONES DE LOS CONSUMOS ........................... 155
12.1
PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD INSTANTÁNEA MICOM P127.
155
12.1.1
Características de funcionamiento ............................................................. 155
12.1.2
Características del relé Areva ..................................................................... 155
12.1.3
Lógica de disparo ....................................................................................... 155
13 Capítulo 13: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DEL SISTEMA
DE PROTECCIONES DE LOS CONSUMOS ........................................................................... 157
13.1
PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD INSTANTÁNEA ..................... 157
14 Capítulo 14: BIBLIOGRAFÍA Y CONCLUSION .............................................................. 159
5
6
ÍNDICE TABLAS
Tabla 1: Tensiones de Puesta a Tierra ............................................................................ 32
Tabla 2: Características apoyo ........................................................................................ 37
Tabla 3: Impedancia punto de conexión a la red ............................................................ 40
Tabla 4: Impedancia Línea de 220kV............................................................................. 40
Tabla 5: Impedancias Secuenciales línea de 220kV ....................................................... 40
Tabla 6: Impedancias Secuenciales Punto de Conexión 20kV....................................... 59
Tabla 7: Impedancias Secuenciales Línea 220kV .......................................................... 59
Tabla 8: Impedancias Secuenciales Transformador de Potencia.................................... 59
Tabla 9: Alcances Relé Sangüesa. Característica MHO............................................... 119
Tabla 10: Alcances Relé Sangüesa. Característica CUADRANGULAR .................... 119
Tabla 11: Alcances Relé Arrera 1. Característica MHO .............................................. 120
Tabla 12: Alcances Relé Arrera 1. Característica CUADRANGULAR ...................... 120
Tabla 13: Intensidades de arranque y disparo 67N....................................................... 123
Tabla 14: Parámetros Curvas IEE IEC ......................................................................... 123
Tabla 15: Zona de Bloqueo .......................................................................................... 124
Tabla 16: Valores Parámetros de Curvas ..................................................................... 134
Tabla 17: Intensidades de Arranque y Disparo AT ...................................................... 142
Tabla 18: Intensidades de Arranque y Disparo BT ...................................................... 144
Tabla 19: Intensidades de Neutro de Arranque y Disparo AT ..................................... 147
Tabla 20: Alcances Ajuste Forward MHO ................................................................... 153
Tabla 21: Alcances Ajuste Forward CUADRANGULAR ........................................... 153
Tabla 22: Alcances Ajuste Backwards MHO ............................................................... 153
Tabla 23: Alcances Ajuste Backwards CUADRANGULAR ...................................... 154
Tabla 24: Intensidades de Cortocircuito Consumos ..................................................... 157
7
8
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Red de Transporte ........................................................................................... 13
Figura 2: Esquema unifilar general ................................................................................ 14
Figura 3: Cortocircuitos en el sistema ............................................................................ 41
Figura 4: Cortocircuito Monofásico a tierra ZL .............................................................. 42
Figura 5: Cortocircuito monofásico 20%Zl. Intensidades fase A ................................... 43
Figura 6: Cortocircuito Monofásico20%ZL. Intensidades Fase B y C. .......................... 44
Figura 7: Cortocircuito Monofásico 80%ZL. Intensidad Fase A .................................... 44
Figura 8: Cortocircuito Monofásico 80%ZL. Intensidades Fases B y C......................... 45
Figura 9: Cortocircuito Monofásico 100%ZL. Intensidad Fase A .................................. 45
Figura 10: Cortocircuito Monofásico 100%ZL. Intensidades Fases B y C .................... 46
Figura 11: Cortocircuito Bifásico a Tierra ZL ................................................................ 46
Figura 12: Cortocircuito Bifásico a tierra equivalente ZL .............................................. 47
Figura 13: Cortocircuito Bifásico a Tierra 20%ZL. Intensidad Fase A .......................... 48
Figura 14: Cortocircuito Bifásico a Tierra 20%ZL. Intensidad Fase B .......................... 48
Figura 15: Cortocircuito Bifásico a Tierra 20%ZL. Intensidad Fase C .......................... 48
Figura 16: Cortocircuito Bifásico a Tierra 80%ZL. Intensidad Fase A .......................... 49
Figura 17: Cortocircuito Bifásico a Tierra 80%ZL. Intensidad Fase B .......................... 49
Figura 18: Cortocircuito Bifásico a Tierra 80%ZL. Intensidad Fase C .......................... 50
Figura 19: Cortocircuito Bifásico a Tierra 100%ZL. Intensidad Fase A ........................ 50
Figura 20: Cortocircuito Bifásico a Tierra 100%ZL. Intensidad Fase B ........................ 51
Figura 21: Cortocircuito Bifásico a Tierra 100%ZL. Intensidad Fase C ........................ 51
Figura 22: Cortocircuito Bifásico ZL .............................................................................. 52
Figura 23: Cortocircuito Bifásico 20%ZL. Intensidad Fase A ........................................ 53
Figura 24: Cortocircuito Bifásico 20%ZL. Intensidad Fase B ........................................ 53
Figura 25: Cortocircuito Bifásico 20%ZL. Intensidad Fase C ........................................ 53
Figura 26: Cortocircuito Bifásico 80%ZL. Intensidad Fase B ........................................ 54
Figura 27: Cortocircuito Bifásico 80%ZL. Intensidad Fase C ........................................ 54
Figura 28: Cortocircuito Bifásico 100%ZL. Intensidad Fase B ...................................... 55
Figura 29: Cortocircuito Bifásico 100%ZL. Intensidad Fase C ...................................... 55
Figura 30: Cortocircuito Trifásico ZL ............................................................................. 56
Figura 31: Cortocircuito Trifásico 20%ZL. Intensidad Fase A....................................... 56
9
Figura 32: Cortocircuito Trifásico 80%ZL. Intensidad Fase A....................................... 57
Figura 33: Cortocircuito Trifásico 100%ZL. Intensidad Fase A..................................... 58
Figura 34: Cortocircuito Monofásico ZT ........................................................................ 60
Figura 35: Efecto de una falta en las tensiones .............................................................. 60
Figura 36: Detalle Intensidad homopolar ....................................................................... 61
Figura 37: Cortocircuito Bifásico a Tierra ZT ................................................................ 61
Figura 38: Cortocircuito Bifásico ZT .............................................................................. 62
Figura 39: Cortocircuito Bifásico ZT. Intensidad Fase B .............................................. 63
Figura 40: Cortocircuito Bifásico ZT. Intensidad Fase C .............................................. 63
Figura 41: Cortocircuito Trifásico ZT ............................................................................ 64
Figura 42: Cortocircuito Trifásico ZT. Intensidad Fase A ............................................. 64
Figura 43: Transformadores de Intensidad en 220kV .................................................... 65
Figura 44: Conexionado transformador- relé en 220kV ................................................. 66
Figura 45: Transformadores de Intensidad en 20kV ...................................................... 67
Figura 46: Conexionado transformador- relé en 20kV ................................................... 67
Figura 47: Conexionado Transformador de Tensión ...................................................... 68
Figura 48: Protección Diferencial .................................................................................. 78
Figura 49: Curva Protección Diferencial ....................................................................... 80
Figura 50: Funcionamiento Protección de Sobreintensidad Direccional de Neutro ...... 87
Figura 51: Lógica de disparo .......................................................................................... 88
Figura 52: Protección de Distancia ................................................................................. 91
Figura 53: Funcionamiento Protección de Distancia ...................................................... 92
Figura 54: Esquema de Subalcance a bloqueo ............................................................... 92
Figura 55: Característica MHO ...................................................................................... 93
Figura 56: Característica Cuadrangular .......................................................................... 93
Figura 57: Esquema de actuación ................................................................................... 94
Figura 58: Esquema de Relé ........................................................................................... 95
Figura 59: Zonas definidas del Relé ............................................................................... 96
Figura 60: Lógica de disparo .......................................................................................... 96
Figura 61: Protección de Mínima Tensión ................................................................... 101
Figura 62: Lógica de disparo ........................................................................................ 102
Figura 63: Protección de Sobretensión ......................................................................... 103
Figura 64: Lógica de Disparo ....................................................................................... 104
Figura 65: Protección de Sincronismo ......................................................................... 105
Figura 66: Zonas del Relé ............................................................................................. 106
10
Figura 67: Lógica de Funcionamiento .......................................................................... 107
Figura 68: Protección Fallo de Interruptor mediante contactos propios ...................... 108
Figura 69: Protección Fallo de Interruptor mediante vigilancia de intensidad............. 109
Figura 70: Lógica de disparo ........................................................................................ 110
Figura 71: Reenganche ................................................................................................. 111
Figura 72: Curva Protección Diferencial ...................................................................... 118
Figura 73: Característica MHO + CUADRANGULAR Sangüesa .............................. 120
Figura 74: Característica MHO + CUADRANGULAR Arrera 1 ................................ 120
Figura 75: Protección Diferencial de Transformador ................................................... 127
Figura 76: Curva Característica 87T ............................................................................ 127
Figura 77: Protección de Sobreintensidad instantánea ................................................. 128
Figura 78: Relé Sobreintensidad................................................................................... 129
Figura 79: Protección de Sobreintensidad Temporizada .............................................. 132
Figura 80: Lógica de Disparo ....................................................................................... 134
Figura 81: Protección conectada a neutro..................................................................... 135
Figura 82: Protección conectada entre fases................................................................. 135
Figura 83: Curva Sobreintensidad Temporizada AT .................................................... 142
Figura 84: Curva Sobreintensidad BT .......................................................................... 145
Figura 85: Curva sobreintensidad de neutro ................................................................. 147
Figura 86: Protección de Distancia del Acoplamiento ................................................. 150
Figura 87: Funcionamiento de Protección de Distancia de Acoplamiento .................. 150
11
12
1
1.1
Capítulo 1: INTRODUCCIÓN
INTRODUCCION Y MOTIVACION
El presente proyecto trata sobre el estudio de la conexión de una fábrica siderurgia a la
red de alta tensión del sistema eléctrico, bajo petición de un cliente. Dicho cliente quiere
instalar una nueva fábrica siderúrgica en Navarra, con el fin de crear nuevos puestos de
trabajo y a su vez expandir el negocio. Concretamente, dicha fábrica se quiere instalar
cerca del municipio de Sangüesa.
En primer lugar solicita un estudio técnico del proyecto, cuyo alcance será llevar
alimentación desde la subestación eléctrica existente SANGÜESA hasta la conexión del
consumo demandado 55MW. Para ello se proyecta una línea eléctrica de 220kV que une
la subestación de SANGÜESA con una subestación que se llamara ARRERA 1. Dicha
subestación se une a través de dos transformadores donde se transformara la energía a
los niveles de tensión requeridos según los consumos (220/20kV) a la subestación de
ARRERA 2, que se ubicará al lado de la fábrica.
El esquema unifilar general de conexión de la subestación es el siguiente.
Figura 1: Red de Transporte
Hay que tener en cuenta que la fábrica requiere suministro continuo y es por ello por lo
que se elige el esquema unifilar general de las subestaciones ARRERA 1 y ARRERA 2
como se muestra a continuación:
13
Figura 2: Esquema unifilar general
1.2
OBJETIVOS DEL PROYECTO
Para poder satisfacer la demanda del cliente, será necesario realizar por un lado el
proyecto técnico de la conexión de la fábrica siderúrgica a al Red de Transporte y por
otro lado un el estudio económico final.
Los pasos a seguir se detallan a continuación:
-
Estudio de la subestaciones de ARRERA 1 y ARRERA 2: Se diseñará una
subestación ARRERA 1 con configuración en 220kV de simple barra. En esta
subestación se instalarán dos transformadores de potencia YNd11 que
alimentarán cada una de las dos semi barras de 20kV de la subestación
ARRERA 2. Se diseñará una subestación ARRERA 2 con configuración en
20kV de simple barra partida, con el fin de asegurar la continuidad del
suministro en todo momento., partidos por un interruptor de acoplamiento, y los
correspondientes transformadores de servicios auxiliares para cubrir las propias
necesidades de la subestación.
14
-
Estudio de la línea de alimentación de la siderúrgica de 220kV. Para ello será
necesario definir los parámetros de la línea, el tendido, los conductores y apoyos
puesto que se trata de una línea aérea.
-
A continuación se realizará un estudio de cortocircuito donde se analicen las
aportaciones de intensidad al punto de falta de los diferentes elementos del
sistema.
-
Estudio de las funciones de línea. Esquema unifilar de protección y medida de
las líneas, con elección de las protecciones. Ajuste de las protecciones de línea.
-
Estudio de las funciones del transformador. Esquema unifilar de protección y
medida del transformador, con elección de las protecciones. Ajuste de las
protecciones del transformador.
-
Estudio de las funciones del acoplamiento. Esquema unifilar de protección y
medida del acoplamiento, con elección de las protecciones. Ajuste de las
protecciones de acoplamiento.
-
Estudio de las funciones de consumos. Esquema unifilar de protección y medida
de los consumos, con elección de las protecciones. Ajuste de las protecciones de
los consumos.
-
El funcionamiento de todas las protecciones deberá estar coordinado para
garantizar el funcionamiento y la seguridad del sistema.
Una vez finalizada la parte técnica se pasara al estudio económico:
-
1.3
Se analizará si dicha inversión es beneficiosa para el cliente. Para ello será
necesario un presupuesto de todo el proyecto.
EMPLAZAMIENTO
El presente proyecto se desarrolla en la Comunidad Foral de Navarra, concretamente en
el término municipal de Sangüesa. La razón de esta ubicación es situarse lo más cerca
posible de la fábrica siderúrgica. Las subestaciones se ubicarán al lado de la siderúrgia.
El punto de conexión con Red Eléctrica es un subestación existente llamada
Subestación Sangüesa.
1.4
DESCRIPCION GENERAL
1.4.1 Línea de 220kV
Se proyecta una línea eléctrica de 220kV que une la subestación de SANGÜESA con la
primera subestación objeto de estudio del presente proyecto, ARRERA1.
Se trata de una línea aérea, de longitud 1329 metros.
Su estudio se desarrolla en el capítulo 3 del presente proyecto.
15
1.4.2 Subestaciones eléctricas
La subestación eléctrica ARRERA 1 es la encargada de conectar la línea de Sangüesa
con el parque de 220kV encargado de transformar la energía procedente de la
subestación de SANGÜESA a los valores adecuados para el consumo de la siderurgia.
La subestación eléctrica ARRERA 2 recibe la energía transformada por las máquinas.
Está ubicada al lado de la fábrica de manera que las pérdidas de energía hasta el
consumo sean mínimas.
Su estudio se desarrolla en los siguientes capítulos del presente proyecto
1.4.3 Consumos
La conexión de la subestación ARRERA 2 con los consumos la fábrica siderurgia y los
servicios auxiliares se realizará de manera subterránea y será de escasos metros para
cada consumo.
1.5
METODOLOGIA DE TRABAJO Y CRONOGRAMA
La ejecución de este proyecto se va a distribuir en dos grandes bloques. Por un lado se
realizará el proyecto técnico, y por otro el estudio económico a continuación.
De forma detallada se exponen las actividades a realizar.
1- Diseño y cálculo de los parámetros de la línea de 220kV: Resistencia,
Inductancia, Capacidad, caída de tensión y pérdidas en la línea.
2- Diseño y cálculo de los elementos de las subestaciones. Diseño de la subestación
ARRERA 1 de configuración de simple barra partida, diseño y cálculo de la
subestación ARRERA 2 de configuración de doble barra con acoplamiento,
elección del transformador de potencia de 220/20kV y transformadores de
servicios auxiliares para el abastecimiento de la subestación. Se incluyen en esta
parte los consumos propios de la siderurgia con sus respectivos niveles de
tensión. Todo ello se reflejará en un esquema unifilar, detallado según las
necesidades
3- Cálculo de los cortocircuitos monofásicos y bifásicos a tierra, trifásicos y
bifásicos de la línea eléctrica. Para cada caso se analizarán al 20 y al 80% de la
línea de alimentación de 220kV.
4- Cálculo de los cortocircuitos monofásicos y bifásicos a tierra, trifásicos y
bifásicos de los transformadores de potencia. Para cada caso se analizarán en el
lado de 220kV y de 20kV.
5- Estudio de las protecciones características del transformador de potencia.
6- Estudio de las protecciones características de la siderurgia
16
7- Diseño de las protecciones de la subestación y de la línea eléctrica, y reflejado
en un esquema de unifilar.
8- Ajuste y coordinación de todas las protecciones del sistema a conectar.
9- Redacción de la memoria descriptiva del proyecto, así como los cálculos
justificativos, y los planos necesarios para que quede bien definido el conjunto
de la línea, subestación y siderurgia.
10- Presupuesto y estudio económico para la posterior propuesta al cliente
A continuación se muestra el cronograma de las tareas, detallando el momento y la
duración para su ejecución.
17
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
3al9 10al16 17al23 24al30 31al6 7al13 14al20 21al27 28al4 5al11 12al18 19al25 26al1 2al8 9al15 16al22 23al29 30al5 6al12 13al19 20al26
Eleccion de ubicación y estudio del entorno
Diseño y cálculo de los parametros de la linea de 220kV
Diseño y cálculo de los elementos de la subestacion
Plano unifilar de la subestacion
Cálculo de cortocircuitos trifasicos, bifasicos y monofasicos
Estudio de las protecciones del transformador
Estudio de las protecciones de la siderurgia
Diseño de las protecciones de la subestacion
Unifilar de las protecciones de la subestacion
Diseño de las protecciones de la linea de conexión
Unifilar de las protecciones de la linea
Ajuste y coordinacion de protecciones del sistema
Esquemas unifilares de proteccion y medida
Marzo
Abril
Mayo
27al4 5al11 12al18 19al25 26al1 2al8 9al15 16al2223al29 30al6 7al13 14al2021al27 28al3
Memoria
Presupuesto
Pliego de condiciones
Estudio Económico
Propuesta al cliente
Resumen final
Presentacion PP
18
1.6
RECURSOS EMPLEADOS
Los recursos utilizados para la realización de este proyecto serán:
1- Matlab: Programa matemático en el que se programan las funciones necesarias
para realizar los cálculos de los parámetros de líneas, de cortocircuitos entre
otros.
2- Autocad: programa de diseño asistido por ordenador, en el que se realizarán
todos los planos, esquemas eléctricos y detalles para definir la subestación, la
línea y los correspondientes sistemas de protección y medida.
3- CAPE (Computer Aded Protection Engineering): programa que proporciona los
datos del sistema de Alta Tensión del punto de conexión, facilitados por Red
Eléctrica y herramienta para verificación de los cálculos de cortocircuito.
4- Aplicaciones de Office para la redacción y posterior presentación del proyecto.
Información detallada de las protecciones facilitada por los fabricantes, así como de los
demás elementos que constituyen la línea y las subestaciones.
19
20
2
Capítulo 2: DISEÑO DE LA SUBESTACIONES
2.1
INTRODUCCION
La subestaciones eléctricas ARRERA1 y ARRERA 2 se diseñan de acuerdo con la
normativa legal vigente. Se trata de dos subestaciones eléctricas aisladas de alta tensión,
220kV y 20kV respectivamente. Se emplea para el aislamiento eléctrico de sus distintos
componentes -maniobra, medición, barras, etc.- un gas llamado hexafloruro de azufre.
Cuando se trata de alta tensión su denominación común es GIS (Gas-Insulated
Switchgear). En media tensión se denominan MV-GIS (Medium Voltage-Gas-Insulated
Switchgear).
Ventaja a favor de la GIS: las dimensiones son muy reducidas.
2.1.1 SF6
Por sus propiedades óptimas, el gas utilizado es el hexafloruro de azufre (SF 6). Las
características principales de este gas no tóxico, muy estable y no inflamable, además de
inodoro e incoloro a condiciones normales de presión y temperatura (1.013 hPa y 20°C)
se indican a continuación:
Dicho gas sí contribuye al efecto invernadero. Por esta razón, se debe evitar la
posibilidad de que entre en contacto con la atmósfera.
Cada equipo de alta tensión, incluyendo las barras principales o colectoras, está
encapsulado independientemente en un compartimiento metálico provisto de un
ambiente de gas SF 6 a presión mayor que la atmosférica. Se forman así módulos
21
individuales por equipo, que luego se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí
para formar distintas configuraciones.
2.2
SUBESTACIÓN ARRERA 1 DE 220kV
2.2.1 Descripción
El sistema de 220kV está formado por los equipos situados dentro del edificio, y
también fuera del mismo, recibiendo a la línea procedente de Sangüesa.
2.2.2 Nivel de aislamiento
Los niveles de aislamiento se han definido conforme a lo establecido en el MIE RAT12. El sistema de 220kV de la instalación se encuadra dentro del grupo B, por ello se
definirán dichos niveles de acuerdo con lo indicado en la tabla 2 del mismo.
Estos niveles de aislamiento determinan las tensiones que los sistemas deben soportar a
ensayos de “tensión nominal a impulsos tipo rayo” y de “tensión soportada de corta
duración a frecuencia industrial”. Incluyen además las distancias mínimas fase-tierra en
aislamiento de aire y tensiones fase-fase en aislamiento de aire.
Tensión nominal………………………………………………………………...…220kV
Tensión más elevada del material………………………………………………….245kV
Tensión a impulso tipo rayo (valor de cresta)……………………………………1050kV
Tensión a frecuencia industrial (valor eficaz)……………………………………..460kV
Distancia mínima entre fases…………………………………………………........190cm
2.2.3 Componentes
La subestación de 220kv está formada por las siguientes posiciones
-
Posición de línea de 220kV
La posición de línea se encarga de conectar la línea procedente de sangüesa con el resto
de la subestación. Dicha conexión se realiza mediante un interruptor, un seccionador
pantógrafo que conecta la línea con el embarrado, un seccionador, una autoválvula y
transformador de intensidad.
-
Posición de transformador 1
La posición de transformador se encarga de conectar el transformador con el embarrado
de 220kV de la subestación. Dicha conexión se realiza mediante un interruptor, un, un
seccionador y transformador de intensidad.
22
-
Posición de transformador 2
La conexión del transformador dos es igual a la del transformador uno. se encarga de
conectar el transformador con el embarrado de 220kV de la subestación. Dicha
conexión se realiza mediante un interruptor, un, un seccionador y transformador de
intensidad.
En el momento en el que se confirme y se ejecute el proyecto, se procederá al
dimensionamiento de todos los componentes de las posiciones anteriormente
mencionados.
2.2.4 Celdas de 220kV
Se instalarán tres celdas de 220kV en la subestación de Arrera 1. Cada celda
corresponde a las conexiones que se van a realizar para el flujo de energía. Se instalarán
-
Celda de posición de línea de 220kV. Esta celda se diseña para la llegada del la
línea de 220kV procedente de la subestación de Sangüesa.
Celda de posición del transformador 1 de 220kV/20kV. Esta celda se diseña para
la conexión del transformador de potencia 1 en su lado de alta tensión.
Celda de posición del transformador 2 de 220kV/20kV. Esta celda se diseña para
la conexión del transformador de potencia 2 en su lado de alta tensión.
Para el diseño de dichas celdas se tendrá en cuenta lo indicado anteriormente acerca de
los niveles de aislamiento, definidos conforme a lo establecido en el MIE RAT-12.
2.2.4.1 Criterios de diseño
Para el diseño de las celdas han de tenerse en cuenta los siguientes criterios.
-
Nivel de aislamiento.
Es importante que se diseñen de acuerdo con lo establecido en el MIE RAT-12. De
manera que para un nivel de tensión nominal dado 220kV, las celdas aguanten las
variaciones de tensión de manera segura.
Se define por tanto la tensión más elevada del material, como la tensión a la que el
fabricante me asegura que la celda funciona de manera permanente. De acuerdo con este
nivel de tensión, se establece el valor de la tensión a frecuencia industrial y ante un
impacto tipo rayo.
-
Intensidad nominal
La intensidad nominal que va a circular por las celdas en condiciones normales de
funcionamiento debe ser menor que la intensidad para la que está diseñada la celda. En
el caso de la derivación de cada transformador, la intensidad nominal será la del propio
transformador 367 A. En el caso de la barra colectora, será la suma de las intensidades
nominales de ambos transformadores, 734 A.
23
-
Intensidad de cortocircuito máxima
La intensidad de cortocircuito que va a circular por las celdas en las condiciones más
severas de falta durante el funcionamiento debe ser menor que la intensidad de correinte
nominal de corta duración para la que está diseñada la celda. En el caso de la derivación
de cada transformador, la intensidad de falta más desfavorable será 10265,1 A. En el
caso de la barra colectora, será la misma, porque toda la intensidad atraviesa el
embarrado y por tanto la conexión de sangüesa.
2.2.4.2 Características de diseño
El objetivo que se persigue a la hora de elegir una celda es que cumpla con las
condiciones anteriormente indicadas, pero además que sea lo más económica posible.
Por ello no se sobredimensionan en exceso.
A continuación se muestran las características
Tensión nominal………………………………………………………………...…220kV
Tensión más elevada del material………………………………………………….245kV
Tensión a impulso tipo rayo (valor de cresta)…………………………………..1050kV
Tensión a frecuencia industrial (valor eficaz)……………………………………..460kV
Frecuencia nominal………………………………………………….........................50Hz
Corriente nominal de barra colectora ………………………………………….....3150 A
Corriente nominal de derivación de transformador 1…………………………..…3150 A
Corriente nominal de derivación de transformador 1…………………………..…3150 A
Corriente nominal de corta duración ……………………………………………….50kA
2.3
SUBESTACIÓN ARRERA 2 DE 20kV
2.3.1 Descripción
El sistema de 20kV de la subestación Arrera 2 está formado por los equipos situados
dentro del edificio, y también fuera del mismo, recibiendo a las posiciones de
transformadores y conectándose con los diversos consumos que tiene la siderurgia.
Estará formado por una serie de celdas de aislamiento en SF6. Las celdas cubrirán cada
una de las posiciones necesarias. Serán estas celdas de salida de las barras las
encargadas de la alimentación a la siderurgia.
24
2.3.2 Nivel de aislamiento
Los niveles de aislamiento se han definido conforme a lo establecido en el MIE RAT12. El sistema de 20kV de la instalación se encuadra dentro del grupo A, por ello se
definirán dichos niveles de acuerdo con lo indicado en la tabla 1.
Estos niveles de aislamiento determinan las tensiones que los sistemas deben soportar a
ensayos de “tensión nominal a impulsos tipo rayo” y de “tensión soportada de corta
duración a frecuencia industrial”. Incluyen además las distancias mínimas fase-tierra en
aislamiento de aire y tensiones fase-fase en aislamiento de aire.
Tensión nominal………………………………………………………….…20kV
Tensión más elevada del material…………………………………………...24kV
Tensión a impulso tipo rayo (valor de cresta)………………………..……..95kV
Tensión a frecuencia industrial (valor eficaz)……………………………....50kV
Distancia mínima fase tierra…………………………………………….......16cm
Distancia mínima entre fases…………………………………………..........16cm
En este caso como el número de posiciones y derivaciones que hay en la subestación es
mayor, se hace un estudio detallado de cada posición por separado.
Se instalarán tres posiciones de línea en cada barra de 20kV que se conectarán a la
fábrica.
Los componentes principales de la posición de línea se indican a continuación
2.3.3 Componentes
La subestación de 20kV está formada por las siguientes posiciones como se detalla.
-
Posición de transformador 1
La posición de transformador se encarga de conectar el transformador con el embarrado
de 20kV de la subestación. Dicha conexión se realiza mediante un interruptor, un, un
seccionador y transformador de intensidad.
-
Posición de transformador 2
La conexión del transformador dos es igual a la del transformador uno. Se encarga de
conectar el transformador con el embarrado de 20kV de la subestación. Dicha conexión
se realiza mediante un interruptor, un, un seccionador y transformador de intensidad.
-
Posición del transformador de servicios auxiliares
La posición de los transformadores de servicios auxiliares propios de la fábrica conectan
las barras de 20kV con el transformador de SS.AA. correspondiente.
25
El transformador de SS.AA. es de 20kV/0,400kV, de conexión triángulo-estrella, con el
neutro puesto a tierra.
Se instalará una posición de servicios auxiliares por cada barra de 20kV
-
Posición de transformador de medida
La posición del transformador se conecta a un transformador de doble secundario propio
de la fábrica para medida.
Se instalará una posición de transformador de medida de doble devanado secundario por
cada barra de 20kV
-
Posición de acoplamiento
La posición de acoplamiento se encarga de conectar las barras de 20kV que constituyen
la subestación de 20kV. Esta posición vendrá equipada con un interruptor, de
acoplamiento de la barra de veinte kilovoltios. En caso de fallo este interruptor sería
capaz de conectar al transformador sano con la carga del potro transformador en falta.
-
Posición de consumos propios de fábrica
La posición de los consumos propios de la siderurgia se encarga de alimentar a los
demás consumos de la fábrica aparte de los servicios auxiliares anteriormente
mencionados.
Se instalará una posición de los consumos propios de la siderurgia por cada barra de
20kV
En el momento en el que se confirme y se ejecute el proyecto, se procederá al al
dimensionamiento de todos los componentes de las posiciones anteriormente
mencionados.
2.3.4 Celdas de 20kV
Se instalarán nueve celdas de 20kV en la subestación de Arrera 2. Cada celda
corresponde a las conexiones que se van a realizar para el flujo de energía. Se instalarán
-
-
Celda de posición del transformador 1 de 220kV/20kV. Esta celda se diseña para
la conexión del transformador de potencia 1 en su lado de baja tensión.
Celda de posición del transformador 2 de 220kV/20kV. Esta celda se diseña para
la conexión del transformador de potencia 2 en su lado de baja tensión.
Celda de posición del transformador de servicios auxiliares. Esta celda se diseña
para la conexión del transformador de servicios auxiliares en el lado de alta
tensión en su lado de baja tensión. Se instalarán dos de características similares,
cada una conectada a una barra de 20kV.
Celda de posición del transformador de tensión de medida con doble devanado
secundario. Esta celda se diseña para la conexión del transformador de tensión.
Se instalarán dos de características similares, cada una conectada a una barra de
20kV.
26
-
-
Celda de posición de los consumos. Esta celda se diseña para la conexión de los
consumos de la fábrica y así alimentarla. Se instalarán dos de características
similares, cada una conectada a una barra de 20kV.
Celda de posición de acoplamiento. Esta celda se diseña para la albergar el
interruptor de acoplamiento que une ambas barras.
Para el diseño de dichas celdas se tendrá en cuenta lo indicado anteriormente acerca de
los niveles de aislamiento, definidos conforme a lo establecido en el MIE RAT-12.
2.3.4.1 Criterios de diseño
Para el diseño de las celdas han de tenerse en cuenta los siguientes criterios.
-
Nivel de aislamiento.
Es importante que se diseñen de acuerdo con lo establecido en el MIE RAT-12. De
manera que para un nivel de tensión nominal dado 20kV, las celdas aguanten las
variaciones de tensión de manera segura.
Se define por tanto la tensión más elevada del material, como la tensión a la que el
fabricante me asegura que la celda funciona de manera permanente. De acuerdo con este
nivel de tensión, se establece el valor de la tensión a frecuencia industrial y ante un
impacto tipo rayo.
-
Intensidad nominal
La intensidad nominal que va a circular por las celdas en condiciones normales de
funcionamiento debe ser menor que la intensidad para la que está diseñada la celda. En
el caso de la derivación de cada transformador, la intensidad nominal será la del propio
transformador 2020.72A A. En el caso del acoplamiento, será la intensidad nominal de
la siderurgia en su conjunto que son 1587.71 A. Para los consumos, será la intensidad
nominal de la fábrica igualmente porque es el caso más desfavorable. Para el
transformador de servicios auxiliares, será la intensidad nominal de dicho
transformador, 18,18ª.
-
Intensidad de cortocircuito máxima
La intensidad de cortocircuito que va a circular por las celdas en las condiciones más
severas de falta durante el funcionamiento debe ser menor que la intensidad de corriente
nominal de corta duración para la que está diseñada la celda. Se considera le valor de
cortocircuito máximo del sistema como 19899,1 A.
2.3.4.2 Características de diseño
El objetivo que se persigue a la hora de elegir una celda es que cumpla con las
condiciones anteriormente indicadas, pero además que sea lo más económica posible.
Por ello no se sobredimensionan en exceso.
27
A continuación se muestran las características
Tensión nominal………………………………………………………………...…20kV
Tensión más elevada del material………………………………………………….24kV
Tensión a impulso tipo rayo (valor de cresta)…………………………………..125kV
Tensión a frecuencia industrial (valor eficaz)……………………………………..50kV
Frecuencia nominal………………………………………………….........................50Hz
Corriente nominal de derivación de transformador 1…………………………..…2500A
Corriente nominal de derivación de transformador 1…………………………..…2500 A
Corriente nominal de derivación de transformador SS. AA.1………………..…...2000A
Corriente nominal de derivación de transformador SS. AA.1………………..…...2000A
Corriente nominal del acoplamiento………………………………………….....2500 A
Corriente nominal de transformador de medida…………………………………...2000A
Corriente nominal de consumos…………………………………………………...2000A
Corriente nominal de corta duración ……………………………………………31,5kA
2.4
TRANSFORMADOR DE POTENCIA
El transformador de potencia es el equipo encargado de acoplar los sistemas a distinta
tensión nominal en las subestaciones realizando la correspondiente transformación de
tensión y transfiriendo la energía eléctrica entre ambos con el mínimo de perdidas.
En este caso se instalan dos transformadores iguales, puesto que el diseño de la
subestación es de simple barra partida.
2.4.1 Características
Los parámetros significativos del transformador se detallan a continuación:

Potencia nominal……………………………………………………….70MVA

Relación de transformación………………………………………..220kV/20kV

Conexión………………………………….…………………....Estrella/triángulo

Grupo de conexión………………………………………………………..YNd11

Tensión de cortocircuito…….……………………………………………….12%

Tipo de servicio………………………………………………………...Continuo

Refrigeración ……………………………………………………………ONAN

Frecuencia…………………………………………………………………..50Hz
28
El transformador está sumergido en aceite. Para ello se diseña con una cuba de
expansión de aceite. La cuba del transformador está diseñada para soportar la presión
del aceite en condiciones de expansión, debido a un calentamiento, una fala etc.
2.4.2 Niveles de aislamiento
Los valores del nivel de aislamiento de los bobinados del transformador se definen de
acuerdo con las especificaciones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías
de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.
Tensión nominal……………………………………………………………220kV/20kV
Tensión más elevada del material…………………………………………..245kV/24kV
Impulso tipo rayo (valor de cresta):

Primario…………………………………………………………………..950kV

Secundario ………………………………………………………………..95kV
A frecuencia industrial (valor eficaz):

Primario ………………………………………………………………..395kV

Secundario ………………………………………………………………50kV
2.4.3 Componentes
Los transformadores deben incluir un sistema de protecciones que se explicará más
adelante, y los elementos que se detallan a continuación:
-
Depósito de expansión de aceite. Los transformadores de las subestaciones se
construyen como unidades trifásicas, estando los bobinados y el núcleo
sumergidos en aceite dentro de una cuba de acero común a todas las fases. El
objetivo de este depósito es absorber los cambios de volumen producidos por las
variaciones de temperatura del transformador.
-
Detectores de nivel de aceite situados en el depósito de expansión.
-
Válvulas liberadoras de presión situadas en la parte superior de la cuba del
transformador.
-
Desecadores de humedad en el aceite
-
Equipos de refrigeración. Es necesario evacuar el calor producido al exterior,
debido a las pérdidas en los devanados y en el núcleo magnético. De esta forma
se consigue incrementar la potencia nominal del transformador y aumentar la
capacidad de refrigeración. Para ello se ha escogido un equipo de refrigeración
completo ONAN, aceite natural- aire natural.
-
Termómetro y termostato para el control de la refrigeración.
29
-
Dispositivo de cambio de toma de tensión en vacio de acuerdo con los márgenes
indicados en las características del transformador.
2.4.4 Protecciones del transformador
A continuación se indican las protecciones propias del transformador. Dichas
protecciones vienen ya incorporadas en conjunto del transformador.
-
Termostato (26)
Detecta alta temperatura del aceite. Dispone de varios niveles para arrancar
secuencialmente los sistemas de refrigeración del transformador y, una vez agotada la
capacidad de refrigeración, dar alarma y posterior orden de disparo a los interruptores
del transformador.
-
Relé Buchholz (63B)
Detecta evaporaciones de aceite en la cuba del transformador, indicio de cortocircuitos
internos. Dispone de nivel de alarma y de disparo de los interruptores del transformador.
-
Relé Buchholz del Regulador (63BJ).
Como el relé 63B pero detecta el defecto en la cuba del regulador del transformador.
-
Válvula de Seguridad (63L)
Permite la liberación al exterior de gases formados en la cuba del transformador cuando
la presión supera el valor establecido, dando alarma y orden de disparo a los
interruptores del transformador.
-
Nivel de aceite (63N)
Detecta que el nivel de aceite en el depósito de expansión del transformador desciende
por debajo de un valor prefijado, dando alarma y orden de disparo a los interruptores del
transformador.
2.5
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
A continuación se muestran los datos del sistema de puesta a tierra de la subestación.
Para el diseño del sistema de puesta a tierra de la instalación, se parte de los datos del
suelo en el que se va a instalar el sistema. Con el fin de conseguir los niveles adecuados
de tensión en la instalación (tensión de paso y de contacto) en caso de falta, se diseña un
sistema de puesta a tierra que se detalla a continuación.
2.5.1 Características generales
Los datos generales de la instalación a proteger son

Frecuencia de red …………………………………………………………..50Hz
30











Niveles de tensión ………………………………………………….220kV-20kV
Nivel en el que se produce la falta ………………………………………….20kV
Corriente de cortocircuito …………………………………………………20 kA
Temperatura ambiente ………………………………………………...…… 20ºC
Tiempo de despeje de falta ……………………………………………..…0.8 seg
Espesor de la capa superficial ………………………………………..………. 0.2
Resistividad capa superficial …………………………………………...3000 Ωm
Resistividad primer suelo ………………………………………………...400Ωm
Grosor primer suelo ………………………………………………………….10m
Resistividad segundo suelo ……………………………………………....500Ωm
Grosor segundo suelo ………………………………………………………..20m
2.5.2 Malla de puesta a tierra
Se proyecta una malla de puesta a tierra que se enterrará debajo de la subestación. Dicha
malla tiene unas dimensiones y unas características como se indica a continuación.





