diseño de subestacion transformacion parra traccion electrica

TRABAJO FIN DE ESTUDIOS

Diseño de una subestación de transformación paratracción eléctrica

Jorge Arancón García-Olano

PROYECTO FIN DE CARRERA

Tutor: Pedro José Zorzano Santamaría

Curso 2011-2012

© El autor© Universidad de La Rioja, Servicio de Publicaciones, 2012

publicaciones.unirioja.esE-mail: [email protected]

Diseño de una subestación de transformación para tracción eléctrica, trabajofin de estudios

de Jorge Arancón García-Olano, dirigido por Pedro José Zorzano Santamaría (publicadopor la Universidad de La Rioja), se difunde bajo una Licencia

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Diseño de una

subestación de transformación

para tracción eléctrica

Autor del proyecto: Jorge Arancón García – Olano. Tutor: Pedro José Zorzano Santamaría.

Diseño de una subestación de

transformación para tracción eléctrica

1. Índice general


Diseño de una subestación de transformación para tracción eléctrica.

Índice general.

2. Memoria

2.1 Objeto. ................................................................................7

2.2 Alcance................................................................................7

2.3 Antecedentes. ......................................................................8

2.4 Normas y referencias.............................................................8

2.4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas. ..........................8

2.4.2 Bibliografía. .................................................................. 10

2.4.2.1 Artículos. ................................................................ 10

2.4.2.2 Libros..................................................................... 10

2.4.3 Programas de cálculo. .................................................... 12

2.5 Definiciones y abreviaturas. ................................................. 12

2.5.1 Definiciones. ................................................................. 12

2.5.2 Abreviaturas. ................................................................ 13

2.6 Requisitos de diseño............................................................ 14

2.7 Análisis de soluciones. ......................................................... 15

2.7.1 Situación y emplazamiento del proyecto........................... 15

2.7.2 Electrificación de las líneas férreas................................... 16

2.7.2.1 Generalidades. ........................................................ 16

2.7.2.1.1 Tendido eléctrico aéreo de una línea férrea............ 16

2.7.2.1.2 Subestaciones de tracción. .................................. 18

2.7.2.1.3 Circuitos de retorno. ........................................... 19

2.7.2.2 Sistemas de electrificación empleados en tracción eléctrica............................................................................. 21

2.7.3 Conductores. ................................................................ 23

2.7.3.1 Conductores de aluminio........................................... 24

2.7.3.2 Conductores de aluminio reforzados con acero. ........... 24

2.7.3.3 Conductores de cobre............................................... 24

2.7.3.4 Solución adoptada. .................................................. 25

2.7.3.4.1 Justificación de los conductores de la acometida aérea en alterna. ...................................................................... 25

2.7.3.4.2 Justificación de los conductores de salida del transformador de potencia. ............................................... 26

2.7.3.4.3 Justificación del conductor positivo. ...................... 26

2.7.3.4.4 Justificación del conductor negativo. ..................... 27

2.7.4 Aisladores. ................................................................... 27

2.7.4.1 Aisladores de porcelana. ........................................... 28

2.7.4.2 Aisladores de vidrio templado.................................... 28

2.7.4.3 Aisladores de esteatita y resinas epoxi. ...................... 29


2.7.4.4.1 Justificación del aislamiento de las líneas eléctricas de entrada........................................................................... 29

2.7.4.4.2 Justificación del aislamiento de las barras que conforman el embarrado de 66 kV...................................... 30

2.7.4.4.3 Justificación del aislamiento de los feeders. ........... 30

2.7.5 Seccionadores............................................................... 31


Índice general.

2.7.5.1 Seccionadores de cuchillas giratorias.......................... 31

2.7.5.2 Seccionadores de cuchillas deslizantes........................ 31

2.7.5.3 Seccionadores de columnas giratorias. ....................... 32

2.7.5.4 Seccionadores pantógrafo. ........................................ 32


2.7.5.5.1 Justificación de los seccionadores de las líneas de entrada........................................................................... 33

2.7.5.5.2 Justificación de los seccionadores de las derivaciones de barras. ....................................................................... 33

2.7.5.5.3 Justificación de los seccionadores de grupo............ 34

2.7.5.5.4 Justificación de los seccionadores de feeder y bypass...................................................................................... 34

2.7.6 Interruptores. ............................................................... 35

2.7.6.1 Interruptores de gran volumen de aceite. ................... 35

2.7.6.2 Interruptores de pequeño volumen de aceite............... 36

2.7.6.3 Interruptores neumáticos.......................................... 37

2.7.6.4 Interruptores de hexafluoruro de azufre (SF6)............. 38

2.7.6.5 Interruptores de vacío. ............................................. 39


2.7.6.6.1 Justificación de los interruptores de las líneas eléctricas de entrada. ....................................................... 41

2.7.6.6.2 Justificación del interruptor del transformador de potencia.......................................................................... 41

2.7.6.6.3 Justificación del interruptor del transformador de servicios auxiliares. .......................................................... 42

2.7.6.6.4 Justificación del interruptor general de BT de servicios auxiliares. ....................................................................... 42

2.7.6.6.5 Justificación de los interruptores de las celdas de continua.......................................................................... 43

2.7.7 Embarrados. ................................................................. 43

2.7.7.1 Configuración del juego de barras. ............................. 44

2.7.7.1.1 Juego de barras sencillo. ..................................... 44

2.7.7.1.2 Juego de barras principal y uno de barras auxiliares...................................................................................... 45

2.7.7.1.3 Doble juego de barras......................................... 46

2.7.7.1.4 Triple juego de barras......................................... 46

2.7.7.1.5 Juego de barras en anillo..................................... 47

2.7.7.1.6 Juego de barras en interruptor y medio................. 48

2.7.7.2 Tipos de barras........................................................ 48

2.7.7.2.1 Cables. ............................................................. 49

2.7.7.2.2 Tubos. .............................................................. 49

2.7.7.2.3 Pletinas............................................................. 50


2.7.7.3.1 Justificación del embarrado de 66 kV. ................... 51

2.7.7.3.2 Justificación de la barra ómnibus y las de bypass. .. 52

2.7.8 Pararrayos.................................................................... 52


Índice general.

2.7.8.1 Cuernos de arqueo................................................... 53

2.7.8.2 Pararrayos autovalvulares......................................... 54

2.7.8.3 Pararrayos de óxidos metálicos o autoválvulas. ........... 54


2.7.8.4.1 Justificación de las autoválvulas para el transformador de potencia. .................................................................... 56

2.7.8.4.2 Justificación de las autoválvulas para el transformador de servicios auxiliares....................................................... 56

2.7.8.4.3 Justificación de las autoválvulas de los feeders de corriente continua. ........................................................... 57

2.7.9 Transformadores de potencia. ......................................... 57

2.7.9.1 Transformadores de potencia en baño de aceite........... 58

2.7.9.2 Transformadores de potencia secos............................ 59


2.7.9.3.1 Justificación del transformador de potencia para tracción. ......................................................................... 60

2.7.9.3.2 Justificación del transformador para servicios auxiliares. ....................................................................... 61

2.7.10 Grupos rectificadores. .................................................. 61

2.7.10.1 Tipos de semiconductores a emplear. ....................... 62

2.7.10.1.1 Diodos. ........................................................... 63

2.7.10.1.2 Tiristores. ........................................................ 64

2.7.10.2 Pulsación de los grupos rectificadores. ...................... 65

2.7.10.2.1 Rectificador de seis pulsos. ................................ 65

2.7.10.2.2 Rectificador de doce pulsos. ............................... 66

2.7.10.3 Solución adoptada.................................................. 67

2.7.10.3.1 Justificación del grupo rectificador para tracción. .. 68

2.8 Resultados finales. .............................................................. 68

2.8.1 Generalidades sobre la instalación. .................................. 68

2.8.2 Obra civil...................................................................... 70

2.8.2.1 Movimiento de tierras y adaptación del terreno............ 70

2.8.2.2 Cimentaciones......................................................... 70

2.8.2.3 Canalizaciones de los cables...................................... 71

2.8.2.4 Edificio de continua. ................................................. 71

2.8.2.5 Instalaciones de obra civil anejas............................... 72

2.8.2.5.1 Viales de acceso al recinto de la subestación.......... 72

2.8.2.5.2 Vallado perimetral. ............................................. 72

2.8.3 Descripción de la instalación. .......................................... 72

2.8.3.1 Descripción de la instalación de alterna. ..................... 73

2.8.3.1.1 Conductores. ..................................................... 73

2.8.3.1.1.1 Conductores del parque intemperie. ................ 73

2.8.3.1.1.2 Conductores de salida del transformador de potencia. ...................................................................... 73

2.8.3.1.2 Aisladores. ........................................................ 73

2.8.3.1.2.1 Aisladores de las líneas eléctricas de entrada. .. 73

2.8.3.1.2.2 Aisladores de soporte de las barras. ................ 74


Índice general.

2.8.3.1.3 Seccionadores.................................................... 75

2.8.3.1.3.1 Seccionadores de las líneas eléctricas de entrada.................................................................................... 75

2.8.3.1.3.2 Seccionadores asociados a la rama del transformador de potencia y a la de servicios auxiliares. .... 75

2.8.3.1.4 Interruptores. .................................................... 75

2.8.3.1.4.1 Interruptores de las líneas eléctricas de entrada.................................................................................... 75

2.8.3.1.4.2 Interruptores del transformador de potencia y de los servicios auxiliares. .................................................. 76

2.8.3.1.4.3 Interruptor general de BT de servicios auxiliares.................................................................................... 76

2.8.3.1.5 Embarrados. ...................................................... 76

2.8.3.1.5.1 Embarrado de 66 kV. .................................... 76

2.8.3.1.6 Pararrayos......................................................... 77

2.8.3.1.6.1 Pararrayos asociados al grupo de tracción y a servicios auxiliares. ....................................................... 77

2.8.3.1.7 Transformadores de potencia............................... 77

2.8.3.1.7.1 Transformador de potencia para tracción. ........ 77

2.8.3.1.7.2 Transformador de potencia para servicios auxiliares. .................................................................... 77

2.8.3.1.8 Transformadores de medida y protección. ............. 78

2.8.3.1.8.1 Transformadores de tensión. .......................... 78

2.8.3.1.8.2 Transformadores de intensidad....................... 79

2.8.3.1.8.2.1 Transformadores de intensidad de las líneas eléctricas de entrada................................................... 79

2.8.3.1.8.2.2 Transformadores de intensidad de la rama del grupo de tracción. ...................................................... 81

2.8.3.1.8.2.3 Transformadores de intensidad de la rama de servicios auxiliares...................................................... 81

2.8.3.2 Descripción de la instalación de continua. ................... 82

2.8.3.2.1 Grupo rectificador............................................... 82

2.8.3.2.2 Bobina de alisamiento y filtros de armónicos.......... 82

2.8.3.2.3 Conductores. ..................................................... 83

2.8.3.2.3.1 Positivo a la salida del grupo rectificador. ........ 83

2.8.3.2.3.2 Negativo a la salida del grupo rectificador. ....... 83

2.8.3.2.3.3 Positivo a la salida de las celdas de feeder. ...... 83

2.8.3.2.3.4 Positivo a la salida del pórtico de feeders. ........ 83

2.8.3.2.3.5 Negativo a la salida del armario de negativos. .. 84

2.8.3.2.4 Seccionadores.................................................... 84

2.8.3.2.4.1 Seccionador de grupo.................................... 84

2.8.3.2.4.2 Seccionadores de feeder y bypass................... 84

2.8.3.2.5 Barras............................................................... 85

2.8.3.2.5.1 Barra ómnibus.............................................. 85

2.8.3.2.5.2 Barras de bypass. ......................................... 85

2.8.3.2.6 Transductores de medida. ................................... 85


Índice general.

2.8.3.2.6.1 Transductores de medida de corriente de las celdas de feeder............................................................ 85

2.8.3.2.7 Interruptores. .................................................... 88

2.8.3.2.7.1 Interruptores extrarrápidos de las celdas de feeder.......................................................................... 88

2.8.3.2.8 Pararrayos......................................................... 88

2.8.3.2.8.1 Pararrayos asociados a las salidas de feeder. ... 88

2.8.3.2.9 Aisladores. ........................................................ 88

2.8.3.2.9.1 Aisladores de los feeder de salida a catenaria. .. 88

2.8.3.3 Descripción de la red de tierras. ................................ 89

2.8.3.3.1 Malla de tierras protección................................... 89

2.8.3.3.2 Tierras de servicio. ............................................. 90

2.8.3.3.3 Red de masas. ................................................... 91

2.8.3.4 Alumbrado. ............................................................. 92

2.8.3.4.1 Alumbrado interior. ............................................ 92

2.8.3.4.1.1 Alumbrado de la sala de grupo y la de servicios auxiliares. .................................................................... 92

2.8.3.4.1.2 Alumbrado de la sala de potencia.................... 93

2.8.3.4.1.3 Alumbrado de la oficina. ................................ 93

2.8.3.4.1.4 Alumbrado del aseo. ..................................... 93

2.8.3.4.1.5 Alumbrado de la sala de mando y control......... 93

2.8.3.4.2 Alumbrado exterior............................................. 94

2.8.3.4.3 Alumbrado de emergencia. .................................. 94

2.9 Planificación. ...................................................................... 96

2.10 Orden de prioridad entre los documentos básicos. ................. 98

2.11 Resumen del presupuesto. ................................................. 98

3. Anexos

3.1 Cálculo de los conductores de entrada. ................................ 106

3.1.1 Elección del conductor.................................................. 106

3.1.2 Cálculo eléctrico. ......................................................... 106

3.1.2.1 Cálculo por densidad de corriente. ........................... 106

3.1.2.2 Otros criterios de cálculo. ....................................... 107

3.1.2.3 Cálculo de las sobrecargas según la CEI – 146.463.2. 108

3.1.2.4 Cálculo del efecto corona. ....................................... 108

3.1.3 Cálculo mecánico......................................................... 115

3.1.3.1 Cálculo mecánico para el vano de 20 m. ................... 116

3.1.3.1.1 Hipótesis de vibraciones (EDS)........................... 116

3.1.3.1.2 Hipótesis de vibraciones (CHS). ......................... 120

3.1.3.1.3 Hipótesis de flecha máxima. .............................. 121

3.1.3.1.3.1 Hipótesis de viento. .................................... 121

3.1.3.1.3.2 Hipótesis de temperatura............................. 123

3.1.3.1.3.3 Hipótesis de hielo. ...................................... 124


Índice general.

3.1.3.1.4 Hipótesis de flecha mínima. ............................... 124



3.2 Cálculo del aislamiento del pórtico de entrada. ..................... 129



3.3 Dimensionamiento y elección de los seccionadores de la acometida en alterna. ............................................................. 135

3.3.1 Dimensionamiento de los seccionadores asociados al transformador de potencia. ................................................... 136

3.3.2 Dimensionamiento de los seccionadores asociados al transformador de servicios auxiliares. .................................... 136

3.3.3 Elección de los seccionadores........................................ 137

3.4 Dimensionamiento y elección de los interruptores de la parte de alterna. ................................................................................. 138

3.4.1 Cálculo de las corrientes de cortocircuito. ....................... 139

3.4.1.1 Cálculo del cortocircuito en una de las líneas eléctricas de entrada. .......................................................................... 144

3.4.1.2 Cálculo del cortocircuito en el embarrado de 66 kV. ... 147

3.4.1.3 Cálculo del cortocircuito a la salida del secundario del transformador de servicios auxiliares................................... 149

3.4.1.4 Cálculo del cortocircuito a la salida del transformador de potencia. ......................................................................... 151

3.4.1.3 Cálculo de las corrientes de cortocircuito máximas de choque. ........................................................................... 154

3.4.2 Dimensionamiento y elección de los interruptores de las líneas de entrada. ................................................................ 155

3.4.3 Dimensionamiento y elección del interruptor asociado al transformador de potencia. ................................................... 157

3.4.4 Dimensionamiento y elección del interruptor asociado al transformador de servicios auxiliares. .................................... 159

3.4.5 Dimensionamiento y elección del interruptor general de baja tensión de servicios auxiliares. .............................................. 160

3.5 Cálculo del embarrado de 66 kV.......................................... 162

3.5.1 Intensidades admisibles del embarrado. ......................... 163

3.5.2 Resistencia térmica ante cortocircuitos........................... 163

3.5.3 Resistencia mecánica ante cortocircuitos. ....................... 167

3.5.4 Cálculo del aislamiento del embarrado de 66 kV. ............. 174

3.6 Cálculo de las protecciones de alterna frente a sobretensiones............................................................................................. 175

3.6.1 Protecciones frente a sobretensiones. ............................ 175

3.6.1.1 Justificación de la instalación de autoválvulas. ........... 176

3.6.1.2 Criterios para la elección de las autoválvulas. ............ 177

3.6.1.2.1 Cálculo de las autoválvulas para el transformador de potencia........................................................................ 177


Índice general.

3.6.1.2.1.1 Cálculo de las sobretensiones temporales a frecuencia de red. ....................................................... 177

3.6.1.2.1.2 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a maniobras. .............................................................. 178

3.6.1.2.1.3 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a pérdidas de carga. .................................................... 178

3.6.1.2.1.4 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a las derivaciones a tierra............................................. 179

3.6.1.2.2 Cálculo de las autoválvulas para la acometida subterránea de los servicios auxiliares. ............................. 180





3.6.1.3 Elección de las autoválvulas. ................................... 181

3.7 Elección del transformador de potencia................................ 185

3.7.1 Criterios para la elección del transformador de potencia. .. 185

3.7.2 Contexto del proyecto para el dimensionamiento del transformador de potencia. ................................................... 186

3.7.3 Dimensionamiento y elección del transformador de potencia.......................................................................................... 187

3.8 Elección del transformador para servicios auxiliares. ............. 189

3.9 Cálculo de los conductores de la salida del transformador de potencia. ............................................................................... 190




3.9.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2........................................................................ 192

3.9.2.3 Cálculo por cortocircuito. ........................................ 195

3.10 Elección del grupo rectificador de potencia. ........................ 196

3.10.1 Criterios para la elección del rectificador....................... 196

3.10.2 Contexto del proyecto para el dimensionamiento del grupo rectificador de potencia. ....................................................... 197

3.10.3 Dimensionamiento y elección del grupo rectificador de potencia. ............................................................................ 198

3.11 Dimensionamiento y elección de los interruptores de la parte de continua. ............................................................................... 199

3.11.1 Cálculo de las corrientes de cortocircuito. ..................... 201

3.11.1.1 Cálculo del cortocircuito en el punto de unión de la subestación de Port Aventura con la catenaria. ..................... 211


Índice general.

3.11.2 Dimensionamiento y elección de los interruptores de las celdas de feeder. ................................................................. 214

3.12 Cálculo de la acometida de salida del grupo rectificador de potencia. ............................................................................... 219

3.12.1 Cálculo del conductor positivo a la salida del grupo rectificador de potencia. ....................................................... 219

3.12.1.1 Elección del conductor. ......................................... 220

3.12.1.2 Cálculo eléctrico................................................... 220

3.12.1.2.1 Cálculo por densidad de corriente. .................... 220

3.12.1.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. .................................................................... 221

3.12.1.2.3 Cálculo por cortocircuito. ................................. 223

3.12.2 Cálculo del conductor negativo a la salida del grupo rectificador de potencia. ....................................................... 223






3.13 Cálculo de la bobina de alisamiento y los filtros de armónicos............................................................................................. 226

3.13.1 Cálculo de la bobina de alisamiento.............................. 227

3.13.2 Cálculo de los filtros de armónicos. .............................. 228

3.14 Dimensionamiento y elección del seccionador de grupo........ 231

3.15 Cálculo de la barra ómnibus y las barras de bypass. ............ 233

3.15.1 Cálculo de la barra ómnibus. ....................................... 233

3.15.1.1 Intensidades admisibles de la barra........................ 233

3.15.1.2 Resistencia térmica ante cortocircuitos. .................. 236

3.15.1.3 Resistencia mecánica ante cortocircuitos. ................ 239

3.15.2 Cálculo de las barras de bypass. .................................. 241

3.16 Cálculo del conductor positivo de salida de las celdas de feeder............................................................................................. 242

3.16.1 Elección del conductor................................................ 242

3.16.2 Cálculo eléctrico. ....................................................... 242

3.16.2.1 Cálculo por densidad de corriente........................... 242


3.16.2.3 Cálculo por cortocircuito........................................ 246

3.17 Cálculo de las protecciones de continua contra sobretensiones............................................................................................. 247

3.17.1 Protección frente a sobretensiones............................... 247

3.17.1.1 Criterios de elección de las autoválvulas. ................ 247

3.17.1.1.1 Cálculo de las sobretensiones temporales en condiciones normales. .................................................... 248


Índice general.

3.17.1.1.2 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a maniobras. .................................................................... 248

3.17.1.1.3 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a pérdidas de carga........................................................... 249

3.17.1.1.4 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a las derivaciones a tierra. ................................................. 249

3.17.1.2 Elección de las autoválvulas. ................................. 250

3.18 Dimensionamiento y elección de los seccionadores de feeder y de bypass.............................................................................. 252

3.19 Cálculo del aislamiento de los feeders de salida a catenaria. . 254


3.19.2 Cálculo mecánico. ...................................................... 257

3.20 Cálculo del positivo de salida del pórtico de feeders............. 261






3.20.3.1 Sobrecarga debido al viento. ................................. 266

3.20.3.2 Hipótesis de vibraciones (EDS). ............................. 267

3.20.3.3 Hipótesis de vibraciones (CHS). ............................. 270

3.20.3.4 Hipótesis de flecha máxima. .................................. 271

3.20.3.4.1 Hipótesis de viento. ........................................ 271

3.20.3.4.2 Hipótesis de temperatura. ............................... 273

3.20.3.4.3 Hipótesis de hielo. .......................................... 274

3.20.3.5 Hipótesis de flecha mínima.................................... 274

3.21 Cálculo del conductor negativo comprendido entre el armario de negativos y los carriles............................................................ 274






3.22 Elección de equipos de medida y protección........................ 280

3.22.1 Equipos de medida y protección para la parte de alterna. 280

3.22.1.1 Transformadores de medida y protección. ............... 280

3.22.1.1.1 Transformadores de tensión............................. 280

3.22.1.1.2 Transformadores de intensidad. ....................... 285

3.22.1.1.2.1 Transformadores de intensidad para las líneas eléctricas de entrada. .................................................. 285

3.22.1.1.2.2 Transformadores de intensidad asociados a la rama del grupo de tracción. .......................................... 290

3.22.1.1.2.3 Transformadores de intensidad asociados a la rama de servicios auxiliares.......................................... 294


Índice general.

3.22.2 Equipos de medida y protección para la parte de continua.......................................................................................... 298

3.22.2.1 Transductores de intensidad de las celdas de feeder. 298

3.23 Cálculo del sistema de puesta a tierra................................ 300

3.23.1 Características del terreno. ......................................... 301

3.23.2 Datos de partida........................................................ 301

3.23.3 Consideraciones previas de diseño. .............................. 301

3.23.4 Dimensionamiento de los sistemas de puesta a tierra..... 302

3.23.4.1 Cálculo de la malla de protección. .......................... 302

3.23.4.1.1 Tensiones de paso y contacto admisibles. .......... 303

3.23.4.1.2 Validación de las mallas de tierras por tensiones de paso y contacto. ............................................................ 304

3.23.4.1.3 Sección del conductor de tierra. ....................... 304

3.23.4.1.4 Resistencia de la malla de tierras...................... 305

3.23.4.1.5 Cálculo de las tensiones de paso y contacto reales.................................................................................... 306

3.23.4.2 Cálculo de las tierras de servicio. ........................... 312

3.23.4.2.1 Dimensionamiento de los neutros del transformador de potencia. .................................................................. 312

3.23.4.2.1.1 Elección del conductor. .............................. 312

3.23.4.2.1.2 Cálculo por corriente de defecto a tierra....... 313

3.23.4.2.2 Dimensionamiento de los conductores de tierra asociados a las autoválvulas de continua........................... 313

3.23.4.2.2.1 Cálculo de la pletina por corriente de defecto a tierra. ........................................................................ 314

3.23.4.3 Cálculo de la red de masas.................................... 314

3.23.4.3.1 Dimensionamiento de las redes de masa. .......... 315


3.23.4.4 Conexión entre las diferentes redes de tierra. .......... 316

3.24 Alumbrado. .................................................................... 316

3.24.1 Alumbrado interior..................................................... 318

3.24.1.1 Alumbrado de la sala de grupo y de la de servicios auxiliares. ........................................................................ 319

3.24.1.2 Alumbrado de la sala de potencia. .......................... 321

3.24.1.3 Alumbrado de la sala de mando y control. ............... 323

3.24.1.4 Alumbrado del aseo.............................................. 325

3.24.1.5 Alumbrado de la oficina. ....................................... 327

3.24.2 Alumbrado exterior. ................................................... 329

3.24.3 Alumbrado de emergencia. ......................................... 331


Índice general.

