1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA · 1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA . ... Memoria Pág.10 1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN El primer aspecto a fijar en la subestación será el tipo de

Diseño y estudio comparativo de instalación de subestaciones blindada y convencional. 1. Memoria Pág.1

1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA


ÍNDICE Pag. 1.1.1 DESCRICIÓN GENERAL DEL PROYECTO………….….……………6

1.1.1.1 ANTECENEDENTES..............................................................................6

1.1.1.2 OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO...............................................................7

1.1.3 CONSIDERACIONES PREVIAS……………………………..…………8

1.1.3.1 SITUACIÓN Y CONDICIONES AMBIENTALES DEL EMPLAZAMIENTO……..…8

1.1.3.2 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES……………….……………..…..9

1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN……………….…...10

1.1.4.1 ELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA…………………….…..…..….10

1.1.4.2 ELECCIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN………………………………….……….16

1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES…………………..….…. 19

1.1.5.1 ESQUEMA UNIFILAR………………………………………………………..…..…….19

1.1.5.2 NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA…………………………………20

1.1.5.3 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS…………………………………….………………..21

1.1.5.4 SISTEMA DE 132 KV BLINDADO…………………………………….……………….21

1.1.5.4.1 Características generales de las celdas……………………………………………..22

1.1.5.4.1.1 Celdas de línea……………………………………………………………………….24

1.1.5.4.1.2 Celdas de transformador…………………………………………………………….25

1.1.5.4.1.3 Celda de acoplamiento………………………………………………………………25

1.1.5.4.1.4 Módulo de medida de tensión en barras…………………………………………..26

1.1.5.4.2 Características particulares y nominales de la aparamenta……………………….26


1.1.5.4.2.1 Embarrados……………………………………………………………………………26

1.1.5.4.2.2 Seccionadores……………………………………………………….………..………26

1.1.5.4.2.2.1 Seccionador/Seccionador de tierra……………………………………………….27

1.1.5.4.2.2.2 Seccionadores de mantenimiento……………………………….….….…………29

1.1.5.4.2.2.3 Seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido……….…………..…………30

1.1.5.4.2.3 Interruptores……………………………………………………………..…………….32

1.1.5.4.2.4Transformadores de tensión…………………………………….……………………33

1.1.5.4.2.5 Transformadores de corriente…………………….…………………………………35

1.1.5.4.2.6 Interfaces alta tensión………………………………………………………………..37

1.1.5.5 SISTEMA DE 132 kV CONVENCIONAL……………………………………………….40

1.1.5.5.1 Interruptores automáticos………………………………………………………………40

1.1.5.5.2 Seccionadores…………………………………………………………………………..41

1.1.5.5.3 Transformadores de tensión………………………………………………..…………42

1.1.5.5.4 Transformadores de corriente………………………………………..……………….43

1.1.5.5.5 Pararrayos……………………………………………………………..………………..43

1.1.5.5.6 Embarrados………………………………………………………….………………….44

1.1.5.6 TRANSFORMADORES DE POTENCIA………………….……………………………45

1.1.5.6.1 Características nominales………………………………………………………….….45

1.1.5.6.2 Características estructurarles del transformador……………………………………46

1.1.5.6.2.1 Núcleo………………………………………………………………….………………46

1.1.5.6.2.2 Devanados…………………………………………………………….………………47

1.1.5.6.2.4 Ajuste de Voltajes (Tomas)…………………………………….……………………47

1.1.5.6.2.3 Estructura de fijación…………………………………………………………………48

1.1.5.6.2.5 Tanque y conservador……………………………………………………………….48

1.1.5.6.2.6 Medidas para la reducción de ruido……………………………….………………..49


1.1.5.6.2.7 Terminales de conexión………………………………………………………………50

1.1.5.6.2.8 Equipo de protección y control……………………………….………………………50

1.1.5.6.3 Pruebas………………………………………………………………..………………….52

1.5.6.3.1 Pruebas de rutina………………………………………………………………………..52

1.1.5.6.3.2 Pruebas de tipo y especiales…………………………………………………………52

1.1.5.7 AUTOVÁLVULAS…………………………………………………………………………..54

1.1.5.7.1 Características nominales……………………………………….………………………54

1.1.5.8 SISTEMA DE 20 kV…………………………………………………...………………….. 55

1.1.5.8.1 Características generales……………………………………………………………….55

1.1.5.8.2 Estructura general de las celdas………………………………………………………..56

1.1.5.8.3 Características generales de operación y protección de los módulos……………..58

1.1.5.8.4 Componentes de las Celdas de Distribución…………………………………………59

1.1.5.8.5 Características del aparellaje……………………………………………………………63

1.1.5.8.5.1 Interruptores………………………………………………………………….…………63

1.1.5.8.5.2 Transformadores de intensidad………………………………………………………64

1.1.5.8.5.3 Transformadores de tensión………………………………………………………….65

1.1.5.8.5.4 Seccionadores……………………………………………………………….…………65

1.1.5.8.6 Embarrados……………………………………………………..………………………..66

1.1.5.9 SERVICIOS AUXILIARES……………………………………..………………………….67

1.1.5.9.1 Servicios auxiliares de c.a…………………………………….………………………..67

1.1.5.9.2 Servicios auxiliares de c.c…………………………………….………………………..68

1.1.5.9.3 Telecontrol…………………………………………………….………………………….68

1.1.5.10 ALUMBRADO…………………………………………………….……………………….72

1.1.5.10.1 Alumbrado de subestación convencional…………….………………………………72

1.1.5.10.1.2 Alumbrado exterior………………………………….………………………………..72


1.1.5.10.1.2 Alumbrado interior……………………………………………………………………73

1.1.5.10.1.3 Alumbrado de emergencia………………………………………………………….73

1.1.5.10.4 Alumbrado de subestación blindada…………………………………………………74

1.1.5.10.1.5 Alumbrado interior……………………………………………………………………74

1.1.5.10.1.6 Alumbrado de emergencia………………………………………………………….74

1.1.5.11 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA……………………………………………….75

1.1.5.11.1 Subestación convencional…………………………………………………………….75

1.1.5.11.2 Subestación blindada………………………………………………………………….76

1.1.6 OBRA CIVIL.........................................................................................78

1.1.6.1 Salas de celdas de alta y media tensión……………….……………………………….78

1.1.6.2 Puente grúa…………………………………………………………………………….….79

1.1.6.2.1 Características del puente grúa……………………………………………….………79

1.1.6.3 Bancadas de los transformadores……………………………………….……………...80

1.1.6.4 Canalizaciones eléctricas…………………………………….………………………..…80

1.1.6.5 Montaje de celdas…………………………………………………………………………81

1.1.6.6 Protección contra incendios....................................................................................82

1.1.6.7 Abastecimiento y evacuación de aguas..................................................................83

1.1.7 MEDIDAS CORRECTIVAS………………………...…………………….84

1.1.7.1 Impacto urbanístico……………………………………………………………………….84

1.1.8EQUIPO AUXILIAR………………………………..………………………85

1.1.9 CÓDIGOS Y NORMAS……………………………………..…………….86

1.1.9.1 Sistema de 132 kV………………………………………………………………………..86

1.1.9.2 Transformador…………………………………………………………………………….87 1.1.10 BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………..89


1.1.1 DESCRICIÓN GENERAL DEL PROYECTO

1.1.1.1 ANTECENEDENTES

El presente proyecto pretende establecer un criterio de decisión a la hora de

la implantación de un determinado tipo de subestación, con objeto de

conocer a fondo las dos tecnologías comúnmente utilizadas por todas las

compañías eléctricas, así como de aportar una visión general de las

implicaciones y factores a tener en cuenta con respecto a la zona de

construcción de la instalación. Se tratará un caso en concreto donde surja

una duda razonable acerca del tipo de instalación a instalar, debido a la

ubicación de la obra.

Para ello se partirá de la siguiente situación ideal descrita a continuación.

Debido a la futura construcción de un núcleo urbano en la zona de las Rías

Bajas gallegas, próximo a la ciudad de Pontevedra, se proyecta la

implantación de una subestación transformadora de alta tensión a media

tensión, capacitada para abastecer a una demanda estimada de 60 MVA

para dicho núcleo.

Toda la potencia se destinará íntegramente al uso particular de las viviendas,

por lo que la urbanización deberá de poseer varios centros de

transformación, a los que acometerán las líneas de media tensión salientes

de la subestación.

Se trata de estudiar qué tipo de subestación será más apropiada construir en

la zona, si una convencional o una blindada.

Dicha subestación, denominada “Rías Bajas”, se situará en una zona

próxima al núcleo urbano, y se ha de tener en cuenta a la hora de su

elección, los posibles impactos que pueda provocar.


1.1.1.2 OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO

El objeto del proyecto es el de determinar el tipo de subestación apropiado

para implantar en una zona de las Rías Bajas. Hecho que se llevará a cabo a

través de una comparación entre los dos tipos de instalación estudiados

(subestación blindada y subestación convencional). Para ello se realizará el

diseño de las dos, para posteriormente comparar económicamente las dos

instalaciones, aplicando dicha comparación a un horizonte de 25 años, a lo

que habrá que añadir la influencia de los posibles impactos.

Los límites entre los que se construirá la subestación son 132/20 KV.

El alcance del proyecto abarca el diseño completo de cada una de las dos

instalaciones, desde las dos líneas de alta tensión de las que partirán sendas

derivaciones que acometerán a la subestación, hasta las salidas hacia los

centros de transformación del nuevo núcleo.

También entra dentro de los objetivos del presente proyecto, la realización de

un estudio económico, donde la variable de trabajo sea el tipo de zona en la

que se planee ubicar la instalación. Dicho estudio se ve desarrollado en el

documento 1.3 Estudio Económico.

Debido a la posibilidad de crecimiento futuro de la urbanización se

sobredimensionarán los elementos eléctricos para posibles ampliaciones o

soportar determinados niveles de intensidad superiores a los valores

nominales.


1.1.3 CONSIDERACIONES PREVIAS

Se consideran a continuación, los aspectos determinantes, tanto de índole

ambiental y geográfica, como de índole eléctrica, necesarios para llevar a

cabo los cálculos y diseño concernientes a toda la aparamenta eléctrica a

implantar en la instalación.

1.1.3.1 SITUACIÓN Y CONDICIONES AMBIENTALES DEL EMPLAZAMIENTO.

El clima propio de la zona es templado lluvioso. La temperatura media anual

es de 15 grados y la precipitación es abundante en otoño e invierno. Se trata

de un clima de transición del oceánico al mediterráneo.

A continuación se detallan las características fundamentales de la zona en la

que se llevará a cabo la obra.

Altura sobre el nivel del mar: 30 m

Temperatura máxima exterior: +38 ºC

Temperatura mínima exterior: 2 ºC

Humedad máxima: 70%

Nivel de polución: Media

Carga admisible del terreno > 1.5 Kg/cm2

Nivel freático: presumiblemente a nivel de cimentación


1.1.3.2 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES

Atendiendo a los coeficientes de simultaneidad según el número de viviendas

proyectadas a edificar, la potencia demandada por el núcleo será de 60 MVA.

Dicha urbanización se dividirá en cuatro zonas diferenciadas alimentadas por

cuatro centros de transformación, es decir que a cada zona corresponde una

instalación de este tipo, a los que acometerán a cada uno dos líneas de 20

KV. Es decir, la subestación dispondrá de ocho posiciones de salida de línea

en 20 KV.

Dicha subestación dispondrá de cuatro posiciones de entrada de línea de

alta, dos provenientes de 2 líneas de 132 kV.

Dichas líneas pertenecen a la red de Unión Fenosa.

Una vez determinado el tipo de subestación a implantar la entrada a dicha

subestación podrá se subterránea o aérea.

Se dispondrá de dos transformadores de potencia de 132/20 KV, de 40 MVA

cada uno, como se verá más adelante.


1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN

El primer aspecto a fijar en la subestación será el tipo de configuración

eléctrica a emplear. Dicha configuración será común para los tipos de

subestación abordados.

Por otra parte se determinará la clase de subestación que será apropiad

implantar, si blindada o convencional, objeto del presente proyecto.

1.1.4.1 ELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA

Para realizar una elección acertada de la configuración eléctrica en el

presente caso, se estudiarán los tipos de configuraciones eléctricas

existentes más habituales para el nivel de tensión de 132 KV y que

satisfagan las necesidades reales del presente proyecto.

La restricción más severa la impone la propia función de la subestación. En

el caso que nos ocupa, se considerará solamente aquellas configuraciones

cuya finalidad es la transformación y distribución de energía eléctrica.

Los criterios utilizados, a través de los cuales se estudiarán los distintos tipos

de configuraciones susceptibles de aplicación son tres: fiabilidad, coste y

flexibilidad de operación y mantenimiento.

• Fiabilidad

La fiabilidad de una subestación es función de la fiabilidad de cada uno de

los elementos que la constituyen individualmente y de la fiabilidad del

conjunto. La idea de fiabilidad aplicada al caso de subestaciones implica que

si un elemento queda fuera de servicio, su fallo repercuta lo menos posible.

A la hora de elegir la configuración se debe tener en cuenta que el fallo de un

elemento no debe afectar al servicio del resto del sistema, sólo dejando fuera

de servicio dicho elemento en el que se ha detectado fallo. Es decir el

sistema debe ser fiable para n-1 elementos.


• Coste

Con respecto a este criterio se tendrá en cuenta todo el coste adicional que

supone una configuración sobre otra. Por lo general, cuánto más fiable y

flexible es una instalación, suele ser mayor el coste asociado, ya que esto

supone le utilización de un mayor número de elementos eléctricos

(seccionadores, interruptores, barras, etc.).

Formarán parte de este concepto el espacio requerido, el aparellaje

necesario, la posible complejidad del control, el mantenimiento adicional, etc.

• Flexibilidad de operación y mantenimiento

Figuran en este campo todas aquellas necesidades de utilización,

excepcional o no, de cada tipo de configuración, facilidad de mantenimiento

predictivo y correctivo, facilidad para ampliaciones futuras, versatilidad en la

operación y explotación del sistema.

Las configuraciones habitualmente empleadas en los sistemas de 132 KV

son las siguientes:

• Simple Barra

• Simple Barra con By-Pass

• Doble Barra con un solo interruptor

• Doble Barra con barra de transferencia

• Interruptor y medio

• Doble Barra con Doble Interruptor

• Anillo

Existen más configuraciones de posible aplicación, pero para los sistemas de

132 KV las utilizadas son las que se han citado. Las otras restantes son

variantes de las anteriormente mencionadas y que a continuación se


estudian según los criterios de elección, para determinar cuál se aplicará a

este proyecto.

1. Simple Barra:

Presenta el esquema eléctrico más sencillo de todas las configuraciones

existentes, está conformado por una sola barra continua, a la cual se

conectan directamente los diferentes tramos de la subestación. Su principal

utilización es en áreas donde los cortes de servicio afectan a cargas poco

importantes.

Ventajas:

Gran sencillez de explotación. Claridad en la realización física de la

instalación. Coste reducido .Requiere poco espacio físico para su

construcción. Mínima complicación en la conexión de los equipos y el

esquema de protecciones.

Desventajas:

No existe flexibilidad en las operaciones (El mantenimiento de un disyuntor

exige la parada completa del tramo involucrado). Una falta en la barra

interrumpe el servicio totalmente. Las ampliaciones de barra exigen la parada

de la subestación en su totalidad.

Aunque el sistema de relés de protección es relativamente sencillo, la

disposición de simple barra se considera que carece de flexibilidad en cuanto

a la explotación y operación del sistema. Además, con esta configuración la

subestación que está expuesta a parada total.

2. Simple Barra con By-Pass:

Configuración similar a la anterior pero con un seccionador

llamado de by-pass, dispuesto en paralelo con cada módulo, lo que permitirá


que en el caso de tener que realizar trabajos en algún interruptor, se pueda

dar servicio a la posición afectada a través del seccionador de by-pass.

Posee las ventajas del anterior caso más la que acaba de ser citada.

Una desventaja crucial, es que en al caso de que se esté dando el caso del

funcionamiento de un by-pass, la subestación queda sin protecciones, y en el

caso de darse una falta saltarían las protecciones de cabecera de las línes

de alimentación.

3. Doble Barra con un solo interruptor:

Este esquema emplea dos barras principales. Cada circuito posee dos

seccionadores para conexión de barras. Un interruptor de acoplamiento de

barras conecta las dos barras y cuando está cerrado permite transferir un

circuito de una barra a la otra manteniendo la tensión mediante el

accionamiento de los seccionadores de barras.

Ventajas:

Se gana mucho en cuanto a flexibilidad teniendo en cuenta que para cambiar

de barras una posición no será necesario que pase por cero (interruptor

abierto) si previamente se cierra el interruptor de acoplamiento.

En cuanto a la explotación del sistema, dado que todos los circuitos pueden

estar conectados a cualquiera de las dos barras, se puede efectuar la

distribución de circuitos óptima en cuanto a distribución de cargas y en

cuanto a fiabilidad del sistema. Yendo a dos de las múltiples configuraciones

posibles como ejemplo, se podrían explotar todos los circuitos a la misma

barra o la mitad de los circuitos a cada barra. En el primer caso, la

subestación quedaría fuera de servicio en el caso de fallo de la barra. En el

segundo, sólo la mitad de los circuitos.


Desventajas:

El coste es mayor que el de las configuraciones de simple barra estudiadas

hasta ahora.

Estas configuraciones son posibles con seccionador de by-pass. La utilidad

del by-pass reside en que se puede hacer mantenimiento al interruptor con la

línea o el transformador en servicio. Pero el empleo del by-pass encarece el

coste de la instalación y disminuye la fiabilidad en cuanto que al estar una

posición por by-pass, cualquier falta en el circuito hace que disparen todas

las posiciones que estén a esa barra. Además el by-pass en sí mismo exige

hacerle mantenimiento y complica las maniobras en la subestación.

4. Doble Barra con barra de transferencia:

Esta configuración está formada por un embarrado que dispone de un doble

juego de barras donde se conectan las líneas y los transformadores, a través

de seccionadores. Los seccionadores de by-pass se conectan a otra barra

denominada barra de transferencia. Este módulo de acoplamiento sirve para

unir eléctricamente la barra de transferencia con cualquiera de las otras dos.

Presenta similares desventajas que el caso anterior, a las que hay que añadir

una mayor complejidad de las maniobras y un aumento del coste debido a la

barra de transferencia.

5. Interruptor y medio:

Esta configuración dispone de tres interruptores en serie entre las barras

principales.

Entre cada dos circuitos están conectados tres interruptores, con lo que a

cada circuito correspondería “un interruptor y medio” de ahí su nombre.

Disposición que se repite a lo largo de las barras principales.

Posee importantes ventajas:


Cualquiera de las dos barras principales podría quedar fuera de servicio sin

interrumpir el mismo.El mantenimiento de los interruptores se puede hacer

sin pérdida de servicio.Tiene una gran flexibilidad, regularidad y flexibilidad.