Profundidad de la rejilla …………………………………………………….0.7m
Lado mayor de la malla ……………………………………………………...85m
Lado menor de la malla ……………………………………………………...60m
Lado cuadrícula de malla ……………………………………………………1,1m
Longitud total conductores ……………………………………………9417,73m
2.5.3 Picas
En este caso no se proyecta la instalación de picas para el sistema de puesta a tierra.
2.5.4 Conductor
Todos los elementos susceptibles de quedar en tensión y aquellos que por configuración
deban conectarse a la red de tierras, lo harán a través de un conductor como el que se
indica a continuación.

Sección del conductor………………………………………………….. 120mm2
2.5.5 Tensiones
Las tensiones que aparecerán en la instalación con el sistema de puesta a tierra diseñado
serán las siguientes.
Los parámetros que se emplean de acuerdo con las características de la instalación dado
que el tiempo de despeje de faltas es inferior a 0.9 segundos:
K= 72 y n=1.
31
-
Tensión paso (V)
La tensión de paso se calcula de la siguiente manera.
 D 22  h 2 

Vp1  0,366  1  i  log
2

h


-
Tensión admisible de paso (V)
La tensión admisible de paso se calcula como sigue.
VP 
-
10 K  6  s 
V 
1
n 

1000
t 

Tensión de contacto (V)
La tensión de contacto se calcula como sigue:
Vc 
-
K  1,5 s 
1 
(V )
t n  1000 
Tensión admisible de contacto (V)
La tensión admisible de contacto se calcula como sigue:


 D2  4  h2 32 

Vc1  0,366  1  i  log
 16  d  h  D 


Los resultados obtenidos se resumen en la siguiente tabla.
Tensión de paso Vp1
99,20 V
Tensión de paso
admisible Vp1
17100 V
Tensión de contacto
Vc1
483,74 V
Tensión de contacto
admisible Vc
495 V
Vp1 < Vp
Vc1 < Vc
Tabla 1: Tensiones de Puesta a Tierra
32
3
Capítulo 3: DISEÑO DE LA CONEXIÓN DE 220kV
3.1
DATOS INICIALES
Parámetros que definen la línea eléctrica:
Tensión nominal: 220kV
Potencia nominal: 55MW
Longitud de la línea: 1329 metros
Frecuencia: 50 Hz
Número de circuitos: 1
Número de conductores por fase: 1
3.2
ELECCIÓN DEL CONDUCTOR
Por razones de fiabilidad en sistemas de alta tensión no se usan secciones menores de 180mm2.
Conductor elegido: ACSR/AW.
Modelo: LARL 180 acero recubierto de aluminio
Características del conductor:
S= 181,6mm2
Dext= 17,50 mm
R20ºC= 0,1818 ohmios/km
3.2.1
Cálculo de la Intensidad máxima admisible.
El cálculo de la intensidad máxima admisible se realiza de acuerdo con lo establecido en el
Reglamento de líneas eléctricas RLAT, ITC LAT 7.
Coeficiente de reducción aplicable
CoefR= 0,937 (26+7)
Densidad de corriente: entro en la tabla como si la sección total fuera aluminio
Imax= d(A/mm2) *S(mm2)* CoefRed =2,70*181,6*0,937= 459,429A
Smax= √3·U·Imax = 175,066MVA
Verificación:
33
S nominal de la siderurgia= 55MVA
S máxima del conductor = 175,066MVA
Sn<Smax
3.3
ELECCION DEL CABLE DE TIERRA
El cable que se va a emplear para derivar las intensidades debidas al impacto de rayo y demás
sobretensiones es OPGW 24
Características del conductor:
S= 134 mm2
Dext= 15,4 mm
R= 0,29 ohmios/km
3.4
CÁLCULO DE LA RESISTENCIA
La resistencia del conductor en corriente alterna lo facilita el fabricante.
A tener en cuenta:
RtAC=R20DC ·[1+ α (T-20) (1+ys)]
R20DC= Resistencia de corriente continua a 20ºC [Ω/km]
α= coeficiente térmico de resistividad [ºC-1]
T= temperatura de cálculo de RtAC [ºC]
ys= coeficiente corrector por el efecto pelicular
3.5
CÁLCULO DE LA REACTANCIA
Para líneas trifásicas con transposición completa, se calcula el parámetro de inducción Lk
μ= 200 para acero galvanizado, y 1 para Cobre, aleaciones y Aluminio
n= número de subconductores en el haz
De= distancia equivalente [m]
34
Re= radio equivalente [m]
A continuación se calcula la reactancia de la línea
3.6
CÁLCULO DE LA CAPACIDAD
Para calcular la capacidad de la línea, se aplica la siguiente fórmula
De y re son los valores de distancia media equivalente y radio equivalente anteriormente calculados.
3.7
CÁLCULO DE LA CAÍDA DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS
La caída de tensión en la línea eléctrica será:
Por lo tanto la caída de tensión de la línea será de 50,56 V.
3.8
CÁLCULO DE LAS IMPEDANCIAS SECUENCIALES
Para hallar las impedancias secuenciales usaremos el teorema de Carson junto con la reducción por
Kron. Las ecuaciones de Carson modificadas nos servirán para el cálculo de la impedancia propia y
mutua de los conductores de la línea:
35
Donde se tiene:
Ri= resistencia del conductor i (Ω/km)
∆R= resistencia del cable de tierra (Ω/km)
w= 2·π·f
= coeficiente de permeabilidad en el vacio 4·π·10-7 .
De= Distancia media equivalente en metros.
re= Radio equivalente en metros.
Matriz de impedancias Z:
0.0898 + 0.5928i 0.0493 + 0.2640i 0.0493 + 0.2849i 0.0493 + 0.2849i
0.0493 + 0.2640i 0.0898 + 0.5928i 0.0493 + 0.2640i 0.0493 + 0.2604i
0.0493 + 0.2849i 0.0493 + 0.2640i 0.0898 + 0.5928i 0.0493 + 0.2446i
0.0493 + 0.2849i 0.0493 + 0.2604i 0.0493 + 0.2446i 0.2893 + 0.7353i
Se diagonaliza la matriz de impedancias y se obtiene:
0.1897 + 0.8623i
-0.0000 + 0.0000i
-0.0000 + 0.0000i
-0.0000 - 0.0000i
0.0407 + 0.3213i
0.0000 - 0.0000i
0 + 0.0000i
0.0000 + 0.0000i
0.0407 + 0.3213i
· Impedancia de secuencia directa: Z1= 0.0407 + 0.3213i
· Impedancia de secuencia inversa: Z2= 0.0407 + 0.3213i
· Impedancia de secuencia inversa: Z0= 0.1897 + 0.8623i
3.9
DISEÑO DE LOS APOYOS
Los apoyos seleccionados para el tendido de la línea tendrán una disposición de tresbolillo, de
circuito simple.
Tendrán un cuerpo troncopiramidal y una cabeza o armado prismática de sección cuadrada, ambos
constituidos por perfiles angulares totalmente atornillados.
La altura necesaria se obtiene variando la composición de tramos del cuerpo troncopiramidal.
36
Donde los valores necesarios son
HU (m)
A (m)
a (m)
b (m)
D (m)
25.6
4.69
2.9
3.0
4.3
Tabla 2: Características apoyo
La matriz de distancias queda
2.9
31.6
-2.9
28.6
2.9
25.6
0
35,9
37
38
4
Capítulo 4: CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS
4.1
INTRODUCCION
Un cortocircuito es una puesta en contacto de dos conductores a diferente tensión o de un conductor
a tierra. El estudio de cortocircuitos forma parte del análisis de transitorio de los sistemas eléctricos
de potencia. Dichos transitorios pueden ser:
-
Transitorios muy rápidos debidos principalmente a maniobras en seccionadores.
-
Transitorios rápidos causados por conexión y reenganche de líneas y por fenómenos
atmosféricos tipo rayo.
-
Transitorios lentos ocasionados por la conexión y reenganche de líneas, eliminación de las
faltas, desconexión de cargas y corte de corrientes inductivas y capacitivas.
Las consecuencias de los cortocircuitos son:
-
Sobreintensidades que originan calentamiento y esfuerzos en los elementos del sistema.
-
Caídas de tensión, lo que supone una inestabilidad en el sistema.
4.1.1
Clasificación
Los cortocircuitos se clasifican en
-
Cortocircuito simétrico o equilibrado: corto trifásico (3F). las tres fases se ponen en contacto
directamente, o a través de una impedancia.
-
Cortocircuito asimétrico o desequilibrado: monofásico a tierra (F-T), bifásico a tierra (2FT), y bifásico (2F).
El monofásico se produce por el contacto de una fase con tierra. La intensidad que circulara a tierra
dependerá del tipo de terreno y del elemento que provoca dicha falta entre otros. Es el más común
de todos los casos.
El bifásico se da cuando dos fases se ponen en contacto. Si éstas a su vez entran en contacto con
tierra se produce el corto bifásico a tierra.
El estudio de dichos cortocircuitos es diferente, puesto que en el caso de faltas asimétricas, las
corrientes post falta son diferentes en magnitud y no están desfasadas 120 grados. Por ello, se
emplea el método de componentes simétricas en los cortos asimétricos. Para el caso de los
cortocircuitos equilibrados se analiza el esquema unifilar equivalente del sistema.
39
Para el cálculo de las intensidades de falta (If) es necesario conocer el valor del circuito de Thévenin
equivalente del punto de conexión. Dichos valores son facilitados por la empresa propietaria, Red
Eléctrica, y se presentan a continuación.
Datos punto de conexión.
Impedancia de Thévenin Zth=Rth+jXth
Magnitudes reales (Ω)
Magnitudes unitarias (pu)
Secuencia Directa (1)
2.42684+j11.535
0.00501+j0.02383
Secuencia Inversa (2)
2.42684+j11.535
0.00501+j0.02383
Secuencia Homopolar (0)
2.20304+j18.6256
0.00455+j0.03848
Tabla 3: Impedancia punto de conexión a la red
Datos línea eléctrica de 220kV, desde subestación de Sangüesa hasta subestación de Arrera 1.
Impedancia de secuencias Zi=Ri+jXi
Magnitudes reales (Ω)
Magnitudes unitarias (pu)
Secuencia Directa (1)
0.2419+j0.5492
0.000499+j0.001134
Secuencia Inversa (2)
0.2419+j0.5492
0.000499+j0.001134
Secuencia Homopolar (0)
0.4704+j1.3403
0.0009719+j0.002769
Tabla 4: Impedancia Línea de 220kV
Datos de los transformadores de potencia de 220kV/20kV, donde el lado de alta tensión está
conectado a la subestación de Arrera1 y el lado de 20kV a la subestación Arrera 2 cuyas barras dan
suministro a los servicios auxiliares y a la siderurgia.
Impedancia de secuencias Zi=Ri+jXi
Magnitudes reales (Ω)
Magnitudes unitarias (pu)
Secuencia Directa (1)
0+j58.08
0+j0.12
Secuencia Inversa (2)
0+j58.08
0 +j0.12
Secuencia Homopolar (0)
0+j58.08
0+j0.12
Tabla 5: Impedancias Secuenciales línea de 220kV
40
Ambos transformadores tienen las mismas características.
Para obtener los valores reales en ohmios, se usan las bases del lado de alta tensión (220kV) del
transformador. Estas bases son las siguientes:
Se calculan los cortos en la línea con la falta en tres puntos diferentes, al 20, 80, y 100% de la línea.
Figura 3: Cortocircuitos en el sistema
También se calculan los cortos a la derecha del transformador de potencia. En este caso como
ambos transformadores son iguales, se reflejan únicamente los cálculos para el transformador uno.
Los cálculos para el transformador dos son exactamente los mismos.
Los cálculos se han realizado con el programa matemático Matlab, y se han verificado con el
programa CAPE empleado por REE.
4.2
CORTOCIRCUITO EN LINEA DE 220kV
Se trata de un sistema donde el flujo de energía va desde la red hasta los puntos de consumo. Por lo
tanto, a la hora de calcular los cortocircuitos, en magnitudes numéricas, la cantidad de potencia de
cortocircuito que puede aportar el consumo a la falta se considera despreciable frente a la potencia
de cortocircuito aportada por la red.
Es por ello que para el cálculo de cortocircuitos se consideran los elementos del sistema a la
izquierda de la falta. Los de la derecha de la falta se desprecian.
41
4.2.1
Cortocircuito monofásico a tierra
Se estudia el cortocircuito en la fase A. Las fases B y C por lo tanto no se ven afectadas. En caso de
tener faltas en las fases B o C, los resultados serían los mismos que los mostrados a continuación,
puesto que los parámetros secuenciales son idénticos para las tres fases.
Para el cálculo de dicho corto, hay que representar el sistema en su circuito de secuencia directa,
inversa y homopolar equivalente.
El esquema de conexión empleado es el siguiente.
Figura 4: Cortocircuito Monofásico a tierra ZL
El parámetro c representa el porcentaje de la línea donde calculamos la falta (20, 80, 100%)
En primer lugar se calculan las corrientes secuenciales del circuito.
A continuación se calcula la intensidad de falta
En segundo lugar se calculan las tensiones del circuito secuencial
42
Por último se calculan las intensidades y las tensiones en magnitudes reales a partir de los valores
secuenciales. Para ello se emplea la matriz A como sigue:
Dónde
Intensidades y tensiones por fase (en amperios y voltios):
Los resultados obtenidos son los siguientes:
a) Falta al 20% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 9836.66 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 37.4827 pu
El flujo de intensidad en el sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (en cortocircuito)
Figura 5: Cortocircuito monofásico 20%Zl. Intensidades fase A
43
Intensidades de la Fase B y C (sanas) Ifb= 0 = Ifc
Figura 6: Cortocircuito Monofásico20%ZL. Intensidades Fase B y C.
b) Falta al 80% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 9546.39Amperios
Magnitudes unitarias  If = 36.3766pu
El flujo de intensidad en el sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (en cortocircuito)
Figura 7: Cortocircuito Monofásico 80%ZL. Intensidad Fase A
44
Intensidades de la Fase B y C (sanas) Ifb= 0 = Ifc
Figura 8: Cortocircuito Monofásico 80%ZL. Intensidades Fases B y C
c) Falta al 100% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 9453.55Amperios
Magnitudes unitarias  If = 36.0229pu
El flujo de intensidad en el sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (en cortocircuito)
Figura 9: Cortocircuito Monofásico 100%ZL. Intensidad Fase A
45
Intensidades de la Fase B y C (sanas) Ifb= 0 = Ifc
Figura 10: Cortocircuito Monofásico 100%ZL. Intensidades Fases B y C
A medida que nos alejamos del punto de conexión de la red, la intesidad de falta se va
reduciendo.
4.2.2
Cortocircuito bifásico a tierra
En este caso se consideran las fases B y C cortocircuitadas y puestas a tierra.
Para el cálculo de los valores representativos de dicha falta, se emplean la secuencia directa, inversa
y homopolar.
A continuación se muestra el esquema de conexión.
Figura 11: Cortocircuito Bifásico a Tierra ZL
El parámetro c representa el porcentaje de la línea donde calculamos la falta (20, 80, 100%)
Para mayor facilidad de cálculo y de programación, se define para cada secuencia una impedancia
equivalente. De manera que queda:
46
Figura 12: Cortocircuito Bifásico a tierra equivalente ZL
En primer lugar se calculan las corrientes secuenciales del circuito.
A continuación se calcula la intensidad de falta
En segundo lugar se calculan las tensiones del circuito secuencial
Por último se calculan las intensidades y las tensiones en magnitudes reales a partir de los valores
secuenciales.
Intensidades y tensiones por fase (en amperios y voltios):
Los resultados obtenidos son los siguientes:
a) Falta al 20% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 8795.22 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 27.34 pu
47
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (sana)
Figura 13: Cortocircuito Bifásico a Tierra 20%ZL. Intensidad Fase A
Intensidades de la Fase B
Figura 14: Cortocircuito Bifásico a Tierra 20%ZL. Intensidad Fase B
Intensidades de la Fase C
Figura 15: Cortocircuito Bifásico a Tierra 20%ZL. Intensidad Fase C
48
b) Falta al 80% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 6878.94 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 26.21 pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (sana)
Figura 16: Cortocircuito Bifásico a Tierra 80%ZL. Intensidad Fase A
Intensidades de la Fase B
Figura 17: Cortocircuito Bifásico a Tierra 80%ZL. Intensidad Fase B
49
Intensidades de la Fase C
Figura 18: Cortocircuito Bifásico a Tierra 80%ZL. Intensidad Fase C
c) Falta al 100% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 6784.53 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 25.85pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (sana)
Figura 19: Cortocircuito Bifásico a Tierra 100%ZL. Intensidad Fase A
50
Intensidades de la Fase B
Figura 20: Cortocircuito Bifásico a Tierra 100%ZL. Intensidad Fase B
Intensidades de la Fase C
Figura 21: Cortocircuito Bifásico a Tierra 100%ZL. Intensidad Fase C
4.2.3
Cortocircuito bifásico
En este caso se consideran las fases B y C cortocircuitadas y aisladas de tierra. Los valores de
tensión e intensidad de la fase A en situación de falta serán las condiciones normales.
Para el cálculo de los valores representativos de dicha falta, se emplean la secuencia directa y la
inversa.
A continuación se muestra el esquema de conexión.
51
Figura 22: Cortocircuito Bifásico ZL
En primer lugar se calculan las corrientes secuenciales del circuito.
En segundo lugar se calculan las tensiones del circuito secuencial
A continuación se calculan las intensidades y las tensiones en magnitudes reales a partir de los
valores secuenciales.
Intensidades y tensiones por fase (en amperios y voltios):
Por último se calcula la intensidad de falta
Los resultados obtenidos son los siguientes:
a) Falta al 20% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 9241.11 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 35.21 pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
52
Intensidades de la Fase A (sana)
Figura 23: Cortocircuito Bifásico 20%ZL. Intensidad Fase A
Como no hay conexión con el neutro, no hay distribución de intensidades ni retorno de
intensidades por el neutro, por lo tanto no se ve afectada
Intensidades de la Fase B
Figura 24: Cortocircuito Bifásico 20%ZL. Intensidad Fase B
Intensidades de la Fase C
Figura 25: Cortocircuito Bifásico 20%ZL. Intensidad Fase C
53
b) Falta al 80% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 8975.56 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 34.2015 pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (sana)
La intensidad de la fase A no se ve afectada, independientemente del punto de falta. El flujo
de intensidades es el mismo que para 20% de la impedancia de la linea.
Intensidades de la Fase B
Figura 26: Cortocircuito Bifásico 80%ZL. Intensidad Fase B
Intensidades de la Fase C
Figura 27: Cortocircuito Bifásico 80%ZL. Intensidad Fase C
c) Falta al 100% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 8889.82 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 33.87 pu
54
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A (sana)
Igual que en los casos anteriores, la intensidad d ela fase A no se ve afectada por la falta.
Intensidades de la Fase B
Figura 28: Cortocircuito Bifásico 100%ZL. Intensidad Fase B
Intensidades de la Fase C
Figura 29: Cortocircuito Bifásico 100%ZL. Intensidad Fase C
4.2.4
Cortocircuito trifásico
En el caso de una falta trifásica, el esquema equivalente es el de la secuencia directa. El valor de la
intensidad de falta se calcula también al 20, al 80 y al 100% de la línea.
A continuación se muestra el esquema de cálculo a emplear.
55
Figura 30: Cortocircuito Trifásico ZL
En primer lugar se calcula la corriente de secuencia directa del circuito
A continuación se calculan las intensidades en magnitudes reales a partir de los valores
secuenciales.
Intensidades por fase (en amperios):
Los resultados obtenidos son los siguientes:
a) Falta al 20% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 10670.7 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 40.66 pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A
Figura 31: Cortocircuito Trifásico 20%ZL. Intensidad Fase A
56
Los valores de las intensidades en este caso son iguales para las tres fases, pero con la
diferencia de que estan desfasadas 120º entre ellas.
b) Falta al 80% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 10364.1 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 39.49 pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A
Figura 32: Cortocircuito Trifásico 80%ZL. Intensidad Fase A
Los valores de las intensidades en este caso son iguales para las tres fases, pero con la
diferencia de que estan desfasadas 120º entre ellas.
c) Falta al 100% de la impedancia de la línea
Magnitudes reales  If = 10265.1 Amperios
Magnitudes unitarias  If= 39.11 pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
57
Intensidades de la Fase A
Figura 33: Cortocircuito Trifásico 100%ZL. Intensidad Fase A
Los valores de las intensidades en este caso son iguales para las tres fases, pero con la
diferencia de que estan desfasadas 120º entre ellas.
4.3
CORTOCIRCUITO DEL TRANSFORMADOR
Como sucede en el caso anterior, para realizar los cálculos de cortocircuito desprecio las cargas a la
derecha del transformador porque la potencia que me aportan al cortocircuito es despreciable frente
a la potencia aportada por la red.
Hay que destacar que los devanados del transformador están conectados en el lado de alta en
estrella, y en el lado de baja en triángulo. Por tanto, en caso de falta a tierra en la red, esto me
garantiza suministro continuo a la siderurgia, puesto que no hay retorno de corriente por el neutro.
En estos casos, las fases que no estén en falta sufrirán por sobretensión.
Para realizar los cálculos, es necesario calcular todos los valores de impedancias en magnitudes
reales de acuerdo con las bases del lado de 20kV del transformador. Es necesario un cambio de
bases.
Las bases del lado de 20kV del transformador son las siguientes:
58
Datos punto de conexión.
Impedancia de Thévenin Zth=Rth+jXth
Magnitudes reales (Ω)
Magnitudes unitarias (pu)
Secuencia Directa (1)
0.02004+j0.9532
0.00501+j0.02383
Secuencia Inversa (2)
0.02004+j0.9532
0.00501+j0.02383
Secuencia Homopolar (0)
0.0182+j0.15392
0.00455+j0.03848
Tabla 6: Impedancias Secuenciales Punto de Conexión 20kV
Datos línea eléctrica de 220kV, desde subestación de Sangüesa hasta subestación de Arrera 1.
Impedancia de secuencias Zi=Ri+jXi
Magnitudes reales (Ω)
Magnitudes unitarias (pu)
Secuencia Directa (1)
0.001996+j0.004536
0.000499+j0.001134
Secuencia Inversa (2)
0.001996+j0.004536
0.000499+j0.001134
Secuencia Homopolar (0)
0.0038876+j0.011076
0.0009719+j0.002769
Tabla 7: Impedancias Secuenciales Línea 220kV
Datos del transformador de potencia de 220kV/20kV
Impedancia de secuencias Zi=Ri+jXi
Magnitudes reales (Ω)
Magnitudes unitarias (pu)
Secuencia Directa (1)
0+j58.08
0+j0.12
Secuencia Inversa (2)
0+j58.08
0 +j0.12
Secuencia Homopolar (0)
0+j58.08
0+j0.12
Tabla 8: Impedancias Secuenciales Transformador de Potencia
4.3.1
Cortocircuito monofásico a tierra
Como ya se indico anteriormente, la corriente de falta del sistema es cero.
A continuación se muestra el esquema del circuito para aclarar.
59
Se considera la fase A, como la fase en falta. Por ello en B y C se producirán sobretensiones.
Figura 34: Cortocircuito Monofásico ZT
El efecto de la falta se refleja en las tensiones de la siguiente manera.
Figura 35: Efecto de una falta en las tensiones
60
Ahora las tensiones Ut`y Us` tienen los siguientes valores
Detalle de la intensidad homopolar:
Figura 36: Detalle Intensidad homopolar
4.3.2
Cortocircuito bifásico a tierra
En esta falta estamos en la misma situación, puesto que no hay retorno de corriente por el
conexionado del transformador.
Figura 37: Cortocircuito Bifásico a Tierra ZT
61
4.3.3
Cortocircuito bifásico
En este caso se consideran las fases B y C cortocircuitadas y aisladas de tierra. Los valores de
tensión e intensidad de la fase A en situación de falta serán las condiciones normales.
Para el cálculo de los valores representativos de dicha falta, se emplean la secuencia directa y la
inversa.
A continuación se muestra el esquema de conexión.
Figura 38: Cortocircuito Bifásico ZT
En primer lugar se calculan las corrientes secuenciales del circuito.
En segundo lugar se calculan las tensiones del circuito secuencial
A continuación se calculan las intensidades y las tensiones en magnitudes reales a partir de los
valores secuenciales.
Intensidades y tensiones por fase (en amperios y voltios):
Por último se calcula la intensidad de falta
62
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Magnitudes reales  If = 17233.1Amperios
Magnitudes unitarias  If= 5.96pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A
Como no hay conexión con el neutro, no hay distribución de intensidades ni retorno de
intensidades por el neutro, por lo tanto no se ve afectada
Intensidades de la Fase B
Figura 39: Cortocircuito Bifásico ZT. Intensidad Fase B
Intensidades de la Fase C
Figura 40: Cortocircuito Bifásico ZT. Intensidad Fase C
63
4.3.4
Cortocircuito trifásico
En el caso de una falta trifásica, el esquema equivalente es el de la secuencia directa
Figura 41: Cortocircuito Trifásico ZT
En primer lugar se calcula la corriente de secuencia directa del circuito
A continuación se calculan las intensidades en magnitudes reales a partir de los valores
secuenciales.
Intensidades por fase (en amperios):
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Magnitudes reales  If = 19889.1Amperios
Magnitudes unitarias  If= 6.89pu
El flujo de intensidad por las fases del sistema queda de la siguiente manera
Intensidades de la Fase A
Figura 42: Cortocircuito Trifásico ZT. Intensidad Fase A
64
Los valores de las intensidades en este caso son iguales para las tres fases, pero con la
diferencia de que estan desfasadas 120º entre ellas.
4.4
VALIDACIÓN DE LOS T. I. DE MEDIDA PARA 220kV
Es necesario verificar que los transformadores de medida empleados en el sistema para transformar
la corriente a unos valores adecuados para los relés, trabajan bajo condiciones de determinadas.
Figura 43: Transformadores de Intensidad en 220kV
Los transformadores elegidos tienen una relación de transformación de 1000A /5 A, y una clase de
precisión para protección de 5P20. El 5 representa la clase de precisión, la P, que se trata de un
transformador de protección, y el 20 es el factor límite de precisión.
Por tanto deben verificarse dos aspectos
4.4.1
Funcionamiento con una sobrecarga del 20%
Para una intensidad primaria de hasta 20 veces la intensidad nominal, el transformador medirá la
intensidad con un error compuesto del 5%. Para unos valores de intensidad mayores, el error será
mayor.
Por ello debe cumplirse que:
La intensidad máxima de cortocircuito se produce para una falta trifásica al 20% de la impedancia
de la línea. Queda entonces:
La causa de este fenómeno se debe a la curva de saturación característica de los transformadores.
4.4.2
Potencia del transformador
Es necesario que el transformador tenga una potencia adecuada, de manera que pueda cubrir el
consumo del relé y la pérdida de potencia por el conductor que lo une con el relé.
65
Figura 44: Conexionado transformador- relé en 220kV
Por ello debe cumplir la siguiente ecuación:
El conductor que une el transformador con el relé será de 6mm2 de sección y su resistencia se
obtiene del catálogo. Este dato, en ohmios/km se multiplica por la longitud de dicho conductor. La
longitud recomendada está entre 30 y 100 metros. En este caso es de 60 metros. La pérdida de
potencia por el conductor será por tanto:
La intensidad I, es la nominal del segundario (5 A), y la resistencia del conductor será 3,71Ω/km.
De esta forma la resistencia total será 0,22Ω.
La potencia del relé será por tanto superior a 5,56VA que son las pérdidas de la línea.
Los transformadores de intensidad elegidos tienen una potencia de 75VA para los relés. En el caso
de la protección de línea, el miniULC se alimenta a partir de un transformador de 50VA.
4.5
VALIDACIÓN DE LOS T. I. DE MEDIDA PARA 20kV
Es necesario verificar que los transformadores de medida empleados en el sistema para transformar
la corriente a unos valores adecuados para los relés, trabajan bajo condiciones de determinadas.
Los transformadores elegidos tienen una relación de transformación de 2000A /5 A, y una clase de
precisión para protección de 5P20. El 5 representa la clase de precisión, la P, que se trata de un
transformador de protección, y el 20 es el factor límite de precisión.
66
Figura 45: Transformadores de Intensidad en 20kV
Por tanto deben verificarse dos aspectos
4.5.1
Funcionamiento con una sobrecarga del 20%
Para una intensidad primaria de hasta 20 veces la intensidad nominal, el transformador medirá la
intensidad con un error compuesto del 5%. Para unos valores de intensidad mayores, el error será
mayor.
Por ello debe cumplirse que:
La intensidad máxima de cortocircuito se produce para una falta trifásica al 20% de la impedancia
de la línea. Queda entonces:
La causa de este fenómeno se debe a la curva de saturación característica de los transformadores.
4.5.2
Potencia del transformador
Es necesario que el transformador tenga una potencia adecuada, de manera que pueda cubrir el
consumo del relé y la pérdida de potencia por el conductor que lo une con el relé.
Figura 46: Conexionado transformador- relé en 20kV
Por ello debe cumplir la siguiente ecuación:
67
El conductor que une el transformador con el relé será de 6mm2 de sección y su resistencia se
obtiene del catálogo. Este dato, en ohmios/km se multiplica por la longitud de dicho conductor. La
longitud recomendada está entre 30 y 100 metros. En este caso es de 60 metros. La pérdida de
potencia por el conductor será por tanto:
La intensidad I, es la nominal del segundario (5 A), y la resistencia del conductor será 3,71Ω/km.
De esta forma la resistencia total será 0,22Ω.
La potencia del relé será por tanto superior a 5,56VA que son las pérdidas de la línea.
Los transformadores de intensidad elegidos tienen una potencia de 75VA para los relés. En el caso
de la protección de línea, el miniULC se alimenta a partir de un transformador de 50VA.
4.6
VALIDACION DE LOS T.T.
Los transformadores de tensión que se van a emplear para adaptar la tensión a unos valores
adecuados para los relés serán de 220kV/110V de tensión compuesta.
Figura 47: Conexionado Transformador de Tensión
68
5
Capitulo 5: SISTEMA DE PROTECCIONES.
5.1
INTRODUCCION
El sistema eléctrico es un sistema global que permita que la energía eléctrica se genere, se
transporte y se distribuya a los consumidores con eficiencia, calidad y seguridad. Para ello es
necesario generar y producir electricidad en los lugares más idóneos, transformarla a unos niveles
de tensión e intensidad adecuados para su transporte, y por último volver a transformarlas a unos
valores adecuados para el consumo.
Las características del sistema eléctrico son:

La tensión de servicio

La frecuencia (50Hz o 60Hz)

El numero de fases
El subsistema de estudio que nos ocupa es el subsistema de transporte.
Está formado por subestaciones elevadores, cuya misión es elevar la tensión de generación a la
tensión de transporte. Estas subestaciones se conectan al resto del sistema eléctrico a través de
líneas de transporte. Las líneas de transporte mueren en las subestaciones transformadores. Su
función básica es reducir los valores de tensión de transporte a unos valores aptos para el reparto en
las cercanías de las grandes áreas de consumo. También sirven como interconexión entre distintas
líneas de transporte (como en este caso la subestación de Sangüesa)
La energía eléctrica, desde que se genera hasta que llega al punto de consume, recorre subestaciones
y líneas donde es tratada en distintas etapas. Para garantizar que estos tratamientos se realizan en
condiciones de seguridad y dentro de unos márgenes establecidos, tanto para la seguridad de las
personas como de las instalaciones, es necesaria la presencia de dispositivos que sean capaces de
regular, transformar, maniobrar y proteger. Estos dispositivos forman el conjunto de la aparamenta,
y dentro de ella ocupan una posición importante las protecciones.
5.2
PERTURBACIONES EN LA RED
Una perturbación (defecto, anomalía o falta) es todo estado indeseable, involuntario y normalmente
imprevisible en la configuración y funcionamiento de la red.
Las perturbaciones pueden ser debidas dos causas:

Por la variación de algún parámetro de la red, ya sea bien tensión, intensidad, frecuencia oel
estado de los interruptores.
69

Por la aparición de una falta. Las faltas a su vez se dividen en faltas serie y faltas paralelo o
cortocircuitos. Las faltas serie presentan variaciones desequilibradas en las impedancias de
alguna o algunas de las fases sin afectar a las otras ni a tierra. Las faltas paralelo que en
adelante se denominarán cortocircuitos, son perturbaciones con derivación de intensidad a
otras fases o a tierra.
Los cortocircuitos son las perturbaciones más frecuentes en un sistema de potencia. Existen cuatro
tipos de cortocircuitos: monofásico, bifásico con o sin conexión a tierra, y trifásico. El más
frecuente es el monofásico.
Las causas más frecuentes de dichos cortocircuitos son las meteorológicas, un fallo en un equipo o
fallo humano y causas de diversa índole como por ejemplo caída de un árbol, un incendio, un
animal etc.
Un cortocircuito mantenido puede causar daños en el elemento sobre el que aparece, dañar los
elementos o instalaciones contiguas, y en consecuencia puede provocar la pérdida de estabilidad del
sistema y una pérdida de capacidad del sistema de transporte. Actualmente, una pérdida de
estabilidad en el sistema puede suponer graves consecuencias en el mercado eléctrico de generación
y de consumo.
5.3
MISIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES
Un sistema de protecciones es un conjunto de elementos y equipamiento eléctricos cuya misión es
eliminar la falta en tiempo inferior al crítico, eliminar la falta con selectividad y mantener estos
criterios incluso en condiciones de fallo simple.
Para ello es necesario que la protección lleve a cabo una secuencia de actuación que se puede
resumir en los siguientes apartados:
5.4

Identifica un tipo de defecto y lo localiza de manera que sea posible su eliminación.