4. Planos

4.1 Situación ........................................................................ 340 4.2 Emplazamiento ................................................................ 341 4.3 Esquema del conjunto ...................................................... 342 4.4 Esquema unifilar .............................................................. 343 4.5 Esquema unifilar de Baja Tensión ....................................... 344 4.6 Planta de la subestación ................................................... 345 4.7 Planta de sección de alzado ............................................... 346 4.8 Alzado del parque de alterna (sección A – A) ...................... 347 4.9 Planta del edificio de continua ............................................ 348 4.10 Sistema de puesta a tierra: malla de protección del parque intemperie ............................................................................ 349 4.11 Tierras de servicio y red de masas .................................... 350 4.12 Armario de negativos ...................................................... 351 4.13 Esquema del rectificador de 6 MW .................................... 352 4.14 Pórtico de feeders .......................................................... 353 4.15 Zanja conexión transformador de potencia – rectificador ..... 354 4.16 Zanja conexión entubada rectificador – celdas de feeder ..... 355 4.17 Zanja conexión entubada armario de negativos – carriles o juntas inductivas ................................................................... 356 4.18 Alumbrado exterior ......................................................... 357

5. Pliego de condiciones

5.1 Prescripciones técnicas generales........................................ 362

5.1.1 Objeto del pliego de condiciones.................................... 362

5.1.2 Alcance del pliego........................................................ 362

5.1.3 Normativa aplicable de obligado cumplimiento. ............... 362

5.2 Descripción de las obras e instalaciones............................... 368

5.2.1 Datos geotécnicos y ambientales de partida.................... 368

5.2.2 Obra civil.................................................................... 368

5.2.2.1 Descripción general................................................ 368

5.2.2.1.1 Movimiento de tierras. ...................................... 369

5.2.2.1.2 Cimentaciones. ................................................ 370

5.2.2.1.3 Viales de acceso............................................... 370

5.2.2.1.4 Edifico de continua. .......................................... 370

5.2.2.1.4.1 Alumbrado interior. ..................................... 371

5.2.2.1.4.2 Alumbrado de emergencia. .......................... 371

5.2.2.1.4.3 Instalación de fuerza................................... 371

5.2.2.1.5 Vallado perimetral. ........................................... 372

5.2.2.1.6 Canalizaciones de los cables. ............................. 372

5.2.2.1.7 Drenajes y saneamiento.................................... 372

5.2.2.1.8 Estructuras metálicas........................................ 372

5.2.2.1.9 Sistemas de recogida de aceite. ......................... 372


Índice general.

5.2.2.1.10 Alumbrado exterior. ........................................ 372

5.2.3 Instalaciones eléctricas. ............................................... 373

5.2.3.1 Descripción general de las instalaciones eléctricas...... 373

5.2.3.1.1 Instalación de Alta Tensión en alterna................. 374

5.2.3.1.1.1 Transformadores de intensidad para medida y protección. ................................................................. 375

5.2.3.1.1.2 Interruptor – seccionador. ........................... 376

5.2.3.1.1.3 Transformadores de tensión. ........................ 377

5.2.3.1.1.4 Seccionadores. ........................................... 377

5.2.3.1.1.5 Interruptores. ............................................ 378

5.2.3.1.1.6 Pararrayos. ................................................ 379

5.2.3.1.1.7 Transformador de potencia. ......................... 380

5.2.3.1.1.8 Transformador de servicios auxiliares............ 382

5.2.3.1.2 Instalación de Alta Tensión en continua............... 383

5.2.3.1.2.1 Grupo rectificador. ...................................... 384

5.2.3.1.2.2 Bobina de alisamiento. ................................ 385

5.2.3.1.2.3 Filtros de armónicos. ................................... 386

5.2.3.1.2.4 Seccionador de grupo.................................. 387

5.2.3.1.2.5 Celdas de feeder......................................... 387

5.2.3.1.2.5.1 Interruptores extrarrápidos. ................... 388

5.2.3.1.2.5.2 Transductores de intensidad. .................. 388

5.2.3.1.2.5.3 Analizador de la línea aérea de contacto... 389

5.2.3.1.2.6 Pararrayos de CC........................................ 389

5.2.3.1.2.7 Seccionadores de feeder y bypass................. 390

5.3 Aspectos de la contratación. ............................................... 391

5.3.1 Disposiciones generales................................................ 391

5.3.1.1 Representantes administrativos y el contratista. ........ 391

5.3.1.3 Plazo de ejecución de las obras................................ 391

5.3.1.4 Ensayos durante la realización de las obras............... 392

5.3.1.5 Instalaciones afectadas por las obras. ...................... 392

5.3.1.6 Obligaciones y derechos del contratista. ................... 393

5.3.1.7 Órdenes al contratista. ........................................... 393

5.3.2 Condiciones administrativas.......................................... 393

5.3.2.1 Concursos y adjudicaciones..................................... 393

5.3.2.2 Contrato. .............................................................. 396

5.3.2.3 Rotura del contrato. ............................................... 397

5.3.2.4 Reclamaciones e indemnizaciones. ........................... 398

5.3.2.5 Seguros................................................................ 398

5.3.2.6 Jurisdicción del contrato. ........................................ 400

5.3.2.7 Fuerza mayor. ....................................................... 400

5.3.3.1 Liquidaciones. ....................................................... 401

5.3.3.2 Liquidación en caso de rotura del contrato. ............... 401

5.3.3.3 Certificaciones. ...................................................... 401

5.3.3.4 Plazos y penalidades. ............................................. 402

5.3.3.4.1 Programación de las tareas................................ 402

5.3.3.4.2 Posposición del plazo de ejecución...................... 403


Índice general.

5.3.3.5 Progreso de las tareas. ........................................... 403

5.3.3.6 Atrasos del contratista............................................ 403

5.3.3.7 Penalidades por retrasos......................................... 404

5.3.3.8 Plazo de garantía y fianza. ...................................... 404

5.3.3.9 Cláusulas financieras. ............................................. 405

5.3.4 Condiciones técnicas. ................................................... 405

5.3.4.1 Ensayos y pruebas finales. ...................................... 405

5.3.5 Condiciones facultativas. .............................................. 406

5.3.5.1 Mano de obra. ....................................................... 406

5.3.5.2 Materiales. ............................................................ 406

5.3.5.2.1 Acopio de materiales. ....................................... 407

5.3.5.2.2 Inspección y medidas previas al montaje............. 408

5.3.5.2.3 Variaciones y sustituciones de materiales. ........... 408

5.3.5.2.4 Protección de los materiales. ............................. 408

5.3.5.2.5 Certificaciones de los materiales......................... 409

5.3.5.2.6 Comprobación de los materiales......................... 409

5.3.5.3 Herramientas. ....................................................... 409

5.3.5.4 Planos. ................................................................. 409

5.3.5.5 Seguridad e higiene. .............................................. 410

5.3.5.6 Subcontratistas. .................................................... 411

5.3.5.7 Riesgos................................................................. 411

5.3.5.8 Realización, revisión y control del diseño. ................. 411

5.3.5.8.1 Realización. ..................................................... 411

5.3.5.8.1.1 Definición de los requerimientos de partida. ... 412

5.3.5.8.1.2 Asignación de responsabilidades. .................. 412

5.3.5.8.1.3 Especificaciones del diseño........................... 412

5.3.5.8.1.4 Ingeniería básica. ....................................... 413

5.3.5.8.1.5 Ingeniería detallada. ................................... 413

5.3.5.8.1.6 Revisión del diseño. .................................... 413

5.3.5.8.1.7 Dossier final. .............................................. 413

5.3.5.9 Inspecciones durante la instalación. ......................... 414

5.3.5.9.1 Verificaciones................................................... 414

5.3.5.9.2 Inspecciones programadas. ............................... 414

5.3.5.10 Inspección final.................................................... 415

5.3.5.11 Recepción de los suministros. ................................ 415

5.3.5.11.1 Proceso de recepción. ..................................... 416

5.3.5.12 Recepción de la instalación.................................... 416

5.3.5.12.1 Recepción provisional...................................... 416

5.3.5.12.2 Recepción definitiva. ....................................... 417


Índice general.

6. Estado de mediciones

6.1 Obra civil. ........................................................................ 420

6.2 Instalaciones eléctricas. ..................................................... 425

6.2.1 Aparamenta del parque de alterna................................. 425

6.2.1.1 Transformadores de intensidad................................ 425

6.2.1.2 Interruptores......................................................... 425

6.2.1.3 Transformadores de tensión. ................................... 426

6.2.1.4 Seccionadores. ...................................................... 426

6.2.1.5 Autoválvulas. ........................................................ 426

6.2.1.6 Transformadores de potencia. ................................. 427

6.2.2 Aparamenta de continua. ............................................. 427

6.2.2.1 Rectificador........................................................... 427

6.2.2.2 Bobina de alisamiento. ........................................... 427

6.2.2.3 Filtros de armónicos. .............................................. 427

6.2.2.4 Seccionadores. ...................................................... 428

6.2.2.5 Celdas de feeder.................................................... 429

6.2.2.6 Autoválvulas de CC. ............................................... 429

6.2.3 Armarios y cuadros de BT............................................. 430

6.2.4 Armarios de corriente continua...................................... 432

6.2.5 Conductores. .............................................................. 433

6.2.6 Aisladores, herrajes y accesorios. .................................. 436

6.2.7 Dispositivos de medida................................................. 438

6.2.8 Dispositivos de protección. ........................................... 439

6.2.9 Alumbrado.................................................................. 441

7. Presupuesto

7.1 Obra civil. ........................................................................ 445

7.2 Instalaciones eléctricas. ..................................................... 450




7.2.1.4 Seccionadores. ...................................................... 451

7.2.1.5 Autoválvulas. ........................................................ 451



7.2.2.1 Rectificador........................................................... 452



7.2.2.4 Seccionadores. ...................................................... 453

7.2.2.5 Celdas de feeder.................................................... 454



Índice general.



7.2.5 Conductores. .............................................................. 458




7.2.9 Alumbrado.................................................................. 467

7.3 Presupuesto final. ............................................................. 469



2. Memoria



Memoria.

- 2 -

ÍNDICE

2.1 Objeto. ................................................................................7

2.2 Alcance................................................................................7

2.3 Antecedentes. ......................................................................8

2.4 Normas y referencias.............................................................8

2.4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas. ..........................8

2.4.2 Bibliografía. .................................................................. 10

2.4.2.1 Artículos. ................................................................ 10

2.4.2.2 Libros..................................................................... 10

2.4.3 Programas de cálculo. .................................................... 12

2.5 Definiciones y abreviaturas. ................................................. 12

2.5.1 Definiciones. ................................................................. 12

2.5.2 Abreviaturas. ................................................................ 13

2.6 Requisitos de diseño............................................................ 14

2.7 Análisis de soluciones. ......................................................... 15

2.7.1 Situación y emplazamiento del proyecto........................... 15

2.7.2 Electrificación de las líneas férreas................................... 16

2.7.2.1 Generalidades. ........................................................ 16

2.7.2.1.1 Tendido eléctrico aéreo de una línea férrea............ 16

2.7.2.1.2 Subestaciones de tracción. .................................. 18

2.7.2.1.3 Circuitos de retorno. ........................................... 19

2.7.2.2 Sistemas de electrificación empleados en tracción eléctrica............................................................................. 21

2.7.3 Conductores. ................................................................ 23

2.7.3.1 Conductores de aluminio........................................... 24

2.7.3.2 Conductores de aluminio reforzados con acero. ........... 24

2.7.3.3 Conductores de cobre............................................... 24


2.7.3.4.1 Justificación de los conductores de la acometida aérea en alterna. ...................................................................... 25

2.7.3.4.2 Justificación de los conductores de salida del transformador de potencia. ............................................... 26

2.7.3.4.3 Justificación del conductor positivo. ...................... 26

2.7.3.4.4 Justificación del conductor negativo. ..................... 27

2.7.4 Aisladores. ................................................................... 27

2.7.4.1 Aisladores de porcelana. ........................................... 28

2.7.4.2 Aisladores de vidrio templado.................................... 28

2.7.4.3 Aisladores de esteatita y resinas epoxi. ...................... 29


2.7.4.4.1 Justificación del aislamiento de las líneas eléctricas de entrada........................................................................... 29

2.7.4.4.2 Justificación del aislamiento de las barras que conforman el embarrado de 66 kV...................................... 30

2.7.4.4.3 Justificación del aislamiento de los feeders. ........... 30

2.7.5 Seccionadores............................................................... 31


Memoria.

- 3 -

2.7.5.1 Seccionadores de cuchillas giratorias.......................... 31

2.7.5.2 Seccionadores de cuchillas deslizantes........................ 31

2.7.5.3 Seccionadores de columnas giratorias. ....................... 32

2.7.5.4 Seccionadores pantógrafo. ........................................ 32


2.7.5.5.1 Justificación de los seccionadores de las líneas de entrada........................................................................... 33

2.7.5.5.2 Justificación de los seccionadores de las derivaciones de barras. ....................................................................... 33

2.7.5.5.3 Justificación de los seccionadores de grupo............ 34

2.7.5.5.4 Justificación de los seccionadores de feeder y bypass...................................................................................... 34

2.7.6 Interruptores. ............................................................... 35

2.7.6.1 Interruptores de gran volumen de aceite. ................... 35

2.7.6.2 Interruptores de pequeño volumen de aceite............... 36

2.7.6.3 Interruptores neumáticos.......................................... 37

2.7.6.4 Interruptores de hexafluoruro de azufre (SF6)............. 38

2.7.6.5 Interruptores de vacío. ............................................. 39


2.7.6.6.1 Justificación de los interruptores de las líneas eléctricas de entrada. ....................................................... 41

2.7.6.6.2 Justificación del interruptor del transformador de potencia.......................................................................... 41

2.7.6.6.3 Justificación del interruptor del transformador de servicios auxiliares. .......................................................... 42

2.7.6.6.4 Justificación del interruptor general de BT de servicios auxiliares. ....................................................................... 42

2.7.6.6.5 Justificación de los interruptores de las celdas de continua.......................................................................... 43

2.7.7 Embarrados. ................................................................. 43

2.7.7.1 Configuración del juego de barras. ............................. 44

2.7.7.1.1 Juego de barras sencillo. ..................................... 44

2.7.7.1.2 Juego de barras principal y uno de barras auxiliares...................................................................................... 45

2.7.7.1.3 Doble juego de barras......................................... 46

2.7.7.1.4 Triple juego de barras......................................... 46

2.7.7.1.5 Juego de barras en anillo..................................... 47

2.7.7.1.6 Juego de barras en interruptor y medio................. 48

2.7.7.2 Tipos de barras........................................................ 48

2.7.7.2.1 Cables. ............................................................. 49

2.7.7.2.2 Tubos. .............................................................. 49

2.7.7.2.3 Pletinas............................................................. 50


2.7.7.3.1 Justificación del embarrado de 66 kV. ................... 51

2.7.7.3.2 Justificación de la barra ómnibus y las de bypass. .. 52

2.7.8 Pararrayos.................................................................... 52


Memoria.

- 4 -

2.7.8.1 Cuernos de arqueo................................................... 53

2.7.8.2 Pararrayos autovalvulares......................................... 54

2.7.8.3 Pararrayos de óxidos metálicos o autoválvulas. ........... 54


2.7.8.4.1 Justificación de las autoválvulas para el transformador de potencia. .................................................................... 56

2.7.8.4.2 Justificación de las autoválvulas para el transformador de servicios auxiliares....................................................... 56

2.7.8.4.3 Justificación de las autoválvulas de los feeders de corriente continua. ........................................................... 57

2.7.9 Transformadores de potencia. ......................................... 57

2.7.9.1 Transformadores de potencia en baño de aceite........... 58

2.7.9.2 Transformadores de potencia secos............................ 59


2.7.9.3.1 Justificación del transformador de potencia para tracción. ......................................................................... 60

2.7.9.3.2 Justificación del transformador para servicios auxiliares. ....................................................................... 61

2.7.10 Grupos rectificadores. .................................................. 61

2.7.10.1 Tipos de semiconductores a emplear. ....................... 62

2.7.10.1.1 Diodos. ........................................................... 63

2.7.10.1.2 Tiristores. ........................................................ 64

2.7.10.2 Pulsación de los grupos rectificadores. ...................... 65

2.7.10.2.1 Rectificador de seis pulsos. ................................ 65

2.7.10.2.2 Rectificador de doce pulsos. ............................... 66

2.7.10.3 Solución adoptada.................................................. 67

2.7.10.3.1 Justificación del grupo rectificador para tracción. .. 68

2.8 Resultados finales. .............................................................. 68

2.8.1 Generalidades sobre la instalación. .................................. 68

2.8.2 Obra civil...................................................................... 70

2.8.2.1 Movimiento de tierras y adaptación del terreno............ 70

2.8.2.2 Cimentaciones......................................................... 70

2.8.2.3 Canalizaciones de los cables...................................... 71

2.8.2.4 Edificio de continua. ................................................. 71

2.8.2.5 Instalaciones de obra civil anejas............................... 72

2.8.2.5.1 Viales de acceso al recinto de la subestación.......... 72

2.8.2.5.2 Vallado perimetral. ............................................. 72

2.8.3 Descripción de la instalación. .......................................... 72

2.8.3.1 Descripción de la instalación de alterna. ..................... 73

2.8.3.1.1 Conductores. ..................................................... 73

2.8.3.1.1.1 Conductores del parque intemperie. ................ 73

2.8.3.1.1.2 Conductores de salida del transformador de potencia. ...................................................................... 73

2.8.3.1.2 Aisladores. ........................................................ 73

2.8.3.1.2.1 Aisladores de las líneas eléctricas de entrada. .. 73

2.8.3.1.2.2 Aisladores de soporte de las barras. ................ 74


Memoria.

- 5 -

2.8.3.1.3 Seccionadores.................................................... 75

2.8.3.1.3.1 Seccionadores de las líneas eléctricas de entrada.................................................................................... 75

2.8.3.1.3.2 Seccionadores asociados a la rama del transformador de potencia y a la de servicios auxiliares. .... 75

2.8.3.1.4 Interruptores. .................................................... 75

2.8.3.1.4.1 Interruptores de las líneas eléctricas de entrada.................................................................................... 75

2.8.3.1.4.2 Interruptores del transformador de potencia y de los servicios auxiliares. .................................................. 76

2.8.3.1.4.3 Interruptor general de BT de servicios auxiliares.................................................................................... 76

2.8.3.1.5 Embarrados. ...................................................... 76

2.8.3.1.5.1 Embarrado de 66 kV. .................................... 76

2.8.3.1.6 Pararrayos......................................................... 77

2.8.3.1.6.1 Pararrayos asociados al grupo de tracción y a servicios auxiliares. ....................................................... 77

2.8.3.1.7 Transformadores de potencia............................... 77

2.8.3.1.7.1 Transformador de potencia para tracción. ........ 77

2.8.3.1.7.2 Transformador de potencia para servicios auxiliares. .................................................................... 77

2.8.3.1.8 Transformadores de medida y protección. ............. 78

2.8.3.1.8.1 Transformadores de tensión. .......................... 78

2.8.3.1.8.2 Transformadores de intensidad....................... 79

2.8.3.1.8.2.1 Transformadores de intensidad de las líneas eléctricas de entrada................................................... 79

2.8.3.1.8.2.2 Transformadores de intensidad de la rama del grupo de tracción. ...................................................... 81

2.8.3.1.8.2.3 Transformadores de intensidad de la rama de servicios auxiliares...................................................... 81

2.8.3.2 Descripción de la instalación de continua. ................... 82

2.8.3.2.1 Grupo rectificador............................................... 82

2.8.3.2.2 Bobina de alisamiento y filtros de armónicos.......... 82

2.8.3.2.3 Conductores. ..................................................... 83

2.8.3.2.3.1 Positivo a la salida del grupo rectificador. ........ 83

2.8.3.2.3.2 Negativo a la salida del grupo rectificador. ....... 83

2.8.3.2.3.3 Positivo a la salida de las celdas de feeder. ...... 83

2.8.3.2.3.4 Positivo a la salida del pórtico de feeders. ........ 83

2.8.3.2.3.5 Negativo a la salida del armario de negativos. .. 84

2.8.3.2.4 Seccionadores.................................................... 84

2.8.3.2.4.1 Seccionador de grupo.................................... 84

2.8.3.2.4.2 Seccionadores de feeder y bypass................... 84

2.8.3.2.5 Barras............................................................... 85

2.8.3.2.5.1 Barra ómnibus.............................................. 85

2.8.3.2.5.2 Barras de bypass. ......................................... 85

2.8.3.2.6 Transductores de medida. ................................... 85


Memoria.

- 6 -

2.8.3.2.6.1 Transductores de medida de corriente de las celdas de feeder............................................................ 85

2.8.3.2.7 Interruptores. .................................................... 88

2.8.3.2.7.1 Interruptores extrarrápidos de las celdas de feeder.......................................................................... 88

2.8.3.2.8 Pararrayos......................................................... 88

2.8.3.2.8.1 Pararrayos asociados a las salidas de feeder. ... 88

2.8.3.2.9 Aisladores. ........................................................ 88

2.8.3.2.9.1 Aisladores de los feeder de salida a catenaria. .. 88

2.8.3.3 Descripción de la red de tierras. ................................ 89

2.8.3.3.1 Malla de tierras protección................................... 89

2.8.3.3.2 Tierras de servicio. ............................................. 90

2.8.3.3.3 Red de masas. ................................................... 91

2.8.3.4 Alumbrado. ............................................................. 92

2.8.3.4.1 Alumbrado interior. ............................................ 92

2.8.3.4.1.1 Alumbrado de la sala de grupo y la de servicios auxiliares. .................................................................... 92

2.8.3.4.1.2 Alumbrado de la sala de potencia.................... 93

2.8.3.4.1.3 Alumbrado de la oficina. ................................ 93

2.8.3.4.1.4 Alumbrado del aseo. ..................................... 93

2.8.3.4.1.5 Alumbrado de la sala de mando y control......... 93

2.8.3.4.2 Alumbrado exterior............................................. 94

2.8.3.4.3 Alumbrado de emergencia. .................................. 94

2.9 Planificación. ...................................................................... 96

2.10 Orden de prioridad entre los documentos básicos. ................. 98

2.11 Resumen del presupuesto. ................................................. 98


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2.1 Objeto. El objetivo del presente proyecto es el diseño y cálculo de una subestación de tracción de corriente continua que alimente la ampliación a doble vía que va a tener lugar en la línea férrea Valencia – Tarragona en el tramo comprendido entre Vandellós y Tarragona, único tramo de la línea que a día de hoy sigue prestando servicio en vía única pero que, dadas las necesidades de demanda de un corredor tan importante como es el Corredor Mediterráneo, se hace necesario su ampliación para lo cual se necesita la construcción de nuevas subestaciones a lo largo de la traza ferroviaria. 2.2 Alcance. El alcance del proyecto lo compone toda la acometida y aparamenta eléctrica comprendida entre las líneas eléctricas de entronque de entrada a la subestación hasta el pórtico de cruce que es el punto a donde llegan algunos de los feeders para alimentar de forma directa el tramo de catenaria donde se encuentra la subestación así como los tramos colaterales de una de las vías generales de paso. El tendido de estos feeders colaterales salientes de ambos pórticos (el de feeders y el de cruce) quedan excluidos puesto que forman parte más bien de un proyecto de tendido de una línea férrea propiamente dicha si bien el cálculo eléctrico de los mismos aparece en el presente proyecto por extensión de los feeders comprendidos entre ambos pórticos. Dentro de los límites impuestos en el presente apartado de la Memoria se hallan las descripciones y justificaciones de todos los elementos necesarios relacionados con la aparamenta eléctrica a utilizar a excepción de los sistemas de alimentación de las protecciones y dispositivos de la subestación como pueden ser los motores de los seccionadores, accionamientos, etc, así como los sistemas de control asociados (PLCs y autómatas). También queda excluido, ya que no forma parte de un proyecto exclusivamente de carácter eléctrico, la obra civil asociada al proyecto como son los accesos a la subestación, las redes de saneamiento, urbanizaciones, cimentaciones, etc, además de los sistemas de telemando asociados al control de la subestación. En este ámbito también quedaría fuera de proyecto la vía férrea de acceso a la subestación donde en caso de avería se llevaría al lugar de la subestación, una subestación móvil. El proyecto también contempla una descripción no muy detallada de los elementos de ámbito eléctrico de los sistemas auxiliares de alimentación de la subestación donde no son vinculantes los servicios


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de climatización y ventilación así como los servicios contra incendios ya que se apartan de los objetivos principales del proyecto. 2.3 Antecedentes. La línea férrea Valencia – Tarragona es una de las líneas ferroviarias de mayor importancia en la red de Adif en cuanto a nivel de tráfico mixto (pasajeros y mercancías) dentro de su integración en el Corredor Mediterráneo. El hecho de tener un tramo de este corredor en vía única como es sobre el que incide el presente proyecto, ha lastrado la circulación ferroviaria durante años ya que debido a la actual demanda y la puesta en marcha de nuevas operadoras privadas en el ámbito de mercancías y en un futuro las de viajeros, este tramo supone un cuello de botella por lo que es imprescindible la eliminación de esta limitación. El tramo comprendido entre Vandellós y Cambrils va a ser totalmente de nueva construcción por lo que todavía no se conoce bien a priori la futura traza ferroviaria. Sin embargo el resto de la traza que es la comprendida entre Cambrils y Tarragona va a ampliarse a doble vía sin desdoblar la plataforma de la vía. Esto conlleva que el dimensionamiento eléctrico del actual tramo se halla quedado anticuado y reducido. Por ello el actual gestor de infraestructuras ferroviarias (Adif) pretende la construcción de nuevas subestaciones de tracción para suplir la futura demanda de tracción que tendrá cuando dicho proyecto entre en funcionamiento. Debido a que el tramo comprendido entre las estaciones de Cambrils y Tarragona está altamente urbanizado (entre Cambrils y Port Aventura) e industrializado (entre Port Aventura y Tarragona) se ha elegido como ubicación de la subestación el punto kilométrico 265,5 de la línea férrea Valencia – Tarragona que coincide con la estación apartadero de Port Aventura, ya que es de las pocas zonas que están exentas de la urbanización y de la industria. 2.4 Normas y referencias. 2.4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas. Antes de ponernos a citar la normativa y los reglamentos de obligado cumplimiento tenemos que tener en cuenta que nuestro proyecto es un proyecto particular que está destinado al suministro eléctrico en alta tensión de una línea férrea para alimentar al material rodante de


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tracción. Dentro de este ámbito, hay que citar el cumplimiento de la norma europea CEI – 146.463.2 norma establecida para clase de servicio VI, que es el que establece Europa para gran tracción. Dicha norma establece que la subestación que se va a proyectar para tracción eléctrica debe estar diseñada para trabajar al 100 % en régimen permanente, al 150 % durante dos horas cada seis horas de periodo y al 300 % durante cinco minutos cada 24 horas, sin tener en cuenta que las sobrecargas sean acumulativas. La utilización de esta norma viene justificada por las fluctuaciones del tráfico ferroviario que implica un cambio constante en las cargas a alimentar. A parte de la norma anteriormente citada, son de obligado cumplimiento:

- El Reglamento de líneas de Alta Tensión (RD 223/2008) y sus Instrucciones Técnicas Complementarias asociadas al mismo. Este establece toda la normativa a seguir en cuanto a las condiciones técnicas y garantías de seguridad del suministro eléctrico a través de líneas eléctricas de alta tensión.