Entre los inconvenientes que se le achacan a esta disposición resaltan los

siguientes:

Los sistemas de relés de protección son más complejos que en las anteriores

configuraciones, lo que aumenta su dificultad de maniobra.

El coste de la instalación es superior a los estudiados con anterioridad.

6. Doble Barra con doble interruptor:

En este tipo de configuración son necesarios dos interruptores por cada

circuito. En general cada circuito está conectado a las dos barras. En algunos

casos, la mitad de los circuitos pueden trabajar con cada barra. Caso en el

que el fallo de una barra o un interruptor ocasionaría la pérdida de la mitad

de los circuitos.

El grado de seguridad es elevado cuando están conectados todos los

circuitos.

En general no todas las líneas tienen un doble interruptor, sino que existe

uno o varios de reserva, con lo que se podría sustituir por uno de estos el

que se quiera reparar o revisar.

El empleo de dos interruptores eleva considerablemente el coste de este tipo

de configuración.

7. Anillo:

En esta última configuración los interruptores están dispuestos con los

circuitos conectados entre ellos. En número de interruptores es el mismo que

el de circuitos.


Se considera adecuado para subestaciones importantes, hasta un máximo

de cinco circuitos.

El sistema de relés de protección es más complejo que el de los casos

anteriores, con lo cual su maniobra también lo será. Resulta compleja su

posible ampliación.

Ésta configuración queda abierta ante el disparo de cualquiera de sus

circuitos.

Elección de la configuración:

La selección del esquema se llevará a cabo conforme a los criterios citados

con anterioridad (fiabilidad, coste y flexibilidad de operación y

mantenimiento).

Las características de la configuración de doble barra con un solo interruptor

y de interruptor y medio se adaptan a las necesidades y criterios de selección

del presente proyecto.

De las dos, la que presenta un menor coste es la primera (doble barra con un solo interruptor), con lo que ésta será la configuración seleccionada

para llevar a cabo la instalación. Por otra parte, esta configuración es la más

utilizada para los niveles de tensión en los que nos movemos en el proyecto,

es decir, la más empleada en transporte, también en reparto y la segunda

más empleada en distribución únicamente superada por simple barra al

menor nivel de tensión.

1.1.4.2 ELECCIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN

La elección del tipo de subestación es el objeto del presente proyecto.

Se tratará de valorar qué modelo de instalación resulta óptima implantar en el

escenario propuesto para un horizonte de 25 años.


Las conclusiones se expondrán al rematar el proyecto, por tanto se concluirá

qué instalación implantar una vez realizado el diseño y presupuestos de las

dos.

A continuación se comentan los tipos de subestaciones candidatas a

construir y que son objeto de diseño y valoración:

• Subestación convencional (AIS):

Las subestaciones convencionales se encuentran emplazadas a intemperie.

Los elementos eléctricos se encuentran instalados de forma individual,

creándose así una independencia entre ellos, con lo que cada elemento

puede ser transportado e instalado sin tener que manipular el resto.

Los aisladores empleados para cada polo son cerámicos y están cubiertos de

un barniz protector. La línea de fugas de los aisladores se puede modificar,

según cada caso.

Los interruptores automáticos tienen una cámara de corte para cada polo.

Dicha cámara de corte está llena de hexafluoruro de azufre, para mejorar la

capacidad de corte.

Se puede resaltar en ellas que son bastante versátiles y admiten una gran

cantidad de configuraciones eléctricas, al estar los elementos separados

individualmente. Son las más baratas en instalación, pero requieren de

mucho espacio y un mantenimiento periódico.

• Subestaciones aisladas en gas (GIS):

Este modelo de subestaciones mantiene los elementos de protección

integrantes de la subestación encapsulados, envueltos en una atmósfera de

Sf6 a una presión mínima de 5.5 bar.


El Aluminio suele ser el material de las envolventes, el cual les aporta un

peso ligero además de mostrar mejor comportamiento que el acero en

cuanto a la corrosión y corrientes parásitas por inducción magnética.

El encapsulado de los elementos puede ser unipolar (cada fase envuelta de

forma aislada), o tripolar (las tres fases bajo la misma envolvente), según se

quiera tener una mayor o menor seguridad en los compartimentos. De ésta

forma, los encapsulados tripolares serán más económicos, pero a su vez

cualquier falta interna degenerará en una falta trifásica, con lo que la energía

destructiva será mayor.

Para altas tensiones de operación, los encapsulados suelen ser monofásicos.

La subestación se transporta separada en sus distintas celdas. Para el

montaje en el sitio o para trabajos de mantenimiento, es suficiente disponer

de un puente grúa de pequeña capacidad. Las estructuras soporte de las

celdas son ancladas directamente en el piso del edificio.

Se instalan en edificio interior, requieren de menor espacio que las

convencionales, pero por el contrario son más caras. Su diseño al ser

modular facilita el transporte y su mantenimiento es mínimo.

Para manipular algún elemento es necesario actuar sobre los

compartimentos adyacentes.

A la hora de seleccionar el modelo, se tendrán en cuenta estas

características, manteniendo como base de la elección el coste de la

inversión para un horizonte de 25 años. Otros aspectos a valorar serán los

impactos medioambiental y visual.


1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES

En el presenta apartado se realizará una descripción de las dos posibles

instalaciones a proyectar, diferenciando cuando proceda entre ejecución

convencional y blindada. En las partes comunes a ambos tipos de

subestación no se hará ningún tipo de distinción, entendiéndose que la

información, esquemas y cálculos aportados son válidos para ambos tipos.

1.1.5.1 ESQUEMA UNIFILAR

Niveles de tensión existentes en la instalación:

• Sistema de 132 KV

Tensión nominal: 132 KV

Tensión máxima permitida por el material: 145 KV


Tensión nominal: 20 KV

Tensión máxima permitida por el material: 24 KV

Posiciones existentes en la instalación:


Cuatro (4) posiciones de línea: L1, L2, L3, L4.

Dos (2) posiciones de transformador: T1, T2.

Una (1) celda de acoplamiento: AC.

Un (1) módulo de medida de tensión en barras.



Ocho (8) posiciones de Línea: L1, L2, L3, L4, L5, L6,L7,L8.

Dos (2) posiciones de transformador: T1, T2.

Dos (2) celdas de acoplamiento transversal

Un (1) módulo de medida de tensión en ambas barras

Una (1) salida de servicios auxiliares

1.1.5.2 NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA

Los transformadores han de estar capacitados para dar cobertura a la

demanda de potencia estimada (60 MVA).

A efectos de elección de transformadores, se supondrá que la demanda

estimada es de 80 MVA, es decir un 33% superior a la inicialmente estimada,

previendo así posibles aumentos de potencia. La justificación del aumento en

un 33% se basa en la más que probable subida de la demanda debido a la

ubicación de la zona.

Para esta situación se manejan dos opciones: un solo trafo de 80 MVA, dos

transformadores de 40 MVA o tres transformadores de 25 MVA.

La opción de un solo trafo presenta el inconveniente de la continuidad del

suministro eléctrico en el momento en que falle dicho trafo o requiera de

mantenimiento o reparación.

Si nos decantamos por tres transformadores de 25, dispondremos de menos

margen de subida de demanda y aparte se encarecería la instalación ya que

cuántos más transformadores, más costes.

En el caso de emplear dos transformadores de 40 MVA de potencia cada uno

se resuelve parcialmente éste problema, ya que se pueden aprovechar los

periodos de baja demanda para hacer mantenimiento a un transformador, y

dar suministro con la otra máquina. Asimismo, en caso de fallo de uno de los


transformadores en el momento de máxima demanda (60 MVA), la demanda

podrá ser abastecida en parte por la otra máquina. Los transformadores

admiten sobrecargas de un 20% por encima de su potencia nominal si se

vigila la temperatura. En estas condiciones, el transformador podría dar un

suministro de energía eléctrica de 48 MVA, lo que constituye el 80% de la

demanda máxima estimada.

En condiciones normales de funcionamiento los dos transformadores se

encontrarán trabajando al 75% de potencia nominal para cubrir la demanda

máxima estimada, quedando 20MVA disponibles en previsión de futuros

aumentos de demanda.

La opción seleccionada es tomar dos transformadores de 40 MVA.

1.1.5.3 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS

Se especifican a continuación los diversos elementos que conforman las

distintas posiciones de la subestación:

-Seccionadores

-Embarrados

-Interruptores

-Pararrayos o autoválvulas

-Transformadores de medida de tensión

-Transformadores de medida de intensidad

1.1.5.4 SISTEMA DE 132 KV BLINDADO

A continuación se detallan los elementos que conformarían la parte de alta

tensión de la instalación GIS.

Se ha resuelto adoptar un encapsulado tripolar, es decir, las tres fases irán

bajo el mismo encapsulado.


Esta opción resulta más económica que el encapsulado monopolar y ahorra

espacio frente a la otra. Aunque a la hora de falta monofásica presenta un

mayor riesgo debido a que ésta se puede convertir en trifásica debido a la

proximidad de los conductores. Se asume dicho riesgo y se implantarán

celdas tripolares.

1.1.5.4.1 Características generales de las celdas

Las celdas a implantar en la parte de 132 kV serán blindadas

compartimentadas, con gas SF6 como medio aislante, en instalación interior.

Los envolventes se realizan en fundición con excepción de las conexiones

rectas realizadas a partir de tubos mecanosoldados. Las aleaciones de

aluminio utilizadas presentarán una alta resistencia a la corrosión, sea cual

sea la atmósfera ambiental.

Las superficies internas se dejan desnudas, para evitar cualquier riesgo de

cebado por partículas de pintura. El diseño de las envolturas cumplirá con el

código europeo CENELEC de envolventes de aparamenta eléctrica con

presión de gas. Las envolturas llevarán una mirilla que permita comprobar la

posición del contacto móvil de los seccionadores de tierra.

Los conductores y partes activas son soportados por aisladores moldeados

de resina epoxi.

Los aisladores, dimensionados asimismo según el código europeo

CENELEC, se posicionan de forma a minimizar las consecuencias en caso

de fuga de SF6 o de desmontaje. Resistirán también a un arco interno e

impedirán su propagación a un compartimiento vecino.

La estanqueidad entre bridas estará asegurada por una junta de elastómero

sintético, de sección estudiada para constituir tres labios concéntricos. Cada

compartimiento está equipado con un absorbedor para eliminar la humedad y

los productos de descomposición del gas. Incluye asimismo un disco de

seguridad, un medidor de densidad para medir la densidad del gas y una

válvula de rellenado.


Los conductores de conexión están constituidos por tubos de cobre,

plateados en sus extremos y encajados en contactos también plateados.

La ensambladura se hace mediante bridas empernadas, todas idénticas. La

continuidad eléctrica obtenida de esta forma contribuye a la reducción de las

perturbaciones electromagnéticas.

Celda doble juego de barras

1 - Disyuntor

2 - Mando a resorte

3 - Combinado seccionador /seccionador de tierra

4 - Seccionador de tierra rápida

5 – Transformador de corriente


6 - Transformador de tensión

7 - Conexión de cable alta tensión

1.1.5.4.1.1 Celdas de línea

Las celdas de cada línea de la instalación se encuentran

formadas por los siguientes elementos:

• Tres (3) entradas de cable con botella terminal (hembra).

• Tres (3) transformadores de tensión de medida fase- neutro.

• Tres (3) seccionadores tripolares (seccionador de línea, seccionador

de puesta a tierra de cierre rápido, y seccionador de mantenimiento).

• Tres (3) transformadores de intensidad monofásicos,

• Un (1) interruptor tripolar .

• Dos (2) juegos de barras de 2000A, con dos seccionadores de línea

de contactos deslizantes y un seccionador tripolar de puesta a tierra

rápida.

Dimensiones de las Celdas:

Anchura 800 mm.

Profundidad 3100 mm.

Altura 3100 mm.


1.1.5.4.1.2 Celdas de transformador

Las celdas de transformador, a diferencia de las celdas de línea, no llevarán

integrados transformadores de medida de tensión. Cada una de dichas

celdas irá equipada con los siguientes elementos:

• Tres (3) entradas de cable con botella terminal.

• Tres (3) seccionadores tripolares (seccionador de aislamiento de la línea,

seccionador de puesta a tierra de cierre rápido, con poder de cierre, y

seccionador de mantenimiento).

• Tres (3) Transformadores de intensidad unipolares.

• Un interruptor tripolar.

• Dos juegos de barras de 2000A, con dos seccionadores de línea de

contactos deslizanes y un seccionador de puesta a tierra de cierre rápido.

Dimensiones de las Celdas:

Anchura 800 mm.

Profundidad 3100 mm.

Altura 3100 mm.

1.1.5.4.1.3 Celda de acoplamiento

Esta celda constará de los siguientes elementos:

• Un (1) interruptor automático tripolar de 2000 A , 40 kA.

• Dos (2) seccionadores de aislamiento con puesta a tierra.

• Tres (3) transformadores de intensidad.


1.1.5.4.1.4 Módulo de medida de tensión en barras

En los extremos de las barras del sistema de 132 kV se instalarán los

siguientes elementos:

• Dos (2) seccionadores tripolares de puesta a tierra de cierre rápido.

• Seis (6) transformadores de medida de tensión inductivos.

1.1.5.4.2 Características particulares y nominales de la aparamenta.

A continuación se describen las principales características de los elementos

que conforman las celdas de la parte de 132 kV correspondientes a la

instalación blindada, así como sus características nominales.

1.1.5.4.2.1 Embarrados

Las barras del sistema de 132 kV serán de tipo blindado. Serán de

encapsulado tripolar y de corriente nominal de 2000 A.

La disposición de los juegos de barras será vertical encima de los

interruptores, de tal modo que presenten un adecuado grado de

accesibilidad.

La compartimentación de los juegos de barras se realizará a través de

celdas, de forma que el conjunto del embarrado se obtenga por medio del

ensamblaje de las distintas celdas que conforman la subestación.

1.1.5.4.2.2 Seccionadores

Se instalarán diversos seccionadores en las posiciones de alta tensión. Sus

funciones serán aislar la línea del circuito eléctrico y realizar conexiones de

puesta a tierra.

Los módulos de seccionador con contactos deslizantes están ubicados en el

encapsulado modular.


Los tres polos están mecánicamente unidos con los indicadores de posición,

mientras que el accionamiento eléctrico se ubica sobre uno de los polos.

Los accionamientos del seccionador son motores con reductoras, disponen

de contactos auxiliares acoplados mecánicamente para control y

señalización.

Están equipados para efectuar maniobras de emergencia manual y

enclavamiento mecánico.

Disponen de mirillas que permiten verificar visualmente la posición y estado

de los mismos.

1.1.5.4.2.2.1 Seccionador/Seccionador de tierra

Presenta una cuchilla rotativa que permite realizar simultáneamente las

funciones de seccionamiento y de puesta a tierra y los interbloqueos

correspondientes .Tres posiciones de la cuchilla son posibles, las cuales

permiten:

• seccionador abierto y seccionador de tierra abierto

• seccionador cerrado y seccionador de tierra abierto

• seccionador abierto / seccionador de tierra cerrado

Las partes activas son soportadas por conos aislantes.

Los seccionadores serán capaces de establecer e interrumpir las corrientes

capacitivas de carga que aparecen en el momento de la puesta en o fuera de

tensión de las partes de la subestación. Son asimismo capaces de establecer

e interrumpir las corrientes de bucles que aparecen en el momento de una

transferencia de carga entre juegos de barras. El seccionador es maniobrado

por un mando eléctrico directamente fijado en el aparato.


1 - Aislador

2 - Contacto fijo del seccionador

3 - Contacto móvil del seccionador

4 - Contacto fijo de puesta a tierra

5 - Tapa

Presenta las siguientes características nominales:

• Tensión nominal 145 kV

• Intensidad nominal 2000 A

• Tensión de ensayo a 50 Hz. 1 minuto:

Fase/tierra 275 kV

A través del seccionador abierto 315 Kv


• Tensión de ensayo a choque, onda 1,2/50 µseg:

Fase/tierra 650 kV (Crst)

A través del seccionador abierto 750 kV

• Capacidad de corte de corrientes:

Corrientes capacitivas 0,1 A

Corrientes inductivas 0,1 A

Será necesario un mantenimiento tras 2.500 operaciones normales de

servicio (aproximadamente a los 15 años de iniciada la actividad en la

subestación).

Se instalarán los siguientes seccionadores en la parte de alta tensión: tres

por cada celda de línea y de transformador (dos en la conexión a barras,

para la conmutación de las mismas, y otro junto al interruptor), y dos más en

la celda de acoplamiento de barras.

1.1.5.4.2.2.2 Seccionadores de mantenimiento

Serán de tipo tripolar, blindado. Dos seccionadores de cuchillas

independientes se montarán en la misma envoltura.

El aparato permite crear una distancia de aislamiento para operaciones de

mantenimiento o de extensiones. Dicho aparato no es un órgano de

explotación y por lo tanto no es motorizado.

El accionamiento de los seccionadores de puesta a tierra será el mismo para

los tres polos, y tiene igual diseño que el utilizado para los seccionadores de

tierra.

Sus características nominales son las mismas que las del seccionador de

tierra.


El número de seccionadores de este tipo que se instalarán, entre las celdas

de línea, trafo y acoplamiento, son 14 (catorce).

1 - Aislador

2 - Contacto fijo

3 - Contacto móvil

4 - Contacto fijo de puesta a tierra

1.1.5.4.2.2.3 Seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido

Estos seccionadores se diferencian de los seccionadores de puesta a tierra

de mantenimiento, en que disponen de poder de cierre.

Para poder realizar la maniobra de cierre de forma rápida, los accionamentos

vendrán equipados con resortes que dispararán al recibir la correspondiente

señal de mando. El movimiento de apertura se continuará haciendo

lentamente, a través de un motor con marcha reductora que abrirá los

contactos del seccionador y armará los resortes para el cierre.


La posición en la que se encuentran los contactos de los seccionadores de

puesta a tierra rápida en las tres fases, se podrá ver a través de un indicador

de posición acoplado mecánicamente al varillaje de unión.

Los seccionadores de puesta a tierra rápida estarán equipados también para

efectuar maniobras de emergencia manual y tendrán un enclavamiento

mecánico, de forma que no se puedan accionar si el interruptor de su

posición no está abierto.

Los contactos móviles son accionados, en la apertura y en el cierre, por un

resorte armado durante la maniobra y luego liberado al final de la misma .El

indicador conectado directamente a la varilla de contacto del seccionador de

tierra es visible a partir del nivel de explotación. Los seccionadores de cierre

lento o rápido, así como los contactos de puesta a tierra del seccionador de

mantenimiento estarán eléctricamente aislados de las envolturas, para

facilitar el reglaje de los relés de protección, el control de resistencia de los

conductores principales o el de las características de los transformadores de

corriente.