Para eliminar los defectos lleva a cabo una rutina de despeje de faltas que consiste en
despejar el defecto dejando fuera de servicio lo mínimo del sistema posible, aislándolo y
sobretodo lo más rápido posible. De esta forma se evita a la aparamenta fatigas y daños
innecesarios.

Aporta información señalizando los defectos y las actuaciones realizadas, de manera que se
pueda llevar a cabo un análisis posterior de la incidencia para saber si la desconexión o
actuación se ha hecho de manera adecuada.
CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES
Para garantizar un buen funcionamiento del sistema de protecciones, es necesario que éste cumpla
una serie de requisitos que se definen a continuación:
70

Sensibilidad. El sistema debe ser capaz de detectar pequeñas variaciones que provoquen
cambios en los parámetros de la red.

Selectividad. Las protecciones deben ser capaces de distinguir cuando es el momento idóneo
para actuar, esperar una señal, o bien bloquearse según el lugar y el tipo de falta. De esta
manera se consigue minimizar la parte de la instalación que se desconecta en caso de falta,
garantizando así en la medida de lo posible, suministro continuo.

Rapidez. La secuencia de actuación y disparo de las protecciones desde la aparición de una
perturbación hasta la actuación del sistema de protecciones debe ser lo más rápido posible
de manera que se garantice la seguridad de de las instalaciones y las personas.

Fiabilidad. Consiste en la confianza en el comportamiento correcto de las protecciones, de
acuerdo con los criterios anteriormente nombrados. Se compone de seguridad, es decir, que
la protección no actúe cuando no debe, y de obediencia, que la protección actúe cuando
debe.

Robustez. Deben soportar permanentemente las condiciones ambientales de trabajo del
sistema.

Autonomía. Las protecciones deben estar alimentadas de manera independiente del resto del
sistema
La existencia de las protecciones radica en la necesidad de garantizar condiciones de seguridad para
las personas y las instalaciones, así como garantizar la seguridad en el sistema. La seguridad en el
sistema se consigue con dos aspectos importantes. Por un lado, en condiciones de defecto falta o
anomalía en régimen dinámico, es necesario un tiempo de actuación reducido para garantizar la
estabilidad del sistema. Por otro lado en condiciones de régimen permanente, es necesaria una alta
selectividad de las protecciones para garantizar la máxima seguridad en la red.
Por ello es necesario definir el tiempo crítico, como el tiempo máximo admisible entre la aparición
de una falta y su aislamiento del Sistema que garantiza la recuperación del Régimen permanente.
5.5
COMPONENTES BÁSICOS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES
Los principales componentes del sistema de protecciones son los transformadores de tensión e
intensidad, los relés de protección, las unidades de disparo, las baterías de almacenamiento, y los
sistemas de señalización y registro.
Los transformadores de tensión e intensidad se encargan de adaptar los valores de tensión e
intensidad del sistema a unos valores adecuados para las protecciones.
Los relés son los dispositivos encargados de proteger el sistema mediante la lectura continua de los
parámetros del sistema. En caso de detectar fallo o anomalía, mandan orden de disparo a los
interruptores correspondientes con el fin de aislar la zona afectada por la falta. Son dispositivos
71
electrónicos que desarrollan funciones y algoritmos en base a parámetros eléctricos. De esta forma
evita desequilibrios y deterioros en la aparamenta del sistema, ayuda a la operación, y localiza y
elimina los defectos.
Las unidades de disparo aíslan elementos del sistema por orden de las protecciones, que podrían
estar en situación de defecto o fallo.
Los sistemas de señalización y registro recogen la información para el posterior análisis de la
incidencia.
5.6
SISTEMAS DE PROTECCION
Dentro del conjunto del sistema de las protecciones, hay que hacer tres distinciones. En primer
lugar está la protección primaria, en segundo lugar la protección de respaldo y por último la
protección redundante.
5.6.1
Protección primaria:
Es la encargada de detectar el defecto o anomalía que se produce en el sistema.
5.6.2
Protección de respaldo o de reserva:
es la encargada de detectar el defecto o anomalía que se produce en el sistema pero con una función
de protección diferente que la principal. Ésta está temporizada normalmente, y suele ser local o
remota según el caso. El objetico es suministrar formas alternativas de despeje de faltas y
manteniendo la selectividad con las protecciones principales así como con aquéllas ubicadas en
otros lugares de la red.
5.6.3
Protección redundante o duplicada
Suele ser de otro fabricante diferente a la de respaldo o la principal. El objetivo es que cuando la
protección principal vea la anomalía, al menos la de respaldo o la redundante vean también el
defecto. Por ello ambas tienen el mismo ajuste de tiempo.
En este proyecto se emplearán protecciones de un único fabricante, Areva.
5.7
SISTEMAS DE COMUNICACION
El sistema de comunicaciones de las protecciones es un elemento clave para asegurar el correcto
funcionamiento de las mismas. Su actuación está determinada muchas veces por las señales que
llegan a través de dicho sistema, de la protección ubicada en el otro extremo de una línea o de una
72
subestación. De esta forma se consigue una coordinación a la hora de actuar, y de mandar orden de
disparo a los interruptores correspondientes.
Existen diversos sistemas de comunicación según las características de las protecciones y del los
tipos de protecciones
Los relés están configurados de manera que en un mismo aparato, se activan diversas funciones de
protección. En cada relé sólo se puede comunicar una función, por cuestiones de seguridad. Por
ello, en el relé que alberga las protecciones primarias se comunicará una función, en el relé de las
protecciones secundarias o de respaldo y en el relé de protección de interruptor también. De esta
forma, en caso de pérdida de comunicación o ruptura de un cable de comunicación, se mantiene la
comunicación por el otro sistema.
En el caso que nos ocupa, se comunicarán las protecciones de línea y las de transformador.
Estos deben ser instantáneos, y estar diseñados para garantizaar el correcto funcionamiento para
grandes distancias.
Existen varios sistemas de comunicación que se detallan a continuación.
5.7.1
Sistema de comunicación por fibra óptica
El sistema de comunicación por fibra óptica se caracteriza por su alta seguridad y efectividad en la
transmisión, ya que no sufre problemas de interferencias de ondas como ocurre con el sistema de
onda portadora.
Esta señal se propaga a través del cable de guarda en el caso de las líneas aéreas, tendido entre los
apoyos.
Para el caso de la protección de los transformadores, se instalara un cableado de fibra óptica para
garantizar la comunicación entre las protecciones.
5.7.2
Sistema de comunicación por onda portadora
El sistema de comunicación de onda portadora se caracteriza por una señal de comunicación de
muy alta frecuencia, que se transmite en un conductor de potencia existente en el sistema eléctrico.
De esta forma se evita la necesidad de proyectar un cableado eléctrico para transportar la señal.
Para garantizar la correcta dirección de la señal, se deben instalar bobinas de bloqueo y
transformadores de tensión, así como sistemas de emisión y recepción de señal dentro de las propias
protecciones.
73
5.8
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
Los esquemas de protección, al igual que las protecciones, deben responder a los criterios
anteriormente mencionados de sensibilidad, selectividad, rapidez, fiabilidad, robustez y autonomía.
Existen varios esquemas de protección, que se implantan según las necesidades de las protecciones
y sus respectivos sistemas de comunicación.
5.8.1
2SP/2C
El esquema 2SP/2C se caracteriza por dos sistemas de comunicación que pueden ser de fibra óptica
o de onda portadora y dos sistemas de protección, con actuación independiente.
5.8.2
2SP/1C
El esquema 2SP/1C se caracteriza por un sistema de comunicación que puede ser de fibra óptica o
de onda portadora y dos sistemas de protección, con actuación independiente.
5.8.3
1SP/1C
El esquema 1SP/1C está formado por un sistema de comunicación que puede ser de fibra óptica o
de onda portadora y un sistema de protección.
5.9
SECUENCIA DE FUNCIONAMIENTO
El funcionamiento de un relé depende de las condiciones para las cuales se halla proyectado en el
conjunto del sistema eléctrico a proteger. En este caso concreto únicamente se va a estudiar el
funcionamiento de los relés AREVA en la instalación proyectada.
Como se indica más adelante y también en los planos adjuntos, para poder entender el
funcionamiento de dicha protección es necesario analizar primero las entradas y salidas del relé.
5.9.1
Entradas
Los relés reciben a través de sus conexiones y bornas entradas analógicas y entradas digitales.

Entradas analógicas
Los relés están diseñados para recibir dos tipos de entradas analógicas. Estas son las intensidades y
las tensiones. Estas entradas llegan a través de los transformadores de intensidad y tensión que
adaptan los valores que circulan por el sistema, a valores adecuados para el relé.
El relé dispone de una entrada para cada intensidad de fase Ia, Ib, Ic y para el neutro In.
74
En el caso de la tensión ocurre lo mismo. Dispone de entradas para Va, Vb, Vc y para la tensión de
neutro Vn.

Entradas digitales
Además de las entradas analógicas, el relé recibe información mediante entradas digitales. Esta
información es relativa al estado del interruptor, abierto o cerrado y de la activación de otras
funciones de protección como por ejemplo el fallo de interruptor o reenganche.
Cada entrada tiene una borna asociada en el relé.
5.9.2
Circuito lógico
La información recibida a través de las entradas se transforma en señales lógicas, que el relé
interpreta como DDB. Estas señales son las que el relé emplea en su lógica de funcionamiento.
Internamente está programado con una secuencia de puertas lógicas según sea la función. El
resultado de este circuito son las OPTOENTRADAS del relé. Son las entradas necesarias para la
activación de las salidas digitales.
5.9.3
Salidas
Una vez pasada la secuencia lógica, la función en cuestión activará una serire de
OPTOENTRADAS. Estas entradas a su vez, activarán una serie de contactos que la cerrarse o
abrirse darán paso a las salidas digitales del relé. Estas salidas son las llamadas RELAYS. Cada
RELAY tiene un contacto asociado normalmente abierto o cerrado, que se cambiará su posición
cuando se verifiquen sus condiciones de cierre o apertura.
Estas salidas tienen una borna asociada en el relé, con el fin de conectar dicha salida con el receptor
de la señal.
Estas señales son las encargadas de mandar orden de disparo a los interruptores, de bloquear
reenganche.
75
76
6
6.1
Capítulo 6: SISTEMA DE PROTECCIÓN DE LÍNEA DE 220kV.
ESQUEMA DE PROTECCIÓN
El esquema de protección que se va a emplear en la línea eléctrica es 2SP/2C. es decir,
se diseñan las protección con dos sistemas de comunicación independientes y dos
sistemas de protección de actuación independiente.
El primer sistema de protección es el asociado a la protección diferencial de línea, que a
su vez constituye la protección principal del sistema. Dicha protección garantiza su
actuación al estar comunicada en el otro extremo de la línea con otra protección
diferencial. Están en continua comunicación, de manera que en caso de detectar las
condiciones de actuación, mandan orden de disparo a los interruptores.
El segundo sistema de protección es le asociado a la protección de distancia, que a su
vez constituye la protección secundaria del sistema. Como se explicará más adelante,
su actuación se garantiza mediante la recepción de información por parte del relé
situado en el otro extremo de la línea.
Debido a la importancia de las comunicaciones, se instalan dos sistemas de
comunicación, de manera que en caso de perder la comunicación entre las protecciones
primarias entre los extremos de la línea, se garantiza la actuación por parte de las
protecciones secundarias. Lo mismo ocurre con las protecciones secundarias en caso de
perder la comunicación entre ellas. Es por ello que en cada relé solo es posible
comunicar una función.
6.2
FUNCIONES DE LA PROTECCIÓN PRINCIPAL MICOM P545
La línea de 220kV del sistema de estudio, pertenece al conjunto de líneas de transporte
del sistema eléctrico.
Se trata de una línea de alta tensión aérea, que traslada energía de una zona a otra, y que
ante una falta, garantiza el transporte de energía mediante disparo rápido, selectivo y
monofásico.
Las líneas aéreas son probablemente los elementos del sistema eléctrico más
susceptibles a faltas, en una red eléctrica moderna. El hecho de que las líneas aéreas
estén expuestas las hace propensas a las faltas. Es por tanto esencial que la protección
asociada a estas infraestructuras proporcione un funcionamiento confiable y seguro
como ya se mencionó anteriormente.
La mayoría de las faltas que se producen en las líneas aéreas son transitorias o semipermanentes por ejemplo debido a un pájaro, una rama de árbol etc. Por consiguiente,
para aumentar la disponibilidad de la red se utilizan habitualmente los ciclos de
77
reenganche de órdenes múltiples con disparo instantáneo. Para las faltas permanentes,
es esencial aislar únicamente la sección defectuosa.
Los requerimientos de una red de transmisión deben también tomar en cuenta la
estabilidad de la red. Allí donde las redes no estén estrechamente interconectadas se
requiere, a menudo, el uso de un disparo monofásico y de un reenganche de alta
velocidad. Esto dicta la necesidad de una protección de velocidad muy alta, para reducir
los tiempos globales de despeje de faltas.
La intensidad de carga también puede afectar la protección de manera adversa. Tanto la
intensidad de carga de irrupción inicial como la de carga de régimen permanente, no
deben provocar la actuación del relé, y sobre todo, no deben comprometer el
rendimiento de la protección. Por ello es necesario parametrizar las protecciones
teniendo en cuenta estas dos intensidades.
La distancia física también debe ser tomada en cuenta a la hora de diseñar una
protección selectiva y de alta velocidad. Es por ello que surge la necesidad de
información entre los dos extremos de la línea. Por tanto es necesario garantizar la
seguridad en equipo de comunicación y también en la protección en el caso de pérdida
de la señal de comunicación.
Las protecciones y el esquema de protección que se van a emplear se detallan a
continuación.
6.2.1 Protección diferencial
La protección diferencial se basa en la primera ley de Kirchhoff, que dice que la suma
vectorial de todas las intensidades que llegan a un nudo debe ser cero. Se considera por
tanto el elemento que hay que proteger como un nudo y se instalan transformadores de
intensidad a cada una de las entradas y salidas del nudo para adaptar las lecturas de
intensidad a valores adecuados para el relé.
Se trata de una protección que detecta fallos en cada fase del sistema de manera
independiente respecto de las demás fases. Por tanto requiere instalar una protección por
cada fase, y en cada extremo de línea.
Un esquema genérico se muestra a continuación:
Figura 48: Protección Diferencial
Es necesario tener en cuenta a la hora de ajustar esta protección, que hay veces en los
que puede actuar, aun cuando no existe una falta en la línea a proteger, es decir, se dan
condiciones de disparo erróneas. Esto puede ser por varias razones:
78
-
El aislamiento capacitivo de las líneas puede crear desfase entre corrientes de
ambos extremos. En el caso que nos ocupa, como se trata de una línea
relativamente corta, esta diferencia será pequeña.
-
Los transformadores de intensidad miden, debido a una falta externa, una
intensidad elevada, que será “vista” de forma diferente por cada uno, por la
impedancia de la línea. Ello puede hacer que las protecciones actúen, aun
cuando la falta no está en la línea que están protegiendo.
-
Los transformadores son susceptibles de cometer errores en la medida. Estos
errores son mayores, cuanto mayor es la corriente, lo cual puede suponer una
actuación de las protecciones indebida.
-
Los tiempos de comunicación son críticos, puesto que al comparar dos
intensidades con cierto retraso entre ellas puede introducir un error de ángulo.
Será necesario un sistema de telecomunicaciones adecuado para evitar este
problema.
6.2.1.1 Características de funcionamiento
El relé de protección diferencial compara las intensidades en ambos extremos de la línea
de manera que cuando la resta de ambas intensidades sea diferente de cero, la
protección actúe. De esta forma manda orden de disparo instantáneo a los interruptores
de los extremos de la línea.
Se trata de una protección que únicamente actúa ante faltas internas a la línea, puesto
que es el elemento a proteger.
Se sitúa un relé por fase, y manda orden de disparo monopolar.
6.2.1.2 Características del relé Areva.
En este caso se va a emplear la protección de distancia de Areva MICOM 545.
Proporciona una protección rápida, altamente selectiva para disparar ante faltas
verdaderas de línea. El principio diferencial de intensidad detecta fácilmente faltas de
interconexión, evolutivas y faltas simultáneas en diferentes sitios, entre otras, ya que el
relé funciona por fase. También es inmune a los problemas de medida de la tensión,
tales como transitorios y oscilaciones de potencia en el sistema; y la ventaja más
importante entre todas es que el principio diferencial proporciona la protección de línea
más selectiva.
Las características seleccionables ‘mho’ y cuadrilateral (poligonal) permiten un empleo
versátil como protección principal para todos los circuitos de transmisión efectivamente
puestos a tierra, ya sean líneas, cables o híbridos (una mezcla de parte cable y parte
línea aérea).
79
El MiCOM P545 calcula la diferencia entre las intensidades entrantes y salientes en una
zona protegida. La protección se activa cuando esta diferencia excede un umbral fijado
como se indico en las características de funcionamiento generales.
De acuerdo con lo explicado hasta ahora, en una línea también se pueden originar
intensidades diferenciales ante condiciones de falta externas debidas a una saturación de
TI. Para dar estabilidad ante condiciones de falta pasante, el relé MICOM adopta una
técnica de restricción. Este método eleva efectivamente el ajuste del relé en proporción
al valor de la intensidad de falta pasante, para evitar el malfuncionamiento del relé.
La figura presenta las características de funcionamiento generales del elemento de
diferencial de fase del P545 para el caso de tres líneas con generación.
Figura 49: Curva Protección Diferencial
La intensidad diferencial se calcula como la suma vectorial de las intensidades entrantes
en la zona protegida. En la figura se identifica como Idif. La intensidad de restricción es
el promedio de la intensidad medida en cada extremo de línea como la suma escalar de
la intensidad en cada terminal, dividida por dos. Es la que en la figura se denomina
Ifrenado, y que en el anterior apartado se denomino Ibias.
Cada uno de estos cálculos se efectúa fase por fase.
La característica de actuación del relé está determinada por los siguientes ajustes:
Is1Ajuste básico de intensidad diferencial que determina el nivel mínimo de arranque
del relé.
k1Ajuste inferior del porcentaje de restricción, utilizado cuando la intensidad de
restricción es menor a Is2. Esto proporciona estabilidad ante pequeños desfases del TI,
al mismo tiempo que asegura buena sensibilidad ante faltas resistivas en condiciones de
grandes intensidades de carga.
80
Is2Ajuste del umbral de intensidad de restricción, por encima del cual se utiliza el
porcentaje de restricción superior k2.
k2Ajuste superior del porcentaje de restricción, utilizado para mejorar la estabilidad
del relé bajo condiciones rigurosas de intensidad de falta pasante.
El criterio de disparo se formula de la siguiente manera para dos casos:
Caso 1. Para |Irestr| < Is2
|Idif| > k1.| Irestr| + Is1
Caso 2. Para |Irestr| > Is2
|Idif| > k2.| Irestr| - (k2 - k1). Is2 + Is1
Gracias al sistema de comunicaciones, cuando el elemento diferencial de un extremo de
una línea efectúa un disparo, además del disparo del interruptor local, el relé enviará una
señal diferencial de disparo hacia los terminales remotos. Esto asegurará el disparo de
todos los extremos de la línea protegida, incluso para condiciones de falta marginales.
6.2.1.3 Lógica de disparo
La lógica de disparo del relé diferencial se va a analizar por fases de actuación de la
protección, indicando en cada momento las entradas y salidas lógicas involucradas.

Arranques monofásicos
El arranque monofásico de la protección viene condicionada por dos entradas que son el
arranque diferencial de cada fase: DDB 738- Fase A, DDB 739- Fase B y DDB 749Fase C). Por defecto el relé incorpora entradas adicionales para configuración del
usuario (DDB 1438, 1439, 1440)
Si se cumplen ambas condiciones entonces se activa la salida que indica que la fase esta
arrancada: DDB 956- Fase A, 957- Fase B, 958- Fase C, y se activa la salida de general
que indica que existe alguna fase arrancada (DDB 736)
81

Indicación de la fase en falta
La indicación de la fase en falta para luego poder enviar orden de disparo monofásico o
trifásico según proceda se hace con un esquema lógico como el que sigue.
Para cada fase se dispone de dos entradas: Disparo diferencial de interruptor de la fase
X e Interdisparo diferencial del interruptor de la fase X. Cuando una, otra o ambas
entradas se cumplan (un 1 lógico) entonces se activara la salida de Fase X en falta.

Disparo
Es necesario tener en cuenta que el propio relé internamente entra en una lógica de
disparo que distingue el tipo de disparo a realizar de acuerdo con la falta. Por tanto si se
dan los siguientes casos tenemos:
Falta monofásica disparo monofásico. Apertura de la fase en falta.
Falta bifásica o trifásica  disparo trifásico. Apertura de las tres fases (indicado en
rojo).
Las entradas que generan estos disparos son: Disparo diferencia de interruptor de fase X
e Interdisparo diferencial de interruptor de fase X. Cuando una, otra o ambas
condiciones se cumplan, entonces se activará la entrada Disparo de Fase X. esta entrada
llega a una lógica de conversión de disparo como se indica arriba.
En el caso de que se cumplan las condiciones de disparo de todas las fases entonces se
produce también disparo trifásico.
82

Salidas de cada actuación
Una vez que la orden de disparo se ha activado, es necesario transformar dicha orden en
una acción. Es decir, se debe efectuar el disparo del interruptor asociado a dicha
protección.
Existen además para uso propio del programador, salidas adicionales en caso de querer
activar más contactos.
Estas salidas se conectarán después a las salidas de bornas del relé RELAYS, que
mandar orden de disparo y actuación al interruptor
A continuación se muestra la secuencia de actuación para cada fase.
SALIDAS DE LA FASE A (0)
En este caso cuando se activa la señal de entrada se activan las salidas.
Dicha señal de entrada es Disparo A. Es una señal de disparo para la fase A, que se
emplea para activar los contactos de salida de la lógica de conversión del disparo
interno.
Las señales de salida son R4- Alarma General, R7- Control de cierre de interruptor,
R13- Cierre exitoso, R16- Bloqueo Arranque y R26- Disparo diferencial. Estas señales
se activan de manera temporizada como se observa en el esquema que sigue. Cuando se
activan, mandan orden de cierre a un contacto cada una.
SALIDAS DE LA FASE B (4)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase B.
83
Las señales de salida son R5- IM64, R8- Control de disparo de interruptor, R14Arranque bloqueado, R17- Disparo de interruptor A y R27- VTS supervisión de
transformador de tensión para detectar fallo de entrada. Estas señales se activan de
manera temporizada como se observa en el esquema anterior. Cuando se activan,
mandan orden de cierre a un contacto cada una.
SALIDAS DE LA FASE C (8)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase C.
Las señales de salida son R6- Tiempo 1, fallo de interruptor, R9- Disparo de A, R15Arranque en servicio, R18- Disparo de interruptor B y R28- PSB Bloqueo de oscilación
de potencia para detectar funciones de oscilaciones de potencia y perdidas de
sincronismo. Estas señales se activan de manera temporizada como se observa en el
esquema anterior. Cuando se activan, mandan orden de cierre a un contacto cada una.

LEDS indicativos
Según las salidas que se hayan activado, se encenderán unos LEDS indicativos el relé
que permitan saber cuál ha sido la incidencia y la actuación del relé.
En este caso se van a tratar 6 LEDS
LED 1 (rojo): indica disparo de la protección 87 en la fase A (0). Se encenderá cuando
se active la salida R4 o R7 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 2 (rojo): indica disparo de la protección 87 en la fase B (4). Se encenderá cuando
se active la salida R5 o R8 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 3 (rojo): indica disparo de la protección 87 en la fase C (8). Se encenderá cuando
se active la salida R6 o R9 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 4 (rojo): indica fallo de comunicaciones. Se encenderá cuando se active la salida
de disparo de interruptor diferencial.
LED 7 (verde): indica arranque bloqueado. Se encenderá cuando al menos exista una
señal de disparo.
84
LED 8 (rojo): indica prueba de la protección. Cuando se está en bucle de pruebas se
activa.
6.2.2 Protección de distancia
En este relé se activará también la función de distancia. Hay que tener en cuenta, que en
este caso, la función de distancia de la protección primaria solo comunica una función,
que en este caso es la diferencial. Por tanto, la actuación de la protección de distancia
se ceñirá a la zona uno en caso de que la falta esté en la línea, y apra el resto de faltas,
actuará temporizada como disparo como se indica a continuación.
6.2.2.1 Característica de funcionamiento
A continuación se muestra el esquema de funcionamiento de la protección con sus
correspondientes zonas para las que está programado que actúe, en caso de esta
comunicado
La zona reverse es la zona activa del relé situado al lado de las barras de Arrera 1. Esta
zona bloquea los disparos temporizados de la zona dos, si no ve la falta, puesto que eso
significa que la falta se encuentra en el 20% restante de la línea que vigila la zona 2.
Pero en este caso, al no estar comunicados, el relé no recibe ese bloqueo. Por tanto, para
faltas en la zona 1, manda orden de disparo instantáneo a los interruptores, y para faltas
fuera de esa zona, el disparo es temporizado según donde se ubique la falta.
Para analizar su funcionamiento se hace un esquema de las posibles faltas que se pueden
dar en el sistema.
- Falta en 1
En este caso, el relé de Sangüesa ve la falta en su zona uno. Al no estar comunicadas no
se lo comunica al relé de Arrera1, por lo que manda orden de disparo instantáneo al
interruptor en barras de Sangüesa. Una vez este interruptor se halla abierto, las demás
funciones mandarán orden de disparo al interruptor de Arrera 1 por la apertura del
circuito y el cambio que se produce en el valor de los parámetros característicos.
85
- Falta en 2
En este caso, el relé de Sangüesa ve la falta en su zona dos. Al no existir comunicación,
el relé interpreta que la falta está fuera del elemento a proteger y manda orden de
disparo temporizado de 400ms a los interruptores.
- Falta en 3
En este caso, el relé de Sangüesa ve la falta en su zona dos y por lo tanto se produce
disparo temporizado a los 400ms de los interruptores de la línea.
6.2.3 Protección de sobreintensidad direccional de neutro
Para garantizar la selectividad con las protecciones circundantes, se deben seleccionar
los ajustes de los elementos temporizados de sobreintensidad. El relé de sobreintensidad
direccional de neutro es un relé de medida de la corriente homopolar del elemento a
proteger. Su uso solo tiene sentido para faltas monofásicas a tierra y bifásicas a tierra.
Esto es debido a que en un sistema trifásico, con faltas equilibradas, la intensidad
homopolar es cero. Por lo tanto el relé no detecta nada.
Se trata de una protección direccional con el fin de que solo actúe para faltas internas.
En condiciones normales, las líneas eléctricas son elementos muy inductivos. Por lo
tanto la intensidad estará retrasada respecto de la tensión. No ocurre lo mismo para
faltas internas o externas. La intensidad se adelanta respecto de la tensión. Por ello, el
relé define una zona de bloqueo de disparo gracias al cual bloquea el disparo de los
interruptores para faltas externas. Esta zona de bloqueo se define con la tensión y la
intensidad residual.
Los relés recibirán las entradas de los transformadores de tensión y de intensidad
situados en cada extremo de la línea.
6.2.3.1 Característica de funcionamiento
Se trata de una protección que vigila las faltas a tierra, dando respaldo al relé de
distancia. No es un relé selectivo a la hora de detectar las fases en falta. Por ello su
curva característica esta temporizada. Es una curva inversa.
El relé está formado por dos unidades, una unidad de sobreintensidad y otra unidad
direccional. Por un lado vigila la intensidad de las tres fases y del neutro y por otro lado
vigila la direccionalidad. Para ello emplea dos medidas, una medida principal de
intensidad IN o suma de las intensidades de falta, y una medida de polarización tres
veces la tensión homopolar. Esta medida la obtiene por la suma de las tensiones de falta.
Además comprueba el ángulo entre ambas medidas.
En caso de falta en la línea de protección, el disparo lo efectúa en las tres fases.
86
Para definir su actuación hay que definir en primer lugar su valor de arranque. Este es el
valor a partir del cual el relé comienza a contar el tiempo necesario para mandar la
orden de disparo a los interruptores.
Como se indicó anteriormente, esta protección tiene una zona de bloqueo en la cual no
actúa donde se asume que se darán las faltas externas. Dicha zona se define con la
intensidad. Se adelantara como máximo 90º respecto de su ángulo en condiciones
normales. A partir de este ángulo comienza la zona de bloqueo.
Figura 50: Funcionamiento Protección de Sobreintensidad Direccional de Neutro
En caso de falta en el sistema, se refleja en las tensiones de la siguiente manera:
6.2.3.2 Características del relé Areva
Bajo condiciones de falta de la red, el vector de intensidad de falta estará desfasado con
respecto a su tensión de fase nominal en un ángulo que depende de la relación X/R de la
red. Se requiere, por lo tanto, que el relé funcione con una sensibilidad máxima para las
intensidades comprendidas en esta región. Esto se logra mediante el ajuste del ángulo
característico del relé (ACR), el cual define el ángulo entre la intensidad y la tensión
aplicada al relé para el que se obtendrá la sensibilidad máxima del mismo. En los relés
MiCOM P54x, se pueden configurar ángulos característicos en cualquier punto dentro
del rango de –.95° a +95°.
El bloque de sobreintensidad es un detector de nivel que determina cuando la magnitud
de intensidad sobrepasa el umbral, y conjuntamente con la tensión de polarización
respectiva, se realiza una verificación direccional basada en los criterios siguientes:
Direccional hacia adelante
-90° < (ángulo(I) - ángulo(V) - RCA) < 90°
Direccional hacia atrás
87
-90° > (ángulo(I) - ángulo(V) - RCA) > 90°
El relé necesita una tensión adecuada para proporcionar la polarización requerida. Hay
dos opciones disponibles para la polarización: la tensión residual o la secuencia inversa.
En este caso se emplea la polarización por tensión residual
6.2.3.3 Lógica de disparo
A continuación se muestra el diagrama lógico de disparo de la protección.
Figura 51: Lógica de disparo

Arranque falta a tierra
El arranque de la protección debido a una falta a tierra se produce cuando se activa la
señal de fallo a tierra. Esta señal activa a su vez las salidas de Fase N arrancada y la de
Algún Arranque.

Indicación de falta a tierra
En este caso el relé activa una salida que indica la fase que está en falta, con una entrada
que se activa cuando existe fallo a tierra. El 1er umbral de disparo de protección de falta
a tierra de respaldo queda activado.

Salida de cada actuación
Al igual que se indico en la protección diferencia, en este caso se activan varias salidas
para indicar la falta y el disparo. Existen además para uso propio del programador,
salidas adicionales en caso de querer activar más contactos.
88
Estas salidas se conectarán después a las salidas de bornas del relé RELAYS, que
mandar orden de disparo y actuación al interruptor
SALIDAS DE LA FASE A (0)
En este caso cuando se activa la señal de entrada se activan las salidas.
Dicha señal de entrada es Disparo A. Es una señal de disparo para la fase A, que se
emplea para activar los contactos de salida de la lógica de conversión del disparo
interno.
Las señales de salida son R4- Alarma General, R7- Control de cierre de interruptor,
R13- Cierre exitoso, R16- Bloqueo Arranque y R26- Disparo diferencial. Estas señales
se activan de manera temporizada como se observa en el esquema que sigue. Cuando se
activan, mandan orden de cierre a un contacto RELAY cada una.
SALIDAS DE LA FASE B (4)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase B.
Las señales de salida son R5- IM64, R8- Control de disparo de interruptor, R14Arranque bloqueado, R17- Disparo de interruptor A y R27- VTS supervisión de
transformador de tensión para detectar fallo de entrada. Estas señales se activan de
manera temporizada como se observa en el esquema anterior. Cuando se activan,
mandan orden de cierre a un contacto RELAY cada una.
89
SALIDAS DE LA FASE C (8)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase C.
Las señales de salida son R6- Tiempo 1, fallo de interruptor, R9- Disparo de A, R15Arranque en servicio, R18- Disparo de interruptor B y R28- PSB Bloqueo de oscilación
de potencia para detectar funciones de oscilaciones de potencia y perdidas de
sincronismo. Estas señales se activan de manera temporizada como se observa en el
esquema anterior. Cuando se activan, mandan orden de cierre a un contacto RELAY
cada una.