- El Reglamento de centrales eléctricas, subestaciones y centros

de transformación (RD 3275/1982) que es el que condiciona y establece las condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación. Hay que citar que esta normativa esta pendiente de remodelación y actualización.

- El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (RD 842/2002). A

pesar de que nuestra instalación no es de baja tensión propiamente dicha, si tiene partes como es el suministro auxiliar de energía a los distintos elementos para el correcto funcionamiento de la subestación como el alumbrado de la misma, los accionamientos, etc.

- El Reglamento de Eficiencia Energética (RD 1890/2008). Este

reglamento, solo será de aplicación al alumbrado exterior de la subestación.

- Las normas CEI que sean de aplicación para este tipo de

instalaciones.

- Las normas UNE que sean de aplicación.


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- Las Especificaciones Técnicas de Adif que establecen de forma más restrictiva que el resto de normativas, las características que debe reunir de la aparamenta eléctrica a utilizar. También entra dentro de este ámbito, el impacto medioambiental que genera la obra civil asociada al proyecto que se va a llevar a cabo. Son bastantes las especificaciones técnicas que marca Adif para el diseño de subestaciones de tracción y líneas eléctricas para líneas férreas.

- La normativa en vigor asociada a la protección de la Avifauna

en Cataluña (Ley 18/2008) que establece las medidas de protección a tener en cuenta frente a posibles colisiones y electrocuciones.

2.4.2 Bibliografía. 2.4.2.1 Artículos. Configuración general de subestaciones de tracción en corriente continua (Pág 65 – 78). En revista: Montajes e instalaciones: Revista técnica sobre la construcción e ingeniería de las instalaciones (nº 276). Año de edición: 1994. Autores: Salvador del Pin Martínez. Héctor Naranjo Domingo. ISSN 0210-184X. 2.4.2.2 Libros. Diseño de subestaciones eléctricas. Autor: José Raúl Martín. Editorial: McGraw – Hill.


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Año de edición: 1992. ISBN 968-422-232-7. Instalaciones eléctricas de Alta Tensión: sistemas de maniobra, medida y protección. Autores: José Antonio Navarro Márquez. Antonio Montañés Espinosa. Ángel Santillán Lázaro. Editorial: Paraninfo. Año de edición: 1998. ISBN 84-283-2434-4. Tratado de ferrocarriles II: ingeniería civil e instalaciones. Autores: Fernando Oliveros Rives. Manuel Rodríguez Méndez. Manuel J. Megía Puente. Editorial: Rueda. Año de edición: 1980. ISBN 8472070158. Electrónica de potencia. Autor: Daniel W. Hart. Editorial: Prentice Hall. Año de edición: 2001. ISBN 84-205-3179-0


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2.4.3 Programas de cálculo. Para realizar algunos apartados del presente proyecto, se han utilizado una serie de programas:

- Microsoft Project para elaborar la planificación del proyecto. - Dialux para calcular el alumbrado interior y exterior. - Daisalux para calcular el alumbrado de emergencia.

2.5 Definiciones y abreviaturas. 2.5.1 Definiciones. Armario de negativos: compartimento propio de una subestación de tracción de corriente continua que hace de nexo entre los negativos que vienen del rectificador y simultáneamente de los que vienen de las vías a las cuales se conectan estos formando el circuito de retorno. Además supone la ubicación donde los negativos son conectados a tierra además de las tierras de servicio (neutros de los transformadores de potencia y las autoválvulas) y la red de masas. Bogies: conjunto de dos pares de ruedas montadas sobre sendos ejes próximos, paralelos y solidarios entre si que se emplean en vehículos de gran longitud que circulan sobre carriles. Cantón: tramo de una línea férrea alimentado por una o varias subestaciones de tracción (dependiendo de la longitud del mismo) que puede ser aislado de sus colaterales mediante la apertura de seccionadores de línea, permitiendo dejar este sin tensión en caso de mantenimiento o cualquier otro motivo. Carriles: soportes sobre los que se mueven los vehículos de tracción. Además de soportar mecánicamente el peso del material rodante, conforman el circuito de retorno desde los motores de tracción hasta la subestación. También sirven como circuito de señalización de vía y balizamiento. Chopper: también denominado en la jerga electrónica convertidor continua – continua. Es un dispositivo formado por semiconductores capaz de controlar la velocidad de un motor (en nuestro caso de tracción) en función de las necesidades requeridas. Circuito de retorno: circuito eléctrico por donde viajan las corrientes parásitas salientes de las cargas de tracción en búsqueda del polo negativo de la subestación más próxima. Este circuito esta formado


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generalmente por los carriles y por cables que unen estos de nuevo con la subestación. Edificio de continua: local destinado a albergar la aparamenta de continua (rectificador, bobina, filtros, etc) propia de una subestación rectificadora. Extrarrápido: hace alusión a los interruptores o disyuntores que tienen un tiempo de apertura muy reducido. Feeder: conductor, o conjunto de conductores que conforman cada una de las salidas de una subestación de tracción y que alimentan de forma directa tramos independientes de la catenaria de una línea férrea. Junta inductiva: circuito eléctrico ubicado entre los dos carriles de una vía férrea formado por dos bobinas que permite dejar tramos de vía aislados de las corrientes de tracción permitiendo la utilización de estos tramos como circuitos de señalización de vía. Pantógrafo: es un dispositivo capaz de conectarse o desconectarse de la catenaria en condiciones de vacío (sin el consumo de carga) permitiendo a una locomotora o tren la toma de corriente o la desconexión de la misma. Reostato: dispositivos compuestos por resistencias variables que permiten variar la velocidad de un motor de corriente continua en función del mayor o menor nivel de excitación. 2.5.2 Abreviaturas. ADIF – Administrador de Infraestructuras Ferroviarias. AT – Alta Tensión. BT – Baja Tensión. CA – Corriente alterna. CC – Corriente continua. ET – Especificación Técnica de Adif. LAC – Línea aérea de contacto. RCE – Reglamento de Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. REA – Reglamento de Eficiencia Energética. REBT – Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. REE – Red Eléctrica de España. RENFE – Red Nacional de los Ferrocarriles Españoles. RLAT – Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión.


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SF6 – Hexafluoruro de azufre. SNCF – Société Nationale des Chemins de fer Francais. SSAA – Servicios auxiliares. SS/EE – Subestación eléctrica. UIC – Unión Internacional de Ferrocarriles. 2.6 Requisitos de diseño. Las bases de partida de nuestro proyecto vienen definidas por la ubicación de la instalación de nuestro proyecto, datos cartográficos anejos a la misma así como datos de partida de diseño de la instalación, como son potencia y los distintos niveles de tensión. Esta subestación esta enmarcada en un grupo de cuatro subestaciones que Adif tiene previsto diseñar y construir para la ampliación a doble vía del tramo Vandellós - Tarragona perteneciente al Corredor Mediterráneo. Como ya se ha citado anteriormente, la subestación se ubica en el municipio tarragonés de Port Aventura, en una parcela anexa al apartadero utilizado por Adif para dar servicio a la demanda de viajeros del municipio de Port Aventura, en el punto kilométrico 265,5 de la línea Valencia – Tarragona. En cuanto a datos cartográficos que conciernen sobre el diseño de la citada instalación diremos que su ubicación se encuentra a una altura sobre el nivel del mar de 13,3 metros. El terreno sobre el que se asienta la plataforma de la obra civil de la subestación es un terreno compuesto por grava y arena. A pesar de encontrase en una zona del interior, tendremos en cuenta una climatología más bien húmeda por su escasa distancia al mar. Es importante tener en cuenta que la instalación que estamos diseñando se halla muy próxima al municipio altamente urbanizado de Salou y también a la extensa industria petroquímica de Tarragona. Si a esto le añadimos que se encuentra muy próxima al mar esto ya supone un importante motivo para considerar que se halla en una zona de contaminación importante. A nivel de datos de diseño, nuestra subestación esta compuesta por un parque intemperie alimentado por dos líneas de 66 kV por parte de REE (una para el suministro continuo y la otra de refuerzo). La potencia de la instalación dedicada a tracción (sin tener en cuenta ningún tipo de sobrecarga) será de 6,6 MVA que será la potencia del transformador de potencia (una de las potencias normalizada por Adif para el suministro de energía por parte de los transformadores a la


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red ferroviaria convencional). A esta habrá que sumarle la potencia dedicada a los servicios auxiliares de la subestación como son el alumbrado de la propia subestación, tanto interior (la del edificio de continua donde se hallará toda la acometida de continua) como exterior (el parque intemperie de alterna), la instalación de fuerza, climatización, seguridad, servicios antiincendios, etc, que será de 250 kVA. En cuanto a datos iniciales de la parte de continua solo podemos citar la tensión del positivo a la salida del rectificador es de 3300 V (considerando que los elementos que conforman el rectificador no son ideales). 2.7 Análisis de soluciones. 2.7.1 Situación y emplazamiento del proyecto. Como ya se ha citado, la traza ferroviaria entre Vandellós y Tarragona en el tramo entre la primera y Cambrils, va a ser de nueva construcción por lo que no se conoce a priori la dirección de la futura plataforma de vía. El tramo comprendido entre Port Aventura y Tarragona es un tramo altamente industrializado, ya que en él se asienta la vasta industria química catalana. De aquí llegamos a la conclusión de que la subestación ha de estar colocada en algún punto del tramo comprendido entre Cambrils y Port Aventura. Entre estos dos se halla el municipio de Salou, municipio que está altamente urbanizado al igual que Cambrils. Es por ello que la situación de la subestación del presente proyecto será construida en Port Aventura en una parcela sin urbanizar que se halla a pocos metros del apartadero de Adif que da servicio al parque temático de la citada población. Al mismo tiempo, la ubicación elegida se encuentra a una distancia aceptable de las subestaciones colaterales que son la de Mont – Roig del Camp por el lado de Valencia y la de Torredembarra (también influye la subestación de Tarragona Clasificación que, a pesar de que alimenta a la línea férrea Lérida – Tarragona, al unirse ambas líneas en esta última, influye en cierta forma sobre el suministro de energía a nuestra línea) consiguiendo así un equilibrio en el suministro eléctrico a catenaria de los diferentes cantones o tramos que componen el tramo Vandellós – Tarragona de la línea férrea Valencia – Tarragona.


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La subestación se halla como ya se ha citado en el punto kilométrico 265,5 de la línea férrea Valencia – Tarragona. La información catastral de la parcela donde de ubica dicha subestación, que ha sido obtenida de del SIGPAC, aparece a continuación:

- Parcela 89. - Polígono 26. - Superficie: 0,7521 Ha. - Municipio: Salou. - Provincia: Tarragona.

Para acceder a la estación, la dirección de acceso es: Carrer de Joan Fuster S/N. 2.7.2 Electrificación de las líneas férreas. 2.7.2.1 Generalidades. El objeto de los siguientes apartados es dar a conocer de forma general las partes de las cuales se compone un sistema de electrificación ferroviaria que son necesarias para que los vehículos eléctricos conectados a la red de este sistema puedan funcionar en las mejores condiciones posibles de fiabilidad y seguridad, asegurando un suministro de calidad. Así pues, un sistema de este tipo está provisto de una serie de fases de tratamiento de la energía eléctrica procedente de la red distribuidora, necesarias para el funcionamiento de los vehículos de tracción. Las partes de las que se compone un sistema eléctrico ferroviario son a grandes rasgos:

- Tendido eléctrico de la línea férrea. - Subestaciones de tracción. - Circuitos de retorno

A continuación se detallan cada una de estas partes que componen un sistema de electrificación ferroviario. 2.7.2.1.1 Tendido eléctrico aéreo de una línea férrea. Se entiende por tendido eléctrico aéreo de una línea férrea a la línea eléctrica bajo la cual circulan las diferentes cargas de tracción y de la que se alimentan para poder funcionar.


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Se le suele denominar comúnmente catenaria, aunque en realidad esta definición solo hace referencia a los conductores que transportan la energía eléctrica así como los conductores que se encargan de soportar mecánicamente a estos. El tendido de la catenaria esta compuesto por:

- Hilos de contacto: son los conductores encargados de suministrar energía a los vehículos de tracción. La toma de contacto se lleva a cabo por uno de los pantógrafos del citado vehículo. Esto permite la captación de corriente de la catenaria y por tanto permite el funcionamiento de los motores de tracción. Estos conductores son de cobre aleados generalmente con un pequeño porcentaje de plata y llevan aceite para permitir un correcto deslizamiento de los pantógrafos de los trenes con el fin de evitar la fricción entre ambos pues esto desgastaría de forma inmediata los conductores.

- Sustentador: es el conductor que se encarga de soportar el

peso de los hilos de contacto. También tiene la función de conducir la corriente como estos últimos. Su forma geométrica es la de una catenaria.

- Péndolas: son los hilos que conectan el sustentador con los

hilos de contacto. Aparte de estos elementos también existen los conocidos como feeders positivos que forman parte del tendido de la catenaria y que se utilizan para permitir un aumento del límite de la corriente admisible por parte de la misma. Estos feeders salen de la subestación más próxima y alimentan tramos de catenaria independientes (cantones) cuya unión esta compuesta por un seccionador que permite aislar dichos tramos en caso de avería o mantenimiento. Por lo general, suelen ir aislados sobre un apoyo del tendido aéreo. Es importante recalcar que el tendido eléctrico de una línea férrea no solo esta compuesto por la catenaria. También lo componen los “soportes” o apoyos que sujetan cada tramo de catenaria tendida. Estos apoyos están formados por:

- Postes, que normalmente suelen ser de celosía. - Ménsulas que son los brazos conectados al poste que se

encargan de sujetar por una parte el sustentador y mediante un brazo de atirantado, sujetan y permiten aislar de la ménsula, el hilo o los hilos de contacto de la catenaria.


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- Brazo atirantado: hace de conexión entre la ménsula y el hilo o

hilos de contacto. Por lo general lleva aisladores para evitar minimizar el contacto eléctrico entre la catenaria y la ménsula anclada al poste.

Además de los anteriores, en algunos tramos o vanos también se disponen de una serie de elementos que permiten las maniobras eléctricas en la catenaria. Estos son los seccionadores que en varias ocasiones (a la entrada de una estación) suelen ir acompañados de equipos de regulación de las tensiones mecánicas de la catenaria que suele constar de unas poleas y de unos contrapesos y anclajes con el fin de compensar los esfuerzos mecánicos a un lado y al otro del poste. 2.7.2.1.2 Subestaciones de tracción. Conforman el medio de abastecimiento de energía eléctrica de la catenaria. Para ello, se parte de dos líneas eléctricas de transporte o de la compañía distribuidora que suministran energía a esta y que mediante la transformación y posteriormente rectificación de esta energía, la hacen apta para ser utilizada por de forma directa a través de la catenaria por las cargas de tracción.

Luego estas subestaciones hacen de conexión desde la red eléctrica de transporte o distribución hasta la catenaria de una línea férrea. Por lo general, las subestaciones de tracción de la red convencional (subestaciones de tracción de corriente continua) presentan dos partes claramente diferenciadas:

- La parte de alterna, que esta compuesta por las líneas de llegada por parte de la compañía suministradora o la red de transporte, así como las protecciones asociadas, el embarrado y los elementos de maniobra, medida y protección además del transformador que se encarga de reducir la tensión de la red que suele oscilar entre los 20 kV a los 66 kV, a un nivel de tensión relativamente bajo.

- La parte de continua, que la componen el grupo rectificador que

es un elemento indispensable en este tipo de subestaciones así como la bobina de alisamiento, los filtros de armónicos, la barra ómnibus y las celdas de feeders o celdas de continua. En este ámbito también forman parte el pórtico de seccionadores de donde salen los feeders que alimentan a la catenaria, el pórtico de cruce (el extremo del vano a través del cual se realiza parte


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de la alimentación directa desde la subestación a catenaria) así como las autoválvulas de corriente continua, todos ellos situados a la salida del edificio de continua.

Un aspecto a destacar de las subestaciones de tracción de corriente continua es que suministran energía a la catenaria estando conectadas entre si en paralelo. Es importante tener en cuenta que estas subestaciones son controladas mediante un sistema de telemando. Esto permite realizar cualquier tipo de maniobra en caso de necesitad o controlar la apertura o cierre de los interruptores en caso de fallo o mantenimiento. De esta forma se controlan mejor los parámetros asociados a la demanda en tiempo real con lo que permite variar la potencia que se entrega a las líneas en función de las necesidades de esta (en el caso de subestaciones con dos grupos transformador – rectificador se puede activar el grupo que este para refuerzo). La diferencia fundamental de las subestaciones de tracción de corriente continua con cualquier otra convencional de la red eléctrica, es que utiliza un grupo rectificador (o más), para convertir la onda alterna proveniente de el transformador de potencia en una onda más o menos continua con un cierto valor de rizado para posteriormente alimentar el tendido aéreo que compone la catenaria de una línea eléctrica. Es importante destacar que la conversión a de la onda a continua se realiza en el conocido como “edificio de continua” que es el lugar donde se halla el rectificador, la bobina de alisamiento, los filtros de armónicos y toda la aparamenta eléctrica de continua (a excepción de los seccionadores de feeder y de bypass y las autoválvulas que como ya se ha dicho antes se colocan a la salida antes de alimentar la catenaria) así como los servicios auxiliares destinados a la propia subestación como son el transformador de servicios auxiliares (no tiene porque colocarse en el interior, únicamente si es seco), el cuadro general de baja tensión, etc, y sin olvidarnos del control de todos los equipos de potencia (PLC’s y autómatas).

2.7.2.1.3 Circuitos de retorno. Esta es la última parte que conforma un sistema de electrificación de una línea férrea. Fundamentalmente es la parte que se encarga de transportar las corrientes parásitas de los trenes y devolverlas a la subestación. Esto hace que el suministro de energía a la catenaria de una línea eléctrica de tracción conforme una red cerrada.


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A continuación se muestra un esquema de la circulación del flujo energético desde la salida de la subestación hasta su regreso:

El circuito de retorno lo conforman los propios carriles de las vías que funcionan de conductores eléctricos a parte de estar diseñados para soportar el peso del propio tren y los conductores que unen los carriles de las vías con el negativo del rectificador, pasando por un armario de negativos donde estos se ponen a tierra. Las corrientes parásitas de los motores de tracción, llegan a los carriles a través de las ruedas de los bogies del tren o locomotora. Como dichos bogies son metálicos, estas corrientes se transmiten a los carriles y de ahí viajan hasta encontrar los cables que unen estos con la subestación y de ahí de nuevo al grupo rectificador. Los carriles que se emplean hoy en día son de acero galvanizado y tienen un peso por metro de 54 kg. A pesar de estar diseñado para las aplicaciones citadas, también intervienen en la señalización de los trenes, pues la unión de los dos carriles (formando un cortocircuito) supone el paso de un tren y por tanto la actuación de las señales. Es importante citar que dichos carriles se encuentran aislados de tierra por la corrosión galvánica que las corrientes parásitas pueden generar. Por ello, es importante recalcar que se emplean conductores como circuito de retorno además de los propios carriles. A estos se les suele denominar feeders negativos. Su utilización permite una reducción de las perturbaciones de las corrientes parásitas de los motores de tracción ya que dichas perturbaciones pueden afectar a la señalización. Es más, en muchos casos (principalmente en estaciones) se utilizan juntas inductivas que están formadas


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básicamente por una bobina y tienen como misión repartir la corriente de ambos carriles a un único carril o viceversa, ya que en muchos casos se precisa de circuito de señalización a través del carril y puesto que la alimentación de la señalización es en alterna, una unión del circuito de retorno de tracción de este con el de señalización daría lugar a una incompatibilidad electromagnética. Por ello, no es necesario que las corrientes tengan que viajar por ambos carriles ya que lo pueden hacer por uno solo e incluso utilizar feeders negativos de apoyo conectados al carril cada cierta distancia. La utilización de estos feeders también permite una reducción de la corrosión galvánica de los carriles que componen la vía. Por lo general, estos cables suelen ir tendidos en los postes que forman los apoyos que soportan mecánicamente y eléctricamente la catenaria y como ya se ha dicho, se conectan al carril o carriles cada cierta distancia.

2.7.2.2 Sistemas de electrificación empleados en tracción eléctrica. En la actualidad existen dos tipos de sistemas de electrificación de una línea ferroviaria dependiendo del tipo de onda de corriente que circula por la catenaria. Estos son.

- Sistema de electrificación en corriente continua.

Feeder positivo

Feeder negativo


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- Sistema de electrificación en corriente alterna. Desde que se inició la electrificación de las líneas férreas en España, se decidió como sistema de electrificación la electrificación en corriente continua a 1500 V. Esto fue así porque por aquel entonces, los motores de corriente continua eran muy sencillos de controlar. De hecho, bastaba con un reostato o resistencia variable para variar la excitación de cualquiera de los motores de tracción. En ese momento, el control sobre los motores de alterna era complejo y costoso y la electrónica de la época apenas había experimentado un gran desarrollo en este campo.

Con el paso del tiempo y dadas las necesidades de potencia de los nuevos vehículos de tracción, se decidió aumentar la tensión en continua de las líneas a 3000 V. La electrónica de potencia estaba en pleno desarrollo pero todavía no existían convertidores que regulasen de forma fiable y robusta los motores de alterna. Sin embargo, ya a partir de mediados de los años 80, Renfe decidió comprar una serie de locomotoras con motores de tracción de corriente continua pero con control electrónico mediante equipos chopper. Fue en la década de los 90 cuando surgen las primeras locomotoras en llevar motores de tracción asíncronos controlados mediante convertidores basados en semiconductores de silicio. Este hecho coincidió con la construcción de la primera línea ya en corriente alterna a 25 kV y 50 Hz que sería la futura línea de Alta Velocidad Madrid – Sevilla. Desde entonces todas las líneas de nueva construcción y dedicadas al Alta Velocidad han sido electrificadas en alterna con ese nivel de tensión y frecuencia. Sin embargo, los sistemas de electrificación en Europa a día de hoy son muchos y variados. En Francia, la SNCF posee aún líneas de 1500 V en continua en gran parte del territorio galo, mientras que las líneas del norte están electrificadas a 25 kV en alterna. Suiza y Alemania por ejemplo, poseen casi todas las líneas férreas electrificadas pero a un nivel de tensión de 15 kV en alterna. Portugal también sigue la dinámica de la electrificación a 25 kV en alterna. A día de hoy cada vez se construyen más líneas ya a 25 kV en alterna ya que este nivel de tensión permite la circulación de material rodante de elevada potencia permitiéndoles alcanzar elevadas velocidades, a parte que cada vez son menos las limitaciones del material rodante para adaptarse a los distintos niveles de tensión y tipos de corriente aunque casi todas las líneas ferroviarias existentes electrificadas lo están a 3000 V en continua. Esto genera que a día de hoy se den tramos o líneas que compartan ambas tensiones. Para evitar incompatibilidad electromagnética se utilizan las conocidas


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como zonas neutras. Estas consisten en tramos de no mucha longitud donde la catenaria está sin tensión y en las cuales los vehículos de tracción deben pasar por inercia con los pantógrafos bajados. Este es un caso típico del actual tramo internacional entre Barcelona y la frontera francesa. Existen múltiples tramos donde se dan cambios de tensión y la locomotora debe accionar los equipos asociados al nivel de tensión a la cual cambia.

El sistema de electrificación ferroviaria convencional en España es de 2x3000 V en corriente continua. El dos significa que la catenaria esta compuesta por dos hilos de contacto. Esto repercute en la mejora de la captación y repartición de la corriente. A pesar de ello, la mayor parte de las estaciones de la red convencional poseen vías electrificadas con el sistema 1x3000 V, es decir, con un hilo de contacto. En nuestro caso para nuestro proyecto, emplearemos el sistema 2x3000 V ya que no tiene sentido electrificar el tramo nuevo en alterna. La justificación de esto viene dada porque el resto de los tramos del corredor Mediterráneo están electrificados a esa tensión, aparte que la línea citada es de ancho ibérico (1668 mm). Si eligiéramos electrificarla a 25 kV, no habría a día de hoy material rodante que este diseñado para un ancho de vía convencional a ese nivel de tensión. Esta sería una solución a adoptar siempre y cuando el resto del corredor tuviera un ancho de vía internacional (1435 mm) ya que en la actualidad, todo el parque motor que funciona con el sistema de 25 kV esta diseñado para este tipo de ancho. A pesar de que hay excepciones (trenes con cambio de ancho), el corredor sobre el que se integra nuestra subestación es un corredor mixto, es decir, tanto para viajero como para mercancías, y da la casualidad de que apenas existe material rodante eléctrico de mercancías que satisfaga esa solución con los que se aparta de ser una solución al problema planteado.

2.7.3 Conductores. En este apartado analizaremos los distintos tipos de conductores según el material del que están constituidos y evaluaremos las ventajas e inconvenientes de cada tipo para la elección del más conveniente dependiendo del lugar donde se vaya a ubicar y la función que desempeñe en la instalación. En la actualidad, se fabrican y utilizan tres tipos de conductores para instalaciones eléctricas según el material del que están realizados. A continuación se exponen cada uno de ellos.