Sus características más importantes son:


• Intensidad nominal 2000 A

• Tensión de ensayo a 50 Hz. 1 minuto:

Fase/tierra 275 kV

• Tensión de ensayo a choque, onda 1,2/50 µseg:

Fase/tierra 650 kV (Crst)

• Capacidad de corte de corrientes:

Corrientes capacitivas 125 A

Corrientes inductivas 5 A

• Poder de cierre en cortocircuito 100/108kA(Crst)


• Velocidad de cierre del contacto 35 ms

El número de seccionadores de este tipo que se instalan es 12 (doce).

1 - Contacto fijo

2 - Contacto móvil

3 - Mando eléctrico

1.1.5.4.2.3 Interruptores

Serán interruptores automáticos tripolares de SF6, de tipo blindado. La

disposición de los interruptores será horizontal, con objeto de minimizar las

fuerzas dinámicas de acción y reacción sobre el suelo.

Los tres interruptores de fase son accionados por un único mecanismo. El

mecanismo de accionamiento de los interruptores constará de dos resortes


que acumularán la energía requerida en una maniobra de Apertura–Cierre–

Apertura, permitiendo realizar dichas maniobras de forma rápida y eficaz.

Presentan las siguientes características eléctricas:

• Tensión de servicio 145 kV

• Frecuencia nominal 50 / 60 Hz

• Intensidad nominal de servicio 2000 A

• Poder de corte nominal bajo cto. 40 kA

• Poder de cierre nom. bajo cto. ( Crest) 100 kA

• Tensión de ensayo 1 minuto 50 Hz 460 kV

• Tensión de ensayo con onda 1,2/50 µseg. 1.050 kV

La secuencia de maniobra del tipo apertura(O)- cierre-apertura (CO) –

cierre-apertura (CO) presenta los siguientes tiempos :

O-0,3s – CO-3min –CO

El nivel de ruido generado durante las maniobras de apertura y cierre será

mínimo.

El número de interruptores de este tipo que se instalarán en el sistema de

132 kV será siete (7).

1.1.5.4.2.4Transformadores de tensión

Los transformadores de tensión son del tipo electrónico o inductivo con

aislamiento SF6.La parte activa está constituida por un núcleo magnético

rectangular en el cual se colocan los arrollamientos secundarios y la bobina

de alta tensión. Será posible instalar hasta dos secundarios para la medición


y un arrollamiento terciario en delta para la detección de los defectos de

tierra. Una película sintética separa las diferentes capas de espiras.

Las principales características de los transformadores que se instalarán son

las siguientes:

• Frecuencia 50 Hz


• Relación de transformación (66 –132):√3 / 0,11:√3 – 0,11:√3-

0,11√3 kV

• Potencias y clase de precisión:

- Arrollamiento de medida 30VA cl 0,2 y 30VA cl 0,5

- Arrollamiento de protección 100 VA 3p

• Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto

460 kV

• Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µseg

1.050 kV

El número de transformadores de tensión de este tipo a instalar es de 18

(dieciocho).


1 - Aislamiento en resina

2 - Devanado secundario

3 - Conductor

4 - Caja de bornes

1.1.5.4.2.5 Transformadores de corriente

Los transformadores de corriente están constituidos por toros colocados en el

gas en el interior de una envoltura cilíndrica. El arrollamiento primario está

constituido por el conductor principal. El número y las características de los

toros estarán adaptados a los valores de corriente estipulados.

Las características principales de los transformadores de intensidad que se

instalarán en las celdas de línea y el acoplamiento de barras son:


• Relación de transformación 800- 1600/ 5-5-5 A

• Potencias y clases de precisión:


Arrollamiento de medida 20 VA Cl. 0,5

Arrollamiento de protección 2x30 VA 5P20

• Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el

arrollamiento primario 460 kV

• Tensión de prueba a onda de choque tipo 1,2/50 µseg

1.050 kV. Cresta

• Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2 x In A

El número de transformadores de intensidad de este tipo que se instalan es

quince (15).

En las celdas de transformador se instalarán transformadores de intensidad

con las siguientes características:






Los valores de sobretensiones son los mismos que en el caso de los

transformadores de intensidad para las celdas de línea.

El número de transformadores de intensidad de este tipo que se instalan son

6 (seis).


1 - Conductor

2 - Devanado secundario

3 - Pasatapa de cables

4 - Caja de bornes

1.1.5.4.2.6 Interfaces alta tensión

Salida por cable de alta tension

La conexión del cable estará diseñada para incorporar los aisladores de

extremo de cable a las dimensiones de la norma CEI 859.


Caja de cables

1 - Aislador

2 - Conductor

3 - Absorbedor de humedad

4 - Válvula y vigilencia SF6

5 - Disco de ruptura

Salida directa hacia transformador de potencia

Los pasatapas del transformador están cubiertos, del lado de la subestación

blindada, por una envoltura llena de SF6, y materializan la frontera entre los

dos medios separando el gas SF6 de aislamiento de la aparamenta del

aceite de aislamiento del transformador. Si es necesario, se suministra un

fuelle con el fin de poder aceptar en obra tolerancias importantes en el

posicionamiento del transformador.


Salida monofásica hacia transformador

1 - Contacto

2 - Aislador pasante

3 - Fuelle

4 - Barra móvil

5 - Tapa de control del SF6


1.1.5.5 SISTEMA DE 132 kV CONVENCIONAL

A continuación se describirán las partes que conforman el sistema de alta

tensión tipo convencional con sus características nominales.

1.1.5.5.1 Interruptores automáticos

Se dispondrá de interruptores de potencia de autosoplado térmico.

Configurarán el sistema una cámara de corte, un sistema de alivio de presión

con pernos calibrados y de retención, densímetros compensados por

temperatura, con dos niveles de alarma, válvula de retención de SF6 en cada

polo, resortes de apertura en cada columna polar debidamente protegidos,

mecanismos de accionamiento de reducida solicitación dinámica.

Características técnicas:

• Tensión nominal 145kV

• Frecuencia nominal 50Hz

• Tensión soportada a frecuencia industrial 275kV

• Tensión soportada a impulso tipo rayo 650kV

• Corriente nominal 3150A

• Corriente nominal de corte en cortocircuito 40kA

• Corriente nominal de cierre en cortocircuito 40kA

• Tracción estática permisible en terminales <1250N

• Duración nominal admisible del cortocircuito 3s

• Secuencia de operación nominal

O-0,3s-CO-3min-CO

CO-15s-CO


• Tiempo de apertura 38ms

• Tiempo de corte total 60ms

• Tiempo de cierre 85ms

Tendrán unas dimensiones de 5205 mm de alto y 4715 mm de ancho.

Se instalarán 7 interruptores automáticos, uno por cada posición de línea,

uno por cada posición de transformador y uno por la posición de

acoplamiento transversal.

1.1.5.5.2 Seccionadores

Se emplearán seccionadores giratorios de tres columnas.

Los terminales fijos de conexión se equiparán con terminales planos.

Se encontrarán dotados de engrase permanente de tal modo que se

encuentren permanentemente protegidos contra las influencias ambientales.

Las cuchillas principales estarán constituidas por tubo de cobre redondo

normalizado.

Los seccionadores estarán equipados con accionamientos manuales de

palanca.

Las características técnicas se muestran a continuación:

• Tensión nominal 145kV

• Tensión soportada nominal a impulsos tipo rayo 1,2/50µs

A tierra 650kV

Sobre distancia de seccionamiento 750kV


• Tensión soportada a frec. industrial 50Hz, 1 min, bajo lluvia

A tierra 275kV

Sobre distancia de seccionamiento 315kV

• Intensidad nominal 1250-2500A

• Intensidad nominal de corta duración 80-100kA

• Intensidad admisible de corta duración, 3s 31,5-40kA

Este tipo de seccionadores tienen una altura de 1845 mm y un ancho total de

2400 mm.

Se instalarán veintiún (21) seccionadores.

1.1.5.5.3 Transformadores de tensión

Se dispondrá de 21 transformadores de tensión a instalar conforme a la

disposición del esquema unifilar.

Las principales características técnicas de los mismos son las siguientes:

• Frecuencia 50 Hz


• Relación de transformación (66 –132):√3 / 0,11:√3 – 0,11:√3-

0,11√3 kV

• Potencias y clase de precisión:

- Arrollamiento de medida 30VA cl 0,2 y 30VA cl 0,5

- Arrollamiento de protección 100 VA 3p

• Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto

460 kV

• Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µseg

1.050 kV


1.1.5.5.4 Transformadores de corriente

Los transformadores de intensidad de instalarán conforme a la disposición

del correspondiente esquema unifilar.

Las principales características de los transformadores de corriente se

muestran a continuación:






• Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el

arrollamiento primario 460 kV

• Tensión de prueba a onda de choque tipo 1,2/50 µseg

1.050 kV. Cresta

• Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2 x In A

Se instalarán 21 transformadores de corriente.

1.1.5.5.5 Pararrayos

Se instalarán 12 pararrayos, uno por fase, a la entrada de la subestación,

después de los apoyos fin de línea.

Serán de tipo de óxidos metálicos sin explosores.

Comprenderán un solo apilamiento de resistencias variables con la tensión, a

base de óxido de cinc. La parte activa estará constituida por resistencias

perfectamente homogéneas.

Presentan envolventes de porcelana.


La envolvente utilizada será de tipo “W”, diseñada para niveles de

contaminación débil o medio con larga línea de fugas.

Presentarán las siguientes características:

• Tensión máxima de la red Un 72,5-145kV

• Tensión asignada del pararrayos Ur 60-138kV

• Tensión permanente de régimen Uc 47-108kV

• Corriente nominal de descarga In 10kA

• Clase de descarga de línea según CEI 99-4 2

• Energía disipada en 2 choques según CEI 99-4 4,3kJ/kV

• Tensión residual máxima con onda tipo rayo (8/20 µs)

a 10kA 2,80 x Ur

a 20kA 3,16 x Ur

• Resistencia del limitador de presión según CEI 99-1 30kA -0,2s

• Momento de flexión estática admisible >190 m.daN

1.1.5.5.6 Embarrados

Se dispondrá de de un doble juego de barras de tensión nominal 132 kV y

corriente nominal 2000 A.


1.1.5.6 TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Se establecerán a continuación las condiciones y requisitos técnicos

aplicables a los transformadores a implantar en la subestación.

Se instalarán dos (2) transformadores de potencia trifásicos de 40 MVA, de

relación de transformación 132/ 20 kV.

Dichos transformadores serán de las mismas características en ambos

modelos de subestación.

Se implantarán en instalación interior para ambos casos.

1.1.5.6.1 Características nominales

• Tipo de máquina

Trifásico en baño de aceite, montaje en intemperie, con regulador en carga

tipo JANSEN.

• Tipo de servicio

Continuo

• Refrigeración

ONAF (radiadores refrigerados adicionalmente por ventiladores)

O = medio de refrigeración del transformador Aceite

N = movimiento del medio de refrigeración Natural

A = medio de refrigeración exterior Aire

F = movimiento medio de refrigeración exterior Forzado

• Potencia nominal

40MVA


• Frecuencia

50 Hz

• Conexión

Estrella / triángulo

• Grupo de conexión

YNd11

• Tensiones en vacío

Primario 145± 10×3,45 kV

Secundario 16,05 kV

Regulación de tensión 10%

En las conexiones de los terminales se utilizarán pasatapas tipo

condensadores de aceite / aire.

1.1.5.6.2 Características estructurarles del transformador

1.1.5.6.2.1 Núcleo

El núcleo será de tipo columna de múltiples capas y teóricamente de área

transversal.

Dispondrá de cinco columnas, donde la primera y la última serán de retorno.

Las columnas tienen una disposición paralela en el plano y estarán

conectadas juntas a través de herrajes de sujeción superior e inferior.

Las columnas del núcleo estarán reforzadas con madera, bandas de fibra y

herrajes de sujeción a fin de asegurar la rigidez mecánica requerida.


1.1.5.6.2.2 Devanados

Los devanados tendrán que estar diseñados para ser capaces de soportar

mecánicamente los impulsos de alta tensión y esfuerzos de corto circuito que

puedan ocurrir durante la operación de los transformadores.

Habrán tenido que ser tomados en cuenta a la hora del diseño los aumentos

de temperatura, aislamiento, niveles de impulso, condiciones de sobrecarga y

esfuerzos de corto circuito, los cuales vienen definidos por normas

internacionales de fabricación.

Las bobinas empleadas serán de tipo “disco”, compuestas por devanados

con alta capacidad radial en la entrada de ésta, consiguiendo así una

distribución lineal del impulso.

Los bobinados están calculados para los siguientes niveles de aislamiento:

• Niveles a impulso

Primario 1050 kV.

Secundario 125 kV.

Neutro de primario 325 kV.

• Tensión aplicada durante 1 minuto, 50 Hz.

Primario 460 kV.

Secundario 50 kV.

Neutro de primario 140 kV.

1.1.5.6.2.4 Ajuste de Voltajes (Tomas)

Debido a las variaciones de voltaje en la red de transmisión o en la

subestación, los transformadores estarán equipados con devanado de

derivaciones que permita la variación de voltaje requerida.

La variación de tensión podrá realizarse a través de un cambiador de tomas

bajo carga, o un cambiador de tomas sin tensión.


Para el caso de variador de tomas bajo carga, la operación se realizará

utilizando un mecanismo de operación electro-mecánico, controlado de forma

local desde el transformador o de forma remota desde la sala de control.

Para la regulación sin tensión el control podrá realizarse de forma manual

desde el mecanismo de operación que será instalado en la pared lateral del

transformador.

1.1.5.6.2.3 Estructura de fijación

Con objeto de conseguir la adecuada compresión axial, necesaria para

contrarrestar los esfuerzos que puedan ocurrir en un cortocircuito durante la

operación del transformador, los devanados estarán ajustados mediante

herrajes de compresión en la parte superior e inferior

Se instalarán separadores entre la parte interior de la bobina y el núcleo, así

como en los canales entre los diferentes arrollamientos dentro de la bobina

para soportar los esfuerzos radiales en las bobinas

El espacio libre entre el yugo y la bobina estará cubierto con calzas de

madera.

1.1.5.6.2.5 Tanque y conservador

Dentro del tanque se encontrarán sumergidos el núcleo y sus devanados

fijados de tal manera que sean fácilmente absorbidos los movimientos,

esfuerzos que puedan ocurrir durante su llenado, tratamiento de aceite y

fuerzas hidrostáticas o dinámicas que puedan ocurrir durante su operación.

El tanque también será reforzado en su exterior con soportes de acero a lo

largo de sus paredes para garantizar aún más su integridad como conjunto.

Se instalarán válvulas para conexión de los sistemas de tratamiento de

aceite, válvulas para muestras de aceite, agarraderas para izado, válvulas

mariposas para conexión de los radiadores al tanque principal.


1.1.5.6.2.6 Medidas para la reducción de ruido

En el caso del presente proyecto, en que la subestación estará próxima a

un núcleo urbano, la reducción del nivel de ruido de los transformadores

puede resultar de vital importancia para asegurar la calidad de vida de la

población cercana. Como consecuencia de esto, el nivel máximo de ruido se

deberá limitar lo máximo posible.

Existen cuatro tipos de medidas que se deberán adoptar, en la medida de lo

posible, en los transformadores instalados:

1. Medidas tomadas en la parte activa:

• Diseño del transformador con bajos valores de flujo

• Utilización de acero de calidad Hi-B

• Instalación de láminas de caucho especiales entre las laminaciones del

núcleo

• Realización de vendajes alrededor de las columnas del núcleo y hacer

conexiones elásticas entre la parte activa y la base del tanque, de forma

que se eviten las vibraciones.

2. Medidas tomadas en el tanque:

Instalación de paneles intercalados entre las superficies exteriores del

tanque. El panel intercalado formará una pared que absorberá el ruido

presionando el acero/capa aislante/acero. El espacio entre el panel

intercalado y las paredes del contenedor se rellenará con lana mineral hasta

un 80% al 90%. Esta medida puede reducir los niveles de ruido en unos 6 dB

(A)

3. Medidas tomadas en el sistema de refrigeración:


En el caso de los transformadores instalados (con refrigeración ONAN/

ONAF) se utilizarán ventiladores de baja revolución, y se colocarán paneles

para favorecer la entrada y salida del aire de refrigeración.

4. Medidas tomadas en el lugar donde va a funcionar el transformador:

Si las medidas anteriormente descritas no lograran reducir el nivel de ruido a

menos de 70dB (A), se optará por colocar el transformador en una célula

prefabricada con paneles para la absorción del ruido. Esta medida puede

reducir dicho nivel hasta en 15 dB (A).

1.1.5.6.2.7 Terminales de conexión

Para el caso de subestación convencional se utilizarán pasatapas de tipo

aire/aceite; para la subestación GIS se utilizarán pasatapas de tipo

condensadores de aceite/SF6.

1.1.5.6.2.8 Equipo de protección y control

Los tranformadores estarán equipados con los siguientes instrumentos de

protección y control:

1. Relé Buzcholz:

Estará instalado en la conexión de la tubería que va desde el tanque del

transformador al conservador. Los gases que, por cualquier motivo, se

produzcan en el transformador, se recogerán ahí y en función de su volumen

se producirá una señal de alarma o control.


2. Dispositivo de alivio de presión:

Se instalará en la cubierta del transformador. Responderá al repentino

aumento de presión que pueda producir un arco en el aceite del

transformador emitiendo una señal de desconexión mediante sus propios

contactos. Así mismo se contará con una señal de aviso.

3. Indicador de nivel de aceite:

Se instalará en una pared lateral del conservador. Indicará, en función de las

variaciones de temperatura del aceite, el nivel de aceite en el conservador y

también dará una señal de aviso si éste está demasiado alto o bajo mediante

sus propios contactos.

4. Repirador deshidratante:

Se instalará en el interior del conservador y recogerá la humedad y el polvo

que haya en el aire que entra en el conservador.

5. Termómetro de aceite:

Controlará la temperatura del aceite en el contenedor del transformador y

emitirá una señal de alarma y desconexión cuando se alcanzan los límites de

temperatura.

También emitirá una señal de inicio y parada a los ventiladores utilizados

para la refrigeración.

6. Termómetro del bobinado:

Controla la temperatura de los bobinados con sus circuitos de control y emite

una señal de alarma y desconexión cuando se alcanzan los límites de


temperatura. Al igual que el termómetro de aceite, se usa para el control de

los ventiladores.

7. Indicador de flujo de aceite:

Se instalará en la conexión de la tubería a través de la que fluye el aceite y

controlará el flujo de aceite de los transformadores, emitiendo una señal de

alarma si el aceite no fluye por cualquier motivo.