LEDS indicativos
Según las salidas que se hayan activado, se encenderán unos LEDS indicativos el relé
que permitan saber cuál ha sido la incidencia y la actuación del relé.
En este caso se van a tratar 6 LEDS
LED 1 (rojo): indica disparo de la protección 67N en la fase A (0). Se encenderá cuando
se active la salida R4 o R7 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 2 (rojo): indica disparo de la protección 67N en la fase B (4). Se encenderá cuando
se active la salida R5 o R8 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 3 (rojo): indica disparo de la protección 67N en la fase C (8). Se encenderá cuando
se active la salida R6 o R9 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 4 (rojo): indica fallo de comunicaciones. Se encenderá cuando se active la salida
de disparo de interruptor diferencial.
LED 7 (rojo): indica arranque bloqueado. Se encenderá cuando al menos exista una
señal de disparo.
LED 8 (rojo): indica prueba de la protección. Cuando se está en bucle de pruebas se
activa.
90
6.3
FUNCIONES DE LA PROTECCIÓN SECUNDARIA MICOM P444
6.3.1 Protección de distancia
Como ya se indico en el apartado anterior en este caso se incluye la activación de la
función de distancia en el relé MICM P144. La razón de que aparezca dos veces es en
un relé sólo se puede comunicar una función cada vez. Es por ello que es necesario otro
relé para que se pueda comunicar la función de distancia y así actúe como tal.
La protección de distancia es una función cuya actuación se basa en la impedancia
medida por el relé. El relé recibe alimentación de tensión y de intensidad de cada
extremo de la línea y efectúa el cálculo de la impedancia a partir de los mismos. Es un
relé monofásico que efectúa medidas de cada fase. Por tanto será necesario instalar un
relé por cada fase, y cada uno mandará orden de disparo al interruptor correspondiente
de cada fase.
Un esquema genérico se muestra a continuación:
Figura 52: Protección de Distancia
La actuación del relé tendrá lugar cuando al impedancia medida sea menor que la
impedancia de la línea en condiciones normales de funcionamiento.
Se proyecta la medida del relé en un plano R-X, la impedancia medida ZMEDIDA será:
El límite de la zona de actuación es la impedancia de la línea. Para puntos de falta
menores a la impedancia de la línea la protección actuará.
Es necesario tener en cuenta a la hora de ajustar esta protección, que hay veces en los
que puede actuar, aun cuando no existe una falta en la línea a proteger, es decir, se dan
condiciones de disparo erróneas. Esto puede ser por varias razones:
-
Error de sobrealcance: el relé actúa con faltas externas a su zona de actuación.
Se produce por transitorios de corriente durante al falta por inserción de
transformadores de potencia por ejemplo o acoplamientos de corriente en dobles
circuitos. En estos casos, la intensidad medida es mayor que la intensidad real, y
por lo tanto, la impedancia medida por el relé es menor que la real. Esto conlleva
el disparo y actuación intempestiva de la protección.
91
-
Error de subalcance: el relé no actúa con faltas internas a su zona de actuación.
Esto se produce por errores de parámetros de línea, por acoplamientos de
corriente en dobles circuito o saturación de transformadores de intensidad. En
estos casos la intensidad medida es menor que la intensidad real, y por lo tanto,
la impedancia medida por el relé es mayor que la real. También se puede
producir por error de medida en transformadores capacitivos. Una falta interna
contornea condensadores del mismo. En consecuencia se produce una tensión
medida mayor que la tensión real, por lo tanto la impedancia medida por el relé
es mayor que la impedancia real.
6.3.1.1 Características de funcionamiento
Como ya se ha dicho, la protección de distancia actúa cuando la impedancia medida sea
menor que la impedancia de la línea en condiciones normales de funcionamiento. En
caso de falta en la línea a proteger, la intensidad de la misma aumenta hasta valores de
corto y la tensión se reduce en la fase en falta. Por ello la intensidad se reduce
considerablemente.
Figura 53: Funcionamiento Protección de Distancia
Para establecer el proceso de actuación de la protección, se ajusta el umbral de disparo
de la protección mediante el alcance. Se define un valor de impedancia ZM tal que:
Para valores de impedancia Z< ZM  el relé actúa.
Para proteger toda la línea  ZM = ZL
Se trata por tanto de una magnitud vectorial donde se tiene en cuenta el módulo y el
ángulo de la impedancia.
Será necesario definir el esquema de actuación y las zonas. Se instalará un relé en cada
extremo de la línea a proteger, y el esquema de actuación que seguirán es el de
Subalcance a bloqueo. Este esquema se basa en lo siguiente:
Figura 54: Esquema de Subalcance a bloqueo
92
El relé del extremo izquierdo tiene tres zonas de actuación, Zona 1, Zona 2 y Zona 3. El
relé de la derecha tiene una única zona hacia atrás que es la Zreverse.
Se definen dos características,
CUADRANGULAR.

la
característica
MHO
y
la
característica
Curva característica MHO
Se trata de una característica donde los defectos los ve hacia adelante. Se representan en
una gráfica limitada en el eje de abscisas por la resistencia, y en el eje de ordenadas por
la inductancia. El resultado es el siguiente:
Zona de actuación de la
protección
Figura 55: Característica MHO
Los alcances de las zonas del Relé de Sangüesa se definen con esta característica. Son
los siguientes:
Z1=0.8*Zlinea
Z2=1.2*Zlinea
Z3=1.1*(Zlinea+Ztrafo)
El alcance de la zona reverse del relé de Arrera 1 es:
Zrev=0.3* Zlinea

Curva característica CUADRANGULAR
Se trata de una característica donde los defectos los ve hacia adelante. Se representan en
una gráfica limitada en el eje de abscisas por la resistencia, y en el eje de ordenadas por
la inductancia, pero amplia el alcance para las faltas resistivas.
Su aspecto se muestra a continuación:
Figura 56: Característica Cuadrangular
93
Los alcances de cada zona se definen de la siguiente manera:
Xzona= /Zzona/
Rzona= /3*Xzona/

Actuación
La actuación de las protecciones será la siguiente
Figura 57: Esquema de actuación
-
Falta en 1
En este caso, el relé de Sangüesa ve la falta en su zona uno, que se lo comunica al relé
de Arrera 1, y mandan orden de disparo instantáneo a los interruptores.
-
Falta en 2
En este caso, el relé de Sangüesa ve la falta en su zona dos, que se lo comunica al relé
de Arrera1. El relé de Arrera1 comprueba si ve la falta en su zona Reverse. Como no la
detecta, la falta esta en el elemento a proteger. Por lo tanto bloquea el disparo en zona 2,
y mandan orden de disparo instantáneo a los interruptores.
-
Falta en 3
En este caso, el relé de Sangüesa ve la falta en su zona dos, que se lo comunica al relé
de Arrera 1. El relé Arrera 1 ve la falta en su zona reverse y por lo tanto se produce
disparo temporizado a los 400ms de los interruptores de la línea.
6.3.1.2 Características del relé Areva.
En este caso se va a emplear la protección de distancia de Areva MICOM P444. Este
relé proporciona flexibilidad, protección, control y monitorización de las líneas de
transporte.
La operación de dicha protección se basa en la combinación de dos tipos de algoritmos
denominados “Deltas” y “Conventional”. La medida de la impedancia la hace a partir de
un esquema unifilar como el que se presenta a continuación.
94
Figura 58: Esquema de Relé
En este proyecto en vez de una fuente en el lado derecho, únicamente habrá cargas
pasivas.
El relé define un máximo de seis zonas de actuación y protección que son las zonas 1, 2,
3, 4, y las zonas p y q para faltas a tierra.
-
La zona 1 debe estar ajustada para proteger lo máximo posible la línea,
permitiendo así disparos instantáneos para la mayor cantidad de faltas como sea
posible. En la mayoría de las aplicaciones, el alcance de la Z1 no debe ser capaz
de responder ante faltas más allá de la línea protegida. Por lo tanto para una
aplicación de subalcance se debe ajustar teniendo en cuenta los posibles errores
de sobrealcance. Estos errores provienen de los propios transformadores de
tensión e intensidad de medida y de la falta de precisión del valor de la
impedancia de la línea protegida. Se recomienda que el alcance de esta zona esté
restringido al 80-85% de la impedancia de la línea. El tiempo de actuación es
generalmente de 0 segundos (disparo instantáneo)
-
La zona 2 debe estar ajustada para proteger el 20-25% restante de la línea no
cubierta por la zona 1, permitiendo errores de subalcance, y dimensionada para
un alcance como mínimo del 120% del la impedancia de la línea para todas las
condiciones de falta. Hay que impedir que esta zona sobrepase la zona 1 de la
protección adyacente. En caso de no poder evitarse por configuración del
sistema, la zona 2 deberá ajustarse para no cubrir más del 50% de la línea
adyacente más corta. El tiempo de actuación debe estar coordinado con el de la
zona uno para el disparo de las líneas adyacentes. Normalmente 200ms.
-
La zona 3 ofrece una protección de respaldo para los circuitos adyacentes. El
alcance se limitará a un 120% de la impedancia de la línea a proteger más la de
la impedancia de la línea adyacente más larga. El tiempo de actuación de esta
zona se suele fijar a los 400ms, aunque admite variaciones.
-
La zona 4 proporciona protección a los embarrados locales. El alcance se
ajustará entre el 25% y el 10% de la zona uno, según la longitud de las líneas.
El tiempo de actuación de esta protección debe estar coordinada con los tiempos
de las demás protecciones de las líneas adyacentes, cumpliendo siempre con el
criterio de selectividad.
95
Figura 59: Zonas definidas del Relé
6.3.1.3 Lógica de disparo
A continuación se muestra el esquema lógico de actuación de la protección de distancia.
Cada esquema es idéntico para cada fase. Si la falta es detectada en una determinada
zona, y se cumple el tiempo de actuación manteniéndose las condiciones de falta,
entonces se producirá disparo en la zona.
Figura 60: Lógica de disparo

Arranque monofásico
Cada fase dispone de una entrada que indica el arranque de cada zona. Todas ellas
llegan a una puerta lógica OR. Cuando alguna zona arranca, la salida de la puerta
activara la señal Fase Arrancada. Es un indicador que determina el arranque que se usa
después en los registros. Abajo están diferenciadas los arranques de cada fase en color
rojo.
96
Fase A
Fase B
Fase C

Indicación de fase en falta
En este caso existe un esquema lógico independiente para cada fase. Las entradas son el
Disparo fase X zona Y. De manera que, cuando se produzca el disparo de alguna zona,
se activara la señal de fase en falta.
A continuación se muestra el esquema lógico de la fase A. Para la fase B y C es igual.

Disparo monofásico
A continuación se muestra el esquema lógico de la fase A. Para la fase B y C es igual.
97
El disparo para monofásico de cada fase se rige para las tres fases de la misma manera.
Cuando alguna de las tres entradas se activa, se produce disparo monofásico de la fase
en falta. Para ello es necesario previo análisis y verificación de la fase en falta.
Las entradas son Disparo fase X zona Y, Disparo esquema teleprotección Fase X y
Disparo fuente débil esquema de teleprotección fase X.

Disparo trifásico.
En el caso de disparo trifásico, el esquema lógico que sigue el relé es el siguiente.
Cuando alguna de las entradas se activa, se produce disparo trifásico de los interruptores
de la línea.

Salida de cada actuación
Una vez que la orden de disparo se ha activado, es necesario transformar dicha orden en
una acción. Es decir, se debe efectuar el disparo del interruptor asociado a dicha
protección.
Existen además para uso propio del programador, salidas adicionales en caso de querer
activar más contactos.
Estas salidas se conectarán después a las salidas de bornas del relé RELAYS, que
mandar orden de disparo y actuación al interruptor
A continuación se muestra la secuencia de actuación para cada fase.
SALIDAS DE LA FASE A (0)
En este caso cuando se activa la señal de entrada se activan las salidas.
98
Dicha señal de entrada es Disparo A. Es una señal de disparo para la fase A, que se
emplea para activar los contactos de salida de la lógica de conversión del disparo
interno.
Las señales de salida son R4- Alarma General, R7- Control de cierre de interruptor,
R13- Cierre exitoso, R16- Bloqueo Arranque y R26- Disparo diferencial. Estas señales
se activan de manera temporizada como se observa en el esquema que sigue. Cuando se
activan, mandan orden de cierre a un contacto RELAY cada una.
SALIDAS DE LA FASE B (4)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase B.
Las señales de salida son R5- IM64, R8- Control de disparo de interruptor, R14Arranque bloqueado, R17- Disparo de interruptor A y R27- VTS supervisión de
transformador de tensión para detectar fallo de entrada. Estas señales se activan de
manera temporizada como se observa en el esquema anterior. Cuando se activan,
mandan orden de cierre a un contacto RELAY cada una.
SALIDAS DE LA FASE C (8)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase C.
99
Las señales de salida son R6- Tiempo 1, fallo de interruptor, R9- Disparo de A, R15Arranque en servicio, R18- Disparo de interruptor B y R28- PSB Bloqueo de oscilación
de potencia para detectar funciones de oscilaciones de potencia y perdidas de
sincronismo. Estas señales se activan de manera temporizada como se observa en el
esquema anterior. Cuando se activan, mandan orden de cierre a un contacto RELAY
cada una.

LEDS indicativos
Según las salidas que se hayan activado, se encenderán unos LEDS indicativos el relé
que permitan saber cuál ha sido la incidencia y la actuación del relé.
En este caso se van a tratar 6 LEDS
LED 1 (rojo): indica disparo de la protección 21 en la fase A (0). Se encenderá cuando
se active la salida R4 o R7 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 2 (rojo): indica disparo de la protección 21 en la fase B (4). Se encenderá cuando
se active la salida R5 o R8 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 3 (rojo): indica disparo de la protección 21 en la fase C (8). Se encenderá cuando
se active la salida R6 o R9 o ambas del esquema del apartado anterior.
LED 4 (rojo): indica fallo de comunicaciones. Se encenderá cuando se active la salida
de disparo de interruptor diferencial.
LED 7 (rojo): Se encenderá cuando al menos exista una señal de disparo.
6.3.2 Protección de mínima tensión
El relé de sobretensión es una protección encargada de detectar los defectos de
regulación de tensión y las subtensiones en las fases.
Se trata de un relé temporizado con el fin de actuar, en caso de existir una falta en el
sistema, como respaldo de las protecciones principales.
100
6.3.2.1 Característica de funcionamiento
Este relé recibe el valor de la tensión de la línea a través de un transformador de tensión.
Dicho transformador adapta la tensión de 220kV a 110V.
Figura 61: Protección de Mínima Tensión
En caso de detectar una subtensión en el sistema, la protección inicia su secuencia de
conteo. Una vez superado el tiempo, si las condiciones persisten, manda orden de
disparo a los interruptores. Se trata de un disparo trifásico.
6.3.2.2 Características del relé Areva
La protección de mínima tensión del relé Areva, a diferencia de lo establecido
previamente, tiene dos umbrales independientes de trabajo. El objetivo de tener dos
umbrales es proporcionar un umbral de alarma y otro de disparo cuando sea necesario.
Hay que tener en cuenta que cuando la línea a proteger se desenergiza o cuando los
interruptores se abren, se detectará condición de mínima tensión, es decir condiciones
de disparo de la protección. Es necesario bloquear el funcionamiento de la protección en
estas circunstancias. El propio relé viene equipado con esta posibilidad, haciendo uso de
la lógica del polo muerto. De esta forma inhibe el umbral de disparo de la protección.
El umbral 1 se puede fijar con tiempo inverso, tiempo dependiente o desactivado.

Tiempo inverso
La primera opción responde a la siguiente ecuación de tiempo:
Siendo
t = duración de de funcionamiento en segundos
K= Ajuste multiplicador de tiempo
M= Tension medida
A medida que se reduce la medida de tensión, se reduce el tiempo de actuación de la
protección.
101

Tiempo definido
El disparo que se va a ajustar en el sistema es el de tiempo definido. Se fija un tiempo
determinado para que una vez se hayan detectado las condiciones de disparo de la
protección, esta actúe.
6.3.2.3 Lógica de disparo
A continuación se muestra el diagrama lógico de disparo de la protección. Este disparo
puede ser monofásico o trifásico.
El relé recibe las medidas de las tensiones simples o compuestas del sistema y si son
menores que un valor de mínima tensión definido, se activa una señal de entrada.
Figura 62: Lógica de disparo
Esta señal de entrada llega a una puerta AND. Si no hay condiciones de polo muerto ni
la línea está abierta, entonces se produce el disparo de la fase pertinente. Es necesario
que los umbrales de actuación se fijen antes.

Salidas de cada actuación
En este caso, para fijar las salidas de cada actuación, se fijarán mediante las entradas
Ent L y los LEDS adicionales FnKey LED que incorpora el relé.
6.3.3 Protección de sobretensión
El relé de sobretensión es una protección encargada de detectar las descargas
atmosféricas, los defectos de regulación de tensión y las sobretensiones en las fases
sanas del sistema originadas por una falta a tierra en otra fase.
Se trata de un relé temporizado que actúa como respaldo de las protecciones principales
de la línea.
102
Figura 63: Protección de Sobretensión
6.3.3.1 Característica de funcionamiento
Este relé recibe el valor de la tensión de la línea a través de un transformador de tensión.
Dicho transformador adapta la tensión de 220kV a 110V.
En caso de detectar una sobretensión en el sistema, la protección inicia su secuencia de
conteo. Una vez superado el tiempo, si las condiciones persisten, manda orden de
disparo a los interruptores. Se trata de un disparo trifásico.
6.3.3.2 Características del relé Areva
La función de sobretensión del relé Areva se caracteriza por la curva IDMT. El disparo
es temporizado, pero de tiempo inverso, definido por la siguiente ecuación:
Los parámetros son los mismos que los de la función de mínima tensión. En este caso,
cuanto mayor sea la medida de tensión, menor será el tiempo de actuación de la
protección.
La operación de cada fase está asociada al disparo trifásico en el PSL predeterminado.
6.3.3.3 Lógica de disparo
A continuación se muestra la lógica de disparo de la función.
103
Figura 64: Lógica de Disparo
Cuando la tensión de cada fase o compuesta supera un valor determinado se activa una
señal de entrada que llega a una puerta AND. Salvo que por determinadas condiciones
determinadas el umbral de sobretensión esté bloqueado, se producirá el disparo del
interruptor correspondiente de la fase afectada por la sobretensión.

Salidas de cada actuación
En este caso, para fijar las salidas de cada actuación, se fijarán mediante las entradas
Ent L y los LEDS adicionales FnKey LED que incorpora el relé.
6.4
FUNCIONES DE LA PROTECCION DE INTERRUPTOR MICOM P143
Para la protección del interruptor se empleará un relé independiente de las líneas pero
del mismo fabricante. Es el MICOM P 143. En él se activarán las funciones que se
detallan a continuación.
6.4.1 Protección de sincronismo
En las redes de transporte, el disparo de los interruptores es monopolar. Por ello la
maniobra de los mismos se hace mediante telemando. En caso de una falta en el
sistema, las protecciones principales detectan la falta y mandan orden de apertura al
polo de la fase en falta. Las fases sanas quedan cerradas, a la espera de que se solucione
la falta y se vuelva a cerrar el polo con la actuación del reenganchador. Para poder
cerrar un interruptor con tensión a ambos lados, es necesario que exista igualdad del
módulo de las tensiones en ambos lados, de desfase de las tensiones, e igualdad de
frecuencia.
Los relés de sincronismo comprueban estas condiciones.
104
6.4.1.1 Característica de funcionamiento
Los relés de sincronismo son protecciones de de supervisión de cierre. Cuando el
reenganchador va a efectuar el cierre del interruptor, el relé comprueba que se cumplen
las condiciones antes mencionadas. En caso de ser correcto, permite el cierre. En caso
de que no se cumplan las igualdades, bloquea el reenganche.
También se puede dar el caso de que solo exista tensión a un lado del interruptor. En tal
caso permite el cierre del interruptor sin tensión según procedimientos de reposición de
tensiones en la red, de acuerdo con lo establecido por el operador del sistema.
Figura 65: Protección de Sincronismo
Se sitúa un relé por interruptor. Su funcionamiento es independiente del número de
intentos de cierre del interruptor. Es una protección de permiso de cierre. No abre
interruptores como las demás protecciones vistas hasta ahora.
6.4.1.2 Características del relé Areva
El funcionamiento de la función de sincronismo de los relés Areva es un poco más
complicado que lo explicado hasta ahora. La razón es que existen varias opciones de
funcionamiento del relé. Dicha protección puede estar:
-
Desactivado: la función de pérdida de sincronismo no esta operativa
Perdida de sincronismo predictiva: para minimizar el desfase de angulo entre los
extremos y aumentar la estabilidad del sistema.
Perdida de sincronismo:
Perdida de sincronismo predictivo o perdida de sincronismo: es un combinación
de las dos opciones anteriores.
La detección de pérdida de sincronismo se basa en las características poligonales
concéntricas que se muestran a continuación.
105
Figura 66: Zonas del Relé
EL algoritmo de detección de pérdida de sincronismo que emplea esta función se basa
en medir la velocidad de variación de la impedancia como
. El temporizado se inicia
en cuanto la impedancia de secuencia directa toca la zona seis.
Si la perturbación tarda menos de 25 ms desde que entra en la zona seis hasta que entra
en la zona 5 se considerará falta de la red y no pérdida de sincronismo. El objetivo es
facilitar tiempo suficiente a cargas recién conectadas que ocasionan oscilaciones en el
sistema a que ese conecten bien a la red.
El ajuste mínimo de tiempo de espera para el disparo de los interruptores DeltaT es de
30ms. Si la perturbación toma un tiempo menor que DetlaT pero mayor de 25ms, es una
oscilación rápida; si la perturbación toma un tiempo mayor que DetaT se trata de una
oscilación lenta. Al entrar en Z5 el relé registra la polaridad de la parte resistiva. Existen
por tanto dos posibles escenarios de actuación: una oscilación recuperable donde no
emite disparo, y una condición de pérdida de sincronismo con el correspondiente
disparo de los interruptores.
La condición de pérdida de sincronismo es un disparo trifásico. Además esta operación
de disparo bloqueará la función de reenganche del relé.
6.4.1.3 Lógica de disparo
A continuación se muestra el algoritmo de pérdida de sincronismo y actuación de la
función.
106
Figura 67: Lógica de Funcionamiento
6.4.2 Fallo de interruptor
La apertura de los interruptores en una línea no siempre se realiza con éxito. Muchas
veces se producen fallos en la apertura. Estos pueden ser por razones mecánicas
(varillaje, mando, baja presión de SF6) o eléctricas (defecto en mando eléctrico, arco en
cámara de polo…) para evitar un posible fallo, hay interruptores que vienen equipados
con dos bobinas de apertura.
El Fallo de interruptor es una protección que verifica la apertura de los interruptores
cuando hay orden de disparo por parte de un protección propia de una línea. Su
actuación consiste en mandar orden de apertura a todos los interruptores de la barra en
caso de que uno no abra, para así garantizar que no se alimenta la falta a través de la
barra.
6.4.2.1 Característica de funcionamiento
Existen dos criterios para la actuación de esta protección.

Contactos propios del interruptor
En este caso, la protección recibe copia de todas las órdenes de apertura del interruptor,
y recibe también la posición de los interruptores a través de la posición de los contactos
auxiliares. Dichos contactos copian la posición de los contactos principales.
Órdenes de apertura
AND
t=250ms
DISPARO
Posicion itor cerrado
contactos auxiliares
107
Se trata de una protección temporizada para garantizar la apertura del polo. Si después
de ese tiempo, el polo no se abre, entonces se envía orden de apertura al resto de
interruptores que están conectados a la misma barra que la línea.
Figura 68: Protección Fallo de Interruptor mediante contactos propios
El problema de este criterio es que hay veces que por fallo el contacto auxiliar no refleja
la posición exacta del contacto principal. Esto puede provocar el disparo de
interruptores indebidamente, o el mantenimiento de una falta en el sistema.

Vigilancia de intensidad
En este caso, la protección recibe copia de todas las órdenes de apertura del interruptor,
de la intensidad de fase y la intensidad homopolar.
En caso de falta, recibe la orden de apertura del interruptor. Si la falta es monofásica o
bifásica a tierra, y el interruptor no se abre, el relé detectará el retorno de una intensidad
por el neutro (intensidad homopolar) y un valor de intensidad de fase elevado.
En caso de falta bifásica o trifásica, el relé recibe la orden de apertura de los
interruptores correspondientes. Si el contacto no se abre, el relé detectará un valor de
intensidad elevado.
En ambos casos, enviará orden de apertura a los interruptores conectados a la misma
barra donde está conectada la línea.
Órdenes de apertura
AND
t=250ms
DISPARO
IF >50%INOM
IO >20% INOM
108
Se trata de una protección temporizada para garantizar la apertura del polo. Si después
de ese tiempo, el polo no se abre, entonces se envía orden de apertura al resto de
interruptores que están conectados a la misma barra que la línea.
Figura 69: Protección Fallo de Interruptor mediante vigilancia de intensidad
La ventaja de este sistema es que depende de la corriente y por lo tanto es un sistema
más fiable que de contactos propios.
6.4.2.2 Características del relé Areva
La protección de fallo interruptor que se va a emplear incorpora dos temporizadores,
"FalloInt 1 Tempo" y "FalloInt 2 Tempo". Con ellas configuran las situaciones
siguientes:

Fallo interruptor simple.
En esta situación se activa "FalloInt 1 Tempo". Para cualquier disparo de protección se
inicializa "FalloInt 1 Tempo" y se reinicializa, normalmente, cuando el interruptor se
abre para aislar la falta. Si no se detecta la apertura del interruptor, se termina la
temporización de "FalloInt 1 Tempo" y cierra el contacto de salida asignado al fallo
interruptor (mediante el esquema lógico programable).
Este contacto se utiliza para producir el disparo de respaldo de los dispositivos de
interrupción aguas arriba, generalmente disparando todas las alimentaciones conectadas
a la misma sección de barra.

Esquema de redisparo.
Se trata de un esquema de redisparo con disparo de respaldo temporizado. Aquí se usa
"FalloInt 1 Tempo" para dirigir un disparo hacia un segundo circuito de disparo del
mismo interruptor. Esto requiere bobinas de disparo duplicadas del interruptor, y es
conocido como re-disparo. Si el re-disparo no lograra abrir el interruptor, se puede
emitir un disparo de respaldo después de una temporización adicional. El disparo de
respaldo utiliza "FalloInt 2 Tempo" que también es disparado en el instante del disparo
inicial del elemento de protección.
109
“FalloInt 1 Tempo” y “FalloInt 2 Tempo” pueden ser configurados para funcionar para
los disparos originados por elementos de protección dentro del relé MICOM P143 o
bien por un disparo de protección externo.
6.4.2.3 Lógica de disparo
A continuación se muestra el diagrama lógico completo de la función de fallo de
interruptor.
Es necesario tener en cuenta que únicamente se activarán las entradas lógicas
correspondientes a las funciones propias y externas de las cuales dependa su actuación.
Figura 70: Lógica de disparo
110
6.4.3 Reenganchador
La red de transporte es un sistema en que la mayoría de las faltas que se producen son
de duración muy breve. Esto quiere decir que la causa de dicha falta desaparece muy
rápido. Se trata de líneas, normalmente aéreas que discurren entre vegetación, y que
están expuestas a las inclemencias del tiempo. Por tanto son susceptibles de sufrir faltas
transitorias como por ejemplo: caída de una rama de árbol, ramas de nidos que debido a
sus dimensiones ponen en contacto temporalmente partes de la instalación que en
condiciones normales están aisladas, objetos arrastrados por el viento o contacto entre
las fases de la línea debido al viento que provoca el galope de las líneas, contorneo de
aisladores por la tormenta, caída de rayos etc.
Debido a la complejidad del sistema, dejar una zona sin servicio permanente por una
falta transitoria resulta muy costoso. Se puede reponer la línea inmediatamente, y
reducir el tiempo sin servicio, pero es muy difícil hacerlo manualmente. Por ello que se
emplea el reenganchador.
El reenganchador es un automatismo que permite reconectar una línea tras la actuación
de las protecciones, con el fin de minimizar las pérdidas en el servicio. Por ello, aunque
no sea una función de protección sino de control, se incluye en el conjunto de las
protecciones de una línea.
6.4.3.1 Característica de funcionamiento
El caso que nos ocupa es el reenganche de una línea de transporte. Por lo general, las
protecciones de las líneas de transporte mandan orden de disparo monofásico a los
interruptores. De esta forma, en caso de existir una falta en una fase del sistema, se abre
solo la fase dañada. En consecuencia la orden de reenganche también es monofásica.
El automatismo recibe como entradas la señal de actuación de las protecciones y la
posición de los interruptores a través de un contacto auxiliar. Dicho contacto auxiliar da
una réplica de la posición del polo principal, pero estando aislado del sistema.Y como
salidas manda orden de cierre a los interruptores a través de las bobinas de cierre.
A continuación se detalla un esquema del reenganchador para líneas de transporte.
Figura 71: Reenganche
111
Existe un automatismo asociado a cada fase del sistema. Como se indicó anteriormente,
el reenganche manda orden de cierre monofásico Esto lo hace a través de las bobinas de
cierre del polo. La maniobra de los polos se hace por tanto eléctricamente.

Ciclo de reenganche
El ciclo de un reenganchador se inicia con la detección de la falta por parte de las
protecciones propias. Transcurrido un tiempo determinado, según la protección, se
produce la orden de disparo y apertura del interruptor. En este momento se inicia la
cuenta del tiempo de espera por parte del reenganchador. Una vez que el tiempo del
primer ciclo ha vencido, comprueba el sincronismo entre los dos extremos del polo, y
manda orden de cierre al interruptor. Se trata de un Reenganche Monofásico.
Si la falta perdura después del primer disparo y cierre, las protecciones volverán a
actuar, mandando orden de disparo otra vez. Se iniciará por tanto un segundo ciclo de
conteo. Dicho ciclo es mayor que el primero. Puede haber hasta un tercer ciclo.
Si después del tercer ciclo, la falta se mantiene, entonces el relé actuará y el
reenganchador dará orden de Disparo Trifásico Definitivo.
Detección
de falta
Apertura
Itor en falta
Tiempo
de espera
Orden
cierre Itor
FIN FALTA
Reenganche
monofásico
Falta
mantenida
DISPARO
TRIFÁSICO
6.4.3.2 Características del relé Areva
La función de reenganche se va a activar en la protección MICOM P545. La función de
reenganche del relé Areva permite controlar el número de reenganches que se llevan a
cabo. De esta manera, efectuados un número determinado de disparos y reenganches
monofásicos, obliga a las protecciones a realizar disparo trifásico de los interruptores.
Los tiempos muertos (tiempo que esta el interruptor abierto hasta que se envía orden de
reenganche) y el número de reenganches posibles se ajustan de manera independiente.
Si se detectan condiciones de falta las protecciones mandan orden de disparo al
112
interruptor, y se inicia el conteo. Una vez pasado este tiempo, el interruptor se cierra. Si
este cierre se realiza con éxito, se inicia un tiempo de recuperación. Si el interruptor no
dispara nuevamente, la función se reinicializa después de este tiempo de recuperación.
Si la protección dispara de nuevo, el equipo pasa al siguiente intento dentro del esquema
de la función.

Reenganche monofásico
Si solo esta activado el reenganche monofásico, entonces si la primera falta e una falta
monofásica, el tiempo muerto monofásico, y el reenganche automático en curso también
es monofásico, arrancará con el impulso del disparo de interruptor monofásico.
Si el relé se configura para permitir más de un disparo monofásico, y por lo tanto más
de un reenganche monofásico, entonces todas las faltas monofásicas subsiguientes serán
convertidas a disparo trifásico.

Reenganche trifásico
Si solo esta activado el reenganche trifásico del interruptor, ante cualquier falta, ya sea
monofásica o trifásica, el reenganche trifásico arrancara en el momento que se produzca
el disparo trifásico. La lógica fuerza a un disparo trifásico ante cualquier falta.

Reenganche monofásico y trifásico
Existe la posibilidad de activar el disparo trifásico y el monofásico a la vez. En este caso
al secuencia de actuación de la protecciones la siguiente:
-
Falta monofásica: disparo y reenganche automático monofásico.
Falta polifásica: disparo trifásico y reenganche trifásico. Si permite varios
disparos consecutivos, serán todos trifásicos también.
Si la falta inicialmente es monofásica y luego se convierte en polifásica, entonces se
detiene el reenganche monofásico en curso y se inicia el proceso de disparo y
reenganche trifásico.
6.4.3.3 Lógica de disparo
Para la actuación del reenganchador distinguimos entre el reenganche monofásico y el
trifásico.

Reenganche monofásico
El reenganche monofásico se activa a partir de una entrada externa. Dicha entrada será
la entrada auxiliar del interruptor de la fase correspondiente. A continuación se muestra
el caso de la fase A.
113

Reenganche trifásico
En este caso la entrada del interruptor correspondiente activa el reenganche trifásico

Proceso de reenganche
Para indicar que el relé está llevando a cabo un reenganche de interruptor, se activa un
LED rojo, como se deduce del siguiente circuito.

Bloqueo de reenganche
Para el bloqueo de la función de reenganche se emplea una entrada externa. Dicha
entrada externa viene definida por las entradas de los interruptores auxiliares de las
fases A, B, C Y la posición de los interruptores.
Se analiza en primer lugar la lógica de las entradas de color azul. Cuando la entrada del
interruptor auxiliar de la fase A o de la fase B esté activada, entonces se tiene un 1
lógico a la salida de la puerta AND. Es suficiente que una de las dos puertas AND tenga
una salida 1 para tener también 1 lógico a la salida de la puerta OR.
Por otro lado, las entradas verdes son en orden descendente, Reenganche monofásico en
curso, Interruptor de fase A, B o C abierto. Cuando las dos entradas de los interruptores
están activa, la puerta lógica >=2 tendrá un 1lógico como salida. Esta salida, junto con
la entrada de reenganche monofásico y la salida del circuito lógico azul explicado
anteriormente llegan a un And. Cuando todas estén activas (1 lógico) entonces la salida
será también un 1. Dicha salida va a otra puerta OR donde se junta con una entrada de
114
interruptor auxiliar del interruptor de la fase C. si la salida de esta puerta es uno, se
bloquea la función de reenganche.

Disparos monofásicos
Después del reenganche es necesario volver a habilitar el disparo de los interruptores de
cada fase. Esto se hace con el siguiente circuito.
En orden descendente, las salidas son Disparo fase A, B, C.a
Las entradas son MCB/VTS para proteger el TT, Cierre manual del interruptor y
Reponer bloqueo.