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2.7.3.1 Conductores de aluminio. La gran ventaja de este tipo de conductores es que son más económicos que el resto. Ahora bien, posee una serie de desventajas importantes que dependiendo del desempeño que vayan a tener, pueden quedar totalmente relegados de ser utilizados. Estas son:

- Poca resistencia mecánica. - Poca dureza.

A pesar de son malos mecánicamente hablando, es importante recalcar que el aluminio del que están constituidos estos conductores es un elemento muy duradero. 2.7.3.2 Conductores de aluminio reforzados con acero. Estos conductores son ampliamente utilizados en líneas eléctricas aéreas puesto que, a parte de ser más económicos que los conductores de cobre, presentan una elevada resistencia mecánica debido a la utilización de un conductor de acero es su interior. Además su empleo ese campo les permite distancias de vano muy superiores a las que se podrían emplear utilizando el cobre. Ahora bien, tenemos que tener en cuenta que no estamos tratando una línea eléctrica sino una subestación por lo que las distancias de los conductores son por lo general bastante reducidas. Una desventaja de este tipo de conductores es que presentan una menor conductividad eléctrica que en el caso de los conductores de cobre y además son muy influenciados por la corrosión que pueda generar si se encuentran en una zona de elevada contaminación o una zona muy próxima al mar. El hecho de llevar un alma de acero, hace que el conductor presente un peso más elevado en su totalidad que un conductor de aluminio. 2.7.3.3 Conductores de cobre. La mayor ventaja del cobre es su elevada capacidad para transportar la corriente eléctrica. Esto hace que estos conductores presentes valores resistivos menores ya que su conductancia es más elevada que para el resto de conductores empleados. Por desgracia presentan un gran inconveniente: su costo es bastante más elevado que los de aluminio. Esto junto con su no muy elevada


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resistencia mecánica, se hacen desechables de ser utilizados como conductores desnudos en líneas eléctricas aéreas. Se suelen emplear cables de cobre recocido o duro. Los de cobre recocido se les conoce por tener una resistencia a la rotura muy pequeña con lo que no son recomendables de utilizar en casos donde este aspecto juegue un papel importante. 2.7.3.4 Solución adoptada. Dependiendo del uso al que van a ir destinados, la solución elegida para los conductores encargados de conectar diferentes tramos de la subestación se resumen en la siguiente tabla:

A continuación se justifican las diferentes soluciones adoptadas para cada conductor de la subestación según su desempeño. 2.7.3.4.1 Justificación de los conductores de la acometida aérea en alterna. La solución elegida es la utilización de conductores de aluminio con alma de acero para la acometida aérea en alterna. La utilización de conductores de este tipo a la entrada de la subestación viene dada porque las líneas eléctricas aéreas que alimentan nuestra subestación utilizan cables de este tipo, a pesar de que las longitudes de los vanos entre los apoyos de entronque y el pórtico de entrada de la subestación sean pequeñas (vanos

Desempeño Tipo de conductor

Conductores de la acometida aérea en alterna (conductores de entrada e interconexión entre dispositivos).

Conductores de aluminio – acero.

Conductores de salida del transformador de potencia.

Conductores de cobre.

Conductor positivo. Conductores de cobre.

Conductor negativo. Conductores de cobre.


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destensados). No tiene sentido emplear conductores de aluminio porque este tramo precisa de conductores con cierta resistencia mecánica. La utilización de conductores de cobre lo único que haría es aumentar el coste de la instalación luego deja de tener sentido. El resto de tramos, es decir, las conexiones mediante cables entre los diferentes elementos y protecciones de la acometida en alterna en el tramo en intemperie utilizan también este cable. La justificación de la utilización de cables de tipo aluminio – acero para la conexión de estos tramos viene dada por excelentes características mecánicas de los mismos. A pesar de que son tramos pequeños, son tramos que están a la intemperie luego tienen que soportar esfuerzos externos provocados por el viento y las condiciones climatológicas impuestas. El cobre queda desechado porque elevaría de forma importante el coste de la instalación.

2.7.3.4.2 Justificación de los conductores de salida del transformador de potencia. Para la conexión entre el transformador de potencia y el grupo rectificador se ha elegido como solución la implantación de conductores de cobre aislados. El motivo de esta elección es que el tramo de conexión es un tramo de escasa longitud cuya acometida es subterránea directamente enterrada, pero cuyo nivel nominal de corriente es elevado, por lo que el cobre es la mejor opción ya que tiene una mayor capacidad de permitir corrientes más elevadas. Luego al ser un tramo pequeño que necesita soportar corrientes elevadas (sin tener en cuenta las corrientes que los conductores deben aguantar bajo sobrecarga) deja de cobrar sentido la utilización de cables de aluminio puesto que incrementaría de forma importante el número de conductores por fase a emplear ya que la conductividad eléctrica del aluminio es considerablemente menor que la del cobre. 2.7.3.4.3 Justificación del conductor positivo. Para llevar la energía desde el grupo rectificador hasta la catenaria se ha optado como solución adoptada la utilización de conductores de cobre, tanto para la acometida interior en el edificio de continua (que es la que existe entre la salida del grupo rectificador y las celdas de continua) como para la del tramo intemperie, compuesto por los feeders (entre la salida de las celdas de continua y la catenaria de la vía férrea propiamente dicha).


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Al igual que el caso anterior, la justificación de la elección de estos cables para ambos tramos viene dada porque la longitud de cada uno de ello es pequeña y como las corrientes nominales que precisan estos tramos son elevadas, puesto que las cargas a alimentar son motores de tracción que demandan niveles de corriente considerables, queda totalmente justificada la elección de conductores de cobre. Es cierto que el tramo intemperie está sometido a esfuerzos externos como el viento, etc, pero sigue siendo más restrictivo e importante utilizar conductores con una capacidad de transporte de corriente mayor debido a la naturaleza de las cargas de tracción. 2.7.3.4.4 Justificación del conductor negativo. La solución elegida para los conductores que conforman el circuito de retorno ha sido al igual que el caso anterior el empleo de conductores de cobre. El negativo como se ha visto anteriormente, se encarga de transportar las corrientes parásitas de los motores de tracción y llevarlas a tierra. Como fundamentalmente lo que transportan estos conductores es corriente, este es uno de los motivos de la utilización de conductores de cobre. Hay que tener en cuenta que la acometida interior (la que conecta el grupo rectificador con el armario de negativos en el edificio de continua) es similar a la acometida del positivo pero la acometida entre este y los carriles de las vías también es subterránea, luego el cable a elegir no es necesario que precise de buenas características mecánicas ya que no va a estar sometido a esfuerzos externos como puede ser el viento, etc, como si ocurre en el tramo intemperie compuesto por los feeders positivos. 2.7.4 Aisladores. En la actualidad existe una gama variada de aisladores en cuanto al material del que están constituidos. En este apartado de la memoria analizaremos las ventajas e inconvenientes que presenta cada tipo de aislador y en función de este análisis, elegiremos los más adecuados para aislar correctamente, las acometidas de entrada y salida en intemperie (aislamiento de las líneas de entrada a la subestación y de los feeder desde el pórtico de seccionamiento a catenaria) así como el embarrado de alterna de la subestación. Ahora analizaremos uno a uno cada tipo de aislador.


Memoria.

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2.7.4.1 Aisladores de porcelana. Están constituidos por caolín y cuarzo. Por lo general, son aisladores que se caracterizan por:

- Alta resistencia eléctrica y mecánica. - Estructura muy densa. - Absorción de la humedad nula. - Dificultad para adherir el polvo.

A pesar de estas ventajas presentan los siguientes inconvenientes respecto a los aisladores de vidrio:

- En caso de fallo de un aislador por una onda de sobretensión, el aislador de porcelana se rompe si falla el dieléctrico.

- Presentan un coeficiente de dilatación térmica más elevado que

el vidrio, en consecuencia los aisladores de porcelana están más influenciados por la variación de la temperatura ambiente.

- Estos aisladores no tienen la capacidad de ser atravesados por

los rayos solares sino que esos rayos los absorben provocando un sobrecalentamiento mayor que en el caso del vidrio.

2.7.4.2 Aisladores de vidrio templado. Al igual que los anteriores, presentan buena resistencia mecánica y eléctrica, poseen una estructura densa y son impermeables. Una ventaja que es fundamental de este tipo de aisladores es su bajo grado de envejecimiento aún estando expuesto a esfuerzos mecánicos elevados. Además de ser aisladores económicos, debido a su alta capacidad dieléctrica debido a la homogeneidad del vidrio, los hace prácticamente imperforables. En caso de fallo en este tipo de aisladores por una onda de sobretensión, el aislador afectado tiende a deshacerse en pequeños trozos lo cual facilita el descubrimiento del aislador afectado a la hora de cambiarlos o hacer mantenimiento. Como ya hemos dicho, este tipo de aisladores tiene la ventaja de que deja pasar los rayos solares con lo que el sobrecalentamiento producido por estos es pequeño.


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2.7.4.3 Aisladores de esteatita y resinas epoxi. Este tipo de aisladores se caracterizan sobre el resto porque son capaces de soportar grandes esfuerzos mecánicos debido a que poseen una resistencia mecánica que supone el doble que la de los aisladores de porcelana. Además, al ser materiales poliméricos tienen mejores propiedades aislantes que el resto de los tipos de aisladores. Su gran desventaja es su elevado coste que les hace que se empleen para aplicaciones muy concretas que requieran requisitos muy específicos. 2.7.4.4 Solución adoptada. Dependiendo de la aplicación que se les vaya a dar, se elegirán un tipo de aisladores que se adecue sin problemas a las necesidades impuestas. En la siguiente tabla se muestran las soluciones adoptadas para cada aplicación:

A continuación se dará la justificación de las soluciones adoptadas para cada aplicación. 2.7.4.4.1 Justificación del aislamiento de las líneas eléctricas de entrada. La solución adoptada para aislar los conductores de las dos líneas eléctricas aéreas en anillo que alimentan nuestra subestación es colocar entre los conductores y el pórtico de entrada, una cadena de aisladores de vidrio. La justificación de esta elección viene dada porque el aislamiento a base de vidrio tiene muy buen comportamiento tanto eléctrico como mecánico y ha sido empleado como aislante en la mayor parte de

Desempeño Tipo de aisladores

Aislamiento de las líneas eléctricas de entrada.

Aisladores de vidrio.

Aislamiento de las barras. Aisladores de porcelana.

Aislamiento de los feeders. Aisladores de vidrio.


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aplicaciones eléctricas ya que da mejores resultados que emplear aisladores de porcelana. No se ha decidido el empleo de aisladores poliméricos debido a que, a pesar de tener mejores propiedades que los aisladores de vidrio, su elevado coste hace desecharlos puesto que la aplicación a la que van destinados estos aisladores no tiene ningún tipo de particularidad que haga de esta aplicación algo especial. 2.7.4.4.2 Justificación del aislamiento de las barras que conforman el embarrado de 66 kV. Para soportar cada una de las barras correspondientes a las tres existentes en el embarrado de 66 kV, se ha optado como solución elegir aisladores rígidos de porcelana. Hay que tener en cuenta para este caso concreto que el aislador a emplear depende en gran medida de la distancia que existe entre un conductor activo (la barra) o lo que es lo mismo una parte en tensión, y la estructura que soporta las barras y las une a tierra, es decir, la distancia entre la barra ya la estructura a tierra (fase y tierra). Este valor impone la distancia mínima que tiene que tener el aislador a emplear. La elección de un aislador rígido de porcelana viene dada básicamente porque va a tener que soportar el propio peso de la barra. No se ha decidido elegir aisladores sintéticos a base de resinas fundamentalmente porque, a pesar de que tienen mejor comportamiento que los de porcelana, son mucho más costosos y por tanto para el cometido que van a tener (soportar cada barra y aislarla de la estructura metálica), los de porcelana serán suficientes. 2.7.4.4.3 Justificación del aislamiento de los feeders. Para aislar el pórtico de seccionamiento de salida de las salidas de feeder que alimentan la catenaria, se ha optado por elegir un aislamiento compuesto por una cadena de aisladores de vidrio. La justificación es similar a la dada para el aislamiento de las líneas de entrada a la subestación: los aisladores de vidrio tienen un buen comportamiento a nivel mecánico y eléctrico y una serie de ventajas de su comportamiento que hacen desechar el uso de aisladores de porcelana. Por otra parte, su bajo coste y por tanto su relación calidad precio, hacen de esta elección la más adecuada y sabiendo


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que la aplicación a la que van destinados estos aisladores es una aplicación común a pesar de estar trabajando con corriente continua, hace que desechemos la utilización de los aisladores basados en resinas y polímeros. 2.7.5 Seccionadores. Los seccionadores son unos dispositivos que sirven para conectar o desconectar circuitos o líneas para efectuar maniobras o bien por el hecho de hacer mantenimiento. Es importante tener en cuenta que estos dispositivos se pueden maniobrar para apertura o cierre de circuitos o líneas a la tensión nominal de trabajo pero nunca cuando se efectúe el paso de corriente a través de ellos.

Los seccionadores se clasifican según la forma de accionamiento de sus cuchillas para la apertura y cierre. Por ello analizaremos cada tipo y evaluaremos sus ventajas e inconvenientes para adoptar diferentes soluciones que se adapten de la forma más correcta a las características impuestas por la instalación a desempeñar dependiendo de su ubicación tanto física como eléctrica en nuestra subestación. A continuación se estudia cada tipo. 2.7.5.1 Seccionadores de cuchillas giratorias. Como su misma palabra lo dice son seccionadores cuyas cuchillas giran horizontalmente entorno a un eje que suele ser el propio aislador. La apertura y cierre de la cuchilla de este tipo de seccionadores se realiza con ayuda de un resorte. Este tipo de seccionadores esta constituido por dos aisladores que hacen de soporte de las cuchillas y un eje entorno al cual esta gira. Por lo general, su utilización es válida tanto para uso interior como para exterior. Hay que citar que los seccionadores tripolares de cuchillas giratorias tienen un costo elevado. 2.7.5.2 Seccionadores de cuchillas deslizantes. En este caso, las cuchillas de los seccionadores de cuchillas deslizantes se mueven longitudinalmente. Poseen tres aisladores soporte. Para compensar el peso de la hoja de la cuchilla, poseen un resorte que, en este caso, ayuda a cerrar la cuchilla.


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Se emplean por lo general cuando el espacio es reducido y no permite el movimiento lateral de la cuchilla entorno a un eje de giro. 2.7.5.3 Seccionadores de columnas giratorias. En este tipo se seccionadores, las cuchillas se mueven solidarias a un soporte aislante que es el encargado de producir el giro. Pueden poseer dos o tres columnas de aisladores. En el caso de tener dos aisladores soportes, estos giran simultáneamente y arrastran las dos hojas, una que contiene la mordaza y la otra el contacto. En la de tres aisladores soportes, la columna central (el aislador central) soporta el elemento móvil y se encarga de producir el giro de la cuchilla. Las dos columnas de aisladores externas son fijas y en su parte superior sostienen las mordazas fijas. Por lo general están diseñados para trabajar en intemperie a tensiones superiores a 30 kV. Son empleados normalmente para niveles de tensión muy elevados. 2.7.5.4 Seccionadores pantógrafo. Las cuchillas de este tipo de seccionadores son cuchillas de un único poste aislante sobre el cual se soporta la parte móvil. Esta está formada por un sistema mecánico de barras conductoras que tiene una forma semejante a la de los pantógrafos de las locomotoras eléctricas. La parte fija está colgada de un cable o de un tubo exactamente sobre el pantógrafo de tal forma que al irse elevando la parte superior de éste se conecta con la mordaza fija cerrando el circuito. La ventaja principal de este tipo de seccionadores es que ocupa el menor espacio posible. A pesar de ello, su principal desventaja es que el cable recibidor debe tener siempre la misma tensión, o sea la misma temperatura de la catenaria, aún considerando los cambios de temperatura. 2.7.5.5 Solución adoptada. La elección de un tipo de seccionador dependerá de las características eléctricas de las instalación (niveles de tensión) y del lugar donde irá ubicado a parte de las ventajas e inconvenientes de utilizar un tipo u otro de seccionador. En la tabla que hay a continuación, aparecen los


Memoria.

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distintos seccionadores según su ubicación eléctrica en el esquema unifilar:

Una vez citados el tipo de seccionadores adoptados para cada caso, a continuación daremos la justificación de la elección de los mismos. 2.7.5.5.1 Justificación de los seccionadores de las líneas de entrada. Para la apertura o cierre de cualquiera de las dos líneas eléctricas que abastecen nuestra subestación, se ha optado por seccionadores tripolares de cuchillas deslizantes. El motivo de su elección viene dado por el mero hecho de considerar la elección de un módulo de SF6 que integra al interruptor de las líneas de entrada con un seccionador. Este módulo, evita colocar la solución clásica de seccionador – interruptor – seccionador, ya que el seccionador se haya integrado en la cámara del interruptor ahorrando espacio y más aún puesto que el seccionador es de cuchillas deslizantes. 2.7.5.5.2 Justificación de los seccionadores de las derivaciones de barras. Para la realización de maniobras en las ramas donde se hallan el transformador de potencia y el de servicios auxiliares se ha elegido el empleo de seccionadores tripolares de columnas giratorias. La justificación del empleo de este tipo de seccionadores viene dada porque en principio tenemos espacio suficiente en el parque intemperie en alterna de la subestación luego podemos emplear sin ningún tipo de problema seccionadores cuyas cuchillas se mueven en

Desempeño Tipo de seccionador

Seccionadores de las derivaciones de barras.

Seccionadores de columnas giratorias.

Seccionador de grupo.

Seccionadores de feeder y bypass. Seccionadores de cuchillas deslizantes.

Seccionador de cuchillas deslizantes.

Seccionadores de las líneas de entrada.

Seccionadores de cuchillas deslizantes.


Memoria.

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el plano horizontal (seccionadores de cuchillas giratorias y seccionadores de columnas giratorias). Como ya se ha dicho, los seccionadores de columnas giratorias se emplean normalmente en aplicaciones de muy alta tensión aunque eso no los excluye de ser utilizados para tensiones a partir de 30 kV como en nuestro caso. Además, el hecho de ser seccionadores tripolares hace que el coste económico de elegir seccionadores de cuchillas giratorias se eleve considerablemente con lo que hace que la opción más razonable sea la de elegir seccionadores de columnas giratorias. 2.7.5.5.3 Justificación de los seccionadores de grupo. La solución adoptada para llevar a cabo la maniobra de conexión o desconexión entre el grupo transformador – rectificador y el embarrado de continua es la de implantar un seccionador monopolar de cuchillas deslizantes. Para empezar, el nivel nominal al que está expuesto este seccionador es de 3300 V, con lo que queda totalmente excluido la utilización del seccionador de columnas giratorias. La razón de no haber utilizado el seccionador de cuchillas giratorias viene dado por el tema de espacio. Hay que tener en cuenta que este seccionador esta en el interior del edificio de continua y más concretamente en el interior de la celda de grupo correspondiente ya que hace de nexo como ya se ha dicho anteriormente entre la barra ómnibus y el grupo de tracción. 2.7.5.5.4 Justificación de los seccionadores de feeder y bypass. En este caso hemos elegido seccionadores de cuchillas deslizantes para permitir las maniobras de las salidas de feeder así como de las interconexiones entre estas a través de los bypass. El motivo de esta elección viene dado en primer lugar por el nivel de tensión que en este caso, al igual que el seccionador de grupo, la tensión de trabajo de los mismos va a ser de 3300 V, con lo que descartamos la utilización de seccionadores de columnas giratorias. A pesar de no estar en la misma situación que el caso anterior, ya que estos seccionadores se hallan en el pórtico de salida de feeder que es el último punto antes de alimentar directamente la catenaria por lo que está en intemperie, el espacio del que se dispone no es precisamente amplio puesto que los seccionadores están colocados sobre dinteles que por sus tamaños no permiten la inserción de seccionadores de tres columnas aislantes. Además el espacio entre cada feeder es muy pequeño ya que la longitud del pórtico está


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diseñada para un número concreto de salidas a catenaria. Por si esto fuera poco, los seccionadores utilizados por Adif para ese cometido están normalizados y son por tanto del tipo elegido por lo que esto hace que descartemos los seccionadores de cuchillas giratorias. 2.7.6 Interruptores. Los interruptores son unos dispositivos que al igual que los seccionadores, permiten conectar o desconectar circuitos o líneas pero la gran diferencia con respecto a estos, es que son capaces de efectuar esta maniobra en carga, es decir, en condiciones de suministro nominales (con paso de corriente). También permite realizar aperturas y cierres en condiciones de cortocircuito por lo que son elementos de corte y extinción del arco. Fundamentalmente se utilizan para la protección de equipos (transformadores) y circuitos (líneas eléctricas) frente a sobreintensidades o cortocircuitos que puedan darse en la red por cualquier anomalía. Para su elección, analizaremos las posibles ventajas e inconvenientes de cada uno de ellos y dependiendo de su ubicación tanto física en la subestación como eléctrica en cuanto a niveles de tensión que se manejen y características impuestas por la instalación en cada parte, llevaremos a cabo la elección de los mismos. En la actualidad existen cinco tipos de interruptores en función de los elementos que intervienen en la extinción del arco. A continuación se estudia y analiza cada uno de ellos. 2.7.6.1 Interruptores de gran volumen de aceite. En este tipo de interruptores, el arco producido por una onda de sobreintensidad calienta el aceite dando lugar a una formación de gas muy intensa, que aprovechando el diseño de la cámara empuja un chorro de aceite a través del arco, provocando su alargamiento y enfriamiento hasta llegar a la extinción del mismo al pasar la onda de corriente por cero. A continuación se muestran las ventajas e inconvenientes de este tipo de interruptores: Ventajas:

- Longitud de arco reducida. - Buen aislamiento entre piezas.


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Desventajas:

- Inflamabilidad del aceite. - Posibilidad de explosión en la mezcla de gases.

- Inspección y revisión constante de los tanques de aceite y

contactos por la polución del aceite producida por el carbón generado en los arcos.

- Este tipo de interruptores no es adecuado para la extinción del

arco en corriente continua. 2.7.6.2 Interruptores de pequeño volumen de aceite. Este interruptor se caracteriza por contener un volumen de aceite reducido (un 5 % del que puede tener un interruptor de gran volumen de aceite). Las cámaras de extinción tienen la propiedad de que el efecto de extinción aumenta a medida que la corriente que va a interrumpir crece. Por ello, a la hora de extinguir las corrientes de baja intensidad, las sobretensiones que se generan son pequeñas. La potencia de apertura esta limitada únicamente por la presión de los gases desarrollados por el arco. Dependiendo del nivel de esta potencia, el soplo de los gases sobre el arco se hace en diferentes direcciones. Este tipo de interruptor ha sido muy empleado en toda Europa sobretodo para aplicaciones de medianas tensiones y potencias. Posee las siguientes ventajas:

- Son autorregulables, es decir, se adaptan al nivel de corriente a extinguir.

- Emplean unas veinte veces menos de volumen de aceite que

los interruptores de gran volumen de aceite.

- El trayecto del arco es desionizado rápidamente. - Baja caída de tensión en el arco.

- Reducida disipación de energía.

- Pequeño deterioro de los contactos.


Memoria.

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Como desventajas podemos citar:

- A pesar de poseer un volumen de aceite muchas más reducido que para el caso de los interruptores de gran volumen de aceite, el hecho de utilizar aceite hace que haya que recambiarlo cuando este se agote al emplearlo.

- Inflamabilidad del aceite.

- Posibilidad de explosión en la mezcla de gases.

2.7.6.3 Interruptores neumáticos. En este tipo de interruptores, el apagado del arco se efectúa por la violenta acción de un chorro de aire que barre el aire ionizado por efecto del arco. El poder de corte de este tipo de interruptores aumenta casi proporcionalmente a la presión del aire comprimido inyectado. Entre las ventajas e inconvenientes de estos, podemos encontrar: Ventajas:

- Bajo costo y disponibilidad del aire. - Rapidez de operación.

- No provoca explosiones ni puede llegar a arder como en el caso

del aceite. - Aumenta el poder de corte en proporción a la presión del aire.

- El aire utilizado no es asfixiante ni tóxico.

Desventajas:

- Menor rigidez dieléctrica que el SF6.

- Mayor presión.

- La constante térmica viene a ser unas 100 veces la del SF

6 a la

misma presión.


Memoria.

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- Aún trabajando con presiones cinco veces superiores a la del SF

6, el aire tiene únicamente el 10 % de la capacidad de

extinción del arco.

- En fallas próximas al interruptor aparecen sobretensiones muy elevadas. Para disminuirlas es preciso colocar resistencias de apertura.

- Después de la apertura, el gas ionizado debe ser ventilado.

- Los niveles de ruido al operar son muy altos. - El sistema de comprensión de aire posee un precio bastante

elevado y la confiabilidad de sus componentes es complicado de lograr.

2.7.6.4 Interruptores de hexafluoruro de azufre (SF

6).

Estos interruptores se caracterizan porque poseen en las cámaras de extinción un gas llamado hexafluoruro de azufre (SF

6) que tiene una

capacidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos. Esto hace más compactos y más durables a los interruptores basados en esta tecnología de gas desde el punto de vista del mantenimiento. La tecnología de este gas se basa en que posee tres veces la rigidez dieléctrica del aire, a la misma presión. Además a elevadas temperaturas (de más de 1500 ºC) sigue conservando una elevada conductividad térmica que ayuda a enfriar el plasma creado por el arco eléctrico y al pasar por cero la onda de corriente, facilita la extinción del arco. Las buenas propiedades de este gas utilizado en aplicaciones de extinción de arco han provocado que en la actualidad, en aplicaciones sobretodo de alta tensión, sea el tipo de interruptor más generalizado y empleado. Entre las ventajas de estos interruptores podemos encontrar:

- Después de la apertura de los contactos, los gases ionizados no escapan al aire, por lo que el ruido de apertura del interruptor es mínimo.