1.1.5.6.3 Pruebas

Con objeto de asegurar el correcto funcionamiento del transformador, se ha

de verificar que la máquina haya superado satisfactoriamente las siguientes

pruebas:

1.5.6.3.1 Pruebas de rutina

• Medición de la resistencia del bobinado

• Medición del coeficiente de tensión y comprobación de la relación

vectorial

• Medición de la impedancia y pérdidas con carga

• Medición de las pérdidas sin carga y la corriente en vacío

• Prueba de sobretensión inducida

• Prueba de tensión aplicada

• Prueba de los conmutadores de derivaciones en carga

1.1.5.6.3.2 Pruebas de tipo y especiales

• Prueba de aumento de temperatura

• Medición de la resistencia del aislamiento


• Prueba de impulso de la onda cortada

• Medición del nivel acústico

• Medición de la impedancia de secuencia cero

• Medición de descargas parciales

• Medición de armónicos de la corriente en carga

• Medición de la energía tomada por los motores del ventilador y la bomba

de aceite

• Prueba de resistencia a los cortocircuitos


1.1.5.7 AUTOVÁLVULAS

Se instalarán autoválvulas con objeto de proteger la subestación de

sobretensiones procedentes de diversos orígenes.

Se implantarán cuatro juegos de tres autoválvulas de ZnO.

Poseerán contador de descargas, conectados en derivación de las bornas

de 145 y 20 kV de los transformadores de potencia.

1.1.5.7.1 Características nominales

• Tensión 132 kV.

Tensión nominal 198 kV.

Intensidad nominal 18/20 kA.

• Tensión 20 kV

Tensión nominal 24 kV.

Intensidad Nominal 10 kA


1.1.5.8 SISTEMA DE 20 kV

1.1.5.8.1 Características generales

El sistema de 20kV será el mismo para los dos modelos de subestación, es

decir que tanto para la blindada como para la convencional esta será la

descripción para sus correspondientes sistemas de 20 kV.

Dicho sistema estará formado por cabinas o celdas blindadas

compartimentadas, con gas SF6 como medio aislante. Se adopta la solución

de celdas con SF6 ,debido al nivel de tensión con el que nos topamos. La

otra opción sería una instalación intemperie para el modelo convencional,

pero resulta más seguro el sistema adoptado.

Dichas cabinas se ubicarán en el interior del mismo edificio que albergará la

parte de alta tensión y los transformadores de potencia en el caso de la

subestación blindada, y en un edificio contiguo a la parte de alta de la

subestación convencional.

Estas celdas se caracterizan por su:

1. Modularidad:

Las celdas de 20 kV permitirán la futura ampliación de la subestación de una

forma sencilla y rápida, sin necesidad de modificar la obra civil inicial.

La ampliación se puede realizar con simplicidad, posicionando las nuevas

unidades al lado de las existentes, uniéndose a ellas a través de las barras y

sin manipulación de gas durante el proceso.

2. Seguridad:

Las celdas disponen de adecuadas protecciones frente a elementos

agresivos externos tales como insectos, humedad, ambientes corrosivos,


etc., dado que los elementos de corte y aislamiento están embebidos en gas

SF6, a baja presión y con el adecuado sistema de control de la presión del

gas.

Disponen de un completo sistema de enclavamientos mecánicos y eléctricos

para asegurar la imposibilidad de realizar maniobras incorrectas.

Para evitar la propagación de arcos eléctricos, así como las sobrepresiones

producidas por éstos, las celdas disponen de segregación total entre el

embarrado y el aparellaje de corte y aislamiento en cada celda.

3. Reparabilidad:

Cada celda puede ser fácilmente sustituible en obra. En caso de accidente

cada celda puede ser sustituida sin tener que mover las celdas adyacentes ni

manipular gas SF6 durante la operación.

Los transformadores de tensión son de tipo enchufable, de forma que

faciliten los trabajos de reparación/sustitución en caso de avería de los

mismos.

1.1.5.8.2 Estructura general de las celdas

El diseño de las celdas integra los siguientes módulos con Gas SF6 :

• Compartimento de juego de barras

• Módulo de interruptor automático

• Armario de baja tensión

• Compartimento de terminales de cable

a) Compartimento de juego de barras:


las barras de cada fase se encontrarán separadas a través de chapas

metálicas .Los juegos de barras se dispondrán de forma independiente y

aislados. Asimismo, las chapas metálicas estarán provistas de orificios para

comunicar los distintos compartimentos.

b) Módulo de interruptor automático:

el interruptor está equipado de un mecanismo de mando mecánico de

resorte. Las cámaras de vacío se colocarán en envolturas unipolares de

resina sintética.

El módulo de interruptor automático estará constituido por las siguientes

partes:

• Seccionador (de tres posiciones).

• Accionamiento del seccionador (de tres posiciones).

• Interruptor automático de corte en vacío.

• Accionamiento del interruptor automático.

• Elementos auxiliares y los enclavamientos

c) Armario baja tensión:

el armario de baja tensión se encontrará protegido contra posibles contactos

.Asimismo presentará resistencia a la presión. Aloja los instrumentos y relés

de protección, los terminales de cable así como otros equipos secundarios.

Se sitúa en la sección inferior de la cabina y tiene un encapsulado metálico.

d) Compartimento inferior de conexión de cables de potencia:

recinto encapsulado, que contendrá el compartimento de conexión de cables,

accesible desde la parte trasera.


1.1.5.8.3 Características generales de operación y protección de los módulos.

Se dispondrá de un sistema (electrónico) para el registro de la presión del

gas aislante SF6 compensado por la temperatura. Trabajará en

funcionamiento continuo para la supervisión permanente y automática de la

presión del gas y, en caso de necesidad, para una comunicación rápida con

la instalación de maniobra y el punto de mando.

Las condiciones particulares de operación y protección de los módulos

proyectados son las que se disponen a continuación:

Condiciones de operación:

Altura sobre el nivel del mar: 30 m

Temperatura máxima exterior: +38 ºC

Temperatura mínima exterior: 2 ºC

Humedad máxima: 70%

Nivel de polución: Media

Grado de protección de los módulos instalados:

Compartimentos de gas IP 65

Caja de accionamientos IP 3X

Recinto de cables de MT IP 30

Armario de mando en BT IP 52

Los compartimentos de gas que forman parte de las cabinas tendrán una

válvula de sobrepresión.


1.1.5.8.4 Componentes de las Celdas de Distribución

A continuación se procede a describir los tipos de cabina instaladas:

• Celda de línea:

Cada uno de los módulos de línea de la instalación estará equipado con los

siguientes elementos:

1. Compartimento de barras:

Dos juegos de barras de 2500 A

2. Compartimento de interruptor:

Contador de maniobras del interruptor.

Seccionador tripolar (de tres posiciones y su motor de accionamiento).

Enclavamiento a llave para seccionador de tres posiciones y pulsador de

conexión de interruptor.

Contactos auxiliares para seccionador de barras 1(20).

Contactos auxiliares para seccionador de barras 2(20).

Un interruptor tripolar de corte en vacío

3. Armario de baja tensión:

Dos convertidores de intensidad (0-6 A/0-5 mA).

Dos amperímetros con conmutador.

Relés de máxima intensidad para las tres fases (3x50/51).

Relé de máxima intensidad direccional para faltas a tierra (67N)

Relé de reenganche (79).

Dos contadores de energía activa, clase 1, con emisor de impulsos.


Una unidad remota de telecontrol.

4. Compartimento de terminales:

Tres transformadores de intensidad.

Dos seccionadores de puesta a tierra.

Seis terminales para salida de cable unipolar.

Seis aisladores testigos para señalización de presencia de tensión en línea.

Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con un conductor por

fase.

• Celda de transformador:

Los módulos de transformador vendrán equipados de los siguientes

elementos:


Dos juegos de barras de 2500 A.


Un interruptor tripolar de corte en vacío.

Seccionador tripolar de tres posiciones.

Enclavamiento a llave para seccionador de tres posiciones y pulsador de

conexión de interruptor.

Contactos auxiliares para seccionador de barras 1 (20).

Contactos auxiliares para seccionador de barras 2 (20).


Relés de máxima intensidad para las tres fases (3x50/51).

Un convertidor de intensidad (0-6 A/0-5 mA).

Un convertidor de tensión (0-132 V/0-5 mA).

Un convertidor de potencia activa/reactiva (0-6A,0-110V/±2,5mA).


Un amperímetro con conmutador.

Un vatímetro.

Un contador de energía activa, clase 1, con emisor de impulsos.



Tres transformadores de intensidad instalados en una envolvente.

Dos seccionadores de puesta a tierra.

Seis terminales para salida de cable unipolar.

Seis aisladores testigos para señalización de presencia de tensión en línea.

Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con tres conductores

por fase.

• Módulos de acoplamiento entre barras:

Los módulos de acoplamiento entre barras en el sistema de 20 kV estarán

constituidos por dos tipos de celdas:

1. Celda de acoplamiento transversal:

Dispondrá de los siguientes elementos:


Un interruptor tripolar .

Un seccionador Seccionador tripolar de tres posiciones y su correspondiente

motor de accionamiento.

Tres transformadores de intensidad .

2. Celda de remonte:

Dispondrá de los siguientes elementos:


Un seccionador tripolar de tres posiciones y su correspondiente motor de

accionamiento.

• Celda de medida en barras:

La celda de medida en barras estará compuesta por un panel de 600 mm de

ancho y transformadores de tensión conectados directamente a barras, con

seccionamiento de puesta a tierra.

También dispondrá de:

Seis (6) transformadores de tensión de 20kV con envolvente metálica .

La corriente asignada de servicio de barras: 2.500 A

• Módulo de protección de servicios auxiliares.

Estará compuesto por los siguientes elementos:




Un seccionador de apertura en carga.


Un conjunto de protección de sobreintensidad con direccional de tierra (50/51

+ 67 N).

Un convertidores de intensidad (0-6 A/0-5 mA).

Un amperímetro con conmutador.



Tres transformadores de intensidad


Un seccionador de puesta a tierra de cierre rápido .

Tres terminales para salida de cable unipolar seco 12/20 kV.

Un transformador de intensidad toroidal para protección de neutro aislado de

relación de transformación 50/1 A.

Los cables serán de aluminio de 400 mm2 de sección, con un solo conductor

por fase.

1.1.5.8.5 Características del aparellaje.

A continuación se detallan las características del aparellaje que conforman

los módulos de media tensión:

1.1.5.8.5.1 Interruptores

Interruptor tripolar de corte en vacío (celda de línea)

Tensión nominal 20kV

Intensidad nominal 1250 A

Poder de corte 25 kA

Bobina de cierre 125 V DC

Bobina de disparo 125 V DC

Motor del accionamiento 125 V DC

Secuencia de maniobra O- 0.3s – CO- 3min- CO

Interruptor tripolar de corte en vacío (celda de transformador)



Poder de corte 25 kA

Bobina de cierre 125 V DC


Bobina de disparo 125 V DC

Motor del accionamiento 125 V DC

Secuencia de maniobra O- 0.3s – CO- 3min- CO

Interruptor tripolar (celda de acoplamiento transversal)



Intensidad de cortocircuito 25 kA

1.1.5.8.5.2 Transformadores de intensidad

Transformador de intensidad (celda de línea)

Relación de transformación 250-500 /5-5 A

Potencia 15 VA

Clase de precisión cl 0,2 – 20 VA 5p20

Transformador de intensidad (celda de transformador)

Relación de transformación 1200-2400/5-5-5 A

Potencia 15 VA



Transformador de intensidad (celda de acoplamiento transversal)

Relación de transformación 1200-2400/5-5-5 A

Potencia 15 VA


Transformador de intensidad (Módulo de protección de servicios auxiliares)

Relación de transformación 25/5-5 A

Potencia 10 VA

Clase de precisión cl 0,5 –5 VA 5p20.

1.1.5.8.5.3 Transformadores de tensión

Transformador de tensión (celda de medida en barras)

Tensión primario 20.000 : √3

Tensión de secundario 110- 110 V

núcleo 1 25 VA Cl 0,2

núcleo 2 25 VA 5P30

1.1.5.8.5.4 Seccionadores

Seccionador de puesta a tierra (celda de línea)

Cierre rápido 25 kA.

Intensidad nominal 400 A.

Seccionador de puesta a tierra (celda de transformador)

Cierre rápido 25 kA .



Seccionador de apertura en carga(servicios auxiliares)


Fusible de protección 25 kA.

Seccionador de apertura en carga(servicios auxiliares, compartimento de

terminales)

Cierre rápido 25 kA.


1.1.5.8.6 Embarrados

Se instalará un doble juego de barras de 2500 A de intensidad nominal. Con

objeto de maximizar la accesibilidad a las barras se dispondrán dichos juegos

en posición vertical encima de los interruptores.


1.1.5.9 SERVICIOS AUXILIARES

Los servicios auxiliares de la subestación estarán suministrados por un

sistema de corriente alterna (c.a) y un sistema de corriente continua (c.c.).

Se instalarán los sistemas de alimentación de corriente alterna y de corriente

continua que se precisen, con objeto de suministrar la energía necesaria a

los distintos componentes de control, protección y medida.

Para el control y operatividad de estos servicios auxiliares se dispondrá de un

cuadro situado en el edificio de mando y control donde se centralizan tanto

los servicios auxiliares de corriente alterna como los de corriente continua.

1.1.5.9.1 Servicios auxiliares de c.a.

La alimentación de servicios auxiliares de corriente alterna será suministrada

mediante dos transformadores de Servicios Auxiliares, disponiendo el edificio

de control y celdas de las subestación una doble alimentación 380 / 220 V

fiables e independientes, de forma que la pérdida de una de las

alimentaciones no suponga la pérdida de la otra.

Mediante el sistema de servicios auxiliares de c.a se alimentarán los circuitos

de alumbrado interno de la instalación (también el alumbrado externo en el

caso de la subestación convencional), el alumbrado de emergencia y las

tomas de corriente.

Se dejarán dos líneas de reserva para futuras ampliaciones en la

subestación.

Los transformadores presentan las siguientes características:

Potencia nominal 50 kVA


Tensión arrollamiento primario 20 kV

Tensión arrollamiento secundario 220 / 380 V ±5%

Tipo aislamiento Dieléctrico seco con encapsulado total en resina

Grupo de conexión Dyn11

Conexión Triángulo/Estrella

1.1.5.9.2 Servicios auxiliares de c.c.

La instalación de corriente continua resulta de suma importancia, ya que para

la situación de darse una avería en el sistema de suministro de energía, el

sistema encargado de llevar la instalación a una situación segura, no es otro

que el equipo de corriente continua.

La tensión en corriente continua para los servicios auxiliares de explotación

es de 125 V.c.c.

La tensión en corriente continua para el telecontrol se de 48 V.c.c.

Estas tensiones en continua, se obtienen de cuatro equipos compactos (dos

de 125 y dos de 48 V.c.c.) rectificador - batería.

Durante el proceso de carga y flotación su funcionamiento responderá a un

sistema prefijado que actúa automáticamente, lo cual redunda en una mayor

seguridad en el mantenimiento de un servicio permanente.

Los equipos funcionarán ininterrumpidamente.

1.1.5.9.3 Telecontrol

El telecontrol de los dos modelos de subestación enfrentados en el presente

proyecto presentará las mismas características generales, si bien en

determinados aspectos se señalarán diferencias debido a la diferente

ejecución de ambas instalaciones


El mando y control de la subestación estará centralizado en armarios

provistos de control remoto, para los sistemas de ata y media tensión.

Para la subestación blindada, en las celdas de 132 kV, se instalará para cada

posición un armario de mando, con posibilidad de accionamiento manual o

remoto, y otro armario que alojará las protecciones, para control de los

diversos compartimentos que constituyen la celda. Los armarios de mando y

control se encuentran separados de la estructura de las celdas, enfrentadas

a las mismas.

En el sistema de cabinas de 20kV, el mando y el control se encuentran

instalados en la misma cabina, en su parte frontal.

Telemando

A continuación se citan las funciones del telemando en cada una de las

zonas de la subestación.

Zona de 132 kV

Abrir y cerrar todos los interruptores.

Bloqueo y activación de la protección de sobreintensidad de línea.

Zona de 20 kV

Abrir y cerrar todos los interruptores.

Conmutar de automático a manual al regulador de tensión de cada

transformador.

Desbloquear el relé de bloqueo del transformador después de una actuación

de éste.

Activar y desactivar el relé de reenganche de cada celda de línea.


Teleseñal

Zona de 132 kV

Estado de los interruptores.

Estado de los seccionadores.

Posición del conmutador local-remoto de cada módulo.

Zona de 20 kV

Estado de los interruptores.

Posición del conmutador local-remoto de cada celda.

Posición de conectado-desconectado del relé de reenganche de cada celda

de línea.

Número de escalón de regulación del transformador.

Telemedida

Zona de 132kV

Potencia activa, potencia reactiva, tensión e intensidad en la línea.

Tensión de barras.

Zona de 20 kV

Potencia activa, potencia reactiva, tensión e intensidad del transformador.

Intensidad en las líneas.

Tensión de barras.

Telealarmas

Zona de 132 kV

(En las líneas)


Actuación de protección (distancia o direccional).

Disparo definitivo.

Para el caso de blindada alarma de SF6. (dos alarmas, según el grado de

perdida de gas)

Fallo de protecciones.

Fallo de mando.

Bloqueo de protección.

Zona de 20 kV

(En las líneas)

Disparo definitivo.

Alarma de SF6.(2 alarmas)


Fallo de mando.

Actuación protección (sobreintensidad o direccional de neutro).

(En el transformador, que incluye alarmas de 132 kV y 20 kV):

Actuación de protecciones (diferencial o sobreintensidad).

Actuación del relé de bloqueo.

Actuación del relé Buchholz dela cuba del transformador.

Actuación del relé de temperatura.

Alarma de SF6.


Fallo de mando.

Escalón extremo superior de regulación.

Escalón extremo inferior de regulación.

Nivel de aceite.


Disparo magnetotérmicos de los transformadores de tensión.

Alarmas generales de subestación:

Anomalías en el sistema de 125 V.c.c.

Anomalías en el sistema de 48 V.c.c.

Fallo de corriente alterna de servicios auxiliares.

Fallo de corriente continua de 125 V

Fallo de corriente continua de 48 V.

Fallo de comunicaciones.

Detección de incendio.

Detección de intrusos.

1.1.5.10 ALUMBRADO

Se presentan a continuación los sistemas de alumbrado correspondientes a

los dos tipos de subestación objeto de estudio.

1.1.5.10.1 Alumbrado de subestación convencional

La subestación deberá de disponer de dos sistemas de alumbrado, uno

exterior y otro interior en los edificios con un adecuado nivel luminoso tal que

sea suficiente para poder efectuar las maniobras precisas con la máxima de

seguridad.

1.1.5.10.1.2 Alumbrado exterior

Para llevar a cabo la iluminación exterior se implantarán proyectores de

aluminio anodizado.


Dispondrán de lámparas de vapor de sodio de alta presión, de 250 y 400 W,

de forma tubular.

Este tipo de lámparas se caracteriza por disponer en genral de una larga

vida, poseen un buen mantenimiento del flujo luminoso. Su funcionamiento

es robusto.

La orientación de los proyectores ha de ser la adecuada para obtener un

máximo rendimiento lumínico para conseguir la iluminación deseada en

aquellas zonas que lo requieran.