Disparo trifásico.
Como ya se indico anteriormente, después de un numero determinado de disparos del
interruptor, si la falta persiste, se manda orden de disparo trifásico. Para ello es
necesario bloquear el reenganche monofásico y mandar la orden de disparo. A
continuación se muestra el esquema lógico que desarrolla la protección de reenganche
para permitir dicho disparo.
Las entradas azules son las de los interruptores auxiliares de las fases A, B.
Las entradas verdes son Ar Bloqueado, que indica que no es posible mas reenganches
hasta reposición del sistema, Contador de secuencia que se activa cuando el contador de
secuencia de reenganche está en dos (esto significa que se ha producido el disparo de
falta inicial y luego ha sucedido otro disparo poniendo el contador a dos), y Autocierre
que se activa cuando se alcanza la cuenta de secuencia, forzando a otros disparos a
disparo trifásico.
La primera salida es disparo trifásico, que se activa cuando se verifique el circuito
previo de bloqueo de disparo monofásico. La segunda salida fuerza a que todo disparo
emitido sea trifásico mediante conversión de disparo.
115

Condiciones de reenganche
Como se indico anteriormente es necesario que se comprueben las condiciones de
sincronismo para que se pueda llevar a cabo el cierre. A continuación se muestra la
lógica del relé.
La salida de este circuito es directamente una entrada a la lógica de reenganche para
indicar que se satisfacen las condiciones de red.
116
7
Capítulo 7: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DE
PROTECCIÓN DE LA LÍNEA DE 220kV
7.1
PROTECCION DIFERENCIAL
A la hora de ajustar una protección diferencial, el criterio que se va a seguir es el de
garantizar el disparo de las protecciones para una falta en la línea a proteger y además
asegurar que no dispare ante faltas externas. Para ello hay que definir su curva
característica de actuación y disparo. Dicha curva en realidad es una recta. Para definirla
se necesitan dos puntos. El primero será la sensibilidad de la protección, que
corresponde al valor de intensidad diferencial a partir del cual la protección actúa. El
segundo valor será el resultado de las lecturas teóricas del relé para la máxima falta
pasante. De esta forma queda definida la recta y su pendiente, delimitando así las zonas
de actuación y no actuación.

Intensidad capacitiva
En primer lugar se calcula la intensidad de carga capacitiva. La razón de este cálculo es
que existen dos aspectos a tener en cuenta con respecto a la intensidad de carga; el
primero es la intensidad de irrupción durante la energización de la línea y el segundo es
la intensidad de carga de régimen permanente. La intensidad de carga de irrupción es
predominantemente de armónicos de alto orden (9º y 11º, por ejemplo). El filtrado de
Fourier utilizado por los relés P545 retirará estos componentes de frecuencia,
obteniendo de esta manera estabilidad. Por tanto nos exime de calcularla. La intensidad
de carga de régimen permanente es nominalmente a frecuencia fundamental y, de allí,
que pueda provocar el malfuncionamiento del relé.
Se define la intensidad capacitiva como
Siendo CTOTAL la capacidad de la línea que se calculó en el apartado de parámetros de
línea.
A primera vista el valor de la intensidad capacitiva parece demasiado pequeño, pero hay
que tener en cuenta que se trata de una línea corta y aérea, lo que supone intensidades
menores.
Se pasa esta intensidad al secundario del transformador de intensidad, siendo RTTI =
1000/5:
Y por último se calcula la sensibilidad de la protección como:
117
Los resultados obtenidos son los siguientes:
I capacitiva del primario  Icap= 0.466 A
I capacitiva del secundario Icap2º= 0.00233 A
Sensibilidad= 0.005825 A

Máxima falta pasante
Se calcula las lecturas del relé, Idif e Ibias para la máxima falta pasante en la línea y poder
así definir un punto de la recta. Dicha falta será la máxima de las calculadas
anteriormente en las barras de la subestación de ARRERA1, correspondiente a una falta
trifásica.
En primer lugar se refleja la intensidad de la falta en el secundario del TI
A continuación se calcula la Idif:
Y el Ibias:
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Intensidad diferencial  Idif = 10.265 A
Intensidad Ibias  Ibias= 46.1929 A
Pendiente de la recta Pndte= 21.21%
12
X: 46.19
Y: 10.26
10
Idif
8
6
4
2
X: 0
Y: 0.005825
0
0
5
10
15
20
25
Ibias
30
35
40
45
50
Figura 72: Curva Protección Diferencial
118
7.2
PROTECCION DE DISTANCIA
A la hora de ajustar una protección de distancia, el criterio que se va a seguir es el de
garantizar el disparo de las protecciones para una falta en la línea a proteger y además
asegurar el disparo temporizado ante faltas externas. Se instala un relé de distancia en
cada extremo de línea. Para ello hay que definir una serie de curvas características de
funcionamiento.
Como ya se indicó arriba la lógica de funcionamiento que se va emplear será la de
subalcance con bloqueo. Los alcances de cada zona se definen a partir de la impedancia
de la secuencia directa.

Ajuste Relé Sangüesa
Los alcances de las zonas del Relé de Sangüesa definidos con una característica MHO
como se son los siguientes:
Tiempo disparo
R+jX (Ω)
Zφ (Ω) 1ario
Zφ (Ω) 2ario
(ms)
Z1
0
0.19352+ j0.43936
0.48 j66.22
0.048 j66.22
Z2
400
0.29028+ j0.65904
0.7201 j66.22
0.07201 j66.22
Z3
800
0.2419+ j58.62
58.629 j89.9
5.8629 j89.9
Tabla 9: Alcances Relé Sangüesa. Característica MHO
Los alcances de las zonas del Relé de Sangüesa definidos con una característica
CUADRANGULAR son los siguientes:
Tiempo disparo
(ms)
R+jX (Ω) 1ario
R+jX (Ω) 2ario
Z1
0
1.318 +j0.48
0.1318 +j0.048
Z2
400
1.977 +j0.72
0.1977 +j0.072
Z3
800
175.86 +j58.62
17.586 +j5.862
Tabla 10: Alcances Relé Sangüesa. Característica CUADRANGULAR
119
Gráficamente queda así:
Z1
Z2
Z3
Figura 73: Característica MHO + CUADRANGULAR Sangüesa

Ajuste Relé Arrera1
Para asegurar el disparo instantáneo de los interruptores cuando hay una falta en la
línea, se define una zona reverse en le relé de Arrera1. Es preciso que la zona de dicho
relé supere un poco a la zona 2, para asegurar el bloqueo. Por tanto:
El alcance de la zona reverse del relé de Arrera1 de la curva MHO es:
R+jX (Ω)
Zrev
0.07301 +j0.177
Zφ (Ω) 1ario
0.192 j67.65
Zφ (Ω) 2ario
0.0192 j67.65
Tabla 11: Alcances Relé Arrera 1. Característica MHO
El alcance de la zona reverse del relé de Arrera1 de la curva CUADRANGULAR es:
Zrev
R+jX (Ω) 1ario
R+jX (Ω) 2ario
0.576 +j0.192
0.0576 +j0.0192
Tabla 12: Alcances Relé Arrera 1. Característica CUADRANGULAR
Gráficamente queda así:
Zrev
Figura 74: Característica MHO + CUADRANGULAR Arrera 1
120

Impedancia de carga o Blinder
La impedancia de carga es el valor de la impedancia correspondiente para el cual no
actuarán las protecciones, aunque las zonas alejadas se metan en esta zona de carga. En
el caso de que la protección detectara una falta en esta zona, para un valor de
impedancia que pertenece a la Zcarga, el relé actuaría con operación normal, en vez de
actuar en temporizado.
Para el cálculo de la impedancia de carga o Blinder, se parte de la máxima intensidad
que va a circular por la línea. La impedancia de carga se hace más pequeña cuanto
mayor sea la intensidad, mientras que la tensión se mantiene constante.
La intensidad máxima que va a circular por la línea es:
La Zcarga será:
7.3
PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD DIRECCIONAL DE NEUTRO
La protección de sobreintensidad direccional de neutro es una protección cuya actuación
viene definida por una curva característica inversa. Se trata de una protección que no es
selectiva como ya se dijo antes, por lo que su disparo se controla con la temporización
de la actuación mediante la curva inversa.
A la hora de ajustar dicha protección, el criterio que se va a seguir es el de garantizar el
disparo temporizado de las protecciones para una falta en el sistema de manera que,
para faltas monofásicas o bífásicas a tierra con retorno de intensidad por el neutro fuera
de la línea a proteger, la actuación sea bloqueada y para el caso de faltas a tierra en la
línea a proteger la actuación será como respaldo de la protección principal de distancia.
Dicha temporización será menor cuanto mayor sea la intensidad de falta medida.
Para ajustar la protección direccional se deben definir dos intensidades. El valor de la
intensidad de arranque y el valor de la intensidad para una actuación en 400
milisegundos.

Arranque
El valor de la intensidad de arranque es aquella para la cual la protección inicia el
conteo en caso de den las condiciones apropiadas.
El valor de arranque está definido en el siguiente intervalo
121
Si pasamos los valores al secundario del transformador de intensidad de alimenta la
protección será:
La intensidad nominal del sistema es la intensidad nominal de la siderurgia. Se calcula
como sigue:
Este valor de intensidad es respecto al lado de baja tensión del transformador. Ahora se
obtiene la intensidad para el lado de alta tensión, que será menor.
Se escoge el valor de arranque tal que:

Disparo para t=400ms.
Esta protección emplea como magnitud principal la intensidad homopolar y la tensión
homopolar como magnitud de polarización como ya se explicó anteriormente.
Cuanto más lejos esté ubicada la falta, mayor será la impedancia de la línea en falta, y
menor será el valor de la intensidad que circula por el neutro. Por tanto para definir el
disparo a 400 milisegundos, se mide la intensidad mínima de falta posible, lo más lejos
posible dentro de los límites del elemento a proteger, que será en barras de Arrera1.
La intensidad mínima homopolar para una falta en Arrera1 es la intensidad debida a una
falta bifásica a tierra.
Magnitud principal es:
Ahora se pasan los valores de intensidad al secundario del transformador de intensidad
que alimenta la protección y se obtiene el valor real que calcula la protección.
122
A continuación se muestra una tabla resumen con los datos
Intensidad 1º (A)
Intensidad 2º (A)
Arranque
36.0825
0.18
Disparo t=400ms
6784.53
33.92
Tabla 13: Intensidades de arranque y disparo 67N

Toma
Para el cálculo de la toma, se debe definir el tipo de curva de actuación que emplea el
relé. Dicha curva puede ser de tipo IEEE o IEC. Son curvas normalizadas cuya
actuación y puntos responden a una ecuación mediante la cual se calcula la toma de la
protección.
En este caso se va a hacer el análisis para ambos tipos de curvas. La ecuación para curva
inversa es la mismo, y en lo único en lo que difieren es en el valor de los parámetros
que la constituyen.
Datos
K
α
L
IEC inversa
13.5
1
0
IEEE inversa
19.61
2
0.491
Tipo de curva
Tabla 14: Parámetros Curvas IEE IEC
Los resultados obtenidos del cálculo de la toma son:
IEC Inversa  T = 6
IEEE Inversa  T = 0.813

Zona de bloqueo
Como se indicó anteriormente la zona de bloqueo es perpendicular a la línea de máximo
par. Dicha línea es aquella que está desfasado con respecto a la magnitud de
polarización un ángulo igual al ángulo de la impedancia de la línea.
En este caso la zona de bloqueo será, con Uo como referencia de 0º :
123
Ángulo ZLinea : Φ
Φ + 90º
Φ – 90º
- 66.2º
23.8
-156.2
Tabla 15: Zona de Bloqueo
Es importante recordar que estos valores son siempre teórico-orientativos. En la práctica
la zona de bloqueo no coincide exactamente con la calculada.
7.4
PROTECCIÓN DE MÍNIMA TENSIÓN
La protección de mínima tensión se emplea como respaldo de las protecciones
principales. Se trata de una protección que no es selectiva, y no distingue la ubicación
de la falta. Es por ello que su actuación esta temporizada a cuatro segundos. Puedo
parecer un tiempo muy elevado, pero en realidad se diseña así por una razón. Como ya
se ha dicho se trata de una protección no selectiva y de respaldo. Por tanto hay que
garantizar que actuará cuando todas las demás protecciones han tenido posibilidad de
disparar.
La actuación de dicho respaldo en caso de falta se inicia con un proceso de conteo.
Transcurrido este tiempo, si las condiciones de falta persisten, entonces manda orden de
disparo a los interruptores de la línea.

Ajuste
La protección actuará para valores de tensión menores a 205kV. Nunca mayores.
El tiempo que transcurre desde que aparecen las condiciones, hasta que la protección
actúa es de 4 segundos.
7.5
PROTECCIÓN DE SOBRETENSION
La protección de sobretensión se emplea como respaldo de las protecciones principales.
Se trata de una protección que no es selectiva y no distingue la ubicación de la falta
como le pasa a la de mínima tensión. Es por ello que esta temporizada.
La actuación de dicho respaldo en caso de falta se inicia con un proceso de conteo.
Transcurrido este tiempo, si las condiciones de falta persisten, entonces manda orden de
disparo a los interruptores de la línea.

Ajuste
La protección actuará para valores de tensión mayores de 230kV. Nunca menores.
Esta temporizada a 4 segundos.
124
8
Capítulo
8:
SISTEMA
TRANSFORMADOR.
DE
PROTECCIÓN
DEL
La alimentación a la subestación se hace a través de dos transformadores como ya se ha
indicado previamente. Es por ello que es muy importante dotar de las protecciones
necesarias a las dos máquinas para garantizar su correcto funcionamiento. Una pérdida
del transformador supone unos elevados costes de reparación ocasionando
indisponibilidad del servicio por esa línea. En este caso, se dispone de dos
transformadores con el fin de que en caso de falta se desconecte aquel que esta en falta,
y el otro transformador asuma toda la carga.
Los transformadores son elementos del sistema eléctrico caracterizados por la
confluencia de potencia que tiene lugar en ellos, y por su alto compromiso de
funcionamiento. En este caso se localizan en líneas de transporte para adaptar los
niveles de tensión a unos valores adecuados para su consumo.
Las protecciones de los transformadores deben garantizar máxima fiabilidad. Es decir,
que actúen correctamente. Esto se consigue con Seguridad (no actúe cuando no debe) y
Obediencia (actúe cuando debe). En el momento de detección de falta y actuación, esta
debe ser rápida para someter el mínimo tiempo posible a la maquina a las condiciones
de defecto. Por ello deben estar diseñadas con la sensibilidad adecuada de acuerdo con
las faltas que se pueden producir en el sistema.
Lo mismo que ocurría con las líneas, los transformadores disponen de protección
principal y protección de respaldo. Su actuación debe estar coordinada y debe existir
selectividad entre ellas.
Los posibles defectos a los que se puede ver sometido una máquina de estas
características son los defectos externos, que ya se explicaron en el capítulo 5 del
documento, y los defectos internos. Los defectos internos son muy peligrosos, puesto
que no se detectan a simple vista sino que , una vez que la protección ha actuado,
entonces es necesario analizar las condiciones físicas del transformador y descubrir el
origen de la falta. Estos defectos internos pueden ser
- Deterioro del núcleo magnético, debido a una falta en el aislamiento entre las chapas y
las bobinas de los devanados
- Circuito eléctrico, debido a una falta a tierra o una falta entre espiras de una misma
fase. También puede ser por un corte de los arrollamientos
- Defecto en el Dieléctrico de la máquina. Esto se origina por faltas en el aislamiento,
que ocasiona a veces también el contorneo de las bornas de conexión ya sea de alta o de
baja tensión.
- Defecto en el circuito de refrigeración debido principalmente a fallos con el aceite, ya
sea una pérdida de volumen, una dilatación o falta en la circulación del mismo, o bien
por fallos en el propio sistema de ventilación de la máquina.
125
Las protecciones que se van a emplear se detallan a continuación. Por un lado están las
propias de la máquina, que ya viene de serie con la máquina. Por otro lado están las que
se instalan dependiendo del sistema de protecciones de la instalación. En este caso son
protecciones de sobreintensidad que actúan cuando por los devanados circulan
intensidades mucho mayores que las de condiciones nominales y la protección
diferencial de transformador. Todas ellas se activan en el rele MICOM P642
8.1
ESQUEMA DE PROTECCIÓN
El esquema de protección que se va a emplear en el transformador es 1SP/1C. Es decir,
se diseñan las protecciones con un sistema de comunicación independiente y un sistema
de protección de actuación independiente.
El sistema de protección es el asociado a la protección diferencial de transformador, que
a su vez constituye la protección principal del sistema. Dicha protección garantiza su
actuación al estar comunicada en el otro extremo de la máquina con otra protección
diferencial. Están en continua comunicación, de manera que en caso de detectar las
condiciones de actuación, mandan orden de disparo a los interruptores.
Las demás protecciones del transformador no requieren sistema de comunicación entre
ellas.
8.2
FUNCIONES DE LA PROTECCIÓN PRINCIPAL Y SECUNDARIA MICOM
P645
8.2.1 Protección diferencial del transformador
La protección diferencial del transformador actúa para falta internas a la máquina. Se
trata de una protección selectiva y con una actuación rápida.
Se emplea como protección principal del transformador, considerando las protecciones
de sobreintensidad como respaldo.
Se sitúa una protección por fase, y a ambos lados del transformador.
8.2.1.1 Características de funcionamiento
Su funcionamiento sigue la mima lógica que la protección diferencial de línea.
El relé de protección diferencial compara las intensidades en ambos extremos del
transformador de manera que cuando la resta de ambas intensidades sea diferente de
cero, la protección actúe. De esta forma manda orden de disparo instantáneo a los
interruptores de los extremos del transformador.
Se sitúa un relé por fase, y manda orden de disparo monopolar.
126
La dificultad en el ajuste de estas protecciones reside en qe las medidas que se realizan a
ambos extremos del transformador siempre van a ser diferentes puesto que están a
niveles de tensión diferentes. Por ello es necesario ajustar la protección de manera que,
teniendo en cuenta esta diferencia, mande orden de disparo adecuado.
A continuación se muestra un esquema de dicha protección.
Figura 75: Protección Diferencial de Transformador
Los relés actuales digitales llevan incorporado un sistema de compensación interna de
módulo y de ángulo. Utilizan la relación de transformación de la máquina y los valores
nominales de corriente en alta y baja tensión, de manera que al compara la diferencia de
intensidades en condiciones normales, la diferencia sea nula. De esta forma no se
necesitan transformadores auxiliares para adaptar los valores.
A continuación se muestra la curva característica de actuación de la protección
diferencia.
Figura 76: Curva Característica 87T
Al igual que ocurría con la protección diferencial de línea, existen dos zonas bien
definidas. Una es al zona de actuación, y otra es la zona de bloqueo. El objetivo de estas
dos zonas es bloquear la actuación de la protección en caso de faltas fuera del elemento
a proteger.
8.2.1.2 Características del relé Areva
En este caso la protección que se va a emplea es MICOM P642, de Areva que incorpora
la función de protección diferencial de transformador. Se trata de un relé que protege la
máquina, manteniendo así sus condiciones y características mediante la protección
contra faltas en la misma.
127
Para usar el relé como protección diferencial del transformador, es necesario previo a
su funcionamiento, una corrección de la relación de valores que existe entre el lado de
alta y baja tensión. Esto se consigue simplemente ajustando la potencia de
referencia general de la función con a la nominal del transformador y las tensiones
primarias nominales con los devanados de transformador. Como se trata de un
transformador de dos devanados, la tensión de referencia coincide con al nominal. Es la
propia protección la que calcula un ratio de corrección y lo aplica a los diferentes
valores que le llegan.
El ajuste de la amplitud se hace a través del siguiente factor:
En necesario también ajustar los valores vectorialmente debido al desfase que existe
entre las magnitudes por el grupo de conexión del transformador. La
coincidencia vectorial de las magnitudes a la llegada de la protección se consigue
introduciendo dicho grupo de conexión en la protección.
8.2.1.3 Lógica de disparo
En este caso, la lógica de disparo de la protección será la misma que la de la protección
diferencial de la línea, puesto que su funcionamiento, una vez adaptados los valores
medidos a las magnitudes adecuadas, es exactamente el mismo.
8.2.2 Protección de sobreintensidad instantánea
La protección de sobreintensidad detecta las variaciones de intensidad en los devanados
y actúa ante falta interna en el caso de transformadores grandes como respaldo de la
protección diferencial, y en el caso de transformadores pequeños como protección
principal.
Figura 77: Protección de Sobreintensidad instantánea
128
8.2.2.1 Características de funcionamiento
La protección de sobreintensidad vigila la intensidad de fase y de neutro. En este caso se
sitúa en el lado de alta tensión del transformador.
Su actuación es instantánea por lo que se habilita si se puede coordinar ante faltas
internas. Es una protección que debe actuar ante falta internas al transformador, pero no
para faltas externas.
Cuando la intensidad que circula por la máquina sobrepasa la intensidad de arranque,
entonces la protección manda orden de disparo instantáneo a los interruptores.
8.2.2.2 Características del relé Areva
En este caso el relé que se va a emplear y que recoge la función de sobreintensidad
instantánea es el MICOM 127. Este relé también recoge la función de disparo
temporizado por sobreintensidad como se explica y se muestra en la figura a
continuación.
Figura 78: Relé Sobreintensidad
Los relés MiCOM son una gama de productos de la marca AREVA T&D que emplean
tecnología digital de avanzada. La gama incorpora dispositivos de protección diseñados
para un amplio abanico de aplicaciones en instalaciones eléctricas de potencia tales
como motores, generadores, transformadores, líneas y cables. Las funciones de
protección fase y tierra comportan una información instantánea y temporizada.
Cada una de las entradas de intensidad de fase e intensidad de tierra tiene tres umbrales.
De igual manera, los elementos de falta a tierra tienen tres umbrales diferentes, que
pueden además fijarse independientemente de los ajustes escogidos para las fases.
Los umbrales instantáneos se representan con el símbolo “I>” para el primer umbral,
“I>>” e “I>>>” para el segundo y el tercer umbral instantáneo.
La protección dispara cuando se producen las condiciones siguientes:
- La intensidad de fase excede el umbral de sobreintensidad fijado.
- El bloqueo lógico (si se utiliza) no está activado.
Los diagramas siguientes muestran la funcionalidad de cada umbral.
129
En el momento en el que el umbral de fase está activado, la salida instantánea asociada
a este umbral se activa. Esta salida indica que la protección ha detectado una fase en
falta.
8.2.2.3 Lógica de disparo
La lógica de disparo de esta función se desarrolla de manera conjunta con la de disparo
temporizado, que se refleja en el siguiente apartado.
Analizando únicamente la lógica de disparo instantáneo se tiene lo siguiente que en
condiciones de falta, actuación de la protección es la siguiente.

Arranque monofásico
En primer lugar se indica que existe alguna falta y que la protección la ha arrancado. De
esta forma se activará un LED indicativo de arranque de la fase en falta y también otro
que indique que existe algún arranque, en caso de que el de la falta en cuestión no
funcione. Las entradas están asociadas a cada fase. Se harán 1 lógico cuando el 1er
umbral arranque por sobreintensidad en alguna de las tres fases
El arranque monofásico de la protección viene condicionada por una entrada para cada
fase que son el arranque del primer umbral por sobreintensidad de la fase: DDB 762Fase A, DDB 763- Fase B y DDB 764- Fase C.
Si se cumplen las condiciones entonces se activa la salida que indica que la fase esta
arrancada: DDB 956- Fase A, 957- Fase B, 958- Fase C, y se activa la salida de general
que indica que existe alguna fase arrancada (DDB 736)

Indicador de fase en falta
Para indicar en la pantalla LCD y en los registros cual es la fase que se encuentra en
falta una vez la protección haya arrancado, es necesario que se active una salida.
130
Las entradas están asociadas a cada fase. Se harán 1 lógico en las entradas DDB 656Fase A, DDB 657- Fase B y DDB 657- Fase C cuando el 1er umbral dispare por
sobreintensidad en alguna de las tres fases.
Las salidas DDB 952- Fase A, DDB 953- Fase B y DDB 954- Fase C serán las
encargadas de indicar que la fase esta en falta.

Disparo trifásico
En el caso de disparo trifásico, el esquema lógico que sigue el relé es el siguiente

Salidas
En este caso cuando se activa la señal de entrada se activan las salidas.
SALIDAS DE LA FASE A (0)
Dicha señal de entrada es Disparo A. Es una señal de disparo para la fase A, que se
emplea para activar los contactos de salida de la lógica de conversión del disparo
interno.
Las señales de salida son R4- Alarma General, R7- Control de cierre de interruptor,
R13- Cierre exitoso, R16- Bloqueo Arranque y R26- Disparo diferencial. Estas señales
se activan de manera temporizada como se observa en el esquema que sigue. Cuando se
activan, mandan orden de cierre a un contacto RELAY cada una.
SALIDAS DE LA FASE B (4)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase B.
Las señales de salida son R5- IM64, R8- Control de disparo de interruptor, R14Arranque bloqueado, R17- Disparo de interruptor A y R27- VTS supervisión de
transformador de tensión para detectar fallo de entrada. Estas señales se activan de
131
manera temporizada como se observa en el esquema anterior. Cuando se activan,
mandan orden de cierre a un contacto RELAY cada una.
SALIDAS DE LA FASE C (8)
Al igual que en la fase anterior, cuando se activa la señal de entrada, se activan de
manera temporizada las salidas. La señal de entrada es la misma que la de la fase A,
pero correspondiente a la fase C.
Las señales de salida son R6- Tiempo 1, fallo de interruptor, R9- Disparo de A, R15Arranque en servicio, R18- Disparo de interruptor B y R28- PSB Bloqueo de oscilación
de potencia para detectar funciones de oscilaciones de potencia y perdidas de
sincronismo. Estas señales se activan de manera temporizada como se observa en el
esquema anterior. Cuando se activan, mandan orden de cierre a un contacto RELAY
cada una.
8.2.3 Protección de sobreintensidad temporizada
El funcionamiento de esta protección es igual que el de protección instantánea, con la
diferencia de que su actuación es temporizada. Es necesario que su actuación esté
coordinada con las protecciones de las líneas de llegada.
8.2.3.1 Características de funcionamiento
Para no producir disparos intempestivos, es necesario que permita los transitorios de
inserción que se producen al conectar la máquina a la red, y las sobrecargas que el
transformador por diseño es capaz de soportar.
Figura 79: Protección de Sobreintensidad Temporizada
132
Su actuación debe estar coordinada también con las protecciones propias de las líneas
que salen de las barras, que en este caso son los consumos de la fábrica.
8.2.3.2 Características del relé Areva
Como se indicó anteriormente, esta función se encuentra en la misma protección que la
función de sobreintensidad y las funciones de protección fase y tierra comportan una
información instantánea y temporizada Es por ello que descripción es igual, pero para
tiempos inversos. La protección dispone de tres umbrales de actuación de los cuales los
dos primeros se seleccionan con una característica de tiempo inverso (IEC, ANSI/IEEE)
mientras que el tercer umbral sólo se puede fijar como temporización de tiempo
definido.
Los umbrales temporizados se representan con el símbolo “tI>” para el primer umbral,
“tI>>” y “tI>>>” para el segundo y tercer umbral temporizados.
La protección dispara cuando se producen las condiciones siguientes:
- La intensidad de fase excede el umbral de sobreintensidad fijado.
- Ha transcurrido la temporización.
- El bloqueo lógico (si se utiliza) no está activado.
La temporización resultante se calcula mediante una fórmula matemática. Existen en
total once características de tiempo inverso disponibles.
La fórmula matemática común a las diez primeras curvas es:
Siendo:
t = tiempo de disparo
K = coeficiente (ver la tabla)
I = valor de la intensidad medida
IS = valor del umbral programado (corriente de arranque)
α = coeficiente (ver la tabla)
L = coeficiente ANSI/IEEE (cero para las curvas CEI)
T = multiplicador de tiempo comprendido entre 0.025 y 1.5
133
Tabla 16: Valores Parámetros de Curvas
Los relés de tiempo mínimo definido inverso (INV) se coordinan temporalmente, de
manera tal que el relé más cercano a la falta funcione con mayor rapidez que los relés
"aguas arriba". Esto es el modo de coordinación del relé, porque si el relé más cercano a
la falta no funciona, el siguiente disparará en un tiempo ligeramente mayor. Las etapas
de coordinación de tiempo son típicamente de 400 ms, los tiempos de actuación serán
progresivamente mayores en cada etapa.
8.2.3.3 Lógica de disparo
Según se configure un umbral de disparo u otro, la lógica de actuación se
Figura 80: Lógica de Disparo
De esta forma, en caso de sobreintensidad en alguna fase, se inicia el tiempo de conteo
correspondiente, según la curva inversa del relé. Cuando ese tiempo venza, y las
condiciones de falta se mantengan, entonces se activará una salida RELAY de la
protección que mande orden de disparo al interruptor.
134
8.2.4 Protección de sobreintensidad temporizada de neutro
La protección de sobreintensidad de neutro vigila la corriente del neutro del
transformador. Como se indica a continuación, esta vigilancia se puede realizar de dos
maneras.
8.2.4.1 Características de funcionamiento
La vigilancia de la corriente del neutro de un transformador se puede realizar mediante
la conexión de una protección al neutro de puesta a tierra del transformador o bien
haciendo llegar todas las intensidades de las fases a una única protección. Hay que
recordar que en el caso de neutro puesto a tierra del transformador, la intensidad
dependerá de la resistencia de puesta a tierra que tenga el mismo.
Las protecciones deberán arrancar para valores de intensidad menores que la intensidad
de falta mínima, de manera que se garantice el arranque y en caso de mantenimiento de
condiciones, el posterior disparo.

Protección conectada al neutro
El valor de arranque la protección depende de la impedancia de puesta a tierra que tenga
el transformador. Esta protección debe estar coordinada con demás protecciones
nombradas anteriormente de sobreintensidad y la diferencial.
Su esquema de conexión se muestra a continuación:
Figura 81: Protección conectada a neutro
Si las condiciones de falta persisten después del tiempo fijado, se mandará orden de
disparo a los interruptores de ambos lados del transformador.

Protección conectada a las fases
El esquema de conexión en este caso es el siguiente.
Figura 82: Protección conectada entre fases
Lo mismo que ocurría con la anterior protección conectada al neutro es necesario que la
actuación de esta esté coordinada con las demás protecciones.
135
La protección recibe a través de transformadores de intensidad, la suma de las
intensidades que circulan por las líneas. En caso de falta, se produce un aumento
considerado de dicha tensión que el relé detecta e inicia su arranque.
Si las condiciones de falta persisten después del tiempo fijado, se mandará orden de
disparo a los interruptores de ambos lados del transformador.
8.2.4.2 Características del relé Areva
En este caso, la función de protección de sobreintensidad de neutro se activará en le relé
MICOM P642, cuya función principal es la protección diferencial del transformador. En
este relé esta función se denomina protección de falta a tierra.
La función de falta a tierra está basada en la corriente que circula por el neutro de los
devanados del transformador. La medida de corriente se realizará en el devanado que
esté conectado a tierra a través de un neutro rígido a tierra o una impedancia. En este
caso, la intensidad que mide la protección es la que se deriva a tierra en el devanado de
alta tensión conectado en triángulo y con neutro rígido a tierra.
Esta protección está diseñada con 4 niveles de actuación. Los dos primeros se pueden
programar para una actuación con característica de curva inversa o de tiempo definido.
El tercer y cuarto nivel solo se pueden seleccionar para su uso con curva de tiempo
definido.
8.2.4.3 Lógica de disparo
La lógica de actuación de la función se muestra a continuación. En ella está incluido
también el disparo
En caso de que exista derivación de intensidad por el neutro, se activará la seña IN
derived con un 1 lógico. Si no existe bloqueo, la salida de la primera puerta lógica será
1.
Cuando la intensidad derivada medida sea mayor que un valor determinado, la entrada
del circuito IN derived se activará con un 1 lógico. Para que se produzca el disparo es
necesario que se haya cumplido lo indicado en el anterior párrafo, de manera que la
salida del tercer AND sea un uno y arranque la función.
136
8.3
PROTECCIONES PROPIAS DEL TRANSFORMADOR
Como se indicó anteriormente, las protecciones propias del transformador son aquellas
que el propio fabricante incorpora en la máquina durante su diseño. A continuación se
detallan algunas de ellas.
8.3.1 Termostato (26)
Detecta alta temperatura del aceite. Dispone de varios niveles para arrancar
secuencialmente los sistemas de refrigeración del transformador y, una vez agotada la
capacidad de refrigeración, dar alarma y posterior orden de disparo a los interruptores
del transformador.
8.3.2 Protección de sobrecarga (49)
La protección de sobrecarga detecta sobrecargas térmicas en devanados por intensidades
superiores al valor nominal establecido. Estas sobrecargas se provocan por una demanda
de explotación.
Debió a las sobretemperaturas alcanzadas se produce el envejecimiento acelerado del
aislamiento de los devanados, ya sea de papel aislante o resina, favoreciendo su
perforación y la aparición de faltas en la máquina.
8.3.3 Relé Buchholz (63B)
Detecta evaporaciones de aceite en la cuba del transformador, indicio de cortocircuitos
internos. Dispone de nivel de alarma y de disparo de los interruptores del transformador.
8.3.4 Relé Buchholz del Regulador (63BJ).
Se trata de un relé como el 63B pero que en este caso detecta el defecto en la cuba del
regulador del transformador.
8.3.5 Válvula de Seguridad (63L)
Permite la liberación al exterior de gases formados en la cuba del transformador cuando
la presión supera el valor establecido, dando alarma y orden de disparo a los
interruptores del transformador.
137
8.3.6 Nivel de aceite (63N)
Detecta que el nivel de aceite en el depósito de expansión del transformador desciende
por debajo de un valor prefijado, dando alarma y orden de disparo a los interruptores del
transformador.
8.3.7 Nivel magnético (63M)
Detecta el nivel magnético del líquido dieléctrico en contacto con las partes en tensión.
138
9
Capítulo 9: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DEL
SISTEMA DE PROTECCIONES DEL TRANSFORMADOR
9.1
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR
A la hora de ajustar una protección diferencial, el criterio que se va a seguir es el de
garantizar el disparo de las protecciones para una falta en la línea a proteger y además
asegurar que no dispare ante faltas externas. Para ello hay que definir su curva
característica de actuación y disparo. Dicha curva en realidad es una recta. Para definirla
se necesitan dos puntos. El primero será la sensibilidad de la protección, que
corresponde al valor de intensidad diferencial a partir del cual la protección actúa. El
segundo valor será el resultado de las lecturas teóricas del relé para la máxima falta
pasante. De esta forma queda definida la recta y su pendiente, delimitando así las zonas
de actuación y no actuación.
En el caso que nos ocupa de protección diferencial de transformador, el propio
fabricante es el que recomienda los valores de parametrización de la protección de
acuerdo con sus características específicas.
A continuación se va a calcular el valor de la sensibilidad que debe tener el
transformador como mínimo para que, bajo condiciones de explotación normal no
actúe, y en condiciones de falta sí que actúe.