- Alta rigidez dieléctrica, del orden de tren veces la del aire.


Memoria.

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- El SF

6 es un gas estable. Cuando está expuesto al arco se divide

en SF4, SF

2 y en fluoruros metálicos, pero al enfriarse se

recombinan de nuevo en SF6.

- La alta rigidez dieléctrica del SF

6 lo hace un medio ideal para

enfriar el arco, aún a presiones bajas.

- La presión utilizada para la interrupción del arco es una parte de la requerida en interruptores neumáticos.

- Buena conductividad térmica del orden de tres veces la del aire.

- Ausencia total de riesgos de explosiones e incendios. Por ello

hacen de este interruptor que sea apto para cualquier aplicación.

Como desventajas tenemos:

- A presiones superiores a 3,5 bar y temperatura menores de -40 ºC, el gas se licua. Por eso, en el caso de interruptores de dos presiones, es necesario calentar el gas de la cámara de extinción para mantener el equilibrio a temperaturas ambiente menores de 15 ºC.

- El gas es inodoro, incoloro e insípido. En lugares cerrados hay

que tener cuidadote que no existan escapes, ya que por tener mayor densidad que el aire, lo desplaza provocando asfixia en las personas por falta de oxígeno. En otros lugares es conveniente disponer de extractores que deben ponerse en funcionamiento antes de que se introduzca el personal.

- Los productos del arco son tóxicos y combinados con la

humedad producen acido fluorhídrico, que ataca la porcelana y el cemento sellado de las boquillas.

2.7.6.5 Interruptores de vacío. Son interruptores cuya apertura es rápida debido a la pequeña inercia de sus contactos y a su pequeña distancia. Los contactos permanecen dentro de botellas especiales en las que se ha hecho el vacío casi absoluto.


Memoria.

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Una característica importante de este tipo de interruptores es que al abrir los contactos dentro de la cámara de vacío, no se produce ionización y por tanto, no es necesario el soplado del arco ya que este se extingue prácticamente al paso por cero pasado el primer ciclo. Por lo general, este tipo de interruptores es empleado en instalaciones de hasta 30 kV. Las ventajas que presentas los interruptores de vacío son:

- Es un interruptor muy compacto. - Prácticamente no necesita mantenimiento.

Como desventajas tiene:

- Es difícil mantener un buen vacío debido al arqueo y desgasificación de los electrodos metálicos.

- Durante la extinción del arco, se produce una ligera de emisión

de rayos X.

- Aparecen sobretensiones, sobretodo en circuitos inductivos. 2.7.6.6 Solución adoptada. La elección de uno u otro tipo de interruptor vendrá dada por las características eléctricas que imponga la instalación además de la ubicación y el elemento o línea a proteger. Esto unido a las ventajas e inconvenientes que presenta cada tipo de interruptor, hará que lleguemos a unas conclusiones definitivas para la elección del tipo de interruptor que mejor se adecue a cada caso. A continuación se muestra una tabla donde aparecen los interruptores elegidos en función del elemento destinado a ser protegido por el mismo:

Desempeño

Interruptores de las líneas eléctricas de entrada.

Interruptor del transformador de potencia.

Interruptor de SF6.

Tipo de interruptor

Interruptor de SF6.


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Ahora pasaremos a justificar la elección de cada interruptor elegido. 2.7.6.6.1 Justificación de los interruptores de las líneas eléctricas de entrada. Para la protección frente a cortocircuitos de las líneas eléctricas aéreas que alimentan nuestra subestación de tracción, se ha provisto de módulos interruptores – seccionadores tripolares de SF

6.

La justificación de esta elección viene dada fundamentalmente porque los interruptores basados en la tecnología del hexafluoruro de azufre tienen mejores propiedades de extinción de arco además de ser más compactos que el resto de los interruptores existentes para aplicaciones exteriores con un nivel de tensión de 66 kV que es el nivel de tensión de las líneas eléctricas que alimentan a nuestra subestación. Los interruptores de gran volumen de aceite y los de pequeño volumen de aceite han quedado totalmente relegados, no solo por el problema del cambio del aceite de los tanques, si no también por que el aceite es inflamable y son interruptores cuyas cámaras pueden explotar con la mezcla de gases que se origina en la extinción del arco.

Los interruptores neumáticos quedan fuera por tener peores propiedades de extinción de arco que los de SF

6. Los de vacío como

ya se ha citado anteriormente pueden ser empleados en aplicaciones cuyos niveles máximos de tensión son de 30 kV.

Luego queda totalmente justificado el empleo de los interruptores basados en SF

6 en esta aplicación.

2.7.6.6.2 Justificación del interruptor del transformador de potencia.

Para proteger el transformador frente a posibles cortocircuitos que podrían dañarlo o dejarlo fuera de servicio, se ha optado por elegir un interruptor de SF

6.

Interruptor general de BT de servicios auxiliares.

Interruptor automático.

Interruptores de las celdas de feeders.

Interruptores extrarrápidos de aire.

Interruptor del transformador de servicios auxiliares.

Interruptor de SF6.


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La justificación es similar a la del caso anterior: son interruptores compactos con muy buen comportamiento frente a la extinción del arco de un cortocircuito. No tiene ningún sentido emplear interruptores en baño de aceite puesto que el transformador es el elemento más importante y costoso de la subestación (además son más costosos por ser de fabricación especial para Adif). Con la colocación de este tipo de interruptores nos aseguramos que el transformador va a estar protegido de forma continua frente a cortocircuitos generados en la red de alterna sin que estos puedan afectar de forma notoria al funcionamiento normal del transformador de potencia. 2.7.6.6.3 Justificación del interruptor del transformador de servicios auxiliares. Para proteger el transformador de servicios auxiliares frente a cualquier tipo de cortocircuito o falta, se ha provisto de un interruptor de SF

6.

El motivo de esta elección viene a ser idéntico al de los dos casos anteriores: al estar situado en intemperie y debido al buen comportamiento del aislante para extinguir el arco, el interruptor basado en la tecnología del hexafluoruro de azufre es la mejor opción. Los de aceite quedan fuera de lugar puesto que precisan de constantes revisiones y no garantizan buenos resultados por posibles reacciones de los gases que pueden dar lugar a una explosión de la cámara del interruptor. De esta forma, nos aseguramos que el suministro de energía eléctrica a los servicios básicos de la subestación como son el alumbrado, ventilación, control de accionamientos, etc, va a ser continuo, puesto que el interruptor protegerá el transformador asociado a los mismos de forma constante ante cualquier eventual cortocircuito o falta que aparezca. 2.7.6.6.4 Justificación del interruptor general de BT de servicios auxiliares. Para la protección frente a cortocircuitos del cuadro general de BT donde se derivan todas las ramas destinadas a servicios auxiliares así como otros usos diferentes de tracción y reserva, se ha elegido un interruptor automático. Al tratarse de baja tensión, ya no se emplean los tipos de interruptores vistos anteriormente que son únicamente para alta tensión, además de que, son interruptores de tipo interior ya que van anexos al cuadro de baja tensión de la instalación.


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Por lo general son interruptores que extinguen el arco a través de su alargamiento mediante unas cámaras que hacen que el arco viaje a través de unos laberintos en forma de u de un contacto a otro. Mediante esa separación de contactos, se basa el principio de extinción de cortocircuitos de un interruptor de esta índole. 2.7.6.6.5 Justificación de los interruptores de las celdas de continua.

Para proteger la acometida de continua desde el grupo rectificador hasta la salida de feeders que alimenta de forma directa la catenaria frente a cortocircuitos, se emplean interruptores extrarrápidos de aire. La justificación de la elección de este tipo de interruptor viene dada fundamentalmente porque para extinguir el arco en una aplicación como esta que es en corriente continua, se necesitan interruptores capaces de extinguir el cortocircuito lo antes posible ya que los fenómenos transitorios que se pueden originar en continua son muy perjudiciales y por lo tanto se precisa de interruptores interiores especiales capaces de tener una apertura rápida. Luego lo que prima en una aplicación de este tipo no es el tipo de aislamiento y que este sea mejor o peor para la extinción del arco que otro, sino la capacidad de respuesta ante un eventual cortocircuito. Es importante recalcar que como están en el interior de celdas, son interruptores extraíbles mediante carro. 2.7.7 Embarrados. El embarrado es uno de los elementos fundamentales de una subestación pues permite la distribución de energía eléctrica a las diferentes aplicaciones a la que va a ser destinada. En nuestro caso, dichos usos son tres: uno al grupo de tracción que es el encargado de alimentar la catenaria, otro a alimentar los servicios auxiliares de la propia subestación y el restante es el destinado a conectar la subestación móvil en caso de fallo del grupo de tracción principal. Un embarrado consta, como la misma palabra lo dice, de un juego de barras conductoras que son un punto de unión con los diferentes circuitos que posee una subestación. La clasificación para la elección del tipo de embarrado más adecuado se puede hacer conforme a dos criterios.


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- Según la configuración del juego de barras. - Según el tipo de barras.

También se podría hacer otra clasificación en cuanto al material del cual esta realizado la barra. Como ya se han analizado los materiales de los cuales están diseñados los cables (pues las barras tienen la misión de conductores), obviaremos su descripción. Por tanto, analizaremos las ventajas e inconvenientes de ambos criterios de clasificación de las barras que conforman un embarrado y llegaremos a una conclusión del tipo de barra que más se adecue al tipo de uso al que va destinado, al nivel de tensión al que va a estar sometido y por lo general, a las características de nuestra instalación. A continuación, trataremos cada criterio anteriormente citado. 2.7.7.1 Configuración del juego de barras. El hecho de utilizar uno u otro tipo de configuración de las barras persigue como objetivos:

- Continuidad del servicio. - Flexibilidad de operación.

- Facilidad de mantenimiento de los equipos. - Cantidad y costo del equipo eléctrico.

Ahora veremos cada una de las configuraciones y las analizaremos una a una. 2.7.7.1.1 Juego de barras sencillo. Se le conoce por ser el diagrama de barras más sencillo. En condiciones normales de funcionamiento, todas las líneas y bancos de transformadores están conectados a este único juego de barras. Esta configuración presenta las siguientes ventajas:

- Es bastante más económico que el resto de configuraciones de barras puesto que se utiliza menor cantidad de material.

- Su instalación es muy simple y de fácil maniobra.


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- La complicación de su conexionado es mínima. Como desventajas, el juego de barras sencillo tiene:

- En caso de fallo o avería del embarrado por cualquier motivo, la subestación queda totalmente fuera de servicio al quedar desenergizada. En el caso de instalar un seccionador en la barra (barra partida) permitiría maniobrando esta, separar la parte averiada de la parte que no sufrió daños.

- El mantenimiento de los interruptores se dificulta puesto que

hay que dejar fuera de servicio parte de la subestación. Una alternativa para este caso es utilizar barras de transferencia. Esto permite realizar el mantenimiento de cualquiera de los interruptores sin afectar al suministro de energía. Para ello se une la barra principal a la de transferencia mediante un interruptor llamado interruptor comodín. 2.7.7.1.2 Juego de barras principal y uno de barras auxiliares. Esta configuración se podría considerar como una variante de la anterior. Para este caso, en condiciones normales de funcionamiento, todas las líneas y bancos de transformadores se conectan a las barras principales. Esta configuración, presenta las siguientes ventajas:

- Esta configuración garantiza una buena continuidad del servicio. - Con la utilización de un interruptor comodín de unión de barras

se logra una mayor flexibilidad de operación. - Este arreglo permite sustituir o hacer el mantenimiento a

cualquier interruptor sin alterar el servicio de suministro eléctrico en cuanto a líneas o bancos de transformadores empleando el interruptor comodín.

Como desventajas presenta:

- El hecho de instalar un interruptor adicional de unión de juego de barras incrementan el número de maniobras en el equipo.

- Puesto que la cantidad de equipos y material es mayor, el costo

de la utilización de este tipo de configuración es mayor.


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2.7.7.1.3 Doble juego de barras. Esta configuración de barras se identifica porque la mitad de las líneas y transformadores se conectan a un juego de barras y la otra mitad al otro juego de barras. Dentro de este ámbito, también entraría el doble juego de barras más una barra auxiliar. Como ventajas, esta configuración posee:

- En caso de cortocircuito en uno de los juegos de barras, el otro sigue operando con normalidad trabajando la subestación a la mitad de capacidad hasta que realizan las maniobras sobre los seccionadores correspondientes a la zona afectada conectando los equipos de esta al juego de barras en buen estado mientras se encargan de reparar el juego de barras afectado.

Como desventajas tiene:

- Desde el punto de vista de la continuidad de servicio no es buena elección porque por cada interruptor que se le vaya a hacer mantenimiento, se tiene que desconectar el transformador o línea asociada al mismo.

- Al igual que el juego de barras simple, para realizar las labores

de mantenimiento sobre cada interruptor es preciso desconectar el circuito correspondiente.

- Como es obvio, esta elección es más costosa que para un único

juego de barras aunque si hay que decir que es algo menos costoso que la configuración del interruptor y medio.

2.7.7.1.4 Triple juego de barras. Por lo general, este tipo de configuración es muy empleado en casos en el que el valor del cortocircuito es muy elevado. La elección de la configuración de triple juego de barras presenta las siguientes ventajas:

- El hecho de tener tres juegos de barras permite disminuir la magnitud de las corrientes de cortocircuito en la subestación sin la necesidad que implica para otro tipo de configuraciones ya tratadas, cambiar los interruptores por otros con mayor poder de corte.

Las desventajas que presenta esta configuración son:


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- Desde el punto de vista de la continuidad, presenta el mismo problema que la configuración de doble juego de barras.

- Para hacer el mantenimiento de cualquier interruptor, también

se requiere desconectar el circuito correspondiente.

- A pesar de tener el mismo número de interruptores que para el caso de la configuración de doble juego de barras, el número de seccionadores puede llegar a incrementarse en más de 50 %.

- Al tener tres juegos de barras, es una configuración aún más

costosa que la de doble juego de barras. Por ello, su utilización se reduce a casos muy concretos o para subestaciones de líneas de transporte de muy alta tensión.

2.7.7.1.5 Juego de barras en anillo. El juego de barras en anillo es conocido por ser muy flexible en su operación y se emplea de forma frecuente en las salidas de líneas de distribución o para subestaciones con unos niveles de tensión de 220 kV. La configuración en anillo presenta las ventajas que aparecen a continuación:

- Mantiene una perfecta continuidad del suministro eléctrico aún habiendo algún elemento como un transformador averiado.

- En el caso de que un circuito quede fuera de servicio por un

cortocircuito o falla, basta con abrir los dos interruptores adyacentes y cerrar los interruptores de enlace para garantizar de forma instantánea el restablecimiento del suministro. Aún fallando una línea o transformador, la carga demandada puede repartirse entre los transformadores adyacentes.

- En el caso en el que se haga mantenimiento en cualquiera de

los interruptores que este normalmente cerrado, la energía fluye por el circuito vecino una vez de haber cerrado el interruptor de amarre.

- Esta configuración mantiene la misma cantidad de equipos que

el caso de la barra sencilla con la ventaja de que se ahorra la protección de barras.

Como desventaja fundamental que posee esta configuración es que es más costosa que para el caso del juego de barras sencillo, puesto


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que se precisa dos conexiones entre cada circuito por el que fluye la energía. 2.7.7.1.6 Juego de barras en interruptor y medio. Este tipo de configuración es muy empleada en áreas de alta tensión de subestaciones de gran potencia, sobretodo en aquellos casos en los que aparecen interconexiones que forman parte de un sistema en anillo. La elección de esta configuración de barras presenta las siguientes ventajas:

- Se garantiza una perfecta continuidad de servicio. - En condiciones nominales de trabajo, todos los interruptores

están cerrados y cada juego de barras tiene su correspondiente protección diferencial y, en caso de falla en cualquier juego de barras, esta protección actúa desconectando todos los interruptores que llevan energía al embarrado afectado, sin dejar fuera de servicio ninguna línea ni ningún transformador.

- En caso de mantenimiento o reparación de algún interruptor, se

da la posibilidad de acceder a su mantenimiento sin afectar a la continuidad del suministro.

- Consta de mayor número de interruptores que en el caso de

utilizar un doble juego de barras más una auxiliar, aunque el hecho de utilizar una cantidad de seccionadores mucho menor, hace que sea una opción más económica que esta.

Como desventaja que tiene es que al llevar más dispositivos de protección, la utilización de esta solución incrementa de forma importante el coste. 2.7.7.2 Tipos de barras. Este criterio consiste en analizar el tipo de barras existentes en cuanto a su geometría. Para ello analizaremos una a una el tipo de barras que pueden conformar el embarrado evaluando las ventajas e inconvenientes de cada una de ellas para su posterior elección. A continuación se estudian los tipos de barra utilizados para los embarrados en subestaciones.


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2.7.7.2.1 Cables. Como juego de barras se pueden emplear conductores. Estos como es evidente, están formados por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal. Suele ser bastante comunes de utilizar. Por lo general, los materiales más utilizados para estos son el cobre y el aluminio reforzado con acero. Este último presenta la ventaja de tener una elevada resistencia mecánica y un peso reducido. La principal ventaja que presenta la utilización de los cables para un embarrado es que supone la opción más económica. Como desventajas, los conductores tienen:

- Se tienen mayores pérdidas por efecto corona. - También se tienen mayores pérdidas por efecto superficial.

2.7.7.2.2 Tubos. Las barras en forma tubular suelen ser frecuentemente empleadas en subestaciones de bajo perfil como las instaladas en zonas urbanas. Fundamentalmente suelen ser de aluminio o cobre. La utilización de barras tubulares conlleva una serie de ventajas. Estas se citan a continuación:

- Tienen la misma resistencia a la deformación en todos los planos.

- Su utilización reduce el número de soportes aislantes

necesarios debido a su rigidez mecánica.

- Facilita la unión entre dos tramos de tubo.

- Reduce las pérdidas por efecto corona.

- Reduce las pérdidas por efecto superficial.

- Tiene capacidades de conducción de corriente considerablemente grandes por unidad de área.

- En subestaciones compactas es la opción más económica.

- En subestaciones con tensiones elevadas, reduce el área

necesaria para su instalación.


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Como desventajas, este tipo de barras tienen:

- Alto costo del tubo en comparación con el resto de barras. - Requieren juntas de unión ya que las longitudes de los tubos

que se fabrican son bastante pequeñas. 2.7.7.2.3 Pletinas. Es el tipo de barra más común para llevar elevadas cantidades de corriente, especialmente en interiores. Por lo general suelen ser de cobre o aluminio. Las ventajas que presentan este tipo de barras frente al resto son:

- Son relativamente más económicas que las barras de tubulares. - Tienen la capacidad de transportar más corriente para

aplicaciones de corriente continua.

- Tiene una excelente ventilación debido a que poseen una mayor superficie de radiación en comparación con su sección trasversal.

Como desventajas, las pletinas tienen:

- Una reducida resistencia mecánica al pandeo debido a los esfuerzos de cortocircuito.

- Unas mayores pérdidas por efecto superficial y de proximidad

para aplicaciones en corriente alterna.

- Requiere un mayor número de aisladores soporte. 2.7.7.3 Solución adoptada. La elección del embarrado vendrá en función de analizar los dos criterios que intervienen sobre su estudio en cuanto a configuración y geometría. Esto unido a las necesidades que demanda la instalación para cada caso, nos hará elegir la configuración del juego de barras más adecuado a la situación planteada así como el tipo de barra que mejor se amolda a las características de la instalación.


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A continuación se muestra una tabla con las soluciones elegidas para cada caso. Ahora justificaremos para cada caso la solución adoptada. 2.7.7.3.1 Justificación del embarrado de 66 kV. Para el embarrado principal de la subestación que es el que permite la conexión entre las líneas eléctricas de entrada a la subestación con el resto de servicios (el destinado a tracción, el de servicios auxiliares y el de acoplamiento a la subestación móvil) se ha elegido como solución un juego de barras sencillo cuyas barras son de aluminio de sección circular. La justificación de la elección del tipo de configuración viene dada fundamentalmente porque son pocas las salidas que se alimentan desde el mismo y los datos de niveles de potencia y tensión que manejamos en nuestra subestación no son suficientes como para elegir un juego de barras concreto más apto para potencias y niveles de tensión mayores, con lo que es suficiente con la elección de este tipo de configuración. La elección de barras tubulares de sección hueca viene dada porque tienen un comportamiento mecánico y eléctrico excelente ya que esto es necesario porque estas van a estar a la intemperie sometidas a esfuerzos externos como el viento, etc, y además poseen pocas pérdidas por efecto corona y efecto superficial. Además posee un buen comportamiento tanto térmico como mecánico ante los esfuerzos electrodinámicos producidos por una falta. Todo esto compensa su coste que es algo más elevado que el resto de tipos de barras a emplear.

Desempeño Tipo de embarrado

Embarrado de 66 kV. Juego de barras sencillo. Barras tubulares.

Barra ómnibus y barras de bypass.

Juego de barras principal y dos de transferencia. Pletinas.


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2.7.7.3.2 Justificación de la barra ómnibus y las de bypass. Para la barra ómnibus o barra de continua del que salen las celdas de los extrarrápidos y de ahí los feeders de salida a la catenaria y la barra de bypass que es una barra para distribuir las corrientes a otros feeders en caso de fallo de alguno de ellos, se ha adoptado como solución un sistema de barras principal (barra ómnibus) y dos de transferencia (las de bypass). El motivo de la elección de este tipo de configuración viene dado porque las salidas que manejamos son suficientes como para descartar el juego de barras simple. La utilización de dos barras nos permite mayor maniobrabilidad en el caso en el que falle o se esté haciendo mantenimiento de uno de los interruptores extrarrápidos que se utiliza para suministrar energía a la catenaria. Para ello se emplean las celdas de los extrarrápidos restantes para que desvíen la corriente a través de una de las barras hasta la salida de feeder afectada correspondiente para no tener que interrumpir el suministro. El hecho de haber elegido dos barras de bypass en lugar de una viene dado fundamentalmente para que haya una repartición más equilibrada de corrientes en caso de fallo de alguno de los extrarrápidos, ya que en caso de instalar una única barra, está tendría que soportar mayores niveles de corriente. No tiene sentido para este caso la elección de un juego de barras mayor ya que con el nivel de tensión que estamos trabajando es suficiente con la configuración elegida. Las barras elegidas son pletinas de cobre porque en primer lugar, las pletinas tienen una buena capacidad de transporte de corriente para aplicaciones de corriente continua como es la de nuestro caso, en el que las cargas son fundamentalmente motores que demandan elevados valores de corriente. Además son más económicas que utilizar barra de sección circular y son recomendables de utilizar en aplicaciones de interior (como en nuestro caso está la barra ómnibus). Para la barra de bypass, a pesar de ser una barra que está en el pórtico de seccionadores de feeder, es decir, en intemperie, al tener como ya se ha dicho un buen comportamiento en corriente continua es razón suficiente como para justificar su elección. 2.7.8 Pararrayos. Los pararrayos son elementos fundamentales que sirven para proteger equipos de posibles sobretensiones causadas bien por fenómenos atmosféricos (rayos) o bien por la realización de maniobras (apertura y cierre de circuitos por parte de los


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interruptores). Por lo general se emplean para proteger los equipos más caros como puede ser el transformador o transformadores de potencia de una subestación, aunque también aparecen en conversiones de acometida aérea – subterránea. Estos dispositivos están formados por un conjunto de elementos resistivos no lineales y explosores que son capaces de limitar la amplitud de las sobretensiones originadas por los casos anteriores. Por lo general, un pararrayos cumple los siguientes cometidos:

- Descargar las sobretensiones cuando la magnitud de estas llega al valor de tensión disruptiva de diseño.

- Conducir a tierra las corrientes de descarga producidas por

estas sobretensiones.

- Interrumpir la corriente de descarga cuando desaparecen las sobretensiones.

- No deben operar con sobretensiones temporales de baja

frecuencia.

- La tensión residual del propio pararrayos debe ser menor que la tensión de aislamiento que tienen los aparatos que protegen.

Ahora evaluaremos los tipos de pararrayos que existen y mediante el análisis de las ventajas e inconvenientes de cada uno, llegaremos a una conclusión final del tipo de pararrayos más adecuado al aparato o dispositivo a proteger. En la actualidad existen tres tipos de pararrayos según su configuración y forma para actuar sobre las sobretensiones, si bien algunos de ellos ya no se emplean porque no responden a las necesidades actuales. A continuación se analizan uno a uno cada tipo de pararrayos. 2.7.8.1 Cuernos de arqueo. Son pararrayos formados por un único explosor, o varios explosores en serie conectados, por un lado al circuito del dispositivo o aparato a proteger, y por otro lado, a la red de tierra. A pesar de tener como ventaja el hecho de ser más barato económicamente, tiene el gran inconveniente de que una vez que se ha originado el arco en el explosor, el aire se ioniza y la corriente de


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descarga se transforma en una corriente de cortocircuito que únicamente se puede eliminar mediante el empleo de un interruptor o fusible adecuado. El empleo de este tipo de pararrayos es poco común. Sería más efectivo si se utilizase un interruptor con circuito de recierre. 2.7.8.2 Pararrayos autovalvulares. Este tipo de pararrayos, esta formado por una serie de resistencias no lineales pretensadas de carburo de silicio. Estas resistencias se conectan en serie con un conjunto de explosores intercalados entre estas. Estas resistencias se encargan de evitar que se produzca una corriente permanente una vez iniciada la descarga en los explosores. Están formadas por unos pequeños cilindros compuestos de pequeñas partículas de carburo de silicio. Estos cilindros tienen la propiedad de disminuir su resistencia en presencia de sobretensiones y de aumentarla hasta un valor prácticamente infinito cuando la tensión vuelve a ser la nominal. Esto hace que el pararrayos se comporte como una válvula de seguridad para valores de tensión elevados. Una ventaja de este tipo de pararrayos es que permiten disminuir la distancia entre los electrodos proporcionando al pararrayos una mayor sensibilidad aún con tensiones de magnitud reducidas. 2.7.8.3 Pararrayos de óxidos metálicos o autoválvulas. Su principio de funcionamiento se basa en las propiedades semiconductoras de los óxidos metálicos. Por lo general, el óxido metálico más empleado por su buen comportamiento es el óxido de zinc. (ZnO). Este tipo de óxido presenta una curva tensión – corriente aún menos lineal que la del carburo de silicio. Por una parte conduce cuando la tensión es superior a la tensión máxima tomada como referencia y no deja pasar la corriente cuando este valor de tensión es la tensión nominal de servicio. Estos pararrayos están compuestos por varias piezas de resistencias no lineales de óxido de zinc. El aislamiento exterior puede variar desde una columna de porcelana sin entrehierro hasta un material sintético como las resinas (lo que ocurre es que las compuestas por estas últimas son más costosas). Como ventajas de estos pararrayos sobre los dos anteriores tenemos:


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- Al carecer de entrehierros, la protección de estos pararrayos es constante.