El encendido de este alumbrado se produce de forma manual o automática

por medio de un reloj programador instalado en el cuadro de servicios

auxiliares, donde irá montado el contactor y los fusibles que protegen el

correspondiente circuito.

1.1.5.10.1.2 Alumbrado interior

El alumbrado interior del edificio de mando, control, y celdas de 20 kV se

realizará con pantallas para tubos fluorescentes de 40 W que proporcionarán

la iluminación exigida a cualquier necesidad.

1.1.5.10.1.3 Alumbrado de emergencia

Dentro del interior del edificio se instalará un sistema de alumbrado de

emergencia. Dicho alumbrado de emergencia está previsto para entrar en

funcionamiento automáticamente al producirse el fallo de los alumbrados

generales.

Se realizará a través de lámparas de incandescencia distribuidas en los

lugares adecuados según la normativa. El sistema permanecerá encendido

constantemente en caso de estar conectada la instalación general de

alumbrado. En caso de falta de c.a., la alimentación se transferirá


automáticamente a las barras de 125 V.c.c., estando preajustada su duración

de forma opcional.

1.1.5.10.4 Alumbrado de subestación blindada

La subestación dispondrá de un alumbrado interior y uno de emergencia,

capaces de abastecer del adecuado nivel luminoso tal que sea suficiente

para poder efectuar las maniobras precisas con la máxima de seguridad.

1.1.5.10.1.5 Alumbrado interior

El alumbrado interior del edificio se realizará con pantallas para tubos

fluorescentes de 40 W que proporcionarán la iluminación exigida a cualquier

necesidad.

1.1.5.10.1.6 Alumbrado de emergencia

Dentro del interior del edificio se instalará un sistema de alumbrado de

emergencia. Dicho alumbrado de emergencia está previsto para entrar en

funcionamiento automáticamente al producirse el fallo de los alumbrados

generales.

Se realizará a través de lámparas de incandescencia distribuidas en los

lugares adecuados según la normativa. El sistema permanecerá encendido

constantemente en caso de estar conectada la instalación general de

alumbrado. En caso de falta de c.a., la alimentación se transferirá

automáticamente a las barras de 125 V.c.c., estando preajustada su duración

de forma opcional.


1.1.5.11 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA

En este apartado se ha de diferenciar nuevamente entre la instalación

blindada y la instalación convencional.

A pesar de que las corrientes de falta sean las mismas, así como las

características del terreno, la superficie que se dispone para la realización de

una y de otra no es la misma, por lo tanto dispondrán de instalaciones de

puesta a tierra diferentes, la diferencia estribará en la retícula que se

implantará en un caso y en otro.

1.1.5.11.1 Subestación convencional

Con el fin de conseguir niveles admisibles de los potenciales de paso y

contacto, la Subestación Transformadora estará dotada de un sistema de

tierras formado por una malla de cable de cobre de 120 mm2 de sección.

Esta malla está enterrada a 1500 mm de profundidad respecto a ésta,

formando retículas de 9,4m x 7,6 m aproximadamente y se conectará a la red

de tierras existente en la instalación. Se dispondrá de varias arquetas con

pica, para realizar el seccionamiento y la verificación de la resistencia de

puesta a tierra. Se enterrará, a la misma profundidad de la malla, un anillo

periférico de cobre desnudo de 120 mm2 de sección para evitar que el

gradiente de tensión caiga fuertemente en la periferia de la subestación. Los

cálculos justificativos de la misma se presentan en el apartado de cálculos de

este mismo documento.

De cualquier forma, después de construida la instalación de tierra, deberán

de realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las

tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en la MIE-RAT 13.

Cumplimentando el punto 6.1 de la MIE-RAT.13, se conectarán a las tierras

de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión


normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías,

sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Por este

motivo, se unirán a la malla la estructura metálica, bases de aparellaje,

cerramiento, neutros de transformadores de potencia y medida, etc.

Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje

mediante tornillos y grapas especiales, que aseguren la permanencia de la

unión, haciendo uso de soldaduras Cadweld de alto poder de fusión, para las

uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente resistentes a la

corrosión galvánica.

1.1.5.11.2 Subestación blindada

Con el fin de conseguir niveles admisibles de los potenciales de paso y

contacto, la Subestación Transformadora estará dotada de un sistema de

tierras formado por una malla de cable de cobre de 120 mm2 de sección.

Esta malla está enterrada a 1500 mm de profundidad respecto a ésta,

formando retículas de 2 x 1,81 m aproximadamente y se conectará a la red

de tierras existente en la instalación. Se dispondrá de varias arquetas con

pica, para realizar el seccionamiento y la verificación de la resistencia de

puesta a tierra. Se enterrará, a la misma profundidad de la malla, un anillo

periférico de cobre desnudo de 120 mm2 de sección para evitar que el

gradiente de tensión caiga fuertemente en la periferia de la subestación. Los

cálculos justificativos de la misma se presentan en el apartado de cálculos de

este mismo documento.

De cualquier forma, después de construida la instalación de tierra, deberán

de realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las

tensiones de paso y contacto aplicadas tal como se indica en la MIE-RAT 13.

Cumplimentando el punto 6.1 de la MIE-RAT.13, se conectarán a las tierras

de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión


normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías,

sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Por este

motivo, se unirán a la malla la estructura metálica, bases de aparellaje,

cerramiento, neutros de transformadores de potencia y medida, etc.

Las conexiones previstas se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje

mediante tornillos y grapas especiales, que aseguren la permanencia de la

unión, haciendo uso de soldaduras Cadweld de alto poder de fusión, para las

uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente resistentes a la

corrosión galvánica.


1.1.6 OBRA CIVIL

Una vez se ha concluido implantar la subestación blindada en la zona de

proyecto, se procede a la descripción general de la obra civil a construir.

La obra civil consistirá en un edificio con distintas salas, en las que se

alojarán las celdas de alta y de media tensión, existirá un almacén para

guardar los recambios pertinentes, así como servicios y una sala

acondicionada para los operarios.

La ubicación de los dos transformadores de potencia será exterior, en un

espacio habilitado convenientemente, contiguo al edificio y rodeado por una

verja para proteger a los transformadores de posibles perturbaciones. Con

esta disposición se pretende optimizar la refrigeración del los mismos.

1.1.6.1 Salas de celdas de alta y media tensión

Se instalarán elementos modulares de hormigón armado con aislamiento

térmico. La cimentación de los muros se hará con zócalos y soleras de

hormigón.

La estructura de la cubierta estará formada de perfiles laminados. Se

utilizarán paneles de chapa de acero inoxidable y material aislante intermedio

anclados a las correas metálicas como material de cubrición.

El pavimento será de tipo continuo industrial y la instalación de electricidad

se reducirá al sistema de alumbrado con canalizaciones de tubo visto.

Se proyectará también una estructura metálica para la instalación de un

puente grúa.

Las puertas tendrán que disponer de las dimensiones adecuadas para el

paso de los equipos a montar.


1.1. 6.2 Puente grúa

Para poder realizar el desplazamiento de elevadas como puedan ser las

celdas de alta tensión, se proyecta la instalación de un puente grúa con

objeto de facilitar esta tarea.

1.1. 6.2.1 Características del puente grúa

El puente grúa realiza una traslación y una elevación para llevar a cabo su

cometido

Mecanismo de elevación:

El mecanismo de elevación y descenso de la carga se efectúa mediante un

polipasto.

El mecanismo se caracteriza por disponer de un accionamiento por motor

eléctrico de rotor cónico en cortocircuito con freno incorporado. En caso de

fallo en la red el freno actuará de forma progresiva y amortiguada en un

tiempo no superior a 15ms. También estará dotado de freno eléctrico para

reducir el desgaste del freno. También dispone de un reductor planetario de

elevación con un rendimiento del 96%. Así mismo dispondrá de impulsión

del cable con guías de plástico sintético viscoelástico de alta resistencia a la

rotura y al desgaste, con aditivos lubricantes que reducen el rozamiento.

El aparejo inferior llevará incorporado un gancho sencillo de acero forjado,

que estará provisto de un seguro mecánico para evitar la salida de los cables

o cadenas de sujeción de las cargas.

Existirá un limitador de carga mecánico que desconectará el mecanismo de

elevación al sobrepasar el 110% de la carga nominal, permitiendo solo el

movimiento de descenso.


Mecanismo de traslación:

El mecanismo de traslación estará constituido por un motor de rotor cónico

deslizante y un reductor de tres escalones montados sobre rodamientos, el

cual gira en baño de aceite. Un eje dentado transmitirá el momento de giro

directamente a las ruedas. La grúa estará dotada de una segunda velocidad

de translación, que se consigue mediante el empleo de motores de dos

polaridades.

El mando de la grúa se efectúa a nivel del suelo mediante una botonera

provista de un interruptor que actúa sobre el contador principal y seis

pulsadores para el control de los movimientos. La suspensión de la botonera

comprende cables de acero fiadores para descargar de esfuerzo mecánico al

cable de mando eléctrico.

La grúa puente será calculada y ejecutada según la Norma Din 15018.

1.1.6.3 Bancadas de los transformadores

Para la instalación de los transformadores de potencia previstos se

construirán unas bancadas, formadas por una cimentación de apoyo y una

cubeta para recogida del aceite, que en caso de un hipotético derrame se

canalizará hacia un depósito en el que quedará confinado.

1.1.6.4 Canalizaciones eléctricas

Para la instalación de todos cables de potencia y control requeridos se

construirán las canalizaciones eléctricas necesarias.

Las canalizaciones serán zanjas, arquetas y tubos, enlazando los distintos

elementos de la instalación.


Las zanjas de control se construirán con bloques de hormigón prefabricado,

colocados sobre un relleno filtrante en el que se dispondrá un conjunto de

tubos porosos que constituirán parte de la red de drenaje, a través de la cual

se evacuará cualquier filtración manteniéndose las canalizaciones libres de

agua.

Las zanjas de los diversos cables instalados deberán tener la suficiente

profundidad para respetar el radio de curvatura mínimo de los mismos.

1.1.6.5 Montaje de celdas

Las estructuras soporte metálicas de las celdas de 132kV serán fijadas

directamente en el piso por medio de bulones de anclaje de cimentado

répido. La altura de las estructuras es ajustable, lo que elimina la necesidad

de instalar cuadros niveladores. El sistema de ajuste permite compensar

desniveles en el piso de hasta +/- 2 cm. Para el montaje y desmontaje de los

diversos compartimentos se ha previsto la intalación de un puente grúa de

5000 kg.

Las celdas de 132kV se transportan con una pequeña cantidad de SF6 en los

compartimentos, y después de realizar la fijación de la estructura al suelo del

edificio se procederá al llenado de los compartimentos de la GIS con los

niveles nominales de presión.

Para realizar la instalación de las cabinas de media tensión realizarán las

siguientes operaciones:

situar las cabinas sobre la bancada metálica y nivelarlas

conectarlar las cabinas entre sí, conectar las barras generales y rellenar las

cabinas con gas SF6.

Las salas de maniobra en la que se ubiquen el conjunto de celdas de alta y

media tensión, además de cumplir con el requisito de temperatura expuesto,

deberán estar correctamente ventiladas, para poder evacuar

convenientemente una posible fuga de gas SF6.


1.1.6.6 Protección contra incendios

El sistema de extinción de incendios se compone de una instalación de

detección automática de incendios en los edificios y otra de extinción

automática de fuego en los transformadores.

Para evitar la propagación de un posible incendio de un transformador a la

posición contigua, se instalarán muros cortafuegos a los lados de los

transformadores.

La instalación de detección automática de incendios en edificios constará de

los equipos siguientes:

• Equipo de control y señalización situado en el local correspondiente. En él

se instalarán las señales de uso y control de cada zona en que se haya

dividido el edificio.

• Suministro de alimentación. Para la alimentación de las instalaciones de

detección de incendios se requieren dos fuentes de alimentación

diferentes: una que provenga de la red de corriente alterna con

rectificadores, como fuente principal, y otra proveniente de una batería,

como fuente de reserva.

• Detectores de acuerdo a la norma CEI 529. En caso de detectarse un

incendio, éste deberá ser apagado por medios manuales, es decir, con

ayuda de extintores, que deberán ser de anhídrido carbónico y se

colocarán en sitio visible y de fácil acceso, existiendo un extintor cada 100

m2 como máximo y preferiblemente en las proximidades de equipos y

aparatos con especial riesgo de incendio, como motores, cuadros

eléctricos, etc.

La instalación de extinción de incendios en transformadores constará de los

siguientes equipos:


• Sistema de extinción fijo mediante rociadores. Se llevará a cabo

colocando estos rodeando la cuba del transformador, con la salida del

agua adecuadamente dirigida y habiendo, como mínimo, un rociador cada

12 m2.

• Sistema de extinción fijo mediante manguera. Se empleará una boca de

columna seca para el acoplamiento de las mangueras de los bomberos.

1.1.6.7 Abastecimiento y evacuación de aguas

El abastecimiento de los aseos se realizará mediante una canalización desde

una toma de la red de aguas de la zona, y las aguas residuales se vertirán a

las redes de alcantarillado existentes.


1.1.7 MEDIDAS CORRECTIVAS

1.1.7.1 Impacto urbanístico

La obra se realizará de forma que la instalación altere en lo mínimo posible

el paisaje urbanístico de la zona. Igualmente se cuidará de minimizar el

impacto sobre el tráfico siguiendo las directrices de los órganos competentes

en el Ayuntamiento.


1.1.8 EQUIPO AUXILIAR

Dentro del edificio que alberga a la subestación, se dispondrá de un almacén

donde se tendrán los siguientes equipos:

Equipo general:

• Un (1) equipo DILO de manejo de gas SF6

• Un (1) detector de humedad

• Un (1) aparato para medida de SF6 %

• Un (1) aparato para medida de contenido de SO2

• Un (1) manómetro de agua (preciso) para calibrado de equipos (patrón)

• Un (1) manodensostato

• Un (1) polímetro

Equipo para medición en posiciones de 132 kV:

• Una (1) herramientas para abrir las válvulas de vaciado de gas

• Un (1) equipo de medición de tiempos de operación en el interruptor y

para trazas las curvas de operación del mismo.

• Una (1) herramienta para enclavar el interruptor en posición abierto.


1.1.9 CÓDIGOS Y NORMAS

1.1.9.1 Sistema de 132 Kv

- CEI 60 517: Equipo encapsulado de aislamiento gaseoso de

tensión asignada igual os superior a 72.5 kV.

- CEI 60 480: Guía para la verificación del gas SF6 tomado en el

equipamiento eléctrico.

- CEI 60 694: Cláusulas comunes o equipos de conexión de Alta

Tensión y normas de aparamenta de control.

- CEI 60 056: Interruptor Automático de AT para intensidad alterna.

- CEI 60 129: Seccionador y seccionador de tierra de intensidad

alterna.

- CEI 60 185: Transformador de intensidad.

- CEI 60 186: Transformador de tensión.

- CEI 60 044: Transformador de medida.

- CEI 60 376: Especificación y aceptación de gas SF6 nuevo.

- CEI 60 270: Medida de las descargas parciales.

- CEI 60 815: Guía para la selección de los aisladores con


respecto a las condiciones de contaminación.

- CEI 60 859: Conexión de cables para aparamentas encapsuladas

para tensión igual o superior a 72.5 kV.

1.1.9.2 Transformador

IEC 76: Power transformers

CEI 60 815: Guía para la selección de aisladores respecto a las

condiciones de contaminación.

UNE-EN

60076-1:

Transformadores de potencia. Generalidades.

UNE-EN

60076-2:

Transformadores de potencia. Calentamiento.

UNE 20

101-3:

Transformadores de potencia. Niveles de aislamiento y

ensayos dieléctricos.

UNE 20

101-3-1:

Transformadores de potencia. Niveles de aislamiento y

ensayos dieléctricos. Distancia de aislamiento en el aire.

UNE 20

105-1:

Transformadores de potencia. Aptitud para soportar

cortocircuitos.

UNE 20

110:

Guía de carga para transformadores sumergidos de

aceite.


UNE 20

158:

Marcado de los bornes y tomas de los transformadores

de potencia.

UNE 20

175:

Sistema de pintado para transformadores de potencia,

acabado integral de pinturas epoxy-poliuretano.

UNE 20

324:

Grados de protección proporcionados por las

envolventes.

UNE 21

305:

Evaluación y clasificación térmica del aislamiento

eléctrico.

UNE 37

501:

Galvanizado en caliente. Características y métodos de

ensayos.

UNE 21

320:

Prescripción para aceites nuevos para transformadores

de potencia.

UNE 48

103:

Pinturas y barnices. Colores normalizados.

UNE-EN 50

216-10-1:

Accesorios para transformadores y reactancias. Equipo

de refrigeración.

MIE-RAT

15:

Condiciones Técnicas y Garantías de seguridad en

subestaciones.

NI 06.00.01: Aceites minerales aislantes nuevos para

transformadores e interruptores.

NI 56.10.00: Cables unipolares sin cubierta para paneles y usos

similares.


UNE-EN 60

551:

Determinación del nivel de ruido de los transformadores

y reactancias.

Madrid, Junio 2005

Fdo. Pablo Jorge Fuentes

1.1.10 BIBLIOGRAFÍA

[MART98] Martín José R., “Diseño de Subestaciones Eléctricas”, Mc

Graw Hill, 1998

[MINE96] Ministerio de Industria y Energía (Miner), “Reglamento sobre

Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación”, Madrid

1996.

[IEEE86] IEEE, “Guide for Safety in AC Substation Grounding”,1986

[HARP79] Harper Enriquez G., “Elementos de diseño de Subestaciones

Eléctricas”, Limusa, México 1979.


1.2 CÁLCULOS


ÍNDICE

Pag.