Sensibilidad
La sensibilidad se define como el valor mínimo de intensidad que la protección es capaz
de detectar.
Se calcula a partir de las condiciones normales de funcionamiento del transformador el
los errores de medida de los transformadores de intensidad correspondientes.
Los transformadores de intensidad serán 1000/5 A y 2000/5 A 5P20. Esto quiere decir
que para una intensidad primaria de hasta 20 veces la intensidad nominal, el
transformador medirá la intensidad con un error compuesto del 5%. Para unos valores
de intensidad mayores, el error será mayor.
Por tanto para las condiciones normales de funcionamiento del transformador de
potencia, con un error máximo del transformador de medida, la Intensidad Diferencial
de la protección será como se indica a continuación.
139
La sensibilidad será la diferencia de intensidades para el caso más desfavorable. Este
corresponde con un error de +5% en el lado de baja tensión, y un error de -5% en el
lado de alta tensión.
Se define la sensibilidad por tanto como:
0,5 A
A partir de este valor, la pendiente de la curva será la indicada por el fabricante del
transformador.
9.2
PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE FASE INSTANTÁNEA
La protección de sobreintensidad instantánea se sitúa en el lado de alta tensión del
transformador. Se trata de una función que actúa como respaldo de la protección
principal que es la diferencial de transformador.
Como se indicó anteriormente la actuación de esta protección es instantánea. Esto
quiere decir que, cuando la intensidad supera un determinado valor, la función manda
orden de disparo a los interruptores de ambos lados del transformador. De esta forma
queda la máquina fuera de servicio.
Esta función solo actuará para faltas situadas antes del transformador.

Arranque
El arranque debe garantizar la actuación de las protecciones para faltas internas al
elemento a proteger pero no para faltas externas. Además es muy importante tener en
cuenta que la máquina sufre un transitorio de corriente cuando se energiza por primera
vez. Es por ello que la intensidad de arranque que se calcula debe ser además mayor que
la intensidad máxima de inserción.
El valor para el cual la protección actúa debe ser tal que garantice el disparo para el caso
más desfavorable de falta que se puede dar antes del transformador. Es decir, par el
mayor valor de intensidad de cortocircuito antes del transformador.
La intensidad de cortocircuito máxima se da para una falta antes del transformador
equivale a la intensidad de cortocircuito al 100% de la línea que se calculó previamente.
Faltas
Bifásica
Trifásica
I cortocircuito
8889.82
10265.1
Como se observa en la tabla la mayor intensidad se da ante una falta trifásica. Por tanto,
el valor de la intensidad de arranque será:
140
Si se pasan estos valores al secundario del transformador de intensidad que serán los
valores que le lleguen a la protección se tiene que:

Disparo para t=0
Para el valor anteriormente calculado la protección manda orden de disparo instantáneo
a los interruptores situados a ambos lados del transformador.
9.3
PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE FASE TEMPORIZADA
La protección de sobreintensidad de fase temporizada es una protección cuya actuación
viene definida por una curva característica inversa. Se trata de una protección que no es
selectiva como ya se dijo antes, por lo que su disparo se controla con la temporización
de la actuación mediante la curva inversa.
A la hora de ajustar dicha protección, el criterio que se va a seguir es el de garantizar el
disparo temporizado de las protecciones para una falta en la máquina de manera que el
transformador quede protegido. Actuará como respaldo de la protección principal
diferencial del transformador y de la protección de sobreintensidad instantánea de los
consumos. De esta forma, en caso de existir una falta en las posiciones que alimentan a
los consumos, si la protección propia no actúa, actuará la del transformador de respaldo.
Dicha temporización será menor cuanto mayor sea la intensidad de falta medida.
Para ajustar la protección direccional se deben definir dos intensidades. El valor de la
intensidad de arranque y el valor de la intensidad para una actuación en 400
milisegundos.
9.3.1 Protección de sobreintensidad temporizada de AT.
A continuación se calculan los ajustes para la protección situada a la izquierda del
transformador, a 220kV

Arranque
El valor de la intensidad de arranque es aquella para la cual la protección inicia el
conteo en caso de den las condiciones apropiadas.
El valor de arranque está definido a continuación
Si pasamos los valores al secundario del transformador de intensidad de alimenta la
protección será:
141
La intensidad nominal del sistema es la intensidad nominal del transformador a
proteger. Se calcula como sigue:
Por tanto el valor de la Intensidad de arranque será.
Este valor de intensidad es respecto del secundario del transformador de intensidad es:

Disparo para t=400ms.
La actuación de esta protección se combina con la del sobreintensidad instantánea de
manera que la curva de temporización llega hasta valores de intensidad iguales a la
intensidad de arranque de la función instantánea.
Cuanto más lejos esté ubicada la falta, menor será el valor de la intensidad que circula
por el transformador, y por tanto menor peligro corre.
El valor de la corriente para un disparo temporizado de 400ms será por tanto
A continuación se muestra una tabla resumen con los datos
Arranque
Disparo t=400ms
Intensidad 1º (A)
Intensidad 2º (A)
238.81
1.194
13344.63
66.72
Tabla 17: Intensidades de Arranque y Disparo AT
En la siguiente gráfica se muestra el comportamiento de la protección.
Figura 83: Curva Sobreintensidad Temporizada AT
142

Toma
Para el cálculo de la toma, se debe definir el tipo de curva de actuación que emplea el
relé. Dicha curva puede ser de tipo IEEE o IEC. Son curvas normalizadas cuya
actuación y puntos responden a una ecuación mediante la cual se calcula la toma de la
protección.
En este caso se va a hacer el análisis para ambos tipos de curvas. La ecuación para curva
inversa es la mismo, y en lo único en lo que difieren es en el valor de los parámetros
que la constituyen.
Datos
K
α
L
IEC inversa
13.5
1
0
IEEE inversa
19.61
2
0.491
Tipo de curva
Los resultados obtenidos del cálculo de la toma son:
IEC Inversa  T = 1,62
IEEE Inversa  TD = 0.804
9.3.2 Protección de sobreintensidad temporizada de BT.
A continuación se calculan los ajustes para la protección situada a la derecha del
transformador, a 20kV

Arranque
El valor de la intensidad de arranque es aquella para la cual la protección inicia el
conteo en caso de que se den las condiciones apropiadas.
El valor de arranque está definido a continuación
Si pasamos los valores al secundario del transformador de intensidad de alimenta la
protección será:
La intensidad nominal del sistema es la intensidad nominal del transformador a
proteger. Se calcula como sigue:
143
Por tanto el valor de la Intensidad de arranque será.
Este valor de intensidad es respecto del secundario del transformador de intensidad es:

Disparo para t=400ms.
En este caso la función trabaja de manera conjunta con la protección de sobreintensidad
instantánea de los consumos.
Es por ello que para un tiempo de 400ms se quiere que trabaje como respaldo de la
protección propia de los consumos para el caso de la máxima falta.
El análisis del valor de la intensidad máxima de cortocircuito en barras de 20kV se hace
en el capítulo 10, en la parametrización de la función de sobreintensidad de los
consumos.
El valor de la corriente para un disparo temporizado de 400ms será por tanto
A continuación se muestra una tabla resumen con los datos
Intensidad 1º (A)
Intensidad 2º (A)
Arranque
2626,94
6,56
Disparo t=400ms
25855,83
64,64
Tabla 18: Intensidades de Arranque y Disparo BT
En la siguiente gráfica se muestra el comportamiento de la protección.
144
6,56 64,63
Figura 84: Curva Sobreintensidad BT

Toma
Para el cálculo de la toma, se debe definir el tipo de curva de actuación que emplea el
relé. Dicha curva puede ser de tipo IEEE o IEC. Son curvas normalizadas cuya
actuación y puntos responden a una ecuación mediante la cual se calcula la toma de la
protección.
En este caso se va a hacer el análisis para ambos tipos de curvas. La ecuación para curva
inversa es la mismo, y en lo único en lo que difieren es en el valor de los parámetros
que la constituyen.
Datos
K
α
L
IEC inversa
13.5
1
0
IEEE inversa
19.61
2
0.491
Tipo de curva
Los resultados obtenidos del cálculo de la toma son:
IEC Inversa  T = 0,262
IEEE Inversa  TD = 0.575
9.4
PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE NEUTRO TEMPORIZADA
La protección de sobreintensidad de neutro temporizada es una protección cuya
actuación viene definida por una curva característica inversa como ocurre con la de fase.
Se trata de una protección que no es selectiva como ya se dijo antes, por lo que su
disparo se controla con la temporización de la actuación mediante la curva inversa.
145
A la hora de ajustar dicha protección, el criterio que se va a seguir es el de garantizar el
disparo temporizado de las protecciones para una falta a tierra de manera que el
transformador quede protegido. Actuará como respaldo de la protección principal
diferencial del transformador y de la protección de sobreintensidad instantánea de los
consumos. De esta forma, en caso de existir una falta en las posiciones que alimentan a
los consumos, si la protección propia no actúa, actuará la del transformador de respaldo.
Dicha temporización será menor cuanto mayor sea la intensidad de falta medida.
Para ajustar la protección direccional se deben definir dos intensidades. El valor de la
intensidad de arranque y el valor de la intensidad para una actuación en 400
milisegundos.
9.4.1 Protección de sobreintensidad de neutro temporizada de AT.
A continuación se calculan los ajustes para la protección situada a la izquierda del
transformador, a 220kV

Arranque
El valor de la intensidad de arranque es aquella para la cual la protección inicia el
conteo en caso de den las condiciones apropiadas.
El valor de arranque está definido a continuación
Si pasamos los valores al secundario del transformador de intensidad de alimenta la
protección será:
La intensidad nominal del sistema es la intensidad nominal del transformador a
proteger. Se calcula como sigue:
Por tanto el valor de la Intensidad de arranque será.
Este valor de intensidad es respecto del secundario del transformador de intensidad es:

Disparo para t=400ms.
La actuación de esta protección se combina con la del sobreintensidad instantánea de
manera que la curva de temporización llega hasta valores de intensidad iguales a la
intensidad de arranque de la función instantánea.
Cuanto más lejos esté ubicada la falta, menor será el valor de la intensidad que circula
por el transformador, y por tanto menor peligro corre.
146
El valor de la corriente para un disparo temporizado de 400ms será por tanto
A continuación se muestra una tabla resumen con los datos
Intensidad 1º (A)
Intensidad 2º (A)
Arranque
238.81
1.194
Disparo t=400ms
13289.9
66.44
Tabla 19: Intensidades de Neutro de Arranque y Disparo AT
En la siguiente gráfica se muestra el comportamiento de la protección.
Figura 85: Curva sobreintensidad de neutro

Toma
Para el cálculo de la toma, se debe definir el tipo de curva de actuación que emplea el
relé. Dicha curva puede ser de tipo IEEE o IEC. Son curvas normalizadas cuya
actuación y puntos responden a una ecuación mediante la cual se calcula la toma de la
protección.
En este caso se va a hacer el análisis para ambos tipos de curvas. La ecuación para curva
inversa es la mismo, y en lo único en lo que difieren es en el valor de los parámetros
que la constituyen.
147
Datos
K
α
L
IEC inversa
13.5
1
0
IEEE inversa
19.61
2
0.491
Tipo de curva
Los resultados obtenidos del cálculo de la toma son:
IEC Inversa  T = 1,619
IEEE Inversa  TD = 0.804
148
10 Capítulo
10:
SISTEMA
ACOPLAMIENTO
DE
PROTECCIONES
DEL
10.1 FUNCIONES DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL ACOPLAMIENTO
La llegada de la línea desde Sangüesa hasta la subestación Arrera1 se hace a través de
un sistema de simple barra. Esta línea se conecta a la barra a 220kV. Para poder
alimentar los consumos es necesario adaptar los niveles de tensión a niveles adecuados
y útiles para la siderurgia. Como se indicó en el apartado anterior, de esta barra de
220kV salen dos posiciones de transformador. Estos transformadores reducen la tensión
a 20kV.
Con el fin de garantizar el suministro continuo a la siderurgia, se proyecta el parque de
20kV de la subestación es un sistema de simple barra partida con acoplamiento. De esta
forma, en caso de existir una falta en un transformador, se puede aislar la máquina, y
alimentar el resto de los consumos con el transformador sano a través del acoplamiento.
En caso de existir una falta en una barra, el acoplamiento permite aislar la barra, de
manera que no se pierda la totalidad del suministro de la fábrica.
Será necesario instalar protecciones en este acoplamiento que funcione como protección
de respaldo de las principales de los transformadores.
A continuación se detallan las protecciones a usar.
10.1.1 Protección de distancia
La protección de distancia es una función cuya actuación se basa en la impedancia
medida por el relé. El relé recibe alimentación de la tensión y la intensidad que circula
por el acoplamiento y efectúa el cálculo de la impedancia a partir de los mismos.
La actuación del relé tendrá lugar cuando al impedancia medida sea menor que la
medida para condiciones de funcionamiento normales. En caso de falta, el relé manda
orden de disparo al acoplamiento, dejando ambas barras aisladas.
Se trata de un relé situado en un acoplamiento, donde se desprecia la impedancia
introducida por el interruptor y las barras. Por lo tanto para parametrizarlo se empleará
una impedancia pequeña, como se indica más adelante.
Como se indico en la protección de distancia de la línea, este relé también puede realizar
disparos intempestivos debido a una medida errónea.
10.1.1.1 Características de funcionamiento
En este acoplamiento se instala una protección de distancia para que trabaje como
respaldo de las protecciones de los consumos, con una actuación temporizada.
149
Tiene dos zonas de actuación: Forward y Backwards, es decir, hacia delante y hacia
atrás, como se muestra en el dibujo.
Figura 86: Protección de Distancia del Acoplamiento
Se definen dos características, la característica
CUADRANGULAR como en la protección de línea.

MHO
y
la
característica
Curva característica MHO
Se trata de una característica donde los defectos los ve hacia adelante. Se representan en
una gráfica limitada en el eje de abscisas por la resistencia, y en el eje de ordenadas por
la inductancia. El resultado es el siguiente:
El alcance de la zona forward del Relé se define con esta característica. Es el siguiente:
ZF=0.3*Zsid
El alcance de la zona backwards del relé de es:
ZB=0.3* Zsid

Curva característica CUADRANGULAR
Los alcances de cada zona se definen de la siguiente manera:
Xzona= /Zzona/
Rzona= /3*Xzona/

Actuación
La actuación de las protecciones será la siguiente
Figura 87: Funcionamiento de Protección de Distancia de Acoplamiento
150
-
Falta en 1
En caso de falta en un consumo, deberán actuar en instantáneo las protecciones
propias del consumo. El relé de distancia del acoplamiento actuará como respaldo
temporizado en caso de que las protecciones no hubieran mandado orden de disparo
instantáneo al interruptor correspondiente. Por tanto se producirá el disparo del
acoplamiento.
-
Falta en 2
En el caso de una falta en dos, es decir, externa a la zona de actuación, la protección
no actúa.
10.1.1.2 Características del relé Areva.
La protección a emplear será el mismo modelo que la protección de distancia de la
línea, Areva MICOM P444.
La operación y actuación se indicó en los apartados anteriores, por lo que no se van a
volver a repetir.
10.1.1.3 Lógica de disparo
La protección a emplear será el mismo modelo que la protección de distancia de la
línea, Areva MICOM P444.
La lógica de disparo ya se indico en el apartado de protección de distancia de la línea se,
por lo que no se van a volver a repetir.
151
152
11 Capítulo 11: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DEL SISTEMA
DE PROTECCIONES DEL ACOPLAMIENTO
11.1 PROTECCION DE DISTANCIA
A la hora de ajustar y parametrizar al protección de distancia del acoplamiento, el criterio de
actuación será el de respaldo a las protecciones propias de los consumos.

Ajuste forward
Hay que recordar que se desprecia la impedancia que puede introducir el acoplamiento o las barras.
Por ello del alcance de la zona forward es pequeño. De esta manera, se consigue también proteger
las barras.
ZF=0.3*Zsid
El alcance de la zona forward del relé de la curva MHO es:
Zφ (Ω) 1ario
R+jX (Ω)
Zrev
0.07301 +j0.177
0.192 j67.65
Zφ (Ω) 2ario
0.0192 j67.65
Tabla 20: Alcances Ajuste Forward MHO
El alcance de la zona forward del relé de la curva CUADRANGULAR es:
Zrev
R+jX (Ω) 1ario
R+jX (Ω) 2ario
0.576 +j0.192
0.0576 +j0.0192
Tabla 21: Alcances Ajuste Forward CUADRANGULAR

Ajuste backwards
Como ocurre con el ajuste de la zona forward, el alcance de la zona backwards es pequeño.
ZF=0.3*Zsid
El alcance de la zona backwards del relé de la curva MHO es:
R+jX (Ω)
Zrev
0.07301 +j0.177
Zφ (Ω) 1ario
0.192 j67.65
Zφ (Ω) 2ario
0.0192 j67.65
Tabla 22: Alcances Ajuste Backwards MHO
153
El alcance de la zona backwards del relé de la curva CUADRANGULAR es:
R+jX (Ω) 1ario
Zrev
0.576 +j0.192
R+jX (Ω) 2ario
0.0576 +j0.0192
Tabla 23: Alcances Ajuste Backwards CUADRANGULAR
154
12 Capítulo 12: SISTEMA DE PROTECCIONES DE LOS CONSUMOS
12.1 PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD INSTANTÁNEA MICOM P127.
La protección de sobreintensidad detecta las variaciones de intensidad las posiciones que alimentan
a los consumos y actúa ante falta en dicha alimentación de manera instantánea.
12.1.1 Características de funcionamiento
La protección de sobreintensidad vigila la intensidad de fase y de neutro. En este caso se sitúa antes
del consumo.
Su actuación se coordina de manera que cuando la intensidad que circula por la línea que alimenta
al consumo sobrepasa la intensidad de arranque, entonces la protección da orden de disparo
instantáneo a los interruptores.
12.1.2 Características del relé Areva
La protección a emplear es la misma que la de sobreintensidad del transformador, es decir MICOM
P127.
Sus características se indican en este capítulo en el apartado 8.2.3.
12.1.3 Lógica de disparo
La lógica de disparo es la misma que la explicada anteriormente en el apartado 8.2.3.
155
156
13 Capítulo 13: PARAMETRIZACIÓN DE LAS FUNCIONES DEL SISTEMA
DE PROTECCIONES DE LOS CONSUMOS
13.1 PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD INSTANTÁNEA
La protección de sobreintensidad instantánea se sitúa las posiciones que alimentan los consumos de
la siderurgia.
Como se indicó anteriormente la actuación de esta protección es instantánea. Esto quiere decir que,
cuando la intensidad supera un determinado valor, la función manda orden de disparo a los
interruptores de las posiciones conectadas a las barras de 20kV. De esta forma queda el consumo
fuera de servicio.
Esta función solo actuará para faltas en el consumo.

Arranque
El arranque debe garantizar la actuación de las protecciones para faltas internas al elemento a
proteger pero no para faltas externas.
El valor para el cual la protección actúa debe ser tal que garantice el disparo para el caso más
desfavorable de falta que se puede dar antes del transformador. Es decir, par el mayor valor de
intensidad de cortocircuito de la posición.
La intensidad de cortocircuito máxima se da para una falta en el consumo equivale a la intensidad
de cortocircuito en barras de 20kV que se calculó previamente.
Faltas
I cortocircuito
Monofásica
Bifásica
Bifásica a tierra
Trifásica
0
17233.1
0
19889.1
Tabla 24: Intensidades de Cortocircuito Consumos
Como se observa en la tabla la mayor intensidad se da ante una falta trifásica. Por tanto, el valor de
la intensidad de arranque será:
Si se pasan estos valores al secundario del transformador de intensidad que serán los valores que le
lleguen a la protección se tiene que:
157