- Al tener una curva tensión – corriente menos lineal que los

anteriores, no permite la existencia de un flujo de corriente posterior causada por una sobretensión.

- Presentan la característica de que absorben menos energía que

los anteriores pararrayos, por lo que están diseñados para soportar una mayor cantidad de sobretensiones provocadas por rayos o por maniobras de interruptores.

- El volumen de las partes activas se reduce respecto de los

anteriores por lo que son más compactos. Esta tecnología de los óxidos metálicos ha sido tal que ha desplazado al resto de los pararrayos existentes hasta tal punto que los anteriores ya no se utilizan. 2.7.8.4 Solución adoptada. La elección de un tipo u otro de pararrayos vendrá en función de las prestaciones que presenten en cuanto a flexibilidad y comportamiento para proteger equipos frente a posibles sobretensiones originadas por múltiples causas. En importante que su función la cumplan correctamente, pues de estos depende de que equipos como el transformador de potencia que es el elemento de mayor costo de la subestación este protegido pues un fallo podría dañarlo seriamente o dejarlo fuera de servicio causando daños económicos irreparables, no solo por el costo de la sustitución de un transformador nuevo sino también por la falta de suministro eléctrico. En la tabla que aparece a continuación se muestran los tipos de pararrayos empleados para las diferentes aplicaciones de la subestación:

Desempeño Tipo de pararrayos

Autoválvulas para el transformador de potencia.

Pararrayos de óxido de zinc.


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A continuación se justifica la elección de cada solución adoptada para cada aplicación. 2.7.8.4.1 Justificación de las autoválvulas para el transformador de potencia. Para proteger el transformador de potencia dedicado a tracción frente a sobretensiones se ha optado por elegir pararrayos de óxido de zinc con aislamiento exterior de porcelana. El motivo de esta elección es muy claro: los pararrayos de cuernos de arqueo y los de carburo de silicio se han quedado totalmente mermados y anticuados en cuanto a flexibilidad y comportamiento frente a sobretensiones con respecto a los basados en la tecnología de óxidos metálicos. Para empezar, como se ha dicho anteriormente, los pararrayos de óxido de zinc mantienen la protección del equipo de forma constante y resisten mayor número de sobretensiones al absorber menos energía. Por último, la resistencias del óxido de zinc permiten un comportamiento excelente frente a las corrientes a tierra que se generan cuado aparece la sobretensión, ya que la elimina de raíz a causa de las propiedades aislantes de estas partículas de óxidos metálicos. 2.7.8.4.2 Justificación de las autoválvulas para el transformador de servicios auxiliares. Para proteger frente a sobretensiones el transformador destinado a los servicios auxiliares se ha optado por escoger como solución los pararrayos de óxido de zinc con aislamiento de porcelana. La justificación de esta elección viene a ser la misma que para el resto de los casos: los pararrayos de óxido de zinc o autoválvulas protegen de forma constante del hecho de que aparezca cualquier tipo de sobretensión que pueda afectar de forma perjudicial al transformador de servicios auxiliares y por tanto al suministro de energía a los servicios propios de la subestación. Además como se ha dicho con anterioridad son más compactos y están diseñados para

Autoválvulas de los feeders de corriente continua.


Autoválvulas para el transformador de servicios auxiliares.



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soportar un mayor número de sobretensiones por lo que son más flexibles que los pararrayos de carburo de silicio o los cuernos de arqueo. 2.7.8.4.3 Justificación de las autoválvulas de los feeders de corriente continua. Para proteger la acometida de continua y principalmente el rectificador frente a sobretensiones, se ha optado por colocar autoválvulas de óxido de zinc con aislamiento de porcelana vidriada. La justificación de esta elección es similar a la anterior: el hecho de utilizar pararrayos como los cuernos de arqueo o los pararrayos autovalvulares protegerían la acometida de continua pero no de forma permanente como así lo hacen los de óxido de zinc y con más razón si tenemos en cuenta que la zona donde se va a ubicar nuestra subestación posee un índice isoceráunico elevado. Es importante que esta esté correctamente protegida y de forma permanente, pues un fallo en la misma podría perjudicar de forma negativa la aparamenta de continua e incluso podría dejar sin suministro puntualmente en el caso en el que el rectificador haya sido afectado por la onda de sobretensión. 2.7.9 Transformadores de potencia. El transformador de potencia es la máquina o dispositivo por excelencia más importante de una subestación, pues se encarga de cambiar las características eléctricas de tensión y corriente a la entrada para adaptarlas a los niveles de tensión y de corriente requeridos para las salidas y consumo de las cargas. Por lo general, un transformador se divide en tres partes:

- Parte activa. - Parte pasiva. - Accesorios.

La parte activa esta compuesta por aquellos elementos que se encargan de la conversión de las características de la energía eléctrica del devanado primario al secundario. Esta compuesta por el núcleo que es el circuito magnético del transformador cuyo cometido es hacer de medio de transporte al flujo magnético que viaja a través de este hasta las bobinas del secundario y las bobinas que son el circuito eléctrico y permiten la creación de un campo magnético variable.


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La parte pasiva está compuesta por el tanque que aloja los componentes de la parte activa. Es importante citar que el tanque solo aparece en el caso de los transformadores en baño de aceite. Este elemento se encarga de proteger eléctrica y mecánicamente el transformador además de facilitar puntos de apoyo para su transporte, soportar las bombas de aceite, ventiladores, accesorios, etc. Por último, los accesorios son los dispositivos que ayudan en la operación y facilitan las labores de mantenimiento. A continuación, haremos un análisis pormenorizado de los tipos de transformadores que existen en cuanto a su aislamiento y una vez evaluadas las ventajas e inconvenientes de cada tipo, deliberaremos la solución adoptada justificando el motivo de esa elección. 2.7.9.1 Transformadores de potencia en baño de aceite. Son aquellos transformadores que utilizan como aislamiento interno de la parte activa, el aceite. Este tipo de transformadores es ampliamente utilizado en aplicaciones para alta tensión, generalmente con niveles de tensiones y potencias medianas o elevadas: en subestaciones de centrales, subestaciones de transporte, de distribución etc, debido a su excelente comportamiento y sus buenos resultados. Son transformadores que trabajan en intemperie y son fácilmente reconocibles por la forma y los instrumentos que poseen. Puesto que su elemento aislante es el aceite, este tipo de transformadores llevan una serie de accesorios particulares que permiten garantizar la seguridad del mismo. Fundamentalmente, estos transformadores tienen los siguientes accesorios:

- El tanque conservador que es un tanque adicional que se encarga de absorber la expansión de los gases debido a los cambios de temperatura provocados por el aumento de las cargas conectadas.

- El relé Bucholz: entre el tanque principal y el tanque

conservador se instala un relevador de gas que sirve para detectar fallas internas en el transformador.

- Boquillas: son los aisladores terminales de las bobinas tanto de

primario como de secundario.


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- Tablero: es un recinto en el cual se encuentran los controles y protección de motores de las bombas de aceite, de los ventiladores, de la calefacción, etc.

- Válvulas: lo conforman un conjunto de dispositivos que se

utilizan para el llenado, vaciado, mantenimiento y muestreo del aceite del transformador.

- Conectores de tierra: son unas piezas de cobre soldadas donde

se conecta el transformador a la red de tierras.

- Placa de características: es una placa donde aparecen grabados los datos más significativos que definen al transformador, en cuanto a potencia, tensiones de los devanados, conexiones, número de fases, frecuencia, etc.

Como ventajas de este tipo de transformadores, tenemos:

- Menor mantenimiento. - Posee una buena conservación del aislante.

- También posee una buena conservación del dieléctrico.

Como inconveniente fundamental, es que presenta un mayor coste económico que los transformadores secos. 2.7.9.2 Transformadores de potencia secos. Este tipo de transformadores se caracteriza por llevar aislamiento seco en lugar de aceite. Por lo general, se emplea para niveles de tensión y potencia pequeñas aunque en determinadas ocasiones también se emplean, bien por problemas de espacio o por algún motivo que lo justifique, para potencias medianas. Un caso muy típico de empleo de estos transformadores es en centros de transformación para viviendas o locales en el que el espacio juega un papel bastante importante ya que estos transformadores son muy compactos y carecen de la mayor parte de accesorios que si llevan los transformadores sumergidos en aceite. Como ventajas de este tipo de transformadores frente a los de aceite tienen:

- Menor coste de compra. - Son más compactos que los sumergidos en aceite.


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Como inconvenientes, estos presentan:

- Mayor mantenimiento. - Reparaciones más costosas a causa de que los bobinados estén

encapsulados. 2.7.9.3 Solución adoptada. Para la elección de los transformadores de potencia será de vital importancia tener en cuenta el uso al que van destinados (tracción o servicios auxiliares para nuestro caso) y su situación física dentro de la subestación, ya que no es lo mismo colocar un transformador en intemperie que colocarlo en interior. En la tabla que aparece a continuación se muestran las soluciones adoptadas: Ahora justificaremos los transformadores de potencia elegidos para cada caso. 2.7.9.3.1 Justificación del transformador de potencia para tracción. El transformador de potencia elegido destinado a tracción, es decir, al suministro eléctrico de la catenaria de la vía férrea, ha sido un transformador en baño de aceite. La justificación de esta elección viene dada porque el transformador va a trabajar en intemperie y además, a pesar de ser más costoso que un transformador seco, los de aceite son más robustos y precisan menor mantenimiento. Esto es importante porque este tipo de instalaciones destinadas a tracción eléctrica y concretamente este transformador es necesario que este diseñado para soportar ciertos

Desempeño Tipo de transformador

Transformador de potencia para tracción.

Transformador en baño de aceite.

Transformador para servicios auxiliares.

Transformador en baño de aceite.


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niveles de sobrecarga. Además como no existen problemas de espacio, ya que estos transformadores ocupan más que los secos, la elección de este tipo de transformador queda totalmente justificada. 2.7.9.3.2 Justificación del transformador para servicios auxiliares. Para suministrar energía en baja tensión a los servicios auxiliares de la subestación se ha optado por elegir un transformador en baño de aceite. El motivo de esta elección viene dado fundamentalmente porque el nivel de tensión primario, como son los 66 kV, es un valor de tensión lo suficientemente elevado como para elegir un transformador seco y para servicio interior. A pesar de que los avances tecnológicos permitan a día de hoy construir un transformador seco para este nivel de tensión, el hecho de tener uno de aceite es más robusto y precisa menor mantenimiento que un transformador de tipo seco encapsulado. A pesar de ser más costoso a priori, el hecho de ser más robusto y precisar de reparaciones menos costosas hace que la elección del mismo quede más que justificada. 2.7.10 Grupos rectificadores. El grupo rectificador, es junto con el transformador de potencia, uno de los elementos más esenciales en instalaciones dedicadas a tracción eléctrica en corriente continua, pues de la calidad de la forma de onda que este genere dependerá el correcto funcionamiento de material rodante de tracción. Por lo general, todo equipo destinado a la rectificación de onda posee dispositivos semiconductores que permiten la modificación de una onda alterna en una continua con un cierto valor de rizado. Por lo tanto es evidente la necesidad de implementar un grupo rectificador ya que sin el mismo, la alimentación a las cargas de tracción conectadas a la red convencional de Adif sería imposible. Gracias al progreso de la electrónica de potencia en este ámbito, a día de hoy podemos conseguir dispositivos rectificadores compactos y que nos garanticen una calidad de onda en continua a la altura de las necesidades actuales.


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Por ello, a continuación se expondrán los distintos tipos de rectificadores atendiendo a dos criterios:

- Los tipos de semiconductores a emplear. - La pulsación de los mismos.

El análisis de ambos criterios nos dará como solución el grupo rectificador a emplear, teniendo muy presente la gran influencia de la normativa de Adif sobre los grupos rectificadores a elegir. 2.7.10.1 Tipos de semiconductores a emplear. En la actualidad son muchos y variados los semiconductores a emplear en electrónica de potencia. Es importante considerar que podremos emplear aquellos semiconductores que puedan trabajar con los regimenes de funcionamiento que impone nuestra instalación eléctrica en cuanto a niveles de tensión y corriente. Esto hará que ciertos semiconductores no se consideren por no cumplir alguna de ambas premisas. También será importante el grado de calidad de suministro que queremos obtener con ellos y el coste económico que estamos dispuestos a pagar. A continuación se muestra un gráfico de los dispositivos semiconductores que se emplean atendiendo a la característica tensión – corriente – frecuencia:

Ahora analizaremos las ventajas e inconvenientes de aquellos tipos de semiconductores a emplear que cumplan con los niveles de tensión y corriente que impone nuestra instalación.


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2.7.10.1.1 Diodos. El diodo de potencia forma parte como tal de uno de los semiconductores a emplear para aplicaciones de tracción eléctrica en la rectificación a corriente continua. Este dispositivo semiconductor se le conoce por ser el más sencillo que el resto de semiconductores. Es importante citar que el diodo es un semiconductor no controlable, es decir, no podemos controlar el hecho de que conduzca (activado) o esté en corte (desactivado) pues esto depende de las tensiones y corrientes en el circuito en el que se integran. A grandes rasgos podemos decir que un diodo conduce (polarizado en directa) cuando la corriente es positiva (de ánodo a cátodo) y pasa a corte (polarizado en inversa) cuando la tensión entre sus terminales es negativa. Este semiconductor se podría modelizar como un cortocircuito cuando conduce y como un circuito abierto cuando está en corte (diodo ideal). Normalmente para proteger cada diodo del que esta compuesto un rectificador, se utilizan fusibles en serie con cada diodo para protegerlos frente a cortocircuitos y condensadores en paralelo con cada uno de ellos para protegerlos frente a sobretensiones. Como ventajas de la utilización de estos semiconductores podemos citar:

- Menor coste económico puesto que al ser dispositivos no controlables no se precisa de un sistema de control que los dirija.

- Permiten trabajar con niveles de tensión y corriente elevados

con lo que pueden utilizarse perfectamente para aplicaciones desde pequeña potencia a gran potencia.

Como desventajas cabe destacar:

- Son poco flexibles puesto que no pueden ser controlados a voluntad.

- A pesar de estar diseñados para trabajar con niveles de tensión

y corriente grandes, no pueden ser empleados en aplicaciones que requieran niveles de frecuencia medias o altas.


Memoria.

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2.7.10.1.2 Tiristores. Al igual que los diodos, los tiristores son dispositivos semiconductores que por sus características pueden también ser empleados en aplicaciones de tracción eléctrica. Este semiconductor es muy parecido al diodo, la gran diferencia con este es que funciona como un interruptor controlado. Esto quiere decir que podemos controlar cuando queremos que este esté conduciendo o esté en corte. Otro rasgo significativo que le diferencia del diodo es que posee tres terminales en vez de dos como en el caso del diodo, uno de ellos es el que permite el control del dispositivo que se le conoce en la jerga electrónica como puerta. El funcionamiento de un tiristor a grandes rasgos es el siguiente: para conseguir que el tiristor entre en conducción es necesario aplicar una corriente de puerta cuando la tensión entre ánodo y cátodo sea positiva. Mientras la corriente de ánodo siga siendo positiva y este por encima de un nivel marcado, el tiristor seguirá conduciendo, en caso contrario dejará de conducir. Es importante destacar dentro de los semiconductores controlados de silicio (SCR) también tenemos otros tipos como los GTO’s que permiten controlar la desactivación del dispositivo o los TRIAC que permiten la circulación de corriente en ambos sentidos, etc. Las ventajas que presentan este tipo de semiconductores son las siguientes:

- Al ser dispositivos semiconductores controlados, nos permite controlarlos a voluntad por lo que son más flexibles que los diodos.

- Están diseñados para trabajar con niveles de tensión y

corrientes elevados, de hecho, son los dispositivos semiconductores por excelencia diseñados para trabajar con los niveles de potencia más elevados en los que se aplica la electrónica de potencia. Por eso, son frecuentemente empleados en las aplicaciones de HVDC.

Como inconvenientes, los tiristores presentan:

- Al estar controlados por un sistema de control sofisticado que permite controlar el ángulo de disparo de los mismos, es un sistema de rectificación más costoso que el de los diodos.


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- A pesar de permitir trabajar desde pequeños niveles de potencia hasta grandes niveles de potencia, no son aptos para aplicaciones que necesiten frecuencias de conmutación por encima de los 20 kHz.

2.7.10.2 Pulsación de los grupos rectificadores. Otro parámetro que es muy importante a la hora de definir un sistema de rectificación es el número de pulsos que este va a tener. De este valor depende la calidad de onda en continua, pues a mayor pulsación el rizado de la onda saliente es menor con lo que la onda es más continua. Además de la calidad de onda en continua, la elección de la pulsación del grupo rectificador también determina la mayor o menor aparición de armónicos en el sistema. Por lo general, para conseguir grupos rectificadores con un nivel de pulsos considerable lo que se hace es superponer rectificadores de menor número de pulsos para lograr estos. A continuación se analizarán las ventajas e inconvenientes de utilizar rectificadores con un mayor o menor nivel de pulsos. 2.7.10.2.1 Rectificador de seis pulsos. El rectificador de seis pulsos o hexafásico, se le conoce por tener dos semiconductores por rama uno de ida y otro de retorno por cada fase. Este rectificador presenta la siguiente forma:

Su utilización es más ventajosa que para el rectificador más sencillo que es el de tres pulsos, un semiconductor por fase ya que reduce los armónicos impares (sobretodo el tercer armónico) y proporciona una calidad de onda en continua mejor que para este.


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Como ventajas, el rectificador de seis pulsos posee:

- Una calidad de onda en continua mejor que el de tres pulsos. - Al poseer más pulsos, reduce la distorsión armónica, sobretodo

el tercer armónico en la parte de alterna y el sexto armónico en la parte de continua.

- Es más barato que los rectificadores con un número de pulsos

superior. Los principales inconvenientes de este son:

- Los rectificadores de mayor número de pulsos poseen un grado de calidad de onda en continua mayor.

- El rectificador de seis pulsos genera armónicos de salida

múltiplos del número de pulsos de este. Los de mayor pulsación generan armónicos mayores por lo que estos influyen de forma menos perjudicial ya que los armónicos mayores poseen una menor amplitud.

2.7.10.2.2 Rectificador de doce pulsos. El rectificador de doce pulsos o también conocido como rectificador dodecafásico, consiste en la unión de dos puentes rectificadores de seis pulsos como se puede ver a continuación:


Memoria.

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Como se puede observar, para alimentar cada rectificador de seis pulsos necesitamos dos transformadores trifásicos o un transformador tridevanado. La utilización de un secundario en estrella y otro en triángulo permite que las tres fases de cada devanado sean idénticas pero desfasadas entre ellas un ángulo de 30º lo que permite que los dos puentes de Graetz estén desfasados ese mismo ángulo. Ahora citaremos las ventajas que poseen este tipo de rectificadores:

- Al tener un mayor número de pulsos que el anterior permite una generación de onda en continua con menor rizado (la mitad que el de seis pulsos) con lo que la onda de salida en continua será de mayor calidad.

- El hecho de utilizar una pulsación dodecafásica, reduce la

generación de armónicos impares (como son el 5º y 7º armónico) a la parte de alterna y menores armónicos pares a la parte de continua con lo que la perturbación armónica es menor.

- Como se generan menos armónicos, el equipo de filtrado

necesario será menos costoso que el a colocar en el rectificador de seis pulsos.

Como principal inconveniente de esta rectificación tenemos:

- Al estar compuesto por dos puentes de seis pulsos cada uno, se incrementa el coste económico al optar por esta solución.

2.7.10.3 Solución adoptada. Para la elección del grupo rectificador, es importante tener en cuenta el grado de calidad de onda en continua a la salida que se desea obtener y los niveles de tensión y corriente a los que va a tener que estar sometido nuestro grupo rectificador. De la misma forma esa posible solución debe cumplir con la normativa vigente de la compañía explotadora de la subestación que en nuestro caso es Adif, por lo que cualquier solución válida que incumpla algún criterio de diseño impuesto por esta, queda totalmente excluida de ser elegida. A continuación se muestra una tabla con la solución adoptada para la rectificación de la onda a continua:


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El motivo de esta elección se justifica a continuación. 2.7.10.3.1 Justificación del grupo rectificador para tracción. El grupo rectificador elegido para la conversión de la onda en continua destinado a la red de tracción de la red convencional de Adif, ha sido un grupo rectificador de diodos de silicio de doce pulsos. La justificación de la elección del diodo como tipo de semiconductor a emplear viene a ser, además de estar impuesto por la Especificación Técnica correspondiente de Adif, porque es más robusto y no precisa de un sistema de control complejo como en el caso de los tiristores. Además el hecho de no emplear este sistema de control rebaja los costes del grupo rectificador y a pesar de que el grupo rectificador no puede ser controlado (en cuanto a que los semiconductores pasen a conducir o a corte según a voluntad) el hecho de tener dos rectificadores hexafásicos desfasados un ángulo de 30º permite una onda de salida en continua con un grado de calidad suficiente ya que el rizado es muy pequeño (la mitad de un rectificador de seis pulsos). El motivo de la elección de un rectificador de doce pulsos es más que evidente: con un rectificador de doce pulsos podemos conseguir una onda en continua con la mitad de rizado que la de seis pulsos con lo que la onda presenta una calidad mayor. A pesar de que utilizar esta pulsación es más costoso inicialmente que el de seis pulsos, la eliminación de armónicos impares como el 5º y 7º armónico a la parte de alterna y la generación de armónicos múltiplos de 12 en la parte de continua hace que la perturbación armónica sea menor y que el filtrado a colocar para no distorsionar armónicamente el suministro de energía en continua a la catenaria es menor y por tanto menos costoso que el necesario para rectificadores de seis pulsos. 2.8 Resultados finales. 2.8.1 Generalidades sobre la instalación. Como ya hemos citado anteriormente, nuestra subestación destinada a tracción se abastecerá energéticamente a través de dos líneas eléctricas de 66 kV de REE en acometida en anillo.

Desempeño Tipo de rectificador

Grupo rectificador para tracción. Rectificador de diodos de silicio de doce pulsos.


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La subestación estará compuesta por un transformador de potencia para tracción con una potencia nominal de 6,6 MVA y un transformador para servicios auxiliares de 250 kVA. El grupo rectificador tendrá una potencia nominal de 6 MW que será prácticamente la potencia entregada por este a la catenaria (ya que las pérdidas vienen dadas fundamentalmente por calentamiento de los cables y dispositivos). Como es común en este tipo de instalaciones, la subestación estará provista de un edificio (vulgarmente conocido como edificio de continua) que almacenará al grupo rectificador y los filtros asociados al mismo, las celdas de feeders que albergarán a los interruptores extrarrápidos, etc, así como toda la aparamenta destinada a servicios auxiliares (transformador, cuadro general de BT, etc). Las salidas de alimentación desde el edificio de continua hasta la catenaria de la vía férrea estarán compuestas por seis feeders, tres de ellos alimentarán la catenaria de una de las vías generales y las tres restantes alimentarán vía general de paso restante. La configuración será la siguiente: dos feeders, alimentarán de forma directa la catenaria de ambas vías generales desde la subestación (uno por vía para alimentar el cantón al que pertenece nuestra subestación) mientras que los feeders restantes, saldrán paralelos a la catenaria, bien desde el pórtico de feeder (alimentan la vía impar) o del pórtico de cruce (alimentan la vía par), alimentando los tramos independientes de catenaria colaterales para lo cual estos tramos irán inicialmente amarrados al pórtico correspondiente (dependiendo de la catenaria de la vía que alimenten) e irán tendidos sobre los postes de celosía de los apoyos, teniendo en cuenta que están aislados de los mismos. A continuación se muestra un gráfico que muestra la configuración para alimentar la catenaria desde dos subestaciones de tracción:


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Para la correcta configuración de la alimentación a la catenaria de ambas vías, se numerarán cada una de las salidas de feeder de acuerdo con la normativa de designación de los mismos. 2.8.2 Obra civil. En este apartado se describen brevemente las partes relacionadas con la adaptación del terreno y la cota sobre la que irá instalada nuestra subestación, las cimentaciones para fijar los dispositivos y los pórticos, las canalizaciones de las conexiones subterráneas enterradas así como las entubadas, la obra civil asociada al edificio de continua y por último las instalaciones anexas como son los viales de acceso a la subestación para la instalación, supervisión y mantenimiento de la aparamenta así como el vallado exterior. 2.8.2.1 Movimiento de tierras y adaptación del terreno. En este ámbito, se pretende realizar las siguientes actuaciones: - En primer lugar, desbrozar toda la vegetación anexa a la plataforma de la vía y la que este situada entorno a la parcela donde irá ubicada la explanada de la subestación. - Rebajar la altura 30 cm para adaptarse a la cota de las vías de la estación de Port Aventura donde colocar la explanada donde irá fijada nuestra subestación, es decir, pasar de los 13,3 m sobre el nivel del mar que es la altura a la que se encuentra el terreno inicialmente a 13 m que se la altura sobre el nivel del mar de nuestra subestación. - Excavar y retirar una capa de 0,9 m de altura de arena y grava para situar la malla de protección del sistema de tierras de la instalación. De igual forma se procederá a la instalación de las cimentaciones que servirán de soporte a los pórticos y para el transformador de potencia que tendrá su propia cimentación además de una cuba para la recogida del aceite. 2.8.2.2 Cimentaciones. Para fijación mecánica de la instalación al terreno, se procederá a la cimentación de las estructuras metálicas de los pórticos así como las estructuras correspondientes a cada soporte de aparamenta eléctrica a utilizar en el parque intemperie. Las cimentaciones estarán previstas para llevar consigo todo tipo de canalizaciones o tubos que permitan facilitar el trazado y la conexión de la malla de tierras o los circuitos de control de la instalación.