1.2.1CÁLCULO DE CORRIENTES MÁXIMAS EN CONDICIONES NOMINALES……………………………………………………………………..93

1.2.1.1 SISTEMA DE 132 KV……………………………………………….…93

1.2.1.1.1 Posiciones de línea………………………………………………………….………...93

1.2.1.1.2 Posición de acoplamiento y barras………………………………………………..…94

1.2.1.1.3 Posiciones de transformador………………………………………………….……...94

1.2.1.1.3 Selección de aparamenta…………………………………………………….……….95

1.2.1.2 SISTEMA DE 20 KV…………………………………………….…..…95

1.2.1.2.1 Posiciones de transformador, acoplamiento y barras………………………………95

1.2.1.2.2 Posiciones de salida de línea……………………………………………….………..95

1.2.1.2.3 Selección de aparamenta…………………………………………………….……….96

1.2.1.3 SERVICIOS AUXILIARES……………………………………………..96

1.2.1.3.1 Posición de 20 kV……………………………………………………………..………..96

1.2.3.2 Posición de baja tensión…………………………………………………….……………96

1.2.2 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO……………….98

1.2.2.1 SISTEMA DE 132 KV………………………………………….………..98

1.2.2.1.1 Cortocircuito tripolar en barras…………………………………………….…………..98

1.2.2.1.2 Cortocircuito bipolar en barras…………………………………………….………….99

1.2.2.1.3 Cortocircuito bipolar en barras con contacto a tierra………………….……..…….100

1.2.2.1.4 Cortocircuito unipolar a tierra………………………………………………..…….….101


1.2.2.1.5 Resultados obtenidos………………………………………………………………..101

1.2.2.2 SISTEMA DE 20 kV…………………………………………………...102

1.2.3 CÁLCULO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA……………………104

1.2.3.1 REGLAMENTACIÓN………………………………………………….104

1.2.3.2 SUBESTACIÓN BLINDADA……………………………………….…105

1.2.3.2.1 Datos iniciales………………………………………………………………………...105

1.2.3.2.2 Corriente de puesta a tierra………………………………………………………….106

1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra………………………………………………………....107

1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla…………………………………………108

1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto…………………………………..109

1.2.3.3 SUBESTACIÓN CONVENCIONAL…………………………………..113

1.2.3.3.1 Datos iniciales…………………………………………………………………………113

1.2.3.3.2 Corriente de puesta a tierra………………………………………………………….114

1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra………………………………………………………….115

1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla……………………………..…………..116

1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto………………………….……….117

1.2.4 CÁLCULOS ECONÓMICOS………………………………………..….121


1.2.1 CÁLCULO DE CORRIENTES MÁXIMAS EN CONDICIONES NOMINALES

1.2.1.1 SISTEMA DE 132 KV

1.2.1.1.1 Posiciones de línea

Las posiciones de línea deberán soportar como máximo la capacidad de las

líneas de alimentación de la subestación.

Según datos facilitados por la compañía suministradora, las líneas que

integran la subestación objeto de este proyecto tienen una carga máxima de

100 MVA para el caso de la primera línea, y de 80 MVA para el caso de la

segunda línea. Sus capacidades son de 1050 A y de 666 A respectivamente.

Las intensidades que circularán por ellas serán:

AUSI 38,437

10*132*310100

*3 3

6

132línea,132 1ª =

∗==

AUSI línea 349,90

10*132*31080

*3 3

6

132132,ª2 =

∗==

A los valores de intensidad obtenidos se les sumará la intensidad de

consumo aguas abajo, que está dada por la intensidad nominal del

transformador de potencia:

AU

SI trafotrafo 95,174

10*132*31040

*3 3

6

132132, =

∗==


Lo que da un total de

AIII trafolinea 612,3395,17438,437,132 línea 1ª132, =+=+=

AIII trafolínealinea 524,8595,17490,349ª2132, =+=+=

Estos valores son inferiores a la capacidad de transporte de ambas líneas.

Al tener dichas líneas una capacidad mayor a los consumos, quedan

cubiertos los aumentos de demanda en la población proyectada.

1.2.1.1.2 Posición de acoplamiento y barras

La intensidad máxima que puede circular por el embarrado y el acoplamiento

será la suma de las intensidades máximas admisibles que circularán por las

líneas de entrada a la subestación.

Esto es: 666+1050=1716 A.

1.2.1.1.3 Posiciones de transformador

Las posiciones de transformador tendrán que soportar la corriente nominal

del transformador, más un 20 %.

AUS

In

n 209,951323

400002,13

2,1max =⋅

⋅=⋅

⋅=

Esta intensidad máxima es válida para los dos transformadores ya que

poseen idénticas características.

Por otra parte, este valor es inferior a los 666 A de capacidad que posee la

línea de menor capacidad que alimenta a la subestación.


1.2.1.1.3 Selección de aparamenta

Para las posiciones de línea, acoplamiento de barras y transformador, se

selecciona la aparamenta de 132 kV y de 2000 A de corriente nominal, valor

estándar superior a lamáxima prevista.

Estos valores nos permitirán realizar futuras ampliaciones en la subestación,

sin necesidad de cambiar la aparamenta.

El disparo de los interruptores para la intensidad máxima admisible de la

línea se regulará mediante los correspondientes relés.


1.2.1.2.1 Posiciones de transformador, acoplamiento y barras.

Deberán soportar la corriente nominal del transformador, más un 20 %

AUS

In

n 1385,64203

400002,13

2,1max =⋅

⋅=⋅

⋅=

Al igual que en el caso de las posiciones de transformador del lado de alta,

en las dos posiciones de transformador del lado de media tensión la

intensidad máxima será la misma, puesto que los transformadores tienen

iguales características.

1.2.1.2.2 Posiciones de salida de línea

Tendrán que soportar la capacidad de salida de línea, 580 A.


1.2.1.2.3 Selección de aparamenta

• Para las posiciones de transformador, acoplamiento y barras se

instalará aparamenta de 20 KV de 2500 A de corriente nominal.

• Para las posiciones de salida de línea se instalará aparamenta de

20 kV y de 1250 A de corriente nominal.

1.2.1.3 SERVICIOS AUXILIARES

1.2.1.3.1 Posición de 20 kV

La posición de servicios auxiliares deberá soportar la corriente nominal del

transformador, más un 20 %.

La potencia del transformador será de 150 KVA, con lo que resulta:

AUS

In

n 2,5203

1502,13

2,1max =⋅

⋅=⋅

⋅=

Este valor ha de ser inferior a la capacidad del cable de alimentación del

trafo.

Se selecciona aparamenta de iguales características que las anteriores, es

decir, 20 kV y 1250 A.

1.2.3.2 Posición de baja tensión


En el lado de baja tensión del transformador de servicios auxiliares

tendremos una tensión de 380V, la intensidad máxima se obtiene del mismo

modo que en el lado de media tensión:

AUS

In

n 48,2733803

1500002,13

2,1max =⋅

⋅=⋅

⋅=

Se selecciona aparamenta de iguales características que las anteriores, es

decir, 20 kV y 1250 A.


1.2.2 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

Se estudiarán los posibles cortocircuitos en los sistemas de de 132 y de 20

kV para determinar las corrientes mínimas de dimensionado del sistema de

protecciones.

Según la compañía eléctrica, las líneas de alimentación disponen de las

siguientes características en el punto de alimentación de la subestación:

Potencia de cortocircuito trifásico: 3000 MVA.

Tiempo máximo de eliminación de falta: 0,25 s.

Impedancia homopolar: 0,8 x Impedancia directa.


En las redes con puesta a tierra rígida es necesario identificar en qué tipo de

cortocircuito se da el máximo valor de corriente, para ello se estudiarán los

distintos tipos de cortocircuito con objeto de identificar cual de ellos presenta

el caso más desfavorable. Los casos de estudio son los siguientes:

Cortocircuito tripolar.

Cortocircuito bipolar.

Cortocircuito bipolar con contacto a tierra.

Cortocircuito unipolar a tierra.

1.2.2.1.1 Cortocircuito tripolar en barras


El valor máximo de este tipo será el correspondiente a la potencia de

cortocircuito dada por la compañía, de este modo se obtiene la siguiente

intensidad de corto:

AU

SI

n

cccc 59,13121

13233000

3=

⋅=

⋅=

1.2.2.1.2 Cortocircuito bipolar en barras

En este caso se da un estado asimétrico de la intensidad de cortocircuito. No

será aplicable el circuito equivalente monofásico que rige cuando existe

simetría.

Para el estudio del cortocircuito bipolar sin contacto a tierra es necesario

considerar tres circuitos unipolares, a los cuales una vez aplicado el principio

de superposición, darán el valor real de la corriente de cortocircuito. Estos

circuitos son los denominados sistema directo, inverso y homopolar de la red

(d, i y o ).

Se trabajará en valores unitarios, tomando como valores base en el lado de

alta del transformador:

Ub = 132 kV

Sb = 40 MVA

AUb

SbIb 95,17410*132*3

1040*3 3

6

=∗

==

Se calculará el dipolo de Thévenin de la red en el punto del cortocircuito y a

la tensión nominal:


1..,132, == upredth UU p.u.

upSbS

S ccupcc .75

403000

.., ===

..0133,0751

..

2..132

, upS

UZ

up

upredth ≈==

Los valores de las impedancias directa e inversa son iguales y coinciden con

la impedancia Thèvenin anteriormente calculada. El valor de la impedancia

homopolar es facilitado por la compañía suministradora y vale el 80% del

valor de la impedancia directa.

upZZZ redthID .0133,0, ===

..0106,0*8,0 upZZ DO ==

La intensidad de cortocircuito bipolar sin contacto a tierra viene dada por la

siguiente expresión:

IbZZ

UI

ID

upbipolarcc *

*3 ..,132. +

=

Esto es:

upI bipolarcc .11,650133,00133,0

1*3. =

+=

AIbI bipolarcc 81,11391*11,65. ==


1.2.2.1.3 Cortocircuito bipolar en barras con contacto a tierra

La intensidad que se da en un cortocircuito bipolar con contacto a tierra,

directamente en magnitudes reales viene dada por la siguiente expresión:

IbZZZZZZ

ZUI

OIODID

IupbipolarTcc *

*****3 ..,132

. ++=

Esto es:

AI bipolarTcc 04,1521395,174*0106,0*0133,00106,0*0133,00133,0*0133,0

0133,0*1*3. =

++=

1.2.2.1.4 Cortocircuito unipolar a tierra

La intensidad de cortocircuito unipolar a tierra viene dada por la siguiente

expresión:

IbZZZ

UI

OID

upunipolarcc *

*3 ..,132. ++

=

Esto es:

AI unipolarcc 14108,8795,174*0106,00133,00133,0

1*3. =

++=

1.2.2.1.5 Resultados obtenidos

Los valores obtenidos son los siguientes:

Icc, tripolar= 13121,59 A

Icc, bipolar= 11391,81 A


Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A

Icc, unipolar a tierra= 14108,87 A

El mayor valor lo da el cortocircuito bipolar con contacto a tierra, luego ese

valor será el que se tome para el diseño de la red de puesta a tierra.

Estos valores han de ser inferiores al poder de corte de la aparamenta

seleccionada.

1.2.2.2 SISTEMA DE 20 kV

Para el sistema de 20kV la red dispone de neutro aislado y la impedancia

homopolar es mucho mayor que las impedancias directa e inversa. Por tanto,

atendiendo a las expresiones de cálculo de las corrientes de corto, las

máximas corrientes de cortocircuito se dan siempre para el caso del

cortocircuito tripolar.

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en 20kV hay que tener en

cuenta la impedancia de cortocircuito de los dos transformadores instalados.

Esta impedancia irá en serie con el equivalente Thèvenin calculado en el

apartado anterior. De la ficha técnica del transformador 132/ 20kV que se

instala, se obtiene que la impedancia de cortocircuito es del 9,5%. La

potencia nominal es de 40MVA (SB).

Seguiremos trabajando con valores en p.u. Así, la impedancia de

cortocircuito de los dos transformadores instalados es:

ZT1 = ZT2 = 0,095 p.u.

En el caso habitual de funcionamiento de la subestación, los dos

transformadores se encontrarán en funcionamiento, luego el valor de ZT que

encontraremos en el esquema será el paralelo de ZT1 y ZT2.

ZT = ZT1 // ZT2 = 0,0475 p.u.

Este será el caso mas desfavorable para el cálculo de la corriente de

cortocircuito, puesto que cuando sólo trabaje un transformador (por avería


del otro, mantenimiento, etc.) la impedancia que se pondrá en el esquema

será ZT =p.u, valor que dará como resultado intensidades de corrientes

menores que en el caso de ZT = ZT1 // ZT2 .

La potencia de cortocircuito es:

.16,45 0475,00133,0

12

..,132, pu

zU

seq

uppucc =

+==

En magnitudes reales:

. 6584045,16 MVASsS bcccc =∗=∗=

La intensidad de cortocircuito será:

AU

SI cccc 18994,82

10*20*310*658

*3 3

6

20

20.20. ===

Este valor ha de ser inferior al poder de corte de la aparamenta instalada

para 20 kV.


1.2.3 CÁLCULO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA

En este apartado se calcularán las instalaciones de puesta a tierra de las dos

subestaciones, blindada y convencional.

El objetivo de la malla de tierra es aportar una vía de salida a las

intensidades de falta que aparezcan durante un cortocircuito provocado por

cualquier situación de fallo en el sistema. Se deberá diseñar de tal modo que

durante ese proceso no aparezcan tensiones que pongan en peligro a las

personas que se puedan encontrar en la instalación o sus alrededores en el

momento de la falta. Tendrá también una función de protección de los

equipos instalados, limitando las sobretensiones que puedan aparecer.

El electrodo de puesta a tierra está formado por una malla conductora

enterrada bajo la superficie de la subestación. Esta malla está formada por

cables desnudos, soldados en sus cruces para formar un electrodo

rectangular de mallas cuadradas. La malla que constituye el electrodo de

tierra se realiza con el mismo cable que las líneas de tierra. El circuito de

tierras debe ser continuo, sin interruptores ni fusibles que lo puedan abrir, por

eso las soldaduras y uniones que se le apliquen deben soportar las

intensidades de falta sin sufrir alteraciones.

Se utilizará cobre como material del electrodo debido a su resistencia a la

corrosión y la dificultad de establecer un mantenimiento para la malla de

tierra.

1.2.3.1 REGLAMENTACIÓN

Los cálculos se realizarán en base al método que figura en el I.E.E.E. GUIDE

FOR SAFETY IN AC SUBSTATION GROUNDING, edición 1986, y de


acuerdo con la Instrucción Técnica Complementaria MIE-RAT 13 del

Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de

Transformación.

Después de construida la instalación de tierra se harán las comprobaciones

y verificaciones precisas “in situ” y se realizarán los cambios necesarios para

que se cumpla la citada instrucción.

1.2.3.2 SUBESTACIÓN BLINDADA

1.2.3.2.1 Datos iniciales

Para el cálculo de la red de tierra se parte de los siguientes datos:

Datos del terreno.

Resistividad del terreno, ρ = 90 Ω.m.

Resistividad en el interior del edificio, ρs =3000 Ω.m.

Espesor de la capa superficial, hs = 0,1 m.

Datos generales.

Frecuencia, f = 50 Hz.

Temperatura ambiente, Ta = 35 ºC.

Tiempo de despeje de la falta, tf = 0,25 s.

Datos geométricos.

• Picas:

Número de picas, np = 30.

Diámetro de las picas, dp = 16 mm.


Longitud media de las picas, Lp = 2 m.

Profundidad de la malla, h = 1,5 m.

• Malla rectangular:

Lado mayor, LM = 30 m.

Lado menor, Lm = 20 m.

Número de conductores paralelos al lado mayor, nM = 16.

Número de conductores paralelos al lado menor, nm = 12.

Longitud de conductor enterrado, L = 720m.

Datos de los conductores.

Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia,

αr = 0,00393 ºC-1

Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de 0 ºC,

α0 = 0,00427 ºC-1.

Resistividad conductores, ρc =1,72 ∗ 10-6 Ω.cm.

Factor de capacidad térmica, TCAP = 3,42 J/cm3 . ºC.

Temperatura máxima permisible, Tm = 200 ºC.

Diámetro del conductor dc = 12,4mm

1.2.3.2.2 Corriente de puesta a tierra

Intensidad de defecto Id:

La corriente a considerar para el cálculo de la red de puesta a tierra será la

corriente de cortocircuito más desfavorable de las obtenidas con anterioridad.

Esto es Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A

Id=15213,04 A


Intensidad de malla Im:

La intensidad Im incluirá el efecto de la componente asimétrica ( en el caso de

la más desfavorable) durante el período subtransitorio.

Se determina una intensidad simétrica equivalente Im, multiplicando Id por un

coeficiente Df, que se define como:

062,1112

=

−⋅+=

⋅−

a

f

tt

f

af e

tt

D

Donde:

ta = 0,032 s.

tf = 0,25 s.

Con lo cual se obtiene:

16156,25AIm =⋅= fDId

Intensidad de puesta a tierra Ipt:

Según el apartado 5. de la MIE RAT-13, se considera a efectos de tensiones

aplicadas de paso y contacto, el 70% de la intensidad de corriente de puesta

a tierra, teniendo en cuenta que la instalación es de más de 100kV.

Su valor es:

AIIg m 375,1130925,16156*7,0*7,0 ===

1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra

El electrodo de puesta a tierra consistirá en una malla de cobre desnudo de

aproximadamente 2 m. x 1,81 m. de retícula. Estará enterrada a una

profundidad de 1,5m, estando las uniones entre cables realizadas mediante


soldadura aluminotérmica con objeto de minimizar los defectos y dotar de

gran consistencia a la unión.

Las estructuras soporte y resto de los elementos dejarán previstos bucles en

el cable de cobre de la malla para conectarse al electrodo. En el caso de

estructuras se realizará la derivación de dicho cable a una pletina de cobre

de 80mm. x 10 mm. a través de una pieza de conexión adecuada para subir

por la misma hasta el tornillo o puesta a tierra del aparato.

Una sección típica del electrodo de tierra suele ser de 120 mm2 , se

comprobará a continuación que esta sección cumple con las especificaciones

detalladas en el punto 3.1 de la MIE RAT 13.

Se considerará la intensidad de la malla y una duración de defecto de 0,25

segundos. De lo que se obtiene :

215,842,1*160

25,161562,1*160

mmI

S melectrod ===

Con lo que la sección mínima sería de 84,15 mm2 ,así pues al ser menor que

120 mm2 podremos utilizar S=120 mm2 de tal modo que quede

sobredimensionado, dando así un cierto margen para que el electrodo se

encuentre holgado en sus condiciones de trabajo y presente una durabilidad

máxima.

1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla

Según el MIE-RAT 13, el cálculo de la resistencia a tierra de la malla

diseñada se obtendrá del siguiente modo:


Rpt: Resistencia a tierra de la malla en Ω.

ρ: Resistividad del terreno en Ω·m

A: Área de extensión de la malla de tierra en m2

L: Longitud de cable enterrado para formar la malla en m

h: Profundidad de enterramiento de la malla de tierra en m

A =600 m2

ρ=90 Ω.m

L =720m

h =1,5m

Con lo que resulta una resistencia, Rpt =1,592 Ω

La caída de tensión que se dará en la malla de tierra es de :

Upt = Im × Rpt = 16156,25 × 1,592= 25720 V

1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto

La tensión de paso Es resultante es la que aparece entre la superficie sobre

la esquina de la red y 1 m de distancia en dirección diagonal y hacia fuera de

la misma. Éste es el punto de mayor gradiente de tensiones y, por lo tanto, el

más desfavorable. Se puede definir como la parte de la tensión a tierra que

puede ser puenteada por un ser humano entre los dos pies, considerándose

mhsiAhAL

R

mhsiLA

R

pt

pt

5.225.0/20·1

11··20

11·

25.0·4

<<

+++=

<+=

ρ

ρπρ


el paso de una longitud de un metro. Esta tensión es prácticamente igual al

gradiente de potencial en un punto del terreno.