Disparo para t=0
Para el valor anteriormente calculado la protección manda orden de disparo instantáneo a los
interruptores situados a ambos lados del transformador.
Aunque en este caso, la protección se ha ajustado, ésta puede sufrir modificaciones de acuerdo cn
los criterios del instalador de la fábrica. Por tanto, como mínimo, el sistema debe llevar una
protección, que en este caso es de sobreintensidad, pero se pueden añadir más según las necesidades
concretas del consumo.
158
14 Capítulo 14: BIBLIOGRAFÍA Y CONCLUSION
La bibliografía empleada se indica a continuación
[AREVA] MICOM ALSTOM P545 Technical Manual
[AREVA] MICOM ALSTOM P444 Technical Manual
[AREVA] MICOM ALSTOM P143 Technical Manual
[AREVA] MICOM ALSTOM P645 Technical Manual
Como se indico el principio del documento, el objetivo del presente proyecto es facilitar un coste
aproximado de la instalación eléctrica necesaria para la conexión de una fábrica siderúrgica a la red
de alta tensión. Dicha conexión se efectuará a través de una subestación existente, en Sangüesa.
El proyecto incluye el estudio de la conexión a través de una línea aérea, el diseño de dos
subestaciones para adaptar los valores de tensión de llegada de la red de transporte, a valores útiles
para el cliente, y la posterior conexión a los consumos.
El valor total de ejecución del proyecto se estima en 5.993.057,50 Euros, si bien puede estar sujeto
a modificaciones a causa de las variaciones en precios de mercado, o cambios en la infraestructura
eléctrica proyectada.
Madrid, 30 Mayo 2012
Fdo: Irene Villegas Ferreres
Ingeniero Industrial, ICAI
159
DOCUMENTO I
CÁLCULOS
INDICE
1
Capítulo 1: CÁLCULO PARÁMETROS DE LÍNEA. ............................................................ 3
2
Capítulo 2: CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS .................................................................. 7
2.1
2.1.1
Monofásico ........................................................................................................................ 7
2.1.2
Bifásico .............................................................................................................................. 9
2.1.3
Bifásico a tierra ................................................................................................................ 10
2.1.4
Trifásico ........................................................................................................................... 11
2.2
3
CORTOCIRCUITO EN LA LÍNEA ..................................................................................... 7
CORTOCIRCUITO EN TRANSFORMADOR ................................................................. 12
2.2.1
Bifásico ............................................................................................................................ 12
2.2.2
Trifásico ........................................................................................................................... 14
Capítulo 3: CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA ................................................................. 15
1
2
1
Capítulo 1: CÁLCULO PARÁMETROS DE LÍNEA.
%CALCULO DE LOS PARAMETROS DE LA LINEA AÉREA DE
%SUBESTACION SANGÜESA A SUBESTACIÓN ARRERA 1
%Datos eléctricos del conductor
Rca=0.1818;
de servicio normal[Ohm/km]
%Resistencia en ca a la temperatura
radio_cond=8.75;
%Radio del conductor de fase [mm]
rcond=radio_cond/1000;
(m)
%Radio del conductor pasado a metros
Ropgw=0.24;
OPGW[Ohm/km]
%Resistencia del cable de guarda
radio_opgw=9;
guardia [mm]
%Radio del conductor de cable de
ropgw=radio_opgw/1000;
(m)
%radio del conductor opgw en metros
ro=150;
[Ohm*m]
%Resistividad del terreno de Navarra
mu0=4*pi*10^(-4);
%Permeabilidad aire [H/km]
f=50;
%Frecuencia de la red[Hz]
w=2*pi*f;
%Pulsacion de la red[rad/s]
xy=[2.9 31.6;-2.9 28.6;2.9 25.6;0 35.9];
cable de guarda en la cruceta del apoyo(m)
n=1;
(duplex)
%Matriz coordenadas conductores y
%Numero de conductores por fase
d=40;
%Separación haz de conductores (cm)
long=1.329;
%longitud de la línea (km)
xycom=xy(:,1)+j*xy(:,2);
% Se pasa xy a notación compleja.
De_m=658.386*sqrt(ro/f);
%Distancia equivalente
r_ground_km=9.869*10^(-4)*f; %radio conductor fictico (ohm/m)
3
%Construcción de la matriz de alturas del apoyo respecto de terreno
[nf nc]=size(xy);
la matriz xy
alturas=diag(xy(:,2));
%Devuelve el num.filas (nf) y num.colum(nc) de
%Crear una matriz de alturas
%Construcción matriz de distancias de conductores en apoyo
for i=1:4
for k=1:4;
if i==k
else
dik(i,k)=abs(xycom(i)-xycom(k));
end
end
end
for i=1:4
for k=1:4;
if i==k
else
X=abs(xy(i,1)-xy(k,1));
Y=alturas(i,i)+alturas(k,k);
Dik(i,k)=sqrt(X^2+Y^2);
end
end
end
%construcción de las matrices de impedancias de la línea
if n==1
radio_i=rcond;
elseif n==2
radio_i=sqrt(rcond*d/100);
elseif n==3
4
radio_i=(rcond*(d/100)^2)^(1/3);
end
for i=1:4
for k=1:4;
if i==k && i<=3 && k<=3
z(i,k)=Rca+r_ground_km+j*(w*mu0/(2*pi)*log((De_m)/(radio_i)));
%Impedancia fases
elseif i==4 && k==4
z(i,k)=Ropgw+r_ground_km+j*(w*mu0/(2*pi)*log((De_m)/(ropgw)));
%Impedancia cable guarda
else
z(i,k)=r_ground_km+j*(w*mu0/(2*pi)*log((De_m)/(dik(i,k))));
%Impedancias entre fases y guarda
end
end
end
a=exp(j*2*pi/3);
A=[1 1 1;1 a*a a;1 a a*a];
z00=z(1:3,1:3);
z0n=z(1:3,4);
zn0=z(4,1:3);
znn=z(4,4);
zabc=z00-z0n*inv(znn)*zn0;
%Calculo de las impedancias secuenciales directa, inversa y homopolar de la
línea
zs=1/3*(zabc(1,1)+zabc(2,2)+zabc(3,3));
zm=1/3*(zabc(1,2)+zabc(2,3)+zabc(1,3));
zt=[zs zm zm;zm zs zm;zm zm zs];
z012=inv(A)*zt*A;
%Calculo Distancia equivalente
De=(((6.5299)^2)*2+36)^(1/3)
5
%RESULTADOS OBTENIDOS
%Matrices de Impedancias
z012
%Matriz de impedancias secuenciales(ohm/km)
zt
%Matriz de impedancias transpuesta(ohm/km)
zabc
%ohm/km
z
%ohm/km
zh=z012(1,1)*long
%Impedancia de secuencia homopolar(ohm)
zd=z012(2,2)*long
%Impedancia de secuencia directa(ohm)
zi=z012(3,3)*long
%Impedancia de secuencia inversa(ohm)
%Distancias
dik
%Distancias entre fases-conductores(m)
De
%Distancia equivalente(m)
6
2
Capítulo 2: CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS
2.1
2.1.1
CORTOCIRCUITO EN LA LÍNEA
Monofásico
%CALCULO DE CORTOCIRCUITOS
% CORTOCIRCUITO MONOFASICO FASE TIERRA (EN A)
%Bases del sistema
Sb=100;
%potencia base en MVA del sistema
UbA= 220;
UbB= 20;
UbC=0.42;
%UbD=
;
%tension
%tension
%tension
%tension
ZbA=UbA^2/Sb
ZbB=UbB^2/Sb;
ZbC=UbC^2/Sb;
%ZbD=UbD^2/Sb;
base
base
base
base
en
en
en
en
kV
kV
kV
kV
del
del
del
del
circuito
circuito
circuito
circuito
de
de
de
de
220kV
20kV
420V
kV
%impedancia base en ohmios del circuito de 220kV
%impedancia base en ohmios del circuito de 20kV
%impedancia base en ohmios del circuito de 420V
%impedancia base en ohmios del circuito de 420V
IbA=(Sb*1000)/(UbA*sqrt(3));
IbB=(Sb*1000)/(UbB*sqrt(3));
IbC=(Sb*1000)/(UbC*sqrt(3));
%IbD=(Sb*1000)/(UbD*sqrt(3));
%Intensidad
%Intensidad
%Intensidad
%Intensidad
base
base
base
base
en
en
en
en
A
B
C
D
del
del
del
del
circuito
circuito
circuito
circuito
de
de
de
de
%Datos del punto de conexion
ZP1=2.42684+11.5350i;
ZP2=2.42684+11.5350i;
ZP0=2.20304+18.6256i;
facilitado por REE
%Componente secuencia directa (ohms)
%Componente secuencia inversa (ohms)
%Componente secuencia homoplar (ohms)
zP1=0.00501+0.02383i;
zP2=zP1;
zP0=0.00455+0.03848i;
%Componente secuencia directa (pu)
%Componente secuencia inversa (pu)
%Componente secuencia homopolar (pu)
eth=1;
Ethc=220000+0i;
Eth=127000+0i;
220kV
20kV
420V
kV
%tension equivalente de thevenin (pu)
%tension equivalente de thevenin compuesta (Voltios)
%tension equivalente de thevenin simple (Voltios)
%Datos de la linea de 220kV
ZL1=zd;
%Componente secuencia directa (ohmios)
ZL2=zi;
%Componente secuencia inversa (ohmios)
ZL0=zh;
%Componente secuencia homoplar (ohmios)
7
zL1=ZL1/ZbA;
zL2=ZL2/ZbA;
zL0=ZL0/ZbA;
%Componente secuencia directa (pu)
%Componente secuencia inversa (pu)
%Componente secuencia homopolar (pu)
%Datos del transformador de potencia 220kV/20kV, 70MVA
zT1=0.1714i;
%Componente secuencia directa (PU)
zT2=zT1;
%Componente secuencia inversa (PU)
zT0=zT1;
%Componente secuencia homoplar (PU)
ZT1=zT1*ZbA;
ZT2=ZT1;
ZT0=ZT1;
%
%
%
%
%
%
%
%
%Componente secuencia directa (ohmios)
%Componente secuencia inversa (ohmios)
%Componente secuencia homoplar (ohmios)
%%%cambio de base del trafo respecto de las bases del lado de 220kV
zTT1=zT1*(Sb/70);
%Componente secuencia directa (PU)
zTT2=zTT1;
%Componente secuencia inversa (PU)
zTT0=zTT1;
%Componente secuencia homoplar (PU)
%CALCULO DE CORTOCIRCUITO
%Introducir el punto de falta de la linea m = 20, 80, 100%
m=0.2
pi=3.1416
I0=Eth/((ZP1+ZP2+ZP0)+(m*(ZL1+ZL2+ZL0))); %Intensidad homopolar(Amperios)
%RESULTADOS
%INTENSIDADES DE FALTA
I0mod=abs(I0)
%Modulo Intensidad homopolar (Amperios)
angI0=(180*angle(I0))/pi %Angulo de intensidad homopolar (grados)
I1=I0;
%Intensidad de secuencia directa (Amperios)
I1mod=abs(I0)
%Modulo de intensidad de secuencia directa (Amperios)
I2=I0;
%Intensidad de secuencia inversa (Amperios)
I2mod=abs(I0)
%Modulo de intensidad de secuencia inversa (Amperios)
If=3*I0
%Intensidad de falta (Amperios)
Ifmod=3*abs(I0)
%Modulo de intensidad de falta (Amperios)
angIf=angI0
%Angulo de la intensidad de falta (grados)
a=exp(j*2*pi/3);
A=[1 1 1;1 a*a a;1 a a*a];
Ia=If
Ib=I0+(a*a*I1)+(a*I2)
Ic=I0+(a*I1)+(a*a*I2)
%Intensidad de fase A (Amperios)
%Intensidad de fase B (Amperios)
%Intensidad de fase C (Amperios)
%TENSIONES DE FALTA
8
V1=Eth-(I1*(ZP1+m*ZL1))
V2=-(I2*(ZP2+m*ZL2))
V0=-(I0*(ZP0+m*ZL0))
%Tension secuencia directa (voltios)
%Tension secuencia inversa (voltios)
%Tension secuencia homopolar (voltios)
Va=V1+V2+V0
Vb=V0+(a*a*V1)+(a*V2)
Vc=V0+(a*V1)+(a*a*V2)
%Tension de fase A (Voltios)
%Tension de fase B (Voltios)
%Tension de fase C (Voltios)
2.1.2
Bifásico
%CALCULO DE CORTOCIRCUITOS
% CORTOCIRCUITO BIFASICO
%Hago los cálculos a partir de los datos obtenidos del .m de cortocircuito
%monofasico a tierra.
a=exp(j*2*pi/3);
A=[1 1 1;1 a*a a;1 a a*a];
pi=3.1416
%CALCULO DE CORTOCIRCUITO
%Introducir el punto de falta de la linea m = 20, 80, 100%
m=0.2
I1=Eth/((ZP1+ZP2)+(m*(ZL1+ZL2))); %Intensidad secuencia directa(Amperios)
I2=-I1;
%Intensidad secuencia inversa(Amperios)
%RESULTADOS
%INTENSIDADES DE FALTA
I0mod=0
I1
I1mod=abs(I1)
I1ang=angle(I1)*180/pi
I2
I2mod=abs(I2)
I2ang=angle(I2)*180/pi
Ib=(a*a*I1)+(a*I2)
Ic=-Ib
%Modulo Intensidad homopolar (Amperios)
%Intensidad de secuencia directa (Amperios)
%Modulo de intensidad sec. directa( Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
%Intensidad de secuencia inversa (Amperios)
%Modulo de intensidad de sec. inversa (Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
%Intensidad de fase B (Amperios)
%Intensidad de fase C (Amperios)
9
If=Ic
Ifmod=abs(If)
angIf=angle(If)
%Intensidad de falta (Amperios)
%Modulo de intensidad de falta (Amperios)
%Angulo de la intensidad de falta (grados)
%TENSIONES DE FALTA
V1=Eth-(I1*(ZP1+m*ZL1))
V2=-(I2*(ZP2+m*ZL2))
V0=0
%Tension secuencia directa (voltios)
%Tension secuencia inversa (voltios)
%Tension secuencia homopolar (voltios)
Va=V1+V2+V0
Vb=V0+(a*a*V1)+(a*V2)
Vc=V0+(a*V1)+(a*a*V2)
%Tension de fase A (Voltios)
%Tension de fase B (Voltios)
%Tension de fase C (Voltios)
2.1.3
Bifásico a tierra
%CALCULO DE CORTOCIRCUITOS
%CORTOCIRCUITO BIFASICO A TIERRA en las fases b y c.
%Hago los cálculos a partir de los datos obtenidos del .m de cortocircuito
%monofasico a tierra.
a=exp(j*2*pi/3);
A=[1 1 1;1 a*a a;1 a a*a];
pi=3.1416
%CALCULO DE CORTOCIRCUITO
%Introducir el punto de falta de la linea m = 20, 80, 100%
m=0.2;
%Defino Z1, Z2 y Z0 como las impedancias equivalentes de los circuitos
%de secuencia directa, inversa y homopolar para simplificar el codigo.
Z1=ZP1+m*ZL1; %Impedancia equivalente sec. directa (ohmios)
Z2=ZP2+m*ZL2; %Impedancia equivalente sec. inversa (ohmios)
Z0=ZP0+m*ZL0; %Impedancia equivalente sec. homopolar (ohmios)
Zparalelo=((Z2*Z0)/(Z2+Z0)); %paralelo sec. inversa y homopolar(ohmios)
I1=Eth/(Z1+Zparalelo);
I2=((I1*Z1)-Eth)/(Z2);
I0=-(I1+I2);
If=3*I0;
%RESULTADOS
10
%INTENSIDADES DE FALTA
I0
I0mod=abs(I0)
I0ang=angle(I0)*180/pi
I1
I1mod=abs(I1)
I1ang=angle(I1)*180/pi
I2
I2mod=abs(I2)
I2ang=angle(I2)*180/pi
%Intensidad de secuencia homopolar (Amperios)
%Modulo Intensidad homopolar (Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. homopolar (grados)
%Intensidad de secuencia directa (Amperios)
%Modulo de intensidad sec. directa( Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
%Intensidad de secuencia inversa (Amperios)
%Modulo de intensidad de sec. inversa (Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
Ia=0
Ib=I0+((a^2)*I1)+(a*I2)
Ic=I0+((a)*I1)+(a^2*I2)
%Intensidad de fase A (Amperios)
%Intensidad de fase B (Amperios)
%Intensidad de fase B (Amperios)
If=3*I0
Ifmod=abs(If)
angIf=angle(If)
%Intensidad de falta (Amperios)
%Modulo de intensidad de falta (Amperios)
%Angulo de la intensidad de falta (grados)
%TENSIONES DE FALTA
V1=Eth-(I1*(ZP1+m*ZL1))
V2=-(I2*(ZP2+m*ZL2))
V0=-I0*(ZP0+m*ZL0)
Va=V1+V2+V0
Vb=V0+(a*a*V1)+(a*V2)
Vc=V0+(a*V1)+(a*a*V2)
2.1.4
%Tension secuencia directa (voltios)
%Tension secuencia inversa (voltios)
%Tension secuencia homopolar (voltios)
%Tension de fase A (Voltios)
%Tension de fase B (Voltios)
%Tension de fase C (Voltios)
Trifásico
%CALCULO DE CORTOCIRCUITOS
%CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO
%Hago los cálculos a partir de los datos obtenidos del .m de cortocircuito
%monofasico a tierra.
a=exp(j*2*pi/3);
A=[1 1 1;1 a*a a;1 a a*a];
pi=3.1416;
%CALCULO DE CORTOCIRCUITO
%Introducir el punto de falta de la linea m = 20, 80, 100%
m=0.2;
11
%En este caso se usa unicamente la secuencia directa para el cálculo
I1=Eth/(ZP1+(m*ZL1));
%RESULTADOS
%INTENSIDADES DE FALTA
I1
I1mod=abs(I1)
I1ang=angle(I1)*180/pi
%Intensidad de secuencia directa (Amperios)
%Modulo de intensidad sec. directa( Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
Ia=I1
Ib=((a^2)*I1)
Ic=((a)*I1)
%Intensidad de fase A (Amperios)
%Intensidad de fase B (Amperios)
%Intensidad de fase B (Amperios)
If=I1
Ifmod=abs(If)
angIf=angle(If)*180/pi
%Intensidad de falta (Amperios)
%Modulo de intensidad de falta (Amperios)
%Angulo de la intensidad de falta (grados)
%TENSIONES DE FALTA
V1=Eth-(I1*(ZP1+m*ZL1))
%Tension secuencia directa (voltios)
Va=V1
Vb=(a*a*V1)
Vc=(a*V1)
%Tension de fase A (Voltios)
%Tension de fase B (Voltios)
%Tension de fase C (Voltios)
2.2
2.2.1
CORTOCIRCUITO EN TRANSFORMADOR
Bifásico
%CALCULO DE CORTOCIRCUITOS
%CORTOCIRCUITO BIFASICO DESPUES DE TRAFO
%Hago los cálculos a partir de los datos obtenidos del .m de cortocircuito
%monofasico a tierra.
a=exp(j*2*pi/3);
A=[1 1 1;1 a*a a;1 a a*a];
pi=3.1416
eth=1+0i
%CALCULO DE CORTOCIRCUITO
12
i1=eth/(2*(zP1+zL1+zT1)) %Intensidad sec. directa(pu)
I1=IbB*i1
I2=-I1;
%Intensidad secuencia inversa(Amperios)
% RESULTADOS
%
% INTENSIDADES DE FALTA
I0mod=0
I1
I1mod=abs(I1)
I1ang=angle(I1)*180/pi
I2
I2mod=abs(I2)
I2ang=angle(I2)*180/pi
Ib=(a*a*I1)+(a*I2)
Ic=-Ib
If=Ic
Ifmod=abs(If)
angIf=angle(If)
%Modulo Intensidad homopolar (Amperios)
%Intensidad de secuencia directa (Amperios)
%Modulo de intensidad sec. directa( Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
%Intensidad de secuencia inversa (Amperios)
%Modulo de intensidad de sec. inversa (Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
%Intensidad de fase B (Amperios)
%Intensidad de fase C (Amperios)
%Intensidad de falta (Amperios)
%Modulo de intensidad de falta (Amperios)
%Angulo de la intensidad de falta (grados)
%TENSIONES DE FALTA
V1=Eth-(I1*(ZP1+ZL1+ZT1))
V2=-(I2*(ZP2+ZL2+ZT2))
V0=0
%Tension secuencia directa (voltios)
%Tension secuencia inversa (voltios)
%Tension secuencia homopolar (voltios)
Va=V1+V2+V0
Vb=V0+(a*a*V1)+(a*V2)
Vc=V0+(a*V1)+(a*a*V2)
%Tension de fase A (Voltios)
%Tension de fase B (Voltios)
%Tension de fase C (Voltios)
13
2.2.2
Trifásico
%CALCULO DE CORTOCIRCUITOS
%CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO
%Hago los cálculos a partir de los datos obtenidos del .m de cortocircuito
%monofasico a tierra.
a=exp(j*2*pi/3);
A=[1 1 1;1 a*a a;1 a a*a];
pi=3.1416;
%CALCULO DE CORTOCIRCUITO
%En este caso se usa unicamente la secuencia directa para el cálculo
i1=eth/(zP1+zL1+zT1); %Intensidad sec. directa(Amperios)
I1=i1*IbB
%RESULTADOS
%INTENSIDADES DE FALTA
I1
I1mod=abs(I1)
I1ang=angle(I1)*180/pi
%Intensidad de secuencia directa (Amperios)
%Modulo de intensidad sec. directa( Amperios)
%Angulo de intensidad de sec. directa (grados)
Ia=I1
Ib=((a^2)*I1)
Ic=((a)*I1)
%Intensidad de fase A (Amperios)
%Intensidad de fase B (Amperios)
%Intensidad de fase B (Amperios)
If=I1
Ifmod=abs(If)
angIf=angle(If)*180/pi
%Intensidad de falta (Amperios)
%Modulo de intensidad de falta (Amperios)
%Angulo de la intensidad de falta (grados)
%TENSIONES DE FALTA
V1=Eth-(I1*(ZP1+ZL1+ZT1))
Va=V1
Vb=(a*a*V1)
Vc=(a*V1)
%Tension secuencia directa (voltios)
%Tension de fase A (Voltios)
%Tension de fase B (Voltios)
%Tension de fase C (Voltios)
14
3
Capítulo 3: CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA
Datos generales
Frecuencia de la red (Hz)
Temperatura ambiente (ºC)
tiempo de despeje falta (s)
Datos del terreno
espesor capa superficial (m)
resistividad capa superf(grava) (rs, W-m)
resistividad primer suelo (r 1 , W-m)
50,00
20,00
0,80
0,20
3000,00
400,00
grosor primer suelo (m)
10,00
resistividad segundo suelo (r 2 , W-m)
grosor segundo suelo (m)
Datos geométricos
¿Existen picas ?
cuántas?
longitud picas (m)
Profundidad de la rejilla
Lado mayor malla
Lado menor malla
Lado cuadrícula de malla (D, m)
Longitud total conductores (m)
Longitud total picas (m)
Datos conductores
Sección de los conductores (mm 2)
Datos generales de las líneas
Niveles de tensión
Nivel en el que se produce la falta (kV)
Corriente de cortocircuito (kA)
500,00
20,00
Tensión Admisible de Paso (V)
r
ö
6
10 K æ
s ÷
VP = n çç1 +
÷(V )
t çè 1000 ÷ø
dado que t
K=
n=
despeje<0,9
17100
tensión de paso
64,59
s
72
1
Vp(V)=
17100
NO
0,00
4,00
0,70
85,00
60,00
1,10
9417,73
0,00
Tensión Admisible de Contacto (V)
Vc =
K æ 1,5 r s ö
ç1 +
÷(V )
1000 ø
tn è
495
tension de contacto
485,32
120,00
20,00
20,00
19,90
dado que t
K=
n=
Vc(V)=
despeje<0,9
s
72
1
495
15
DOCUMENTO I
ESTUDIO
ECONÓMICO
ÍNDICE
1
ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN............................................3
2
ELEMENTOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO. .................................................3
3
2.1
PRESUPUESTO ................................................................................................ 3
2.2
INVERSIÓN INICIAL ...................................................................................... 3
2.3
SUMINISTRO ELÉCTRICO ............................................................................ 4
2.4
INGRESOS ........................................................................................................ 4
2.5
GASTOS ............................................................................................................ 4
2.5.1
Materias primas .......................................................................................... 4
2.5.2
Mantenimiento. ........................................................................................... 5
2.5.3
Vigilancia ................................................................................................... 5
2.5.4
Impuestos locales ........................................................................................ 5
2.5.5
Gastos administrativos................................................................................ 5
2.6
AMORTIZACIÓN ............................................................................................. 6
2.7
INTERESES ...................................................................................................... 6
2.8
IMPUESTO DE SOCIEDADES ....................................................................... 6
2.9
FLUJOS DE CAJA ............................................................................................ 6
CONCLUSIÓN .........................................................................................................6
1
2
1
ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN
Las instalaciones eléctricas de alta y media tensión se caracterizan por sus elevados
precios. Con los precios y el rendimiento hasta ahora vigentes, las instalaciones se
amortizan en extensos periodos de tiempo.
Por otro lado, la inversión inicial que se debe hacer para construir una fábrica
siderúrgica es también muy elevada. Aunque dicha inversión se ve recuperada y con
creces con los años.
En este apartado se va a hacer un análisis de la inversión que supone instalar una fábrica
siderúrgica 55MW de potencia nominal en el término municipal de Sangüesa y
comparar dos opciones. En primer lugar se estudia el coste de diseñar la instalación para
alimentar a dicha fábrica, formada por una línea eléctrica de 220kV, una subestación de
220kV, una subestación de simple barra partida con acoplamiento de 20kV, los
correspondientes transformadores de protección y todo el sistema de protecciones. En
segundo lugar se estudia la inversión pero sin tener en cuenta la instalación eléctrica. Se
supone que dicha instalación corre a cargo de otra empresa.
Como se verá al final, después de un periodo de amortización, el resultado de los dos
ejercicios es positivo, es decir, Beneficio.
A continuación se definen las características principales la actividad. Es importante
destacar que los resultados y los valores son orientativos. Además, se prevé desarrollar
el proyecto a partir de 5 años vista por lo menos, por lo que la incertidumbre en los
resultados está garantizada, debido a la inestabilidad económica actual.
2
2.1
ELEMENTOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO.
PRESUPUESTO
Previo a la inversión inicial, se elabora un presupuesto detallado de todo aquello que
forma parte de la instalación eléctrica desde el punto de conexión con la compañía
suministradora, hasta el consumo en la fábrica. En dicho presupuesto se contemplan
todos los elementos que constituyen la instalación.
Como se indica en el capítulo de presupuesto, el presupuesto general de la instalación y
puesta en marcha de la conexión de la red eléctrica asciende a un total de 5.993.057,50
Euros, si bien puede estar sujeto a modificaciones a causa de las variaciones en precios
de mercado, o cambios en la infraestructura eléctrica proyectada.
2.2
INVERSIÓN INICIAL
En este caso, se considera que la inversión inicial se realiza en el momento de ejecución
de la obra en el año 0 con fondos propios, de manera que no se contemplan intereses por
3
créditos. Dicha inversión inicial comprende la inversión necesaria para la construcción
de la fábrica siderúrgica y en el caso que se ejecuta la instalación eléctrica, se incluye el
presupuesto general de la instalación eléctrica.
Normalmente, al tratarse de inversiones de valor muy elevado, la inversión inicial suele
ser una fracción del presupuesto estimado, y el resto se va pagando en diferentes
momentos (a plazos), mediante un crédito, préstamo etc. dependiendo de las
circunstancias. Ésta forma de pago (crédito, préstamo) generaría en la cuenta de
resultados unos intereses que habría que contemplar.
Si comparamos ambos métodos, con financiación propia total, o mediante un crédito,
esto último supondría un beneficio menor, pero a su vez una inversión inicial menor.
Se contempla por tanto una inversión inicial de 500 millones de Euros por la fábrica
siderúrgica y 5.993.057,50 Euros por la instalación eléctrica, si bien como ya se dijo
antes estas cifras pueden estar sujetas a modificaciones a causa de las variaciones en
precios de mercado, o cambios en la infraestructura eléctrica proyectada
2.3
SUMINISTRO ELÉCTRICO
En este caso se trata de un consumidor cualificado y que por tanto va al mercado y
compra la energía a precio del pool. A esto hay que sumarle los peajes de la distribución
de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de diciembre, por el
que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía
eléctrica.
2.4
INGRESOS
Los ingresos de actividad serán los relativos a los de la fabricación de acero, es decir,
los propios de la fábrica siderúrgica.
Se prevé un ingreso inicial de 100.626.000 de Euros, con una tasa de aumento anual de
3%.
2.5
GASTOS
Además de la inversión inicial, a lo largo de toda la vida útil de la instalación eléctrica y
de la fábrica, se contemplan una serie de gastos que se detallan a continuación:
2.5.1 Materias primas
El consumo de materias primas, combustibles etc., es la parte de gastos más importante
de la actividad de una siderurgia. Es por ello que se contempla como un 40% del
ingreso anual del ejercicio. Esto valor puede varias según las circunstancias sociales y
económicas del momento.
4
En este porcentaje no se incluye el gasto de consumo eléctrico. Esto es debido a que, el
coste del suministro de la energía eléctrica para la fábrica es el mismo si se adquiere a
un nivel de tensión de 220kV, que si se adquiere a 20kV. El precio será el acordado por
el cliente con el distribuidor o comercializador mediante contrato de suministro de
último recurso o bien mediante un suministro de mercado libre que no sea de último
recurso.
2.5.2 Mantenimiento.
Dependiendo de las características de la instalación, este gasto será mayor o menor,
pero en todas las instalaciones está presente. Todos los aparatos empleados requieren un
mínimo de mantenimiento para asegurar su correcto funcionamiento. En este gasto de
mantenimiento se incluye el gasto de mantenimiento de la fábrica siderúrgica para
ambas hipótesis de trabajo que se contempla un gasto en mantenimiento de 4% de los
ingresos anuales de la fábrica siderúrgica.
En el caso de mantenimiento de la instalación eléctrica se considera un 0,5% de los
ingresos anuales.
2.5.3 Vigilancia
Este tipo de instalaciones requieren el uso de unos aparatos bastante caros y a su vez,
bastante atractivos, lo que supone un alto grado de vandalismo. Es necesario instalar
sistemas de vigilancia y seguridad con el fin de evitarlo.
2.5.4 Impuestos locales
Dependiendo de la localización de la instalación, será necesario pagar una serie de
impuestos al ayuntamiento, o a los Organismos Competentes del municipio de
Sangüesa, por la instalación y puesta en marcha de la fábrica. Este impuesto se justifica
mediante el ICIO, Impuesto de Construcción, Instalaciones y Obras, que en ningún caso
deberá exceder el 4% de la base imponible.
Una vez finalizada la construcción, instalación u obra, y teniendo en cuenta el coste real
y efectivo de aquélla, el Ayuntamiento, mediante la oportuna comprobación
administrativa, modificará, en su caso, la base imponible determinada provisionalmente
practicando la correspondiente liquidación definitiva y exigiendo del sujeto pasivo o
reintegrándole, en su caso, la cantidad que corresponda
2.5.5 Gastos administrativos
En este apartado contemplamos el gasto de gestión del proyecto que se prolonga a lo
largo de toda su vida útil.
5
2.6
AMORTIZACIÓN
Debido a la gran inversión que supone una instalación eléctrica y una fábrica
siderúrgica, se estima que dicha instalación no queda amortizada hasta pasados 25 años.
Amortización = Inversión inicial / Periodo de amortización
2.7
INTERESES
En el caso de financiar una instalación a través de un crédito o préstamo, se contempla
una salida de caja de unos intereses que depende en cada caso de las características o
condiciones del crédito acordadas.
En este caso se considera una única inversión inicial y por tanto no se contempla.
2.8
IMPUESTO DE SOCIEDADES
Se considera un gasto de un 30% de los ingresos, el impuesto de sociedades aplicable a
la inversión
2.9
FLUJOS DE CAJA
Los flujos de caja previstos serán la suma de todas las entradas y salidas de capital, por
cada ejercicio correspondientes a cada año.
Los ingresos, los gastos, la amortización, y los flujos de caja se analizan en períodos de
1 año.
3
CONCLUSIÓN
A continuación se adjunta la tabla con el análisis de las dos hipótesis de inversión
numéricamente.
A partir de estos datos, se puede afirmar lo siguiente:
-
Ambas inversiones resultan bastante rentable
Queda reflejado en el cuadro, que la inversión inicial se recupera a partir del año
10, donde la recuperación de la inversión resultante pasa de ser negativa a ser positiva.
A partir del año 15 se tiene una recuperación positiva con una tasa interna de
rentabilidad de un 5,87% para la hipótesis de no inversión en instalación eléctrica
6
A partir del año 15 se tiene una recuperación positiva con una tasa interna de
rentabilidad de un 5,67% con inversión en instalación eléctrica.
Ha que destacar también que, en el caso de que la TIR fuera diferente a lo calculado, el
beneficio para el cliente también lo sería. Por tanto:

Si TIRcalculado < TIRreal la recuperación de la inversión total será menor que el
calculado.