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2.8.2.3 Canalizaciones de los cables. Para la conexión entre diferentes dispositivos de potencia entre intemperie e interior, se realizarán unas zanjas de 1 m por debajo de la cota de explanación (13 m) donde irán estos conductores de directamente enterrados tal y como apunta el anexo 3.9 del presente proyecto correspondiente a la conexión entre el transformador y el grupo rectificador de potencia. Por otra parte, los conductores que unen la aparamenta en continua en el interior del edificio de continua (como son los que unen el rectificador con las celdas de continua y con el armario de negativos y este último con los carriles o juntas inductivas) irán como ya se han citado en los Anexos 3.12 y 3.21 correspondientes a estas conexiones, entubados a 1 m de profundidad. 2.8.2.4 Edificio de continua. El edificio destinado a albergar la aparamenta de continua y los servicios auxiliares a parte de otros menesteres, es un edificio prefabricado de hormigón con unas dimensiones de 20 x 10 m. Las paredes poseen un espesor total de 20 cm (incluyendo la estructura de hormigón y los paneles de hormigón con aislamiento térmico interno). La cubierta esta compuesta por chapa a dos aguas sobre correas de hormigón pretensado. Además, el edificio estará dotado de un semisótano de 0,5 m de altura para facilitar las canalizaciones de los cables. Este edificio contendrá en su interior lo siguiente:

- Una sala que albergará:

o El grupo rectificador. o La bobina de alisamiento y los filtros de armónicos.

- Una sala general que contendrá:

o La celda asociada al grupo rectificador de tracción donde se halla el seccionador de grupo de acoplamiento a la barra ómnibus.

o Las celdas de feeders o de continua (6 celdas) que contienen los interruptores extrarrápidos asociados a cada salida.

- Un recinto que contendrá:


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o El cuadro general de BT. o El armario de servicios auxiliares. o El cuadro de fuerza y alumbrado.

- El resto de espacio compuesto por:

o Una sala de oficina. o Aseos. o Una sala de mando y control.

2.8.2.5 Instalaciones de obra civil anejas. Dentro de este ámbito se describen aquellas instalaciones que forman parte del acceso así como protección frente a intrusos a la subestación. 2.8.2.5.1 Viales de acceso al recinto de la subestación. Para permitir el acceso de vehículos a la subestación, se contará con un vial asfaltado desde el Passeig Del. Así mismo, se contará con un camino de grava exterior al recinto que saldrá desde el acceso asfaltado hasta la fachada norte con el fin de facilitar el acceso y flexibilizar posibles tareas de mantenimiento en torno al recinto de la subestación. 2.8.2.5.2 Vallado perimetral. El recinto de la subestación estará rodeado por un vallado perimetral con el fin de obstaculizar el paso a aquellas personas ajenas a la instalación y protegerlas frente a las tensiones de trabajo de la aparamenta del parque intemperie. De la misma forma, se pretende proteger la instalación de posibles robos que se puedan dar.

2.8.3 Descripción de la instalación. En esta sección se detallan las descripciones de la aparamenta elegida, tanto para la parte de alterna como para la de continua, según las soluciones adoptadas en los apartados anteriores, así como la red de tierras y el alumbrado.


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2.8.3.1 Descripción de la instalación de alterna. La parte de alterna la componen todos los dispositivos y aparamenta asociada entre las líneas de entrada y el rectificador. También entra dentro de este ámbito toda la aparamenta y dispositivos de protección asociados a los servicios auxiliares de la subestación. La descripción de estos será el objetivo de los siguientes apartados. 2.8.3.1.1 Conductores. 2.8.3.1.1.1 Conductores del parque intemperie. Tanto los conductores de entrada a la subestación como los encargados de unir entre si los diferentes dispositivos que conforman la aparamenta eléctrica del parque intemperie incluidas las derivaciones a barras, son conductores desnudos de aluminio – acero cuya denominación es 147 AL1/34 ST1A (LA – 180). Las características técnicas de los mismos vienen referenciadas en el Anexo 3.1 del presente proyecto. 2.8.3.1.1.2 Conductores de salida del transformador de potencia. Los conductores que se encargan de conectar eléctricamente el transformador de potencia en intemperie destinado a tracción con el grupo rectificador situado en el edificio de continua son conductores de cobre aislados unipolares RHZ1 3,6/6 kV cuya instalación es subterránea directamente enterrada. El número de conductores por fase, así como la sección de los mismos y sus principales características se detallan en el Anexo 3.9 asociado al cálculo de esta acometida. 2.8.3.1.2 Aisladores. 2.8.3.1.2.1 Aisladores de las líneas eléctricas de entrada. Los aisladores encargados de separar eléctricamente las dos líneas aéreas de 66 kV del pórtico de entrada a la subestación, son aisladores suspendidos de vidrio templado de caperuza y vástago cuya denominación es U160 BS. Por cada fase de línea se tiene un total de cinco aisladores amarrados al pórtico de entrada mediante


Memoria.

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horquillas, tal y como apunta el Anexo 3.2 relativo a este ámbito. Cada aislador, posee las siguientes características:

- Datos mecánicos y dimensionales:

o Carga de rotura mecánica: 160 kN. o Paso: 146 mm. o Diámetro: 280 mm. o Línea de fuga: 380 mm. o Peso: 3,4 kg.

- Datos eléctricos:

o Tensión soportada a frecuencia industrial (en seco): 75 kV.

o Tensión soportada ante impulso tipo rayo: 110 kV. o Tensión de perforación en aceite: 130 kV.

Los datos de los elementos de unión entre los aisladores, el pórtico y los conductores vienen reflejados en el Anexo 3.2 del presente proyecto. 2.8.3.1.2.2 Aisladores de soporte de las barras. Para aislar eléctricamente las barras del embarrado principal de la subestación de la estructura que soporta dicho embarrado, se emplearán aisladores rígidos de porcelana cuya denominación es C4 – 325. Por cada barra, se dispondrá de tres aisladores de este tipo separados una distancia de 5 m tal y como apunta el anexo referido al cálculo del embarrado de 66 kV (Anexo 3.5). Sus características más representativas aparecen a continuación:


o Altura del aislador montado: 770 mm. o Línea de fuga: 1812,5 mm. o Carga de rotura mínima: 4 kN. o Diámetro de la armadura metálica: 158 mm.


o Tensión nominal: 66 kV. o Tensión máxima: 72,5 kV. o Tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia: 140

kV.


Memoria.

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o Tensión soportada ante impulso tipo rayo: 325 kV. 2.8.3.1.3 Seccionadores. 2.8.3.1.3.1 Seccionadores de las líneas eléctricas de entrada. Para abrir o cerrar cualquiera de las líneas eléctricas de entrada o realizar maniobras para derivar a tierra una falta procedente de una de las líneas, se instalarán módulos tripolares de interruptores con seccionadores integrados que realicen las funciones de apertura y cierre. Estos seccionadores como ya se ha citado anteriormente son de cuchillas deslizantes. Las características de estos módulos integrados de interruptor – seccionador se expondrán en el apartado correspondiente a la descripción de los interruptores de las líneas eléctricas de entrada. 2.8.3.1.3.2 Seccionadores asociados a la rama del transformador de potencia y a la de servicios auxiliares. Para poder maniobrar la entrada de la rama asociada al grupo de tracción y la rama de servicios auxiliares se colocarán seccionadores tripolares de columnas giratorias para exterior cuya denominación es SGP – 72/1250 de la marca MESA. Las características de los mismos se dan en el Anexo 3.3 asociado a los seccionadores del parque intemperie. 2.8.3.1.4 Interruptores. 2.8.3.1.4.1 Interruptores de las líneas eléctricas de entrada. Con el fin de proteger frente a cortocircuitos y sobreintensidades las dos líneas eléctricas aéreas que abastecen energéticamente nuestra subestación se instalarán a continuación del pórtico de entrada, unos módulos con la función interruptor – seccionador de SF6 para servicio exterior, como ya se ha citado anteriormente. El modelo elegido es el LTB de la marca ABB. Las características de estos módulos de aparamenta en SF

6 se

muestran en el Anexo 3.4 correspondiente al dimensionamiento de los interruptores.


Memoria.

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2.8.3.1.4.2 Interruptores del transformador de potencia y de los servicios auxiliares. Para evitar la propagación de cortocircuitos al primario del transformador de potencia que forma parte del grupo de tracción y al de servicios auxiliares, se colocarán interruptores de SF

6 para

intemperie, cuyo modelo es el EDF SK de la marca ABB. Las características de los mismos se detallan en el anexo correspondiente (Anexo 3.4) al igual que el resto de interruptores del parque intemperie de alterna. 2.8.3.1.4.3 Interruptor general de BT de servicios auxiliares. La parte de BT de servicios auxiliares estará provista de un interruptor general colocado en el cuadro general de BT con el fin de evitar posibles cortocircuitos que se puedan propagar a través de las diferentes ramas que alimenten los servicios destinados al correcto funcionamiento de la subestación. Este interruptor automático será un interruptor abierto cuyo modelo es el Tmax T6 de la marca ABB. Las características del mismo, al igual que se ha citado para los apartados anteriores, aparecen en el Anexo 3.4. 2.8.3.1.5 Embarrados. 2.8.3.1.5.1 Embarrado de 66 kV. Para poder distribuir la energía eléctrica procedente de las líneas al grupo destinado a tracción y a la derivación de los servicios auxiliares, se instalará un embarrado cuya configuración es un juego de barras sencillo. Dichas barras, como ya se ha determinado en el anexo correspondiente y en el apartado anterior de la presente Memoria, serán barras de sección circular hueca (barras tubulares) de aluminio. Las características de las barras elegidas aparecen a continuación:

- Diámetro exterior: 63 mm. - Espesor de la pared: 4 mm. - Sección: 741 2

mm . - Peso: 2 kg/m. - Intensidad nominal: 1310 A. - Momento de inercia (J): 32,351 4

cm .


Memoria.

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- Momento resistente (W): 10,27 3cm .

- Distancia adoptada entre barras: 1 m. - Distancia entre los apoyos de una barra: 5 m.

2.8.3.1.6 Pararrayos. 2.8.3.1.6.1 Pararrayos asociados al grupo de tracción y a servicios auxiliares. Para proteger frente a posibles sobretensiones que se puedan originar por cualquier motivo (un rayo, la maniobra de un interruptor, etc) los transformadores de potencia, el destinado a tracción y el de servicios auxiliares, se dotarán, a la entrada de los mismos, de autoválvulas de óxido de zinc (ZnO), con el fin de evitar daños que puedan repercutir sobre su funcionamiento o puedan deteriorarlos gravemente. Estas autoválvulas se corresponden con el modelo EXLIM R de la marca ABB cuyo aislamiento exterior esta compuesto por una envolvente de porcelana. Las características eléctricas de diseño principales se muestran el anexo correspondiente (Anexo 3.6). 2.8.3.1.7 Transformadores de potencia. 2.8.3.1.7.1 Transformador de potencia para tracción. El transformador de potencia destinado a cambiar los niveles de tensión y corriente para ser adaptados a las necesidades que demandan de las cargas de tracción, previo paso del proceso de rectificación, es un transformador en baño de aceite de tres devanados cuya potencia es de 6,6 MVA y cuyos niveles de tensión primario, secundario – terciario son de 66/1,3 – 1,3 kV de la marca Oasa. Las características definitorias del transformador se exponen en el Anexo 3.7 relativo al transformador de potencia destinado a tracción. 2.8.3.1.7.2 Transformador de potencia para servicios auxiliares. Para alimentar en Baja Tensión los servicios auxiliares de la propia subestación, desde el embarrado principal de la misma, el transformador de potencia a colocar será un transformador en baño


Memoria.

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de aceite cuya potencia es de 250 kVA y cuyos niveles de tensión son de 66/0,23 – 0,133 kV. Sus características más representativas se muestran en el anexo asociado al mismo (Anexo 3.8). 2.8.3.1.8 Transformadores de medida y protección. 2.8.3.1.8.1 Transformadores de tensión. Los transformadores de tensión serán transformadores inductivos monofásicos de la marca ABB y contarán cada uno de ellos con dos núcleos (uno para medida y otro para protección). Los bornes del primario irán conectados al embarrado de 66 kV y poseerán una relación de transformación de V 3:1103:/1103:kV 66 − . A continuación se muestra una tabla en la que aparecen los datos de potencia de precisión y clase de precisión para el núcleo de medida como para el núcleo de protección: Núcleo de medida Núcleo de

protección Potencia de precisión (VA):

30 VA 100 VA

Clase de precisión: 0,2 0,5 Las características del transformador de tensión elegido se dan a continuación:


Memoria.

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Los datos dimensionales y valores eléctricos de ensayo aparecen a continuación:

2.8.3.1.8.2 Transformadores de intensidad. Debido a la cantidad de ellos en el parque de alterna (ya que van anejos a cada interruptor), desglosaremos cada uno de ellos según su situación física en la subestación. 2.8.3.1.8.2.1 Transformadores de intensidad de las líneas eléctricas de entrada. Los transformadores de corriente para cada una de las líneas eléctricas, serán transformadores monofásicos de la casa ABB y al igual que los de tensión poseerán dos núcleos, para medida y protección respectivamente. Su relación de transformación será de 400/5 A. La potencia de precisión y la clase que tendrán cada núcleo de los transformadores de ambas líneas, se muestran en la siguiente tabla: Núcleo de medida Núcleo de


15 VA 50 VA

Clase de precisión: 0,5 5P10 Las características principales de los transformadores de intensidad elegidos aparecen a continuación:


Memoria.

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En la siguiente tabla se muestran los datos de diseño y valores eléctricos característicos:


Memoria.

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2.8.3.1.8.2.2 Transformadores de intensidad de la rama del grupo de tracción. Los transformadores de corriente asociados al la rama de tracción, serán transformadores monofásicos también de la casa ABB y al igual que el resto, tendrán dos núcleos, uno para medida y el otro para protección. Su relación de transformación será de 400/5 A. La potencia de precisión y la clase de cada núcleo, se muestran en la siguiente tabla: Núcleo de medida Núcleo de


15 VA 30 VA

Clase de precisión: 0,5 5P10 Como los transformadores son idénticos a los anteriores, no mostraremos las características de los mismos. 2.8.3.1.8.2.3 Transformadores de intensidad de la rama de servicios auxiliares. Los transformadores de corriente asociados al la rama de servicios auxiliares, son transformadores monofásicos de ABB y al igual que el resto, contarán con dos núcleos. Su relación de transformación será de 150/5 A. En la siguiente tabla se muestran la potencia de precisión y la clase de cada núcleo del transformador: Núcleo de medida Núcleo de


15 VA 10 VA

Clase de precisión: 0,5 5P20 Al ser transformadores de intensidad idénticos (para todo el parque intemperie de alterna) no mostraremos de nuevo sus características.


Memoria.

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2.8.3.2 Descripción de la instalación de continua. La parte de continua se compone de toda la aparamenta existente entre el grupo rectificador y las salidas de feeder a la catenaria. La descripción de esta será el objetivo de los siguientes apartados. 2.8.3.2.1 Grupo rectificador. El grupo rectificador encargado de convertir la onda de alterna procedente del transformador de potencia en una onda continua apta para las cargas de tracción, es un rectificador de diodos de silicio formado por dos puentes de Graetz en serie de seis pulsos, dando lugar a un grupo rectificador de doce pulsos. La potencia del grupo es de 6 MW y el valor de la tensión media a la salida del mismo es de 3300 V (tensión en condiciones de carga). El fabricante del mismo será Balfour Beatty Ibérica, ya que está homologado para Adif. Las características del grupo rectificador vienen dadas en el Anexo 3.10 correspondiente a elección del mismo. 2.8.3.2.2 Bobina de alisamiento y filtros de armónicos. La bobina que permite reducir las fuertes variaciones que se dan en la corriente a causa de las constantes variaciones de las cargas de tracción, es una bobina de tres arrollamientos de aluminio cuyo coeficiente de autoinducción es de 0,6 mH. Los datos dimensionales de la bobina así como algún dato eléctrico de diseño aparecen reflejados en el anexo correspondiente a las bobinas de alisamiento (Anexo 3.13). Los filtros de armónicos destinados a reducir la perturbación armónica de la parte de continua, están formados por dos circuitos independientes, uno de ellos, el que se encarga de eliminar el armónico de mayor amplitud (armónico 12º) esta formado por una bobina de 1,76 mH en serie con dos capacidades en paralelo entre si de 20 µF, circuito sintonizado a una frecuencia de 600 Hz. El otro esta sintonizado a una frecuencia de 1200 Hz (elimina el armónico 24º) y está compuesto por una inductancia de 1,76 mH en serie con una capacidad de 10 µF.


Memoria.

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2.8.3.2.3 Conductores. 2.8.3.2.3.1 Positivo a la salida del grupo rectificador. Los conductores que se encargan de conectar eléctricamente el rectificador con las celdas de feeder donde se hallan los interruptores extrarrápidos, son conductores de cobre unipolares aislados RHZ1 6/10 kV cuya acometida es subterránea entubada. Los datos de cada conductor así como valores mecánicos y térmicos vienen mostrados en el anexo correspondiente a conductores a la salida del rectificador (Anexo 3.12). 2.8.3.2.3.2 Negativo a la salida del grupo rectificador. El grupo de conductores encargados de unir el negativo del grupo rectificador con el armario de negativos (lugar donde estos se conectan a tierra), son conductores aislados, unipolares de cobre cuya denominación RZ1 0,6/1 kV y cuya acometida es, al igual que el positivo a la salida del rectificador, subterránea entubada. Para conocer más características acerca de los mismos (número de conductores, peso, diámetro, etc), acudir al Anexo 3.12. 2.8.3.2.3.3 Positivo a la salida de las celdas de feeder. El conjunto de conductores destinado a conectar las distintas salidas de las celdas de feeder con el pórtico de feeders (ya en intemperie), son conductores de cobre unipolares aislados RHZ1 6/10 kV cuya instalación de los mismos es en bandejas (el tramo interior) y intemperie (el tramo exterior). Las principales características que definen os conductores elegidos se dan en el anexo de cálculo correspondiente (Anexo 3.16). 2.8.3.2.3.4 Positivo a la salida del pórtico de feeders. Para conectar cada uno de los seis feeders con la catenaria, algunos de ellos (4 en concreto) irán tendidos desde el pórtico de feeders al pórtico de cruce, donde dos de los feeders alimentarán las dos vías asociadas al tramo donde se halla la subestación y el resto saldrán tendidos paralelos a la traza de la catenaria para alimentar los cantones colaterales, se emplearán conductores desnudos de cobre cuya denominación es C - 300.


Memoria.

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Las características fundamentales de estos conductores se dan en el anexo correspondiente de cálculo (Anexo 3.20). 2.8.3.2.3.5 Negativo a la salida del armario de negativos. La conexión del tramo del circuito de retorno comprendido entre el armario de negativos situado en el exterior de la subestación y los carriles o juntas inductivas de las vías generales de paso de la Línea Valencia – Tarragona se realizará mediante cables aislados de cobre, unipolares cuya denominación es RZ1 0,6/1 kV y cuya acometida, al igual que el otro tramo del circuito de retorno, es subterránea entubada. Las características que definen a estos conductores tanto eléctricamente como mecánicamente, vienen dadas en el Anexo 3.21. 2.8.3.2.4 Seccionadores. 2.8.3.2.4.1 Seccionador de grupo. Para poder acoplar, la rama de continua donde se halla el rectificador y los filtros con la barra ómnibus desde donde salen cada una de las salidas de feeder a catenaria, se dispondrá de un seccionador monopolar de cuchillas deslizantes y para servicio interior, ya que irá insertado en la correspondiente celda de grupo antes de conectarse a la citada barra. El seccionador es de la marca Electrotaz. Las características eléctricas con las que este dispositivo de maniobra queda dimensionado, vienen dadas en el anexo asociado a este (Anexo 3.14). 2.8.3.2.4.2 Seccionadores de feeder y bypass. Los seccionadores destinados a maniobrar cada una de las salidas de feeder y a acoplar cada una de estas salidas a las barras de bypass en caso de fallo de alguno de los extrarrápidos, son seccionadores de cuchillas deslizantes unipolares para exterior puesto que ambos irán insertados en el pórtico de feeders. La marca al igual que el seccionador de grupo, es Electrotaz. Para conocer las características definitorias de los citados seccionadores, ver el anexo correspondiente (Anexo 3.18).


Memoria.

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2.8.3.2.5 Barras. 2.8.3.2.5.1 Barra ómnibus. Para poder suministrar energía eléctrica a las diferentes salidas de feeder que alimentan la catenaria de cada una de las vías generales, se ha provisto de una barra simple que hace de nexo entre el grupo rectificador y las seis salidas de feeder. Esta barra, conocida como barra ómnibus, esta compuesta por dos pletinas de cobre solapadas cuyas características de las mismas aparecen a continuación:

- Dimensiones: 100 mm x 10 mm. - Sección: 988 2

mm . - Peso: 8,89 kg/m. - Intensidad admisible: 3310 A. - Momento de inercia: 83 4

cm . - Momento resistente: 16,7 3

cm . - Distancia entre apoyos: 2,75 m.

2.8.3.2.5.2 Barras de bypass. Para poder alimentar a la catenaria de cualquiera de las vías en condiciones desfavorables (uno o más feeders están desenergizados bien porque un extrarrápido o un seccionador de feeder asociado se encuentren fuera de servicio por cualquier motivo, se dispondrán de dos barras de bypass, una por cada tres feeders. Cada barra estará compuesta por una pletina de cobre cuyas características son:

- Dimensiones: 100 mm x 10 mm. - Sección: 988 2

mm . - Peso: 8,89 kg/m. - Intensidad admisible: 1940 A. - Momento de inercia: 83 4

cm . - Momento resistente: 16,7 3

cm . 2.8.3.2.6 Transductores de medida. 2.8.3.2.6.1 Transductores de medida de corriente de las celdas de feeder. Para medir la corriente que circula por cada uno de los feeders, se emplearán transductores de medida de corriente basados en el efecto Hall (ya que permiten realizar medidas precisas en continua). Dichos transductores irán instalados en el interior de cada celda de feeder


Memoria.

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junto al interruptor extrarrápido y al analizador de línea aérea de contacto asociado. Cada uno de ellos dispondrá de dos circuitos: el circuito de alta o circuito de potencia y el circuito electrónico. La relación de corrientes que tendrá será de 4000/1 A. La potencia y la clase de precisión serán, tal y como apunta el Anexo 3.22, de 10 VA y del 1 % respectivamente. Es importante citar como característica principal de los mismos, que poseen aislamiento galvánico entre el circuito primario y el circuito secundario. A continuación se muestran las características eléctricas de estos transductores:

Las características en cuanto a rendimiento de medida de los citados transductores, aparecen en la siguiente tabla:


Memoria.

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Las características del aislamiento de estos dispositivos se dan a continuación:

El resto de características aparecen a continuación:


Memoria.

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2.8.3.2.7 Interruptores. 2.8.3.2.7.1 Interruptores extrarrápidos de las celdas de feeder. Con el fin de proteger toda la acometida de continua de la subestación (principalmente el grupo rectificador) frente a sobreintensidades y cortocircuitos que puedan darse exteriormente en cualquier punto de la catenaria de cualquiera de las vías generales (principalmente de los tramos colaterales), se colocarán interruptores extraíbles (mediante carro) de apertura rápida (extrarrápidos) de aire para servicio interior cuyo modelo es el UR26 – 64 de la marca Sécheron que irán insertados en las celdas de feeder junto con los transductores de corriente y los analizadores de LAC. Las características que definen estos interruptores se muestran en el Anexo 3.11. 2.8.3.2.8 Pararrayos. 2.8.3.2.8.1 Pararrayos asociados a las salidas de feeder. A fin de proteger todos los elementos que conforman la acometida de continua frente a sobretensiones causadas por variaciones bruscas de carga, por una onda de origen atmosférico (rayo), por la maniobra de apertura o cierre de un interruptor, etc, se dispondrá de un conjunto de pararrayos de óxido de zinc (ZnO), una para cada salida de feeder. Su instalación será exterior (a la salida del edificio de continua) y su envolvente será de porcelana vidriada. El modelo elegido es SBB 4/10/G de la marca Tridelta. Para conocer los datos eléctricos, mecánicos y dimensionales de la autoválvula elegida, se deberá recurrir al Anexo 3.17. 2.8.3.2.9 Aisladores. 2.8.3.2.9.1 Aisladores de los feeder de salida a catenaria. Para garantizar un correcto aislamiento entre cada pórtico (de feeders y de cruce) y los conductores que componen cada feeder de salida a catenaria, se instalarán dos aisladores de vidrio templado de caperuza y perno de cuya denominación es la de E100RZV. Como ya se ha dicho, habrá por cada feeder dos aisladores amarrados a cualquiera de los pórticos dependiendo el destino de cada feeder (del


Memoria.