La tensión de contacto Em resultante es la diferencia entre el potencial del

electrodo de tierra y del centro de una cuadrícula que ocupa la esquina.

Aunque la distancia del centro de la cuadrícula al electrodo sea mayor de lo

que puede abarcar un hombre, se considera como punto más desfavorable

por ser la cuadrícula con mayores diferencias de tensión y porque pueda

haber estructuras que acerquen la tensión del electrodo de tierra a esta

posición donde una persona podría tener contacto con ella. Puede ser

definida como la fracción de la tensión de puesta a tierra que puede ser

puenteada por una persona entre la mano y el pie (considerando un metro) o

entre ambas manos.

Cálculos teóricos de las tensiones:

Tensión de contacto LIgKiKmEm ∗∗∗= ρ

Tensión de paso LIgKiKsEs ∗∗∗= ρ

Donde:

Ig = Corriente disipada a través de la malla:

L = Longitud del conductor enterrado: 720 m.

ρ = Resistividad del terreno natural: 90 Ω m.

( )( )

−⋅⋅⋅+

⋅−

⋅⋅⋅+

+⋅⋅⋅

=12

8148

216

12

1 22

nn

KK

dh

dDhD

dhDnK

h

ii

cccm ππ

Ki n= +0 656 0 172, ,

( ) .5,225,05,01112

11 2 mhmsiDhDh

K ns ≤≤

−+

++

⋅= −

π


Donde:

h=Profundidad de la malla = 1,5 m.

D =Separación entre conductores paralelos = 1,81 m.

n =Número de conductores paralelos a una dirección = 16

d =Diámetro del conductor = 0,01236 m (S =120mm2)

648,0)2(1

/2 == nnKii

581,11/5,11/1 =+=+= hohK h

ho = 1

En este caso los conductores paralelos a los lados mayor y menor (nM y nm)

son diferentes, con lo cual se adopta el siguiente criterio:

• para el cálculo de la tensión de paso (Coeficientes Ki y Ks) se toma el

mayor.

• para el cálculo de la tensión de contacto (Coeficientes Ki y Km) se

toma la media geométrica.

mM nnn ⋅=

Se obtienen pues los siguientes valores para los coefiecientes en cuestión:

591,0=Km (n =14,7)

184,3=Kim (n =14,7)

408,3=Kis

378,0=Ks

Las tensiones teóricas de contacto y de paso quedan:

.31,2847720

375,11309408,3591,090 VxxxEm ==


.13,1821720

375,11309408,3378,090 VxxxEs ==

Tensiones de paso y de contacto admisibles:

Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles se fijan con las

siguientes expresiones recogidas en el MIE-RAT 13:

• Tensión de paso:

Es Vp Kt n

s= = +

10 16

1000ρ

.

• Tensión de contacto:

Em Vc Kt n

s= = +

1151000,.ρ

Donde:

t = duración de la falta en segundos =0,25 s

K =72 y n =1 para tiempos inferiores a 0,9 s

ρs = resistividad superficial

Para el terreno en el interior del edificio se considerará una resistividad de

3000 Ω⋅m

De donde quedan los siguientes valores:

VxVc 1584000.130005,11

25,072

=

+=


VxxVp 54720000.1300061

25,07210

=

+=

La tensión de contacto Vc no cumple con la norma, se aumentará la

resistividad superficial el doble. Con lo que tendremos una nueva resistividad

superficial de 6000 Ω⋅m.

El nuevo valor de Vc = 2880 V que es mayor al obtenido teóricamente, con lo

cual es válido el diseño.

Ahora los límites obtenidos para las dos tensiones son superiores en cada

caso a los obtenidos de forma teórica de con los datos de la subestación,

luego el diseño realizado no supera los límites establecido por la norma.

De cualquier forma después de construida la instalación de tierra, deberán

realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones

de paso y contacto aplicadas tal como se indica en el MIE-RAT 13.

1.2.3.3 SUBESTACIÓN CONVENCIONAL

1.2.3.3.1 Datos iniciales

Para el cálculo de la red de tierra se parte de los siguientes datos:

Datos del terreno.

Resistividad del terreno, ρ = 90 Ω.m.

Resistividad de capa superficial con grava, ρ = 3000 Ω.m.

Espesor de la capa superficial, hs = 0,1 m.

Datos generales.

Frecuencia, f = 50 Hz.

Temperatura ambiente, Ta = 35 ºC.


Tiempo de despeje de la falta, tf = 0,25 s.

Datos geométricos.

• Picas:

Número de picas, np = 30.

Diámetro de las picas, dp = 16 mm.

Longitud media de las picas, Lp = 2 m.

Profundidad de la malla, h = 1,5 m.

• Malla rectangular:

Lado mayor, LM = 75 m.

Lado menor, Lm = 53,125 m.

Número de conductores paralelos al lado mayor, nM = 9.

Número de conductores paralelos al lado menor, nm = 8.

Longitud de conductor enterrado, L = 1100m.

Datos de los conductores.

Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia,

αr = 0,00393 ºC-1

Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de 0 ºC,

α0 = 0,00427 ºC-1.

Resistividad conductores, ρc =1,72 ∗ 10-6 Ω.cm.

Factor de capacidad térmica, TCAP = 3,42 J/cm3 . ºC.

Temperatura máxima permisible, Tm = 200 ºC.

Diámetro del conductor dc = 12,4mm


1.2.3.3.2 Corriente de puesta a tierra

Intensidad de defecto Id:

La corriente a considerar para el cálculo de la red de puesta a tierra será la

corriente de cortocircuito más desfavorable de las obtenidas con anterioridad.

Esto es Icc, bipolar contacto a tierra= 15213,04 A

Id=15213,04 A

Intensidad de malla Im:

La intensidad Im incluirá el efecto de la componente asimétrica ( en el caso de

la más desfavorable) durante el período subtransitorio.

Se determina una intensidad simétrica equivalente Im, multiplicando Id por un

coeficiente Df, que se define como:

062,1112

=

−⋅+=

⋅−

a

f

tt

f

af e

tt

D

Donde:

ta = 0,032 s.

tf = 0,25 s.

Con lo cual se obtiene:

16156,25AIm =⋅= fDId

Intensidad de puesta a tierra Ipt:

Según el apartado 5. de la MIE RAT-13, se considera a efectos de tensiones

aplicadas de paso y contacto, el 70% de la intensidad de corriente de puesta

a tierra, teniendo en cuenta que la instalación es de más de 100kV.


Su valor es:

AIIg m 375,1130925,16156*7,0*7,0 ===

1.2.3.2.3 Electrodo de puesta a tierra

El electrodo de puesta a tierra consistirá en una malla de cobre desnudo de

aproximadamente 9,4 m. x 7,6 m. de retícula. Estará enterrada a una

profundidad de 1,5m, estando las uniones entre cables realizadas mediante

soldadura aluminotérmica con objeto de minimizar los defectos y dotar de

gran consistencia a la unión.

Las estructuras soporte y resto de los elementos dejarán previstos bucles en

el cable de cobre de la malla para conectarse al electrodo. En el caso de

estructuras se realizará la derivación de dicho cable a una pletina de cobre

de 80mm. x 10 mm. a través de una pieza de conexión adecuada para subir

por la misma hasta el tornillo o puesta a tierra del aparato.

Una sección típica del electrodo de tierra suele ser de 120 mm2 , se

comprobará a continuación que esta sección cumple con las especificaciones

detalladas en el punto 3.1 de la MIE RAT 13.

Se considerará la intensidad de la malla y una duración de defecto de 0,25

segundos. De lo que se obtiene :

215,842,1*160

25,161562,1*160

mmI

S melectrod ===

Con lo que la sección mínima sería de 84,15 mm2 ,así pues al ser menor que

120 mm2 podremos utilizar S=120 mm2 de tal modo que quede

sobredimensionado, dando así un cierto margen para que el electrodo se

encuentre holgado en sus condiciones de trabajo y presente una durabilidad

máxima.

1.2.3.2.4 Resistencia de puesta a tierra de la malla


Según el MIE-RAT 13, el cálculo de la resistencia a tierra de la malla

diseñada se obtendrá del siguiente modo:

Rpt: Resistencia a tierra de la malla en Ω.

ρ: Resistividad del terreno en Ω·m

A: Área de extensión de la malla de tierra en m2

L: Longitud de cable enterrado para formar la malla en m

h: Profundidad de enterramiento de la malla de tierra en m

A =3986,25 m2

ρ=90 Ω.m

L =1100m

h =1,5m

Con lo que resulta una resistencia, Rpt =0,688 Ω

La caída de tensión que se dará en la malla de tierra es de :

Upt = Im × Rpt = 16156,25 × 0,688 = 11115,5 kV

1.2.3.2.5 Cálculo de las tensiones de paso y de contacto

Cálculos teóricos de las tensiones:

Tensión de contacto LIgKiKmEm ∗∗∗= ρ

mhsiAhAL

R

mhsiLA

R

pt

pt

5.225.0/20·1

11··20

11·

25.0·4

<<

+++=

<+=

ρ

ρπρ


Tensión de paso LIgKiKsEs ∗∗∗= ρ

Donde:

Ig = Corriente disipada a través de la malla:

L = Longitud del conductor enterrado: 1100 m.

ρ = Resistividad del terreno natural: 90 Ω m.

( )( )

−⋅⋅⋅+

⋅−

⋅⋅⋅+

+⋅⋅⋅

=12

8148

216

12

1 22

nn

KK

dh

dDhD

dhDnK

h

ii

cccm ππ

Ki n= +0 656 0 172, ,

( ) .5,225,05,01112

11 2 mhmsiDhDh

K ns ≤≤

−+

++

⋅= −

π

Donde:

H =Profundidad de la malla = 1,5 m.

D =Separación entre conductores paralelos = 9,4 m.

N =Número de conductores paralelos a una dirección = 9

d =Diámetro del conductor = 0,01236 m (S =120mm2)

526,0)2(1

/2 == nnKii

581,11/5,11/1 =+=+= hohK h

ho = 1

En este caso los conductores paralelos a los lados mayor y menor (nM y nm)

son diferentes, con lo cual se adopta el siguiente criterio:

• para el cálculo de la tensión de paso (Coeficientes Ki y Ks) se toma el

mayor.

• para el cálculo de la tensión de contacto (Coeficientes Ki y Km) se

toma la media geométrica.


mM nnn ⋅=

Se obtienen pues los siguientes valores para los coefiecientes en cuestión:

713,0=Km

211,2=Kim (n =8,48)

169,0=Ks

204,2=Kim

Las tensiones teóricas de contacto y de paso quedan:

.70,14581100

375,11309211,2713,090 VxxxEm ==

.66,3441100

375,11309204,2169,090 VxxxEs ==

Tensiones de paso y de contacto admisibles:

Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles se fijan con las

siguientes expresiones recogidas en el MIE-RAT 13:

• Tensión de paso:

Es Vp Kt n

s= = +

10 16

1000ρ

.

• Tensión de contacto:


Em Vc Kt n

s= = +

1151000,.ρ

Donde:

t = duración de la falta en segundos =0,25 s

K =72 y n =1 para tiempos inferiores a 0,9 s

ρs = 3000 resistividad superficial

Nota: se considera la adición de grava a la superficie para aumentar la

resistividad superficial debido a que sin la misma no se cumplen las valores

mínimos de tensiones de contacto y de paso.

De donde quedan los siguientes valores:

VxVc 1584000.130005,11

25,072

=

+=

VxxVp 54720000.1300061

25,07210

=

+=

Los límites obtenidos para las dos tensiones son superiores en cada caso a

los obtenidos de forma teórica de con los datos de la subestación, luego el

diseño realizado no supera los límites establecido por la norma.

De cualquier forma después de construida la instalación de tierra, deberán

realizarse las comprobaciones precisas en el campo, midiendo las tensiones

de paso y contacto aplicadas tal como se indica en el MIE-RAT 13.


1.2.4 CÁLCULOS ECONÓMICOS

Se procede a continuación a mostrar los cálculos del precio final de cada

subestación en función de su ubicación.

Los cálculos se han obtenido mediante hoja de cálculo, mostrando

gráficamente los resultados obtenidos.

Se ha partido de los precios desarrollados en el apartado de presupuestos,

fijando como una constante el valor del precio electromecánico de cada

subestación, la obra civil y los costes de mantenimiento para un horizonte de

25 años. Y trabajando como variable con el precio del terreno destinado a la

ubicación de la instalación.

Los cálculos están realizados para una serie de zonas características de la

provincia en cuestión, de las cuales se han buscado los rangos de precio de

suelo de los que disponen:


Núcleos urbanos Prec. max.(€)

Prec. Medio(€) Prec. min.(€)

VIGO 6000 4790 3000 PONTEVEDRA 5389 3892 2395 VILLAGARCÍA 6000 4191 1796 SANXENXO 6100 4491 2000 RURAL A 3000 1200 200 RURAL B 10 8 5

Presupuestos con costes de mantenimiento de las instalaciones sin incluir el

precio del suelo:

Presupuesto Blindada 4.026.853 € PresupuestoConvencional 2.669.941,70 €

VIGO

PT(€/m2) PTc(€) PTb(€) Coste

Convencional(€) Coste

blindada(€) 6000 24000000 4500000 26669941,7 85268535750 23000000 4312500 25669941,7 83393535500 22000000 4125000 24669941,7 81518535250 21000000 3937500 23669941,7 79643535000 20000000 3750000 22669941,7 77768534790 19160000 3592500 21829941,7 76193534500 18000000 3375000 20669941,7 74018534250 17000000 3187500 19669941,7 72143534000 16000000 3000000 18669941,7 70268533750 15000000 2812500 17669941,7 68393533500 14000000 2625000 16669941,7 66518533250 13000000 2437500 15669941,7 64643533000 12000000 2250000 14669941,7 6276853


VIGO

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Precio de suelo en orden decreciente

Cos

te fi

nal d

e la

sub

est

PT(€/m2)Coste Convencional (€)Coste blindada (€)

PONTEVEDRA



blindada(€) 5389 21556000 4041750 24225941,7 80686035000 20000000 3750000 22669941,7 77768534750 19000000 3562500 21669941,7 75893534500 18000000 3375000 20669941,7 74018534250 17000000 3187500 19669941,7 72143534000 16000000 3000000 18669941,7 70268533892 15568000 2919000 18237941,7 69458533500 14000000 2625000 16669941,7 66518533250 13000000 2437500 15669941,7 64643533000 12000000 2250000 14669941,7 62768532750 11000000 2062500 13669941,7 60893532500 10000000 1875000 12669941,7 59018532395 9580000 1796250 12249941,7 5823103


PONTEVEDRA

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Valor del suelo decreciente

Cost

e fin

al S

ubes

ta

PT(€/m2)Coste Convencional (€)Coste blindada(€)

VILLAGARCÍA



blindada(€) 6000 24000000 4500000 26669941,7 85268535500 22000000 4125000 24669941,7 81518535000 20000000 3750000 22669941,7 77768534500 18000000 3375000 20669941,7 74018534191 16764000 3143250 19433941,7 71701033750 15000000 2812500 17669941,7 68393533500 14000000 2625000 16669941,7 66518533000 12000000 2250000 14669941,7 62768532750 11000000 2062500 13669941,7 60893532500 10000000 1875000 12669941,7 59018532250 9000000 1687500 11669941,7 57143532000 8000000 1500000 10669941,7 55268531796 7184000 1347000 9853941,7 5373853


VILLAGARCÍA

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Cos

te fi

nal s

ubes

ta


RURAL A



blindada(€) 3000 12000000 2250000 14669941,7 62768532750 11000000 2062500 13669941,7 60893532500 10000000 1875000 12669941,7 59018532250 9000000 1687500 11669941,7 57143532000 8000000 1500000 10669941,7 55268531750 7000000 1312500 9669941,7 53393531500 6000000 1125000 8669941,7 51518531200 4800000 900000 7469941,7 49268531000 4000000 750000 6669941,7 4776853

750 3000000 562500 5669941,7 4589353500 2000000 375000 4669941,7 4401853250 1000000 187500 3669941,7 4214353200 800000 150000 3469941,7 4176853


RURAL A

0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

14000000

16000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Cos

te fi

nal S

ubes

ta


RURAL B



blindada(€) 10 40000 7500 2709941,7 40343539 36000 6750 2705941,7 40336038 32000 6000 2701941,7 40328537 28000 5250 2697941,7 40321036 24000 4500 2693941,7 40313535 20000 3750 2689941,7 4030603


RURAL B

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

4500000

1 2 3 4 5 6


Cos

te fi

nal s

ubes

ta

Serie1Serie2Serie3

Los resultados obtenidos son comentados en el documento 1.3 Estudio

Económico.

Madrid, Junio 2005



1.3 ESTUDIO ECONÓMICO


ÍNDICE

Pag.

1.3.1 INTRODUCCIÓN................................................................................129

1.3.2 VARIABLES A TENER EN CUENTA EN EL ESTUDIO…………......131

1.3.3 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN EL PRECIO FINAL………..134

1.3.4 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA PONDERACIÓN DE VARIABLES………………………………………………………………………142

1.3.4.1 Aplicación al caso del presente proyecto……………………………..144

1.3.5 CONCLUSIÓN FINAL…………………………………………………….146

1.3.1 INTRODUCCIÓN


El cometido final del presente proyecto es analizar la idoneidad a la hora de

implantar una subestación eléctrica en un determinado emplazamiento donde

sea requerida.

En este caso se trata de una subestación transformadora de distribución, que

transforma la tensión de reparto en una tensión de distribución, destinada a

dar cobertura a la demanda concreta de una población.

La decisión de la construcción de una nueva subestación transformadora de

distribución obedecerá a diversos motivos. Puede ser requerida debido a un

aumento de la demanda de potencia eléctrica en una ciudad o núcleo

urbano, también se puede proyectar una subestación eléctrica destinada a

dar suministro eléctrico a una nueva urbanización o barrio de nueva

construcción. Otra posibilidad es la de sustitución de una subestación antigua

por una nueva debido a circunstancias de límites de capacidad o por

deterioro de las instalaciones debido al paso del tiempo. También se

proyectan subestaciones destinadas únicamente a dar cobertura a núcleos

industriales que requieran unas determinadas condiciones de suministro de

potencia.

En este caso se analiza la planificación de una subestación con objeto de dar

suministro a un nuevo núcleo urbano de futura construcción con una

estimación de demanda de 60MVA.

El primer aspecto a resolver para la construcción de la instalación, no es otro

que el de seleccionar el tipo de tecnología a aplicar en cuanto al aspecto

electromecánico se refiere. Para ello se analizan una serie de aspectos

relacionados con la rentabilidad de la instalación según la zona. Esto será lo

que se desarrolle en este apartado, es decir, determinar qué tipo de

instalación resultará óptima de implantar desde el punto de vista de la

rentabilidad y costes de explotación, fijando como referencia un horizonte de

25 años de operación, de tal modo que el estudio pueda detectar una cierta

sensibilidad al coste de los mantenimientos requeridos si se diese el caso.