Si TIRcalculado ≥ TIRreal la recuperación de la inversión total será igual o mayor
que el calculado.
A continuación se expone de manera muy resumida los resultados obtenidos.
Hipótesis
Inversión inicial
Recuperación final
TIR
Fábrica siderúrgica
500.000.000
578.376.408,25
5,87%
Fábrica siderúrgica +
Instalación eléctrica
505.993.057,50
560.463.479,03
5,67%
De acuerdo con los datos mostrados y las tablas adjuntas se puede afirmar lo siguiente:
Resulta más económico realizar únicamente la inversión de la fábrica siderúrgica.
Aunque en este caso no debe contemplarse únicamente el aspecto económico. Como ya
se ha dicho muchas veces, es muy importante garantizar un suministro continuo,
eficiente y fiable a la siderurgia.
En cualquiera de los dos casos debe garantizarse que la instalación eléctrica tiene las
siguientes garantías:
-
Sensibilidad y Selectividad. El sistema debe ser capaz de detectar pequeñas
variaciones que provoquen cambios en los parámetros de la red, incluidos en las
conexiones en los consumos.
-
Fiabilidad. Consiste en la confianza en el comportamiento correcto de las
protecciones, de acuerdo con los criterios anteriormente nombrados. Se
compone de seguridad, es decir, que la protección no actúe cuando no debe, y de
obediencia, que la protección actúe cuando debe.
-
Robustez. Deben soportar permanentemente las condiciones ambientales de
trabajo del sistema.
-
Autonomía. Las protecciones deben estar alimentadas de manera independiente
del resto del sistema
La existencia de las protecciones radica en la necesidad de garantizar condiciones de
seguridad para las personas y las instalaciones, así como garantizar la seguridad en el
sistema. Ya queda elección del cliente la hipótesis de trabajo a elegir.
7
Año
0
1
INGRESOS (€)(aumento 3,5% anual)
2
100.626.000,00
Precio electricidad (E/MWh) aumento 2%anual
Peaje 10,052591euros/kWaño aumento 2%anual
Coste suministro eléctrico (Euros)
Materias Primas (40%ingresos)
Mantenimiento (4,5% de los ingresos)
Vigilancia (aumento 2% anual)
Impuestos locales (aumento 2% anual)
Gastos administrativos (aumento 2% anual)
55,00
10,05
27.051.892,51
3
104.147.910,00
4
5
6
7
107.793.086,85
111.565.844,89
115.470.649,46
119.512.122,19
123.695.046,47
56,10
Análisis de la inversión57,22
10,25
10,46
27.592.930,36
28.144.788,96
58,37
10,67
28.707.684,74
59,53
10,88
29.281.838,44
60,72
11,10
29.867.475,21
61,94
11,32
30.464.824,71
40250400
4.528.170,00
21000
25000
20000
41659164
4.686.655,95
21420
25500
20400
43117234,74
4.850.688,91
21848,4
26010
20808
44626337,96
5.020.463,02
22285,368
26530,2
21224,16
46188259,78
5.196.179,23
22731,07536
27060,804
21648,6432
47804848,88
5.378.045,50
23185,69687
27602,02008
22081,61606
49478018,59
5.566.277,09
23649,4108
28154,06048
22523,24839
71.896.462,51
74.006.070,31
76.181.379,01
78.424.525,45
80.737.717,97
83.123.238,91
85.583.447,11
EBITDA
28729537,5
30141839,69
31611707,84
33141319,44
34732931,49
36388883,28
38111599,36
Amortización
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
8489815,195
9902117,395
11371985,54
12901597,14
14493209,19
16149160,98
17871877,06
0
0
0
0
0
0
0
BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS
8489815,195
9902117,395
11371985,54
12901597,14
14493209,19
16149160,98
17871877,06
Impts. Sociedades (30% de BAI)
2546944,559
2970635,218
3411595,662
3870479,143
4347962,758
4844748,294
5361563,118
BENEFICIO DESPUES DE IMPUESTOS
5942870,637
6931482,176
7960389,878
9031118,001
10145246,43
11304412,68
12510313,94
INVERSIÓN
505.993.057,50
Fábrica 500millones Euros
Instalacion electrica 5.993.057,5 Euros
0
0
0
0
0
0
0
Flujos de caja
-505.993.057,50
Recuperación de inversión resultante
26.182.592,94
-479.810.464,56
27.171.204,48
-452.639.260,09
28.200.112,18
-424.439.147,91
29.270.840,30
-395.168.307,61
30.384.968,73
-364.783.338,87
31.544.134,98
-333.239.203,89
32.750.036,24
-300.489.167,65
Total Gastos operativos
EBIT
Intereses
Amortizacion anual
(en 25 años)
TIR sin crédito
20239722,3
5,67%
8
9
10
11
12
13
128.024.373,10
132.505.226,15
137.142.909,07
141.942.910,89
146.910.912,77
63,18
11,55
31.074.121,20
64,44
11,78
31.695.603,63
65,73
12,01
32.329.515,70
67,04
12,25
32.976.106,01
51209749,24
5.761.096,79
24122,39902
28717,14169
22973,71335
53002090,46
5.962.735,18
24604,847
29291,48453
23433,18762
54857163,63
6.171.430,91
25096,94394
29877,31422
23901,85137
56777164,35
6.387.430,99
25598,88282
30474,8605
24379,8884
58764365,11
6.610.991,07
26110,86048
31084,35771
24867,48617
88.120.780,48
90.737.758,78
93.436.986,35
96.221.154,99
39903592,61
41767467,37
43705922,72
20239722,3
20239722,3
19663870,31
14
15
16
17
152.052.794,71
157.374.642,53
162.882.755,02
168.583.651,44
174.484.079,24
68,39
69,75
Análisis
de la inversión
12,50
12,75
33.635.628,13
34.308.340,70
71,15
13,00
34.994.507,51
72,57
13,26
35.694.397,66
74,02
13,53
36.408.285,61
75,50
13,80
37.136.451,33
60821117,89
6.842.375,76
26633,07769
31706,04486
25364,83589
62949857,01
7.081.858,91
27165,73924
32340,16576
25872,13261
65153102,01
7.329.723,98
27709,05402
32986,96908
26389,57526
67433460,58
7.586.264,31
28263,2351
33646,70846
26917,36677
69793631,7
7.851.783,57
28828,49981
34319,64263
27455,7141
99.093.047,02
102.055.538,30
105.111.601,47
108.264.309,24
111.516.837,82
114.872.470,45
45721755,9
47817865,75
49997256,41
52263041,06
54618445,78
57066813,63
59611608,8
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
21527745,07
23466200,42
25482033,6
27578143,45
29757534,11
32023318,76
34378723,48
36827091,33
39371886,5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
19663870,31
21527745,07
23466200,42
25482033,6
27578143,45
29757534,11
32023318,76
34378723,48
36827091,33
39371886,5
5899161,093
6458323,521
7039860,127
7644610,079
8273443,034
8927260,233
9606995,627
10313617,04
11048127,4
11811565,95
13764709,22
15069421,55
16426340,3
17837423,52
19304700,41
20830273,88
22416323,13
24065106,43
25778963,93
27560320,55
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
34.004.431,52
-266.484.736,13
35.309.143,85
-231.175.592,28
36.666.062,60
-194.509.529,68
38.077.145,82
-156.432.383,87
39.544.422,71
-116.887.961,15
41.069.996,18
-75.817.964,98
42.656.045,43
-33.161.919,55
44.304.828,73
11.142.909,19
46.018.686,23
57.161.595,41
47.800.042,85
104.961.638,26
18
19
20
21
22
180.591.022,02
186.911.707,79
193.453.617,56
200.224.494,18
77,01
14,08
37.879.180,35
78,55
14,36
38.636.763,96
80,12
14,64
39.409.499,24
72236408,81
8.126.595,99
29405,0698
35006,03548
28004,82838
74764683,12
8.411.026,85
29993,1712
35706,15619
28564,92495
77381447,02
8.705.412,79
30593,03462
36420,27931
29136,22345
80089797,67
9.010.102,24
31204,89532
37148,6849
29718,94792
118.334.601,08
121.906.738,18
125.592.508,59
62256420,93
65004969,61
20239722,3
23
24
25
207.232.351,47
214.485.483,77
221.992.475,70
229.762.212,35
81,73
83,36
Análisis
de la inversión
14,94
15,24
40.197.689,22
41.001.643,01
85,03
15,54
41.821.675,87
86,73
15,85
42.658.109,39
88,46
16,17
43.511.271,57
82892940,59
9.325.455,82
31828,99322
37891,6586
30313,32688
85794193,51
9.651.846,77
32465,57309
38649,49177
30919,59342
88796990,28
9.989.661,41
33114,88455
39422,4816
31537,98528
91904884,94
10.339.299,56
33777,18224
40210,93124
32168,74499
129.395.661,66
133.320.073,39
137.369.750,81
141.548.836,43
145.861.612,93
67861108,97
70828832,51
73912278,08
77115732,97
80443639,28
83900599,42
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
20239722,3
42016698,63
44765247,31
47621386,67
50589110,21
53672555,78
56876010,67
60203916,98
63660877,12
0
0
0
0
0
0
0
0
42016698,63
44765247,31
47621386,67
50589110,21
53672555,78
56876010,67
60203916,98
63660877,12
12605009,59
13429574,19
14286416
15176733,06
16101766,73
17062803,2
18061175,09
19098263,14
29411689,04
31335673,12
33334970,67
35412377,15
37570789,05
39813207,47
42142741,89
44562613,99
0
0
0
0
0
0
0
0
49.651.411,34
154.613.049,61
51.575.395,42
206.188.445,02
53.574.692,97
259.763.137,99
55.652.099,45
315.415.237,44
57.810.511,35
373.225.748,79
60.052.929,77
433.278.678,55
62.382.464,19
495.661.142,74
64.802.336,29
560.463.479,03
Año
0
1
INGRESOS (€)(aumento 3,5% anual)
2
100.626.000,00
Precio electricidad (E/MWh) aumento 2%anual
Peaje 10,052591euros/kWaño aumento 2%anual
Coste suministro eléctrico (Euros)
Materias Primas (40%ingresos)
Mantenimiento (4% de los ingresos)
Vigilancia (aumento 2% anual)
Impuestos locales (aumento 2% anual)
Gastos administrativos (aumento 2% anual)
55,00
10,05
27.051.892,51
3
104.147.910,00
4
5
6
7
107.793.086,85
111.565.844,89
115.470.649,46
119.512.122,19
123.695.046,47
56,10 de la inversión57,22
Análisis
10,25
10,46
27.592.930,36
28.144.788,96
58,37
10,67
28.707.684,74
59,53
10,88
29.281.838,44
60,72
11,10
29.867.475,21
61,94
11,32
30.464.824,71
40250400
4.025.040,00
21000
25000
20000
41659164
4.165.916,40
21420
25500
20400
43117234,74
4.311.723,47
21848,4
26010
20808
44626337,96
4.462.633,80
22285,368
26530,2
21224,16
46188259,78
4.618.825,98
22731,07536
27060,804
21648,6432
47804848,88
4.780.484,89
23185,69687
27602,02008
22081,61606
49478018,59
4.947.801,86
23649,4108
28154,06048
22523,24839
71.393.332,51
73.485.330,76
75.642.413,58
77.866.696,22
80.160.364,72
82.525.678,30
84.964.971,88
29232667,5
30662579,24
32150673,27
33699148,67
35310284,74
36986443,89
38730074,59
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
9232667,495
10662579,24
12150673,27
13699148,67
15310284,74
16986443,89
18730074,59
0
0
0
0
0
0
0
BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS
9232667,495
10662579,24
12150673,27
13699148,67
15310284,74
16986443,89
18730074,59
Impts. Sociedades (30% de BAI)
2769800,249
3198773,773
3645201,982
4109744,601
4593085,422
5095933,167
5619022,378
BENEFICIO DESPUES DE IMPUESTOS
6462867,247
7463805,471
8505471,292
9589404,068
10717199,32
11890510,72
13111052,22
500.000.000,00
0
0
0
0
0
0
0
Flujos de caja
-500.000.000,00
Recuperación de inversión resultante
26.462.867,25
-473.537.132,75
27.463.805,47
-446.073.327,28
28.505.471,29
-417.567.855,99
29.589.404,07
-387.978.451,92
30.717.199,32
-357.261.252,60
31.890.510,72
-325.370.741,88
33.111.052,22
-292.259.689,67
Total Gastos operativos
EBITDA
Amortización
EBIT
Intereses
INVERSIÓN
Fábrica 500millones Euros
Amortizacion anual
(en 25 años)
TIR sin crédito
20000000
5,87%
8
9
10
11
12
13
128.024.373,10
132.505.226,15
137.142.909,07
141.942.910,89
146.910.912,77
63,18
11,55
31.074.121,20
64,44
11,78
31.695.603,63
65,73
12,01
32.329.515,70
67,04
12,25
32.976.106,01
51209749,24
5.120.974,92
24122,39902
28717,14169
22973,71335
53002090,46
5.300.209,05
24604,847
29291,48453
23433,18762
54857163,63
5.485.716,36
25096,94394
29877,31422
23901,85137
56777164,35
5.677.716,44
25598,88282
30474,8605
24379,8884
58764365,11
5.876.436,51
26110,86048
31084,35771
24867,48617
87.480.658,62
90.075.232,65
92.751.271,80
95.511.440,44
40543714,48
42429993,5
44391637,27
20000000
20000000
20543714,48
14
15
16
17
152.052.794,71
157.374.642,53
162.882.755,02
168.583.651,44
174.484.079,24
68,39
69,75
Análisis
de la inversión
12,50
12,75
33.635.628,13
34.308.340,70
71,15
13,00
34.994.507,51
72,57
13,26
35.694.397,66
74,02
13,53
36.408.285,61
75,50
13,80
37.136.451,33
60821117,89
6.082.111,79
26633,07769
31706,04486
25364,83589
62949857,01
6.294.985,70
27165,73924
32340,16576
25872,13261
65153102,01
6.515.310,20
27709,05402
32986,96908
26389,57526
67433460,58
6.743.346,06
28263,2351
33646,70846
26917,36677
69793631,7
6.979.363,17
28828,49981
34319,64263
27455,7141
98.358.492,46
101.295.274,33
104.324.728,26
107.449.895,47
110.673.919,56
114.000.050,05
46431470,45
48552420,31
50757520,38
53049914,27
55432859,55
57909731,88
60484029,19
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
22429993,5
24391637,27
26431470,45
28552420,31
30757520,38
33049914,27
35432859,55
37909731,88
40484029,19
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
20543714,48
22429993,5
24391637,27
26431470,45
28552420,31
30757520,38
33049914,27
35432859,55
37909731,88
40484029,19
6163114,343
6728998,05
7317491,181
7929441,135
8565726,093
9227256,115
9914974,28
10629857,87
11372919,57
12145208,76
14380600,13
15700995,45
17074146,09
18502029,32
19986694,22
21530264,27
23134939,99
24803001,69
26536812,32
28338820,44
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
34.380.600,13
-257.879.089,53
35.700.995,45
-222.178.094,08
37.074.146,09
-185.103.948,00
38.502.029,32
-146.601.918,68
39.986.694,22
-106.615.224,46
41.530.264,27
-65.084.960,19
43.134.939,99
-21.950.020,21
44.803.001,69
22.852.981,48
46.536.812,32
69.389.793,80
48.338.820,44
117.728.614,23
18
19
20
21
22
180.591.022,02
186.911.707,79
193.453.617,56
200.224.494,18
77,01
14,08
37.879.180,35
78,55
14,36
38.636.763,96
80,12
14,64
39.409.499,24
72236408,81
7.223.640,88
29405,0698
35006,03548
28004,82838
74764683,12
7.476.468,31
29993,1712
35706,15619
28564,92495
77381447,02
7.738.144,70
30593,03462
36420,27931
29136,22345
80089797,67
8.008.979,77
31204,89532
37148,6849
29718,94792
117.431.645,97
120.972.179,64
124.625.240,50
63159376,04
65939528,15
20000000
23
24
25
207.232.351,47
214.485.483,77
221.992.475,70
229.762.212,35
81,73
83,36
Análisis
de la inversión
14,94
15,24
40.197.689,22
41.001.643,01
85,03
15,54
41.821.675,87
86,73
15,85
42.658.109,39
88,46
16,17
43.511.271,57
82892940,59
8.289.294,06
31828,99322
37891,6586
30313,32688
85794193,51
8.579.419,35
32465,57309
38649,49177
30919,59342
88796990,28
8.879.699,03
33114,88455
39422,4816
31537,98528
91904884,94
9.190.488,49
33777,18224
40210,93124
32168,74499
128.394.539,19
132.283.911,63
136.297.323,39
140.438.874,05
144.712.801,87
68828377,06
71829954,99
74948439,84
78188160,39
81553601,66
85049410,49
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
20000000
43159376,04
45939528,15
48828377,06
51829954,99
54948439,84
58188160,39
61553601,66
65049410,49
0
0
0
0
0
0
0
0
43159376,04
45939528,15
48828377,06
51829954,99
54948439,84
58188160,39
61553601,66
65049410,49
12947812,81
13781858,44
14648513,12
15548986,5
16484531,95
17456448,12
18466080,5
19514823,15
30211563,23
32157669,7
34179863,94
36280968,49
38463907,89
40731712,27
43087521,16
45534587,34
0
0
0
0
0
0
0
0
50.211.563,23
167.940.177,46
52.157.669,70
220.097.847,17
54.179.863,94
274.277.711,11
56.280.968,49
330.558.679,60
58.463.907,89
389.022.587,48
60.731.712,27
449.754.299,75
63.087.521,16
512.841.820,91
65.534.587,34
578.376.408,25
DOCUMENTO I
ANEJO
ESTUDIO DE
FALTAS
INDICE
1
Capítulo 1: ANÁLISIS DE FALTAS......................................................................................... 3
1.1
FALTAS EN LÍNEA............................................................................................................. 3
1.1.1
Falta al 20% de la línea ...................................................................................................... 3
1.1.2
Falta al 80% de la línea ...................................................................................................... 5
1.1.3
Falta al 100% de la línea .................................................................................................... 7
1.2
FALTAS EN TRANSFORMADOR ................................................................................... 10
1.2.1
Faltas antes del transformador ......................................................................................... 10
1.2.2
Faltas después del transformador..................................................................................... 12
1.3
FALTAS EN ACOPLAMIENTO ....................................................................................... 15
1.4
FALTAS EN CONSUMOS ................................................................................................ 17
1
2
1
Capítulo 1: ANÁLISIS DE FALTAS.
1.1
FALTAS EN LÍNEA
1.1.1
Falta al 20% de la línea
Funciones de los Relés del extremo de Sangüesa
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
87
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
21- Zona 1
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
21- Zona 2
400
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
21- Zona 3
800
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
3
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
87L
0
21- Zona rev
0
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (0 ms)
Falta FF-T
☺ (0 ms)
Falta FF
☺ (0 ms)
Falta 3F
☺ (0 ms)
No ve la falta. BLOQUEA ZONA 2
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 1 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
50
0
51
Curva Inversa
51N
Curva Inversa
Falta F-T
☺(t=f(Iccto))
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺(t=f(Iccto))
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 2 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
51
Curva Inversa
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
4
Funciones del Relés del acoplamiento
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
200
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés de los consumos
FUNCIONES
T (ms)
50
0
1.1.2
Falta F-T
Falta al 80% de la línea
Funciones de los Relés del extremo de Sangüesa
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
87
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
21- Zona 1
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
5
21- Zona 2
400
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
21- Zona 3
800
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés del extremo de Arrera 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
87L
0
21- Zona rev
0
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (0 ms)
Falta FF-T
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
No ve la falta. BLOQUEA ZONA 2
Funciones de los Relés del extremo ARRERA 1 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
50
0
51
Curva Inversa
51N
Curva Inversa
Falta F-T
☺(t=f(Iccto))
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺(t=f(Iccto))
6
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 2 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
51
Curva Inversa
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Funciones del Relés del acoplamiento
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
200
Falta F-T
Funciones de los Relés de los consumos
FUNCIONES
T (ms)
50
0
1.1.3
Falta F-T
Falta al 100% de la línea
7
Funciones de los Relés del extremo de Sangüesa
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
87L
0
21- Zona 1
0
21- Zona 2
400
☺ (400 ms)
21- Zona 3
800
67 N
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
87L
0
21- Zona rev
0
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Si ve la falta. No BLOQUEA LA ZONA 2
Funciones de los Relés del extremo ARRERA 1 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
50
0
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
8
51
Curva Inversa
51N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 2 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
51
Curva Inversa
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Funciones del Relés del acoplamiento
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
200
Falta F-T
Funciones de los Relés de los consumos
FUNCIONES
T (ms)
50
0
Falta F-T
9
1.2
FALTAS EN TRANSFORMADOR
1.2.1
Faltas antes del transformador
Funciones de los Relés del extremo de Sangüesa
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
87
0
21- Zona 1
0
21- Zona 2
400
☺ (400 ms)
21- Zona 3
800
67 N
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
10
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
87L
0
21- Zona rev
0
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Si ve la falta. NO BLOQUEA ZONA 2.
Funciones de los Relés del extremo ARRERA 1 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
87 T
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
50
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
51
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
51N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 2 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
51
Curva Inversa
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
11
Funciones del Relés del acoplamiento
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
200
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés de los consumos
FUNCIONES
T (ms)
50
0
1.2.2
Falta F-T
Faltas después del transformador
Funciones de los Relés del extremo de Sangüesa
FUNCIONES
T (ms)
87
0
21- Zona 1
0
Falta F-T
12
21- Zona 2
400
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
☺ (400 ms)
21- Zona 3
800
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
87L
0
21- Zona rev
0
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Si ve la falta. NO BLOQUEA ZONA 2.
Funciones de los Relés del extremo ARRERA 1 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
87 T
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
50
0
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
51
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
51N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
13
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 2 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
51
Curva Inversa
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺ (0 ms)
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
Funciones del Relés del acoplamiento, CON FALTA EN TRANSFORMADOR 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
21- Zona
Forward
200
☺ (200 ms)
☺ (200 ms)
☺ (200 ms)
☺ (200 ms)
21- Zona
Backwards
200
Funciones del Relés del acoplamiento, CON FALTA EN TRANSFORMADOR 2
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
200
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (200 ms)
☺ (200 ms)
☺ (200 ms)
☺ (200 ms)
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés de los consumos
FUNCIONES
T (ms)
50
0
Falta F-T
14
1.3
FALTAS EN ACOPLAMIENTO
Funciones de los Relés del extremo de Sangüesa
FUNCIONES
T (ms)
87
0
21- Zona 1
0
21- Zona 2
400
21- Zona 3
800
67 N
Curva Inversa
79
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
15
Funciones de los Relés del extremo de Arrera 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
87L
0
21- Zona rev
0
67 N
Curva Inversa
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Funciones de los Relés del extremo ARRERA 1 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
50
0
51
Curva Inversa
51N
Curva Inversa
Falta F-T
☺(t=f(Iccto))
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺(t=f(Iccto))
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 2 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
51
Curva Inversa
Falta F-T
☺(t=f(Iccto))
Falta FF-T
☺(t=f(Iccto))
Falta FF
Falta 3F
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
16
Funciones del Relés del acoplamiento
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
200
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés de los consumos
FUNCIONES
T (ms)
50
0
1.4
Falta F-T
FALTAS EN CONSUMOS
Funciones de los Relés del extremo de Sangüesa
FUNCIONES
T (ms)
87
0
21- Zona 1
0
21- Zona 2
400
Falta F-T
17
21- Zona 3
800
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
☺ (800 ms)
67 N
Curva Inversa
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Falta FF
Falta 3F
Funciones de los Relés del extremo de Arrera 1
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
87L
0
21- Zona rev
0
67 N
Curva Inversa
79
Según ciclo
Monofásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
Trifásico
t=f(Ciclo)
27
4 segundos
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
☺ (4s)
50s- 62
250
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
☺ (250 ms)
Funciones de los Relés del extremo ARRERA 1 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
50
0
51
Curva Inversa
51N
Curva Inversa
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
t=500ms
t=500ms
t=500ms
t=500ms
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
18
Funciones de los Relés del extremo de ARRERA 2 de los Transformadores
FUNCIONES
T (ms)
87 T
0
51
Curva Inversa
Funciones del Relés
TRANSFORMADOR 1
Falta F-T
del
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
☺(t=f(Iccto))
t=400ms
t=400ms
t=400ms
t=400ms
acoplamiento
PARA
CONSUMOS
CONECTADOS
A
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (t=200ms)
☺ (t=200ms)
☺ (t=200ms)
☺ (t=200ms)
200
Funciones del Relés
TRANSFORMADOR 2
del
FUNCIONES
T (ms)
21- Zona
Forward
200
21- Zona
Backwards
200
acoplamiento
PARA
CONSUMOS
CONECTADOS
A
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
☺ (t=200ms)
☺ (t=200ms)
☺ (t=200ms)
☺ (t=200ms)
Funciones de los Relés de los consumos
FUNCIONES
T (ms)
Falta F-T
Falta FF-T
Falta FF
Falta 3F
50
0
☺ (0s)
☺ (0s)
☺ (0s)
☺ (0s)
19
DOCUMENTO Nº2 PLANOS
ÍNDICE GENERAL
2.1
LISTA DE PLANOS
2.2.
PLANOS
LISTA DE
PLANOS
LISTA DE PLANOS
1- PLANO Nº 1: SITUACIÓN
2- PLANO Nº 2: RED DE TRANSPORTE
3- PLANO Nº 3: UNIFILAR GENERAL
4- PLANO Nº 4: UNIFILAR SIDERURGIA
5- PLANO Nº 5: SERVICIOS AUXILIARES
PLANO Nº 5 HOJA 1: CUADRO DE CA 1
PLANO Nº 5 HOJA 2: CUADRO DE CA 2
PLANO Nº 5 HOJA 3: CUADRO DE CC 1
PLANO Nº 5 HOJA 3: CUADRO DE CC 1
6- PLANO Nº 6: ESQUEMA UNIFILAR DE PROTECCIONES DE LÍNEA
PLANO Nº 6 HOJA 1: EXTREMO SANGÜESA
PLANO Nº 6 HOJA 2: EXTREMO ARRERA 1
7- PLANO Nº 7: ESQUEMA UNIFILAR DE PROTECCIONES DE
ACOPLAMIENTO Y TRANSFORMADORES
8- PLANO Nº 8: ESQUEMA UNIFILAR DE PROTECCIONES DE
ACOPLAMIENTO Y CONSUMOS
9- PLANO Nº 9: ESQUEMA DESARROLLADO DE CIRCUITO DE
INTENSIDAD EN POSICIÓN DE LÍNEA
10- PLANO Nº 10: ESQUEMA DESARROLLADO DE CIRCUITO DE
TENSIÓN EN POSICIÓN DE LÍNEA
11- PLANO Nº 11: ESQUEMA DE BORNAS DE RELÉ AREVA
12- PLANO Nº 12: ESQUEMA DESARROLLADO DE CONEXIÓN DE
CIRCUITO DE TENSIÓN E INTENSIDAD A PP PS PI EN POSICIÓN
DE LÍNEA
13- PLANO Nº 13: ESQUEMA DESARROLLADO DE DISPARO DE
INTERRUPTOR EN POSICIÓN DE LÍNEA
14- PLANO Nº 14: ESQUEMA DESARROLLADO DE PP MICOM P545
PLANO Nº 14 HOJA 1: ESQUEMAS DESARROLLADOS DE PP
MICOM P545
PLANO Nº 14 HOJA 2: ESQUEMAS DESARROLLADOS DE PP
MICOM P545
15- PLANO Nº 15: ESQUEMA DESARROLLADO DE PS MICOM P444
PLANO Nº 15 HOJA 1: ESQUEMAS DESARROLLADOS DE PS
MICOM P444
PLANO Nº 15 HOJA 2: ESQUEMAS DESARROLLADOS DE PS
MICOM P444
16- PLANO Nº 16: ESQUEMA DESARROLLADO DE PI MICOM P143
PLANO Nº 15 HOJA 1: ESQUEMAS DESARROLLADOS DE PI
MICOM P143
PLANO Nº 15 HOJA 2: ESQUEMAS DESARROLLADOS DE PI
MICOM P143
PLANOS
DOCUMENTO III
PLIEGO DE
CONDICIONES
DOCUMENTO IV
PRESUPUESTO
DOCUMENTO Nº4, PRESUPUESTO
INDICE GENERAL
4.14.24.34.4-
MEDICIONES
PRECIOS UNITARIOS
SUMAS PARCIALES
PRESUPUESTO GENERAL
MEDICIONES
Mediciones
Código
01
01.01
01.02
02
02.01
02.02
03
03.01
03.02
03.05
03.06
03.07
03.08
03.09
ud
Resumen
Estudios y Trámites Previos
ud Replanteo Topografico:
Replanteo topográfico de la parcela para ubicación de todos los
elementos del presupuesto y planos.
ud Estudio topográfico:
Estudio topográfico para la ubicación de la línea de alta tensión y la
subestación.
ud Acondicionamiento del Terreno
m2 Acondicionamiento del Terreno previo a la ejecución
Acondicionamiento del Terreno previo a la ejecución de la
instalalción de los apoyos de la línea y de los elementos de la
subestación. Nivelación de la parcela para la implantanción de la
subestación
m2 Desbroce y limpieza de terreno.
Desbroce y limpieza del terreno. Incluye carga y transporte a
vertedero autorizado, sin limitación de distancia
Línea eléctrica
kg Apoyos metálicos de alineación
Suministro de apoyos de 9825 kg cada apoyo
kg Apoyos metálicos de amarre
Suministro de apoyos de13920 kg cada apoyo
ud Cadena de suspensión para conductor LARL 180
Suministro de cadena de suspensión para conductor de seccion 180
mm2
ud Caden ade amarre para conductor LARL 180
Suministro de cadena de amarre para conductor de seccion 180
mm2
ud Puesta a tierra de apoyos
Suministro e instalación del sistema de puesta a tierra de los apoyos
de la línea aérea
Suministro cable aéreo
Suministro cable aéreo ACSR/AW de 180mm2 modelo LARL 180 de
ud hacer recubierto de aluminio
Tendido de cables
tendido de conductores de fase y tierra entre los apoyos
04
04.01
04.01.01
ud
04.01.02
ud
04.01.03
ud
04.01.04
ud
04.01.05
ud
04.01.06
ud
04.01.07
ud
Subestación
Equipos de Alta Tensión 220kV
Celda Blindada SF6 Simple Barra de posicion de línea
Celda Blindada SF6 Simple Barra para conexión de la línea eléctrica
de 220kV procedente de Sangúesa
Celda Blindada SF6 Simple Barra de transformador
Celda Blindada SF6 Simple Barra para conexión del transformador
de potencia
Interruptor tripolar SF6 220kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 220kV
Seccionador pantógrafo
Seccionador pantógrafo tripolar P 220kV
Seccionador tripolar RD 220kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 220kV
Seccionador tripolar 220kV con puesta a tierra
Seccionador tripolar de puesta a tierra de niveles de tension de
220kV
Pararrayos 220kV
Cantidad
1,00
1,00
1,00
1900
3
2
9
6
5
1500
1
1
2
4
1
8
4
3
Autoválvula para la proteccion de la subestacion y del
transformador de potencia
Transformador de tension inductivo
Transformador de tension inductivo para la subestacion de 220kV
04.01.08
04.01.09
04.02
Transformador de tension capacitivo
Transformador de tension capacitivo para la subestacion de 220kV,
04.02.03
1
Celda Blindada SF6 para la ubicación del acoplamiento de las barras
de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de potencia en
el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador de SS.AA
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de servicios
auxiliares en el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador de de medida
04.02.04
04.02.05
04.02.06
04.02.07
04.02.08
04.02.09
04.02.10
04.03
04.03.01
04.04
04.04.01
6
Equipos de Alta Tensión 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de acoplamiento longitudinal
04.02.01
04.02.02
1
2
2
2
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de medida de
doble devanado secundario en el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de consumos
Celda blindada en SF6 para la conexión de lso consumos propios de
la subestación
Interruptor tripolar SF6 20kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 20kV
Seccionador tripolar RD 20kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 20kV
ud Seccionador tripolar 220kV con puesta a tierra
Seccionador tripolar de puesta a tierra de niveles de tension de
220kV
Pararrayos 20kV
Autoválvula para la proteccion de la subestacion y del
transformador de potencia
Transformador de tension inductivo
Transformador de tension inductivo para la subestacion de 20kV
Transformadores de potencia
ud Transformador de potencia 220kV/20kV
Transformador de potencia 220kV/20kV de 70MVA conexión YNd11
m
Sistema de puesta a tierra
Suministro Línea Red de Tierra 120 mm2:
Suministro de Línea para redes de puesta a tierra de protección
general formada por cable de cobre desnudo de 50 mm2 de sección.
04.04.02
ud Instalación Línea Red de Tierra, Enterrada:
Instalación enterrada y prueba de Línea para redes de puesta a
tierra de protección general formada por cable de cobre desnudo de
50 mm2 de sección. Incluso material de conexión y fijación.
04.04.03
m3 Zanja para Red de Tierra:
2
8
16
8
3
2
2
9550
1
9550
Excavación y relleno de zanjas, en terrenos disgregados, por medios
mecánicos, con extracción de tierras a los bordes, sin carga ni
transporte al vertedero y con p.p. de medios auxiliares.
Arqueta para toma de tierra, de 400x400 mm, con tapa de registro:
04.04.04
ud
10
Arqueta de registro de polipropileno de 40x40 cm. Incluso grapas
para conexión de las picas, puente de conexión excavación de la
arqueta, relleno del trasdós con material granular, incluso parte
proporcional de material de conexion y fijación, medios auxiliares y
mecanicos, mano de obra y ayudas de oficios. Totalmente montada,
conexionada y probada.
04.05
04.05.01
Acoplamiento de barras
Interruptor tripolar SF6 20kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 20kV
Seccionador tripolar RD 20kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 20kV
04.05.02
1
1
05
05.01
05.01.01
Sistema de protecciones
Protecciones de línea
ud AREVA MICOM P545
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 545
05.01.02
ud AREVA MICOM P444
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 444
2
05.01.03
ud AREVA MICOM P143
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 143
2
05.01.04
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
ud Suministro transformador de tensión capacitivo
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones con triple secundario
05.01.05
05.01.06
m
05.01.07
m
05.01.08
05.02
05.02.01
05.02.02
05.02.03
05.02.04
Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
Protecciones de transformador
AREVA MICOM P642
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 642
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
m Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
m suministro cable fibra óptica
2
23
6
360
2700
2
4
8
240
208
05.01.08
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
05.03
05.03.01
Protecciones del acoplamiento
ud AREVA MICOM P444
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 444
05.03.02
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
ud Suministro transformador de tensión
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones
m Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
m suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
05.03.03
05.03.04
05.03.05
05.04
05.04.01
Protecciones de los consumos
ud AREVA MICOM P127
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 143
05.04.02
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
ud Suministro transformador de tensión
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones
m Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
m suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
05.04.03
05.04.04
05.04.05
05.01.08
1
1
1
1
60
208
1
2205
2205
360
208
2
PRECIOS
UNITARIOS
Precios unitarios
Código
01
01.01
01.02
02
02.01
02.02
03
03.01
03.02
03.05
03.06
03.07
03.08
03.09
ud
Resumen
Estudios y Trámites Previos
ud Replanteo Topografico:
Replanteo topográfico de la parcela para ubicación de todos los
elementos del presupuesto y planos.
ud Estudio topográfico:
Estudio topográfico para la ubicación de la línea de alta tensión y la
subestación.
ud Acondicionamiento del Terreno
m2 Acondicionamiento del Terreno previo a la ejecución
Acondicionamiento del Terreno previo a la ejecución de la
instalalción de los apoyos de la línea y de los elementos de la
subestación. Nivelación de la parcela para la implantanción de la
subestación
m2 Desbroce y limpieza de terreno.
Desbroce y limpieza del terreno. Incluye carga y transporte a
vertedero autorizado, sin limitación de distancia
Línea eléctrica
kg Apoyos metálicos de alineación
Suministro de apoyos de 9825 kg cada apoyo
kg Apoyos metálicos de amarre
Suministro de apoyos de13920 kg cada apoyo
ud Cadena de suspensión para conductor LARL 180
Suministro de cadena de suspensión para conductor de seccion 180
mm2
ud Caden ade amarre para conductor LARL 180
Suministro de cadena de amarre para conductor de seccion 180
mm2
ud Puesta a tierra de apoyos
Suministro e instalación del sistema de puesta a tierra de los apoyos
de la línea aérea
Suministro cable aéreo
Suministro cable aéreo ACSR/AW de 180mm2 modelo LARL 180 de
ud hacer recubierto de aluminio
Tendido de cables
tendido de conductores de fase y tierra entre los apoyos
04
04.01
04.01.01
ud
04.01.02
ud
04.01.03
ud
04.01.04
ud
04.01.05
ud
04.01.06
ud
04.01.07
ud
Subestación
Equipos de Alta Tensión 220kV
Celda Blindada SF6 Simple Barra de posicion de línea
Celda Blindada SF6 Simple Barra para conexión de la línea eléctrica
de 220kV procedente de Sangúesa
Celda Blindada SF6 Simple Barra de transformador
Celda Blindada SF6 Simple Barra para conexión del transformador
de potencia
Interruptor tripolar SF6 220kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 220kV
Seccionador pantógrafo
Seccionador pantógrafo tripolar P 220kV
Seccionador tripolar RD 220kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 220kV
Seccionador tripolar 220kV con puesta a tierra
Seccionador tripolar de puesta a tierra de niveles de tension de
220kV
Pararrayos 220kV
Precio
unitario
20.000,00
40.000,00
50.000,00
1,50
1,08
1,08
8,00
35,00
345,00
1,65
7.360,00
170.742,00
150.533,00
64.261,67
34.897,28
16165,01
25768,45
3174,3
Autoválvula para la proteccion de la subestacion y del
transformador de potencia
Transformador de tension inductivo
Transformador de tension inductivo para la subestacion de 220kV
04.01.08
04.01.09
04.02
Transformador de tension capacitivo
Transformador de tension capacitivo para la subestacion de 220kV,
04.02.03
23.204,00
Celda Blindada SF6 para la ubicación del acoplamiento de las barras
de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de potencia en
el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador de SS.AA
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de servicios
auxiliares en el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador de de medida
04.02.04
04.02.05
04.02.06
04.02.07
04.02.08
04.02.09
04.02.10
04.03
04.03.01
04.04
04.04.01
5894,49
Equipos de Alta Tensión 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de acoplamiento longitudinal
04.02.01
04.02.02
10236,25
46.164,00
23.500,00
28.582,00
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de medida de
doble devanado secundario en el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de consumos
Celda blindada en SF6 para la conexión de lso consumos propios de
la subestación
Interruptor tripolar SF6 20kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 20kV
Seccionador tripolar RD 20kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 20kV
ud Seccionador tripolar 220kV con puesta a tierra
Seccionador tripolar de puesta a tierra de niveles de tension de
220kV
Pararrayos 20kV
Autoválvula para la proteccion de la subestacion y del
transformador de potencia
Transformador de tension inductivo
Transformador de tension inductivo para la subestacion de 20kV
Transformadores de potencia
ud Transformador de potencia 220kV/20kV
Transformador de potencia 220kV/20kV de 70MVA conexión YNd11
m
Sistema de puesta a tierra
Suministro Línea Red de Tierra 120 mm2:
Suministro de Línea para redes de puesta a tierra de protección
general formada por cable de cobre desnudo de 50 mm2 de sección.
04.04.02
ud Instalación Línea Red de Tierra, Enterrada:
Instalación enterrada y prueba de Línea para redes de puesta a
tierra de protección general formada por cable de cobre desnudo de
50 mm2 de sección. Incluso material de conexión y fijación.
04.04.03
m3 Zanja para Red de Tierra:
37.358,00
15.892,32
9135,62
25768,45
1298
3451,34
1.803.036,63
10,70
800,00
12,50
Excavación y relleno de zanjas, en terrenos disgregados, por medios
mecánicos, con extracción de tierras a los bordes, sin carga ni
transporte al vertedero y con p.p. de medios auxiliares.
Arqueta para toma de tierra, de 400x400 mm, con tapa de registro:
04.04.04
ud
75,64
Arqueta de registro de polipropileno de 40x40 cm. Incluso grapas
para conexión de las picas, puente de conexión excavación de la
arqueta, relleno del trasdós con material granular, incluso parte
proporcional de material de conexion y fijación, medios auxiliares y
mecanicos, mano de obra y ayudas de oficios. Totalmente montada,
conexionada y probada.
04.05
04.05.01
Acoplamiento de barras
Interruptor tripolar SF6 20kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 20kV
Seccionador tripolar RD 20kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 20kV
04.05.02
15.892,32
9135,62
05
05.01
05.01.01
Sistema de protecciones
Protecciones de línea
ud AREVA MICOM P545
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 545
05.01.02
ud AREVA MICOM P444
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 444
10.154,02
05.01.03
ud AREVA MICOM P143
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 143
4.367,32
05.01.04
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
ud Suministro transformador de tensión capacitivo
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones con triple secundario
05.01.05
05.01.06
m
05.01.07
m
05.01.08
05.02
05.02.01
05.02.02
05.02.03
05.02.04
Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
Protecciones de transformador
AREVA MICOM P642
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 642
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
m Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
m suministro cable fibra óptica
7.562,92
57,00
7,49
0,99
2,80
600,00
3.624,96
57,00
0,99
2,80
05.01.08
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
05.03
05.03.01
Protecciones del acoplamiento
ud AREVA MICOM P444
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 444
05.03.02
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
ud Suministro transformador de tensión
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones
m Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
m suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
05.03.03
05.03.04
05.03.05
05.04
05.04.01
Protecciones de los consumos
ud AREVA MICOM P127
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 143
05.04.02
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
ud Suministro transformador de tensión
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones
m Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
m suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
05.04.03
05.04.04
05.04.05
05.01.08
600,00
10.154,02
7,49
7,49
0,99
2,80
2.218,81
7,49
7,49
0,99
2,80
600,00
SUMAS
PARCIALES
Sumas parciales
Código
ud
Resumen
01
01.01
Estudios y Trámites Previos
ud Replanteo Topografico:
Replanteo topográfico de la parcela para ubicación de todos los
elementos del presupuesto y planos.
01.02
ud Estudio topográfico:
Estudio topográfico para la ubicación de la línea de alta tensión y la
subestación.
02
02.01
02.02
03
03.01
03.02
03.05
03.06
03.07
03.08
03.09
04
04.01
04.01.01
04.01.02
04.01.03
04.01.04
04.01.05
04.01.06
04.01.07
04.01.08
04.01.09
Total 01
ud Acondicionamiento del Terreno
m2 Acondicionamiento del Terreno previo a la ejecución
Acondicionamiento del Terreno previo a la ejecución de la
instalalción de los apoyos de la línea y de los elementos de la
subestación. Nivelación de la parcela para la implantanción de la
subestación
m2 Desbroce y limpieza de terreno.
Desbroce y limpieza del terreno. Incluye carga y transporte a
vertedero autorizado, sin limitación de distancia
Total 02
Línea eléctrica
kg Apoyos metálicos de alineación
Suministro de apoyos de 9825 kg cada apoyo
kg Apoyos metálicos de amarre
Suministro de apoyos de13920 kg cada apoyo
ud Cadena de suspensión para conductor LARL 180
Suministro de cadena de suspensión para conductor de seccion 180
mm2
ud Caden ade amarre para conductor LARL 180
Suministro de cadena de amarre para conductor de seccion 180
mm2
ud Puesta a tierra de apoyos
Suministro e instalación del sistema de puesta a tierra de los apoyos
de la línea aérea
Suministro cable aéreo
Suministro cable aéreo ACSR/AW de 180mm2 modelo LARL 180 de
ud hacer recubierto de aluminio
Tendido de cables
tendido de conductores de fase y tierra entre los apoyos
Total 03
Subestación
Equipos de Alta Tensión 220kV
ud Celda Blindada SF6 Simple Barra de posicion de línea
Celda Blindada SF6 Simple Barra para conexión de la línea eléctrica
de 220kV procedente de Sangúesa
ud Celda Blindada SF6 Simple Barra de transformador
Celda Blindada SF6 Simple Barra para conexión del transformador
de potencia
ud Interruptor tripolar SF6 220kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 220kV
ud Seccionador pantógrafo
Seccionador pantógrafo tripolar P 220kV
ud Seccionador tripolar RD 220kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 220kV
ud Seccionador tripolar 220kV con puesta a tierra
Seccionador tripolar de puesta a tierra de niveles de tension de
220kV
ud Pararrayos 220kV
Autoválvula para la proteccion de la subestacion y del
transformador de potencia
Transformador de tension inductivo
Transformador de tension inductivo para la subestacion de 220kV
Transformador de tension capacitivo
Transformador de tension capacitivo para la subestacion de 220kV,
Cantidad
Precio
Importe
unitario
1,00
Presupuesto
60.000,00
20.000,00
20.000,00
1,00
40.000,00
40.000,00
1,00
50.000,00
60.000,00
50.000,00
50.000,00
1900
1,50
2.850,00
3
1,08
52.850,00
73.687,20
31.833,00
2
1,08
30.067,20
9
8,00
17,00
6
35,00
210,00
5
345,00
1.725,00
1500
1,65
2.475,00
1
7.360,00
7.360,00
73.687,20
5.690.154,29
1
170.742,00
170.742,00
2
150.533,00
301.066,00
4
64.261,67
257.046,68
1
34.897,28
34.897,28
8
16165,01
129.320,08
4
25768,45
103.073,80
3
3174,3
9.522,90
1
10236,25
10.236,25
6
5894,49
35.366,94
04.02
04.02.01
04.02.02
04.02.03
Celda Blindada SF6 para la ubicación del acoplamiento de las barras
de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de potencia en
el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador de SS.AA
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de servicios
auxiliares en el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de transformador de de medida
04.02.04
04.02.05
04.02.06
04.02.07
04.02.08
04.02.09
04.02.10
04.03
04.03.01
04.04
04.04.01
04.04.02
1.051.271,93
Total 04.01
Equipos de Alta Tensión 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de acoplamiento longitudinal
Celda Blindada SF6 para conexión del transformador de medida de
doble devanado secundario en el lado de 20kV
ud Celda Blindada SF6 de posicion de consumos
Celda blindada en SF6 para la conexión de lso consumos propios de
la subestación
Interruptor tripolar SF6 20kV
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 20kV
Seccionador tripolar RD 20kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 20kV
ud Seccionador tripolar 220kV con puesta a tierra
Seccionador tripolar de puesta a tierra de niveles de tension de
220kV
Pararrayos 20kV
Autoválvula para la proteccion de la subestacion y del
transformador de potencia
Transformador de tension inductivo
Transformador de tension inductivo para la subestacion de 20kV
Total 04.02
Transformadores de potencia
ud Transformador de potencia 220kV/20kV
Transformador de potencia 220kV/20kV de 70MVA conexión YNd11
Total 04.03
Sistema de puesta a tierra
m Suministro Línea Red de Tierra 120 mm2:
Suministro de Línea para redes de puesta a tierra de protección
general formada por cable de cobre desnudo de 50 mm2 de
sección.
ud Instalación Línea Red de Tierra, Enterrada:
Instalación enterrada y prueba de Línea para redes de puesta a
tierra de protección general formada por cable de cobre desnudo
de 50 mm2 de sección. Incluso material de conexión y fijación.
04.04.03
m3 Zanja para Red de Tierra:
Excavación y relleno de zanjas, en terrenos disgregados, por medios
mecánicos, con extracción de tierras a los bordes, sin carga ni
transporte al vertedero y con p.p. de medios auxiliares.
04.04.04
ud
1
23.204,00
23.204,00
2
46.164,00
92.328,00
2
23.500,00
47.000,00
2
28.582,00
57.164,00
2
37.358,00
74.716,00
8
15.892,32
127.138,56
16
9135,62
146.169,92
8
25768,45
206.147,60
3
1298
3.894,00
2
3451,34
6.902,68
784.664,76
2 1.803.036,63
3.606.073,26
3.606.073,26
9550
10,70
102.185,00
1
800,00
800,00
9550
12,50
119.375,00
10
75,64
756,40
Arqueta para toma de tierra, de 400x400 mm, con tapa de registro:
Arqueta de registro de polipropileno de 40x40 cm. Incluso grapas
para conexión de las picas, puente de conexión excavación de la
arqueta, relleno del trasdós con material granular, incluso parte
proporcional de material de conexion y fijación, medios auxiliares y
mecanicos, mano de obra y ayudas de oficios. Totalmente montada,
conexionada y probada.
04.05
04.05.01
Total 04.04
Acoplamiento de barras
Interruptor tripolar SF6 20kV
223.116,40
1
15.892,32
15.892,32
04.05.02
05
05.01
05.01.01
Interruptor tripolar en hexafloruro de azufre para nivel de tension
de 20kV
Seccionador tripolar RD 20kV
Seccionador tripolar de tres columnas giratorias para niveles de
tension de 20kV
Total 04.05
Total 04
Sistema de protecciones
Protecciones de línea
ud AREVA MICOM P545
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 545
1
9135,62
9.135,62
25.027,94
5.690.154,29
119.216,01
2
7.562,92
15.125,84
05.01.02
ud AREVA MICOM P444
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 444
2
10.154,02
20.308,04
05.01.03
ud AREVA MICOM P143
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 143
2
4.367,32
8.734,64
05.01.04
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
23
57,00
1.311,00
05.01.05
ud Suministro transformador de tensión capacitivo
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones con triple secundario
6
7,49
44,94
05.01.06
m
360
0,99
356,40
05.01.07
m
2700
2,80
7.560,00
2
600,00
1.200,00
05.01.08
05.02
05.02.01
Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
Total 05.01
Protecciones de transformador
AREVA MICOM P642
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 642
05.02.02
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
05.02.03
m
05.02.04
05.01.08
05.03
05.03.01
Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
m suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
Total 05.02
Protecciones del acoplamiento
ud AREVA MICOM P444
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 444
54.640,86
4
3.624,96
14.499,84
8
57,00
456,00
240
0,99
237,60
208
2,80
582,40
1
600,00
600,00
16.375,84
1
10.154,02
10.154,02
05.03.02
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
1
7,49
7,49
05.03.03
ud Suministro transformador de tensión
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones
1
7,49
7,49
05.03.04
m
60
0,99
59,40
05.03.05
m
208
2,80
582,40
05.04
Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Total 05.03
Protecciones de los consumos
10.810,80
1
2.218,81
2.218,81
ud Suministro transformador de intensidad
suministro e instalación de transformadores de intensidad para la
alimentación de las protecciones
2205
7,49
16.515,45
05.04.03
ud Suministro transformador de tensión
Suministro e instalación de transformadores de tensión para la
alimentación de las protecciones
2205
7,49
16.515,45
05.04.04
m
360
0,99
356,40
05.04.05
m
208
2,80
582,40
2
600,00
1.200,00
05.04.01
ud AREVA MICOM P127
Suministro y conexionado de la protección AREVA MICOM 143
05.04.02
05.01.08
Suministro cable de 6mm2
Suministro cable de 6mm2 para la conexión del relé con el
transformador de intensidad y de proteccion
suministro cable fibra óptica
suministro cable fibra óptica para la telecomunicación de las
protecciones.
Caseta de protecciones
Caseta diseñada para albergar las protecciones y toda su
aparamenta
Total 05.04
Total 05
Total Instalación
37.388,51
119.216,01
5.995.907,50
PRESUPUESTO
GENERAL
Presupuesto
Código
01
02
03
04
05
Resumen
Estudios y Trámites Previos
Acondicionamiento del Terreno
Línea eléctrica
Subestación eléctrica
Sistema de protecciones
Total Instalación
Importe
Presupuesto
60.000
50.000,00
73.687,20
5.690.154,29
119.216,01
5.993.057,50