El estudio se centra en las dos tecnologías utilizadas en la práctica totalidad

de las situaciones y que se han desarrollado técnicamente en el proyecto con


anterioridad: instalación convencional (AIS) e instalación blindada (GIS).

Cabe destacar otro tipo de instalaciones que se encuentran a caballo entre

las dos mencionadas; son la denominadas subestaciones híbridas o

compactas (CAIS), estas son menos utilizadas y actualmente se trabaja en

su desarrollo para que puedan llegar a ser competitivas y utilizadas como

habitual alternativa a los otros dos tipos. El presente proyecto no aborda este

tipo de subestación debido a que no suele ser una opción preferencial de las

compañías eléctricas su implantación.

Asimismo dicho estudio, pretende establecer un criterio de decisión general

basado en las características económicas que se presenten para cada

situación. Por otra parte se llevará a cabo otro estudio que incorporará la

influencia de otras variables de diversa índole y que puedan resultar

relevantes a la hora de la elección.

El documento pretende abarcar de un modo general una provincia entera que

presente la máxima variedad de situaciones geográficas y posibles

escenarios de construcción de una subestación, con objeto de dotar de un

carácter lo más general posible a las conclusiones obtenidas. La provincia

seleccionada es Pontevedra, ya que su variedad geográfica, características

climáticas, y diversidad de escenarios de posible necesidad de una

subestación la dotan de muy variadas situaciones. Un vez llevado a cabo le

desarrollo de los modelos de decisión se aplicará al caso concreto

mencionado con anterioridad, con demanda de 60 MVA.

1.3.2 VARIABLES A TENER EN CUENTA EN EL ESTUDIO


Para llevar a cabo los análisis propuestos serán objeto de estudio las

siguientes variables, que por sus características resultan disponer de un

grado de influencia determinante:

• Presupuesto electromecánico de la instalación

• Precio del terreno en el que se construirá la subestación

• Precio de la obra civil

• Costes de mantenimiento

• Impacto ambiental

• Condiciones geográficas

• Condiciones climatológicas

• Grado de aceptación de la población próxima a la subestación

Las cuatro primeras variables son dependientes únicamente del precio

asociado a las mismas, y serán las utilizadas para establecer un primer

criterio. Posteriormente se desarrollará otro modelo de decisión que pretende

incluir la influencia de las otras cuatro variables el la toma de decisión.

A continuación se describen dichas variables con objeto de fijar la idea de la

importancia de cada una sobre el proyecto general.

Presupuesto electromecánico de la instalación (PE)

El presupuesto electromecánico concierne al pecio de la instalación

electromecánica encargada de realizar la función propia de la subestación

(transformación de tensión), es decir, embarrados, interruptores,

seccionadores, autoválvulas, transformadores (de tensión, corriente,

potencia), etc. tanto la parte de alta como la de media.


Las diferencias de precio entre un tipo de instalación y otro son bastante

considerables. Esta variable resulta bastante determinante a la hora de la

elección.

Precio del terreno en el que se construirá la subestación (PT)

Esta variable puede llegar a presentar unas oscilaciones realmente grandes,

se podría decir que junto con el PE es el factor más determinante y sobre el

que se centra la toma de decisión en la elección.

Dependiendo de este valor, se plantea la construcción de la instalación en un

determinado lugar.

El hecho de que entre las superficies requeridas para ambas instalaciones

exista una diferencia tan grande (dependiendo del caso, pero una situación

típica podría ser que la instalación GIS requiriera el 10% de la superficie

requerida por una subestación AIS, para las mismas condiciones de

operación, por lo que el precio del m2 resulta vital para la viabilidad

presupuestaria del proyecto), hace que el precio del suelo haya de ser

considerado y estudiado con especial atención e influirá considerablemente

en la elección de la tecnología a aplicar en la subestación.

Precio de la obra civil (POC)

Esta variable concierne a lo que cuesta realizar la obra civil para la

instalación electromecánica, salas de control, almacén, aseos, drenaje de

aguas, instalación hidráulica.

Existen diferencias entre los dos tipos, debidas a que las necesidades y

disposición de las instalaciones son diferentes, pero no resultan tan grandes

como en las variables mencionadas con anterioridad y su relevancia e

influencia será menor.


Costes de mantenimiento (CM)

En esta variable se incluirán lo que cueste el mantenimiento de cada una de

las instalaciones durante 25 años, de tal modo que se dote de una cierta

relevancia económica a la explotación de la instalación y así incluir todos los

costes de forma más completa y con perspectivas globales de futuro, ya que

el mantenimiento de las instalaciones difiere considerablemente de una a

otra (fundamentalmente debido a la periodicidad y fiabilidad de las

instalaciones) y consecuentemente el coste asociado.

Impacto ambiental (IA)

Esta variable será ponderada en el segundo modelo que se planteará para

ambos tipos, de tal modo que se incluya la importancia de las consecuencias

para el medioambiente que pueda tener la implantación de una subestación

en una determinada zona.

Condiciones geográficas (CG)

Esta variable se ponderará con un valor en función de la geografía del

terreno o de la zona, teniendo en cuenta sobre todo la accesibilidad, el tipo

de suelo, tipo de orografía y proximidad del mar.

Condiciones climatológicas (CC)

Esta variable también será ponderada de tal modo que el clima de la zona

tenga una cierta influencia en la elección del tipo de subestación, plasmando

la conveniencia de un caso u otro según qué condiciones meteorológicas.

Grado de aceptación de la población próxima a la subestación

En este caso se pretende involucrar a la población próxima a la subestación,

previendo un posible rechazo, por lo general a la instalación convencional.


1.3.3 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN EL PRECIO FINAL

En este caso se tomarán como variables de trabajo:

• Presupuesto electromecánico de la instalación (PE)

• Precio del terreno en el que se construirá la subestación (PT)

• Precio de la obra civil (POC)

• Costes de mantenimiento (CM)

Partiendo de la base de que el estudio se centra en la comparativa

económica de las subestaciones bajo las mismas condiciones de suministro

de potencia, tensiones y datos de red, para una situación donde estos datos

se hayan fijado, el concepto variable será el precio del terreno, ya que las

otras tres características serán las mismas para cada tipo de subestación en

cualquier caso, si bien podrían existir diferencias en el precio de la obra civil

según las condiciones de construcción, serán prácticamente despreciables

frente al coste total y no se tendrán en cuenta.

Así, para la implantación de una subestación convencional, tendremos el

coste total para su construcción en un determinado emplazamiento como:

Coste = PEc + POCc + CMc + PTc.

Donde PTc = PT × Superficie convencional.

Del mismo modo para la instalación blindada tendremos:

Coste = PEb + POCb + CMb + PTb.

Donde PTb = PT × Superficie blindada.

Se compararán pues, ambos costes y se determinará así la instalación más

rentable.

Se aplicará esta expresión, a la extensión de la provincia de Pontevedra

como se ha dicho con anterioridad, en función de los distintos precios del

terreno.


Datos fijos

Los siguientes valores se encuentran calculados en los apartados 4.1 y 4. 2

del documento 4 Presupuestos.

Blindada:

• PEb = 3672853 €

• POCb = 304000 €

• CMb = 50000 €

• Superficie = 750 m2

Convencional:

• PEc = 2415316,7 €

• POCc = 174625 €

• CMb = 80000 €

• Superficie = 4000 m2

Datos variables

• Precio del terreno

Se han recopilado los precios del terreno de las zonas características de la

provincia susceptibles de implantación de una subestación, dichos datos se

recogen en la siguiente tabla:


Núcleos urbanos

Prec. max.(€)

Prec. Medio(€) Prec. min.(€)

VIGO 6000 4790 3000 PONTEVEDRA 5389 3892 2395 VILLAGARCÍA 6000 4191 1796 SANXENXO 6100 4491 2000 RURAL A 1000 500 200 RURAL B 10 42 5

Donde el precio máximo representa en todos los casos el precio por m2 que

se da en el casco urbano, el precio medio expresa una media ponderada

entre todos los precios que se dan en el núcleo en cuestión en función de la

superficie, y el precio mínimo corresponde al que se tiene en las afueras de

cada núcleo.

Los núcleos denominados “RURAL A” Y “RURAL B” conciernen a dos

ayuntamientos rurales tipo, situados tanto cerca de la costa como hacia el

interior y que abundan en la provincia.

A continuación se muestra la variación del precio de cada subestación bajo

las condiciones del presente proyecto, en cada uno de los núcleos

considerados, de tal modo que se observa la evolución del coste total en

función del pecio del m2.

En cada gráfica se reprendan los dos tipos de subestación, a fin de comparar

con facilidad las dos propuestas, las tablas asociadas muestran los valores

concretos de los dos tipos.

VIGO

Caso PT(€/m2)

Coste Convencional

(€) Coste

blindada (€)


VIGO

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Precio de suelo en orden decreciente

Cost

e fin

al d

e la

sub

esta

PT(€/m2)Coste Convencional (€)Coste blindada (€)

1 6000 26669941,7 8526853 2 5750 25669941,7 8339353 3 5500 24669941,7 8151853 4 5250 23669941,7 7964353 5 5000 22669941,7 7776853 6 4790 21829941,7 7619353 7 4500 20669941,7 7401853 8 4250 19669941,7 7214353 9 4000 18669941,7 7026853

10 3750 17669941,7 6839353 11 3500 16669941,7 6651853 12 3250 15669941,7 6464353 13 3000 14669941,7 6276853


En este caso resulta evidente la necesidad de implantación de subestación

interior, ya que las diferencias de precio final son demasiado elevadas para

cualquier zona estudiada.

PONTEVEDRA

Caso PT(€/m2)

Coste Convencional

(€) Coste

blindada(€) 1 5389 24225941,7 8068603 2 5000 22669941,7 7776853 3 4750 21669941,7 7589353 4 4500 20669941,7 7401853 5 4250 19669941,7 7214353 6 4000 18669941,7 7026853 7 3892 18237941,7 6945853 8 3500 16669941,7 6651853 9 3250 15669941,7 6464353

10 3000 14669941,7 6276853 11 2750 13669941,7 6089353 12 2500 12669941,7 5901853 13 2395 12249941,7 5823103

PONTEVEDRA

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Cost

e fin

al S

ubes

ta



Sucede lo mismo que en caso anterior, la instalación convencional no se

plantea.

VILLAGARCÍA

Caso PT(€/m2)

Coste Convencional

(€) Coste

blindada(€) 1 6000 26669941,7 8526853 2 5500 24669941,7 8151853 3 5000 22669941,7 7776853 4 4500 20669941,7 7401853 5 4191 19433941,7 7170103 6 3750 17669941,7 6839353 7 3500 16669941,7 6651853 8 3000 14669941,7 6276853 9 2750 13669941,7 6089353

10 2500 12669941,7 5901853 11 2250 11669941,7 5714353 12 2000 10669941,7 5526853 13 1796 9853941,7 5373853

VILLAGARCÍA

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Cost

e fin

al s

ubes

ta



El caso es el mismo que el estudiado en los núcleos urbanos estudiados

hasta el momento.

RURAL A

Caso PT(€/m2)

Coste Convencional

(€) Coste

blindada(€) 1 3000 14669941,7 6276853 2 2750 13669941,7 6089353 3 2500 12669941,7 5901853 4 2250 11669941,7 5714353 5 2000 10669941,7 5526853 6 1750 9669941,7 5339353 7 1500 8669941,7 5151853 8 1200 7469941,7 4926853 9 1000 6669941,7 4776853

10 750 5669941,7 4589353 11 500 4669941,7 4401853 12 250 3669941,7 4214353 13 200 3469941,7 4176853

RURAL A

0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

14000000

16000000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Cos

te fi

nal S

ubes

ta



En este caso se observa que para la situación objeto de estudio, en el caso

de que el precio del terreno disminuya de 500 €/m2, pudiera resultar más

rentable implantar una instalación intemperie antes que una interior, o al

menos igual de costoso.

Una vez que el precio disminuye por debajo de los 250 €/m2, ya se considera

con firmeza la solución de instalación intemperie.

RURAL B

Caso PT(€/m2)

Coste Convencional

(€) Coste

blindada(€) 1 10 2709941,7 4034353 2 9 2705941,7 4033603 3 8 2701941,7 4032853 4 7 2697941,7 4032103 5 6 2693941,7 4031353 6 5 2689941,7 4030603

RURAL B

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

4500000

1 2 3 4 5 6


Cost

e fin

al s

ubes

ta

Serie1Serie2Serie3

En este caso resulta a todas luces conveniente la implantación de

subestación intemperie debido a la diferencia de coste favorable a esta

instalación en este tipo de terrenos.


1.3.4 MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA PONDERACIÓN DE VARIABLES

Este análisis surge para profundizar en el estudio de situaciones donde la

rentabilidad de la implantación de ambos modelos de subestación es similar

y no está determinado con claridad el modelo óptimo a implantar, como se ha

podido comprobar en caso RURAL A del apartado anterior. Así pues, lo que

aquí se pretende es establecer un modelo de decisión, sujeto a las

interpretaciones pertinentes que cada compañía suministradora considere.

Este estudio resultaría en vano para los casos donde la implantación de un

modelo se vea con claridad.

La estrategia adoptada será la de dar un valor a todas las variables citadas

en el apartado 1.6.2 en función de su importancia. De este modo la elección

de la subestación presentará sensibilidad ante impacto ambiental,

condiciones geográficas, condiciones climatológicas y grado de aceptación

de la población próxima a la subestación.

Se obtendrá un valor resultante para las siguientes expresiones:

Convencional Vconv. = Xc + Yc + Zc +Tc + Wc

Blindada Vblind. = Xb + Yb + Zb +Tb + Wb

Donde:

Vi : es el valor que representa a cada subestación, y cuanto mayor sea más

inadecuada sería la implantación de la subestación en cuestión.

Xi : Representa el coste total de la subestación en cuestión, evaluado en el

apartado anterior, asignando a cada 50000 € la unidad.

Yi : Representa el impacto ambiental que provocará la subestación en el

entorno, teniendo en cuenta que cuanto más impacto, más medidas se

tendrán que adoptar para paliar los efectos. Se valorará de 0 a 3 según el

siguiente criterio:


• 0 no existe impacto

• 1 impacto mínimo

• 2 impacto medio

• 3 impacto elevado

Estas características serán evaluadas por el pertinente estudio de impacto

que realice la empresa suministradora.

Zi : Representa las características geográficas de la zona en la que se

ubicará la subestación. Éstas podrán influir en el desarrollo de la obra

inmediato o a largo plazo, y serán evaluadas también de 0 a 3. Se tendrá en

cuenta el grado de polución de la zona, las características del suelo, la

orografía del terreno (escarpado, llano), la proximidad del mar (debido a la

corrosión que produce la salitre en el metal, etc. Se adopta el criterio:

• 0 no influye la situación geográfica

• 1 influencia mínima

• 2 influencia media

• 3 influencia máxima

Se calificará convenientemente según los criterios de la empresa.

Ti : Representa las condiciones climatológica habituales de la zona. Se

tendrá en cuenta la intensidad de los vientos, el nivel de lluvias, la frecuencia

de nevadas, las temperaturas máximas y mínimas. Se evaluará nuevamente

de 0 a 3 de menor influencia a mayor influencia sobre el modelo en cuestión:

• 0 no existe influencia de las condiciones climátológicas

• 1 influencia mínima

• 2 influencia media

• 3 influencia máxima


Wb : Representa el grado de aceptación de la gente con respecta a cada tipo

de instalación, se puede obtener a través de encuestas en los núcleos

próximos, en otras ubicaciones de iguales características ya existentes, o en

los futuros inquilinos de la urbanización.

Será evaluada de 0 a 2:

• 0 la mayoría presenta una opinión indiferente

• 1 la mayoría presenta una opinión negativa

• 2 la mayoría presenta una opinión muy negativa

Una vez obtenidos los resultados de Vconv. y Vblind. ,aquella instalación que

presente un valor más bajo será la más adecuada para la zona en cuestión.

1.3.4.1 Aplicación al caso del presente proyecto

Se estudiará el caso crítico de los obtenidos en el apartado 1.6.3, es decir

aquel en el que la diferencia entre los precios finales es la mínima, caso que

se da para el tipo de suelo denominado RURAL A, con precio de suelo 500

€/m2:

GIS

• Xb = 88

• Yb = 1; se considera un impacto mínimo.

• Zb = 0; se considera que la situación geográfica no influye en la

instalación GIS.

• Tb = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la

instalación GIS.

• Wb = 1; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es reacia a

la implantación de un centro de este tipo.

• Vb = 88 + 1 + 0 + 0 + 1 = 90


AIS

• Xc = 93

• Yc = 2; se considera un impacto medio.

• Zc = 1; se considera que la situación geográfica influye debido a la

proximidad del mar y la posible corrosión en los elementos intemperie por

parte de la salitre del ambiente.

• Tc = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la

instalación GIS.

• Wc = 2; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es muy

negativa a la implantación de un centro de este tipo.

• Vc = 93 + 2 + 1 + 0 + 2 = 98

CONCLUSIÓN

90<98 SE ACONSEJA LA IMPLANTACIÓN DE SUBESTACIÓN GIS.

Análisis del segundo caso crítico, donde el precio del suelo es de 250 €/m2.

Se dispone de los siguientes datos:

GIS

• Xb = 84

• Yb = 1; se considera un impacto mínimo.

• Zb = 0; se considera que la situación geográfica no influye en la

instalación GIS.

• Tb = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la

instalación GIS.

• Wb = 1; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es reacia a

la implantación de un centro de este tipo.

• Vb = 84 + 1 + 0 + 0 + 1 = 86


AIS

• Xc = 73

• Yc = 2; se considera un impacto medio.

• Zc = 1; se considera que la situación geográfica influye debido a la

proximidad del mar y la posible corrosión en los elementos intemperie por

parte de la salitre del ambiente.

• Tc = 0; se considera que las condiciones climatológicas no influyen en la

instalación GIS.

• Wc = 2; la opinión de la mayoría de la gente próxima a la zona es muy

negativa a la implantación de un centro de este tipo.

• Vc = 73 + 2 + 1 + 0 + 2 = 78

En este caso se aconsejaría la implantación de subestación AIS, si bien se

podía intuir el resultado debido a que la diferencia económica no resulta tan

estrecha como en al caso anterior.

1.3.5 CONCLUSIÓN FINAL

Para la situación del presente proyecto, donde se considera un suelo con un

precio de 500€/m2, propio de una zona próxima a la costa, pero alejada de

los núcleos urbanos ya existentes (Rural A), se decide implantar, según lo

estudiado, una subestación GIS de 132/20kV, capacitada para abastecer una

demanda de 60 MVA.


Madrid, Junio 2005


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1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA · 1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA . ... Memoria Pág.10 1.1.4 JUSTIFICACIÓN DEL TIPO DE SUBESTACIÓN El primer aspecto a fijar en la subestación será el tipo de