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pórtico de feeders irán amarrados todos los feeders aunque como ya se ha dicho cuatro estarán amarrados al pórtico de cruce ya que dos de ellos salen tendidos desde el pórtico de feeders). Los elementos de unión y herrajes que componen cada cadena de aisladores están formados por un tensor de rosca, una anilla en forma de bola y una horquilla en V con hojales para agrupar a los dos conductores de cada feeder. A continuación se muestran las características de los aisladores elegidos:


o Carga de rotura mecánica: 100 kN. o Paso: 146 mm. o Diámetro: 200 mm. o Línea de fuga: 305 mm. o Peso: 3,75 kg.


o Tensión soportada a frecuencia industrial (bajo lluvia): 25 kV.

o Tensión soportada ante impulso tipo rayo: 66 kV. o Tensión de perforación en aceite: 130 kV.

Los datos asociados a los herrajes y elementos de unión que conforman la cadena de aisladores, vienen dados en el anexo correspondiente (Anexo 3.19). 2.8.3.3 Descripción de la red de tierras. En este apartado se realizará una descripción de cada una de las redes de tierras de las cuales se compone nuestra subestación a fin de proteger a los seres humanos que están trabajando en ella como aquellos ajenos a la misma. 2.8.3.3.1 Malla de tierras protección. La malla de tierras de protección del presente proyecto que tiene como fin aislar a todos los elementos metálicos (chasis, bastidores, etc.) de la aparamenta de alterna, así como los pórticos asociados y el vallado perimetral que rodea la subestación, además de hacer de nexo con las tierras de servicio y la red de masas, es una malla rectangular no homogénea (distancia variable entre conductores paralelos) compuesta por conductores de cobre desnudo de 300 2

mm de sección unidos entre si mediante soldadura aluminotérmica y 90


Memoria.

- 90 -

picas de acero recubiertas de cobre de 25 mm de diámetro y una longitud de 2 m cada una colocadas en todo el perímetro. Las características de la malla se detallan a continuación:

- Superficie total de la malla: 743,457 3m .

- Longitud total enterrada: 1431,139 m. - Profundidad de la malla: 0,9 m. - Longitud perimetral: 120,926 m.

Para conocer la resistencia total de la malla así como los valores resultantes de tensiones de paso y contacto, consultar el Anexo 3.23 correspondiente al cálculo de la red de tierras. 2.8.3.3.2 Tierras de servicio. Las tierras de servicio las compondrán, tal y como apunta la instrucción 13 del MIE – RAT, los neutros del transformador de potencia destinado a tracción, los seccionadores de puesta a tierra de las líneas eléctricas de entrada (que van conectados directamente a la malla de protección), las autoválvulas del parque de alterna (que en este caso se conectan también de forma directa a la malla de tierras) como en este caso también las autoválvulas de continua y los negativos del rectificador. A continuación se cita el conjunto de conexiones necesarias entre los elementos citados y las pletinas del armario de negativos a partir de las cuales, estas tierras de servicio se conectan a la malla general de tierra:

- Para los neutros del transformador de potencia:

o Cable de cobre aislado unipolar RZ1 0,6/1 kV de 95 2mm

de sección.

- Para las autoválvulas de continua:

o Cables de cobre aislado unipolar RZ1 0,6/1 kV de 95 2

mm que unen cada autoválvula con una pletina. o Pletina de cobre de dimensiones 20 x 5 mm (199 2

mm ).

o Cable de cobre aislador unipolar RZ1 0,6/1 kV de 95 2mm

entre la pletina y la del armario de negativos.

- Negativos del rectificador al armario: ya han sido citados anteriormente.


Memoria.

- 91 -

A excepción de los negativos, el resto se conectará a una pletina de cobre de 100 x 10 mm situada en el armario de negativos y de esta mediante cable aislado RZ1 0,6/1 kV de 95 2

mm se conectará a la malla general de protección. Los negativos del rectificador se conectarán a otra pletina de cobre de iguales dimensiones que estará conectada con la pletina anterior y con la pletina asociada a la acometida de negativos a los carriles o juntas inductivas. 2.8.3.3.3 Red de masas. La red de masas, esta formada por las conexiones entre la aparamenta en continua a proteger y la pletina del armario de negativos desde la cual esta red se conecta a la malla general de tierras. Como ya se ha citado en el Anexo 3.24, esta red es necesaria puesto que parte de la instalación opera con corriente continua y es necesario aislar las parte metálicas, bastidores, soportes, etc, de cada elemento para garantizar la seguridad en la instalación. En el anexo citado también se describen las tres redes de masa que existen dependiendo del aparellaje a aislar. A continuación se describe la composición de las conexiones de cada una de las redes de masa:

- Red de masa de grupo:

o Pletina de cobre de 20 x 5 mm a la cual se conectan el bastidor del rectificador y los soportes de la bobina de alisamiento y los filtros de armónicos.

o Cable de cobre aislado unipolar RZ1 0,6/1 kV de sección

igual a 120 2mm .

- Red de masa de las celdas de feeder:

o Pletina de cobre 20 x 5 mm que conecta cada una de las celdas de feeder así como la celda de grupo.

o Cable de cobre aislado unipolar RZ1 0,6/1 kV de 120

2mm .

- Red de masa del pórtico de feeder:

o Pletina de cobre de 20 x 5 mm que se conecta a las partes metálicas de los seccionadores de feeder y bypass, así como los dinteles donde estos van colocados.


Memoria.

- 92 -

o Cable de cobre aislado unipolar RZ1 0,6/1 kV de 120 2

mm . Entre cada pletina y cable aislado se interpondrá, como ya de ha citado en el anexo de tierras, un relé de masa. Toda la red de masas se conectará a la misma pletina que la de las tierras de servicio. Como ya se ha dicho, la citada pletina tendrá una salida para conectar con la malla general de tierra compuesta por un cable aislado de 95 2

mm . 2.8.3.4 Alumbrado. En este apartado se describirán las características de las luminarias empleadas tanto para servicio interior y exterior como para emergencia. 2.8.3.4.1 Alumbrado interior. En esta sección se realizará una descripción de todas las luminarias empleadas en cuanto a número de ellas según el recinto donde se hallen y características de las mismas ser refiere. En el edificio existen seis recintos. Para todos ellos se ha empleado el mismo modelo de luminaria: el modelo Philips TCS097 1XTL-D36W HPF cuya potencia es de 36 W. A continuación se aborda cada uno de ellos por separado. 2.8.3.4.1.1 Alumbrado de la sala de grupo y la de servicios auxiliares. Puesto que ambas salas poseen las mismas dimensiones el alumbrado será idéntico para los dos casos. Cada una de estas salas, poseen cuatro luminarias fluorescentes adosadas cuyas características son:

- Número de luminarias: 4. - Potencia total instalada: 144 W. - Flujo luminoso: 3350 lm. - Balasto: HPF.


Memoria.

- 93 -

2.8.3.4.1.2 Alumbrado de la sala de potencia. Las características del alumbrado de la sala de potencia donde se hallan las celdas de continua así como la celda de grupo, aparecen a continuación:


2.8.3.4.1.3 Alumbrado de la oficina. Las características del alumbrado de la oficina se muestran a continuación:


2.8.3.4.1.4 Alumbrado del aseo. Las características del alumbrado del aseo aparecen a continuación:


2.8.3.4.1.5 Alumbrado de la sala de mando y control. Para iluminar la sala de mando y control del edificio de continua, se ha provisto de un alumbrado con las siguientes características:



Memoria.

- 94 -

2.8.3.4.2 Alumbrado exterior. En el parque exterior (tanto el de continua como el de alterna), se dispondrá de dos tipos de luminarias (ambas destinadas a el alumbrado de grandes áreas y seguridad) cuya ubicación dependerá del objetivo a iluminar. A continuación se muestra la ubicación, modelo y las características de las mismas:

- Alumbrado del acceso principal a la subestación:

o Modelo: Philips MVP504 GC 1XCDM-TD150W A67.5. o Potencia: 150 W. o Flujo luminoso: 13250 lm. o Número de luminarias: 1. o Potencia total instalada: 150 W.

- Alumbrado del parque de alterna y continua:

o Modelo: Philips RVP351 1XSON-T250W A47.5. o Potencia: 250 W. o Flujo luminoso: 28000 lm. o Número de luminarias:

4 para el parque de alterna. 2 para el parque de continua.

o Potencia total instalada:

Parque de alterna: 1 kW. Parque de continua: 500 W.

2.8.3.4.3 Alumbrado de emergencia. A fin de mantener cada uno de los locales que conforman el edificio de continua con el nivel mínimo de iluminación en caso de emergencia, se dispondrán de luminarias destinadas a este cometido en todos y cada uno de estos recintos. A continuación se muestran las luminarias de emergencia utilizadas en cada recinto así como sus características definitorias: Para la sala de grupo y de servicios auxiliares:

- HYDRA – RE 2C7 TCA.


Memoria.

- 95 -

o Potencia: 8 W. o Flujo luminoso: 300 lm. o Autonomía: 2 h. o Número de luminarias: 1. o Potencia total instalada en el recinto: 8 W.

Para la sala de potencia:

- HYDRA N5.

o Potencia: 8 W. o Flujo luminoso: 215 lm. o Autonomía: 1 h. o Número de luminarias: 1.

- HYDRA – RE 2C5.

o Potencia: 8 W. o Flujo luminoso: 250 lm. o Autonomía: 2 h. o Número de luminarias: 2.

- HYDRA N10.


Para la sala de mando y control:

- HYDRA C3:


Para la oficina:

HYDRA – RE 2C5.

o Potencia: 8 W.


Memoria.

- 96 -

o Flujo luminoso: 250 lm. o Autonomía: 2 h. o Número de luminarias: 1. o Potencia total instalada en el recinto: 8 W.

Para el aseo:

HYDRA 3C4.


2.9 Planificación. El presente apartado tiene como objetivo mostrar la planificación a seguir para llevar a cabo las tareas de construcción y puesta en servicio de la nueva subestación de tracción de Port Aventura. En la citada planificación se mostrará una secuencia de hitos y objetivos organizada que se deben alcanzar de tal manera que permita llevar a cabo la finalización de toda la obra y puesta en marcha de la instalación en un plazo previsto de 12 meses. Para desarrollar esta secuencia de tareas y tiempos, se ha recurrido a un diagrama Gantt, como los que se muestran a continuación:


Memoria.

- 97 -


Memoria.

- 98 -

2.10 Orden de prioridad entre los documentos básicos. El orden entre los documentos del proyecto en caso de existir discrepancias, es el siguiente:

1. Planos. 2. Pliego de condiciones.

3. Presupuestos. 4. Memoria.

2.11 Resumen del presupuesto. PARTIDA DE OBRA CIVIL: 53314,07 € PARTIDA DE APARAMENTA DE ALTERNA: 362131,58 € PARTIDA DE APARAMENTA DE CONTINUA: 477838,44 € PARTIDA DE ARMARIOS Y CUADROS DE BT: 17644,96 € PARTIDA DE ARMARIOS DE CORRIENTE CONTINUA: 46220,02 € PARTIDA DE CONDUCTORES: 166201,66 € PARTIDA DE AISLADORES, HERRAJES Y ACCESORIOS: 8243,71 € PARTIDA DE DISPOSITIVOS DE MEDIDA: 4604,4 € PARTIDA DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN: 20600,1 € PARTIDA DE ALUMBRADO: 6322,79 € PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL 1163121,76 €

I.V.A. (18 %) 209361,91 € PRESUPUESTO GENERAL TOTAL 1372483,67 € El presupuesto general total asciende a la cantidad de UN MILLÓN TRESCIENTOS SETENTA Y DOS MIL CUATROCIENTOS OCHENTA Y TRES EUROS CON SESENTA Y SIETE CÉNTIMOS.



3. Anexos



Anexos.

- 100 -

ÍNDICE

3.1 Cálculo de los conductores de entrada. ................................ 106




3.1.2.2 Otros criterios de cálculo. ....................................... 107

3.1.2.3 Cálculo de las sobrecargas según la CEI – 146.463.2. 108

3.1.2.4 Cálculo del efecto corona. ....................................... 108




3.1.3.1.2 Hipótesis de vibraciones (CHS). ......................... 120

3.1.3.1.3 Hipótesis de flecha máxima. .............................. 121

3.1.3.1.3.1 Hipótesis de viento. .................................... 121

3.1.3.1.3.2 Hipótesis de temperatura............................. 123

3.1.3.1.3.3 Hipótesis de hielo. ...................................... 124

3.1.3.1.4 Hipótesis de flecha mínima. ............................... 124



3.2 Cálculo del aislamiento del pórtico de entrada. ..................... 129



3.3 Dimensionamiento y elección de los seccionadores de la acometida en alterna. ............................................................. 135

3.3.1 Dimensionamiento de los seccionadores asociados al transformador de potencia. ................................................... 136

3.3.2 Dimensionamiento de los seccionadores asociados al transformador de servicios auxiliares. .................................... 136

3.3.3 Elección de los seccionadores........................................ 137

3.4 Dimensionamiento y elección de los interruptores de la parte de alterna. ................................................................................. 138

3.4.1 Cálculo de las corrientes de cortocircuito. ....................... 139

3.4.1.1 Cálculo del cortocircuito en una de las líneas eléctricas de entrada. .......................................................................... 144

3.4.1.2 Cálculo del cortocircuito en el embarrado de 66 kV. ... 147

3.4.1.3 Cálculo del cortocircuito a la salida del secundario del transformador de servicios auxiliares................................... 149

3.4.1.4 Cálculo del cortocircuito a la salida del transformador de potencia. ......................................................................... 151

3.4.1.3 Cálculo de las corrientes de cortocircuito máximas de choque. ........................................................................... 154

3.4.2 Dimensionamiento y elección de los interruptores de las líneas de entrada. ................................................................ 155

3.4.3 Dimensionamiento y elección del interruptor asociado al transformador de potencia. ................................................... 157


Anexos.

- 101 -

3.4.4 Dimensionamiento y elección del interruptor asociado al transformador de servicios auxiliares. .................................... 159

3.4.5 Dimensionamiento y elección del interruptor general de baja tensión de servicios auxiliares. .............................................. 160

3.5 Cálculo del embarrado de 66 kV.......................................... 162

3.5.1 Intensidades admisibles del embarrado. ......................... 163

3.5.2 Resistencia térmica ante cortocircuitos........................... 163

3.5.3 Resistencia mecánica ante cortocircuitos. ....................... 167

3.5.4 Cálculo del aislamiento del embarrado de 66 kV. ............. 174

3.6 Cálculo de las protecciones de alterna frente a sobretensiones............................................................................................. 175

3.6.1 Protecciones frente a sobretensiones. ............................ 175

3.6.1.1 Justificación de la instalación de autoválvulas. ........... 176

3.6.1.2 Criterios para la elección de las autoválvulas. ............ 177

3.6.1.2.1 Cálculo de las autoválvulas para el transformador de potencia........................................................................ 177





3.6.1.2.2 Cálculo de las autoválvulas para la acometida subterránea de los servicios auxiliares. ............................. 180





3.6.1.3 Elección de las autoválvulas. ................................... 181

3.7 Elección del transformador de potencia................................ 185

3.7.1 Criterios para la elección del transformador de potencia. .. 185

3.7.2 Contexto del proyecto para el dimensionamiento del transformador de potencia. ................................................... 186

3.7.3 Dimensionamiento y elección del transformador de potencia.......................................................................................... 187

3.8 Elección del transformador para servicios auxiliares. ............. 189

3.9 Cálculo de los conductores de la salida del transformador de potencia. ............................................................................... 190




Anexos.

- 102 -



3.9.2.3 Cálculo por cortocircuito. ........................................ 195

3.10 Elección del grupo rectificador de potencia. ........................ 196

3.10.1 Criterios para la elección del rectificador....................... 196

3.10.2 Contexto del proyecto para el dimensionamiento del grupo rectificador de potencia. ....................................................... 197

3.10.3 Dimensionamiento y elección del grupo rectificador de potencia. ............................................................................ 198

3.11 Dimensionamiento y elección de los interruptores de la parte de continua................................................................................ 199

3.11.1 Cálculo de las corrientes de cortocircuito. ..................... 201

3.11.1.1 Cálculo del cortocircuito en el punto de unión de la subestación de Port Aventura con la catenaria. ..................... 211

3.11.2 Dimensionamiento y elección de los interruptores de las celdas de feeder. ................................................................. 214

3.12 Cálculo de la acometida de salida del grupo rectificador de potencia. ............................................................................... 219

3.12.1 Cálculo del conductor positivo a la salida del grupo rectificador de potencia. ....................................................... 219






3.12.2 Cálculo del conductor negativo a la salida del grupo rectificador de potencia. ....................................................... 223






3.13 Cálculo de la bobina de alisamiento y los filtros de armónicos............................................................................................. 226

3.13.1 Cálculo de la bobina de alisamiento.............................. 227

3.13.2 Cálculo de los filtros de armónicos. .............................. 228

3.14 Dimensionamiento y elección del seccionador de grupo........ 231

3.15 Cálculo de la barra ómnibus y las barras de bypass. ............ 233

3.15.1 Cálculo de la barra ómnibus. ....................................... 233

3.15.1.1 Intensidades admisibles de la barra........................ 233

3.15.1.2 Resistencia térmica ante cortocircuitos. .................. 236

3.15.1.3 Resistencia mecánica ante cortocircuitos. ................ 239

3.15.2 Cálculo de las barras de bypass. .................................. 241


Anexos.

- 103 -

3.16 Cálculo del conductor positivo de salida de las celdas de feeder............................................................................................. 242






3.17 Cálculo de las protecciones de continua contra sobretensiones............................................................................................. 247

3.17.1 Protección frente a sobretensiones............................... 247

3.17.1.1 Criterios de elección de las autoválvulas. ................ 247

3.17.1.1.1 Cálculo de las sobretensiones temporales en condiciones normales. .................................................... 248

3.17.1.1.2 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a maniobras. .................................................................... 248

3.17.1.1.3 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a pérdidas de carga........................................................... 249

3.17.1.1.4 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a las derivaciones a tierra. ................................................. 249

3.17.1.2 Elección de las autoválvulas. ................................. 250

3.18 Dimensionamiento y elección de los seccionadores de feeder y de bypass.............................................................................. 252

3.19 Cálculo del aislamiento de los feeders de salida a catenaria. . 254



3.20 Cálculo del positivo de salida del pórtico de feeders............. 261






3.20.3.1 Sobrecarga debido al viento. ................................. 266

3.20.3.2 Hipótesis de vibraciones (EDS). ............................. 267

3.20.3.3 Hipótesis de vibraciones (CHS). ............................. 270

3.20.3.4 Hipótesis de flecha máxima. .................................. 271

3.20.3.4.1 Hipótesis de viento. ........................................ 271

3.20.3.4.2 Hipótesis de temperatura. ............................... 273

3.20.3.4.3 Hipótesis de hielo. .......................................... 274

3.20.3.5 Hipótesis de flecha mínima.................................... 274

3.21 Cálculo del conductor negativo comprendido entre el armario de negativos y los carriles............................................................ 274





Anexos.

- 104 -



3.22 Elección de equipos de medida y protección. ...................... 280

3.22.1 Equipos de medida y protección para la parte de alterna. 280

3.22.1.1 Transformadores de medida y protección. ............... 280

3.22.1.1.1 Transformadores de tensión............................. 280

3.22.1.1.2 Transformadores de intensidad. ....................... 285

3.22.1.1.2.1 Transformadores de intensidad para las líneas eléctricas de entrada. .................................................. 285

3.22.1.1.2.2 Transformadores de intensidad asociados a la rama del grupo de tracción. .......................................... 290

3.22.1.1.2.3 Transformadores de intensidad asociados a la rama de servicios auxiliares.......................................... 294

3.22.2 Equipos de medida y protección para la parte de continua.......................................................................................... 298

3.22.2.1 Transductores de intensidad de las celdas de feeder. 298

3.23 Cálculo del sistema de puesta a tierra................................ 300

3.23.1 Características del terreno. ......................................... 301

3.23.2 Datos de partida........................................................ 301

3.23.3 Consideraciones previas de diseño. .............................. 301

3.23.4 Dimensionamiento de los sistemas de puesta a tierra..... 302

3.23.4.1 Cálculo de la malla de protección. .......................... 302

3.23.4.1.1 Tensiones de paso y contacto admisibles. .......... 303

3.23.4.1.2 Validación de las mallas de tierras por tensiones de paso y contacto. ............................................................ 304

3.23.4.1.3 Sección del conductor de tierra. ....................... 304

3.23.4.1.4 Resistencia de la malla de tierras...................... 305

3.23.4.1.5 Cálculo de las tensiones de paso y contacto reales.................................................................................... 306

3.23.4.2 Cálculo de las tierras de servicio. ........................... 312

3.23.4.2.1 Dimensionamiento de los neutros del transformador de potencia. .................................................................. 312

3.23.4.2.1.1 Elección del conductor. .............................. 312


3.23.4.2.2 Dimensionamiento de los conductores de tierra asociados a las autoválvulas de continua........................... 313

3.23.4.2.2.1 Cálculo de la pletina por corriente de defecto a tierra. ........................................................................ 314

3.23.4.3 Cálculo de la red de masas.................................... 314

3.23.4.3.1 Dimensionamiento de las redes de masa. .......... 315


3.23.4.4 Conexión entre las diferentes redes de tierra. .......... 316

3.24 Alumbrado. .................................................................... 316

3.24.1 Alumbrado interior..................................................... 318


Anexos.

- 105 -

3.24.1.1 Alumbrado de la sala de grupo y de la de servicios auxiliares. ........................................................................ 319

3.24.1.2 Alumbrado de la sala de potencia. .......................... 321

3.24.1.3 Alumbrado de la sala de mando y control. ............... 323

3.24.1.4 Alumbrado del aseo.............................................. 325

3.24.1.5 Alumbrado de la oficina. ....................................... 327

3.24.2 Alumbrado exterior. ................................................... 329

3.24.3 Alumbrado de emergencia. ......................................... 331


Anexos.

- 106 -

3.1 Cálculo de los conductores de entrada. 3.1.1 Elección del conductor Lo primero que haremos es elegir el conductor que alimenta a la subestación. El conductor elegido es un conductor de aluminio – acero cuya designación es 147 AL1/34 ST1A (LA 180). Sus características aparecen a continuación:

- Composición: 30 x 2,5 + 7 x 2,5. - Sección: 181,6 2mm . - Peso: 0,6625 daN/m. - Diámetro aparente: 17,5 mm. - Carga de rotura: 6390 daN. - Módulo de elasticidad: 8000 daN/ 2mm . - Coeficiente de dilatación lineal: 6108,17 −⋅ ºC. - Resistencia eléctrica a 20 ºC: 0,196 Ω/km.

Conocido el conductor a emplear y sus características, comenzaremos a realizar el cálculo eléctrico del conductor conforme a los criterios de cálculo marcados por el apartado 4 de la ITC – LAT 07 a parte de los que implica una instalación de este tipo (CEI – 146.463.2). 3.1.2 Cálculo eléctrico. 3.1.2.1 Cálculo por densidad de corriente. Para calcular la densidad de corriente máxima del conductor elegido, primero necesitamos conocer la sección del mismo que es de 181,6

2mm . Con ese dato, miramos la tabla 11 de la ITC – LAT 07 y observamos que dicho valor de sección no aparece en la tabla citada. Escogeremos por tanto su valor por encima que es según dicha tabla de 200 2mm . Para ese valor, teniendo en cuenta que nuestro conductor es de aluminio - acero, el reglamento establece elegir la sección correspondiente como si fuese de aluminio y multiplicarlo por un coeficiente de de reducción. Mirando la tabla nos fija un valor de densidad de corriente igual a 2,5 A/ 2mm . Luego:

22,5A/mmσ=

Los coeficientes de reducción dependerán de la composición del cable:

- 0916 para una composición de 30 + 7. - 0,937 para una composición de 6 + 1 y 26 + 7.


Anexos.

- 107 -

- 0,95 para una composición de 54 + 7. - 0,97 para una composición de 45 + 7.

Puesto que nuestro conductor tiene una composición de 30 + 7, el coeficiente de reducción a aplicar será 0,916. Luego la densidad de corriente máxima será:

2

máx 2,29A/mm2,50,916σkσ =⋅=⋅= Y por tanto, la intensidad máxima admisible será:

415,86A181,62,50,916SσkImáx =⋅⋅=⋅⋅= Para justificar que el cable soportará esa densidad de corriente, calcularemos la densidad de corriente real. Para ello, primero calcularemos la corriente nominal que circulará por el cable, considerando que los transformadores trabajan al 100 % de potencia en régimen permanente:

A59,92110663

10250106,6

U3

SI

3

36

n

nn =

⋅⋅⋅+⋅=

⋅=

Como se puede observar, la corriente nominal es mucho menor que la corriente máxima admisible, lo que significará que la densidad de corriente real será por tanto menor que la máxima calculada:

20,329A/mm181,6

59,921 ==σ

Luego podemos concluir que bajo este criterio, el cable cumple perfectamente, ya que:

22máx 0,329A/mm2,29A/mm =>= σσ

3.1.2.2 Otros criterios de cálculo. En el RLAT, se hace también referencia a cálculos por caída de tensión y por pérdidas de potencia.


Anexos.

- 108 -

Puesto que nuestro proyecto no trata una línea eléctrica como tal si no más bien un vano que es el que existe entre el apoyo de entronque y el pórtico de entrada a la subestación, no tienen ningún sentido justificar la elección de un cable por el método de cálculo de caída de tensión debido a que la longitud estudiada es mínima. Algo similar ocurre con las pérdidas de potencia. Para una longitud tan sumamente corta, las pérdidas de potencia son inapreciables ya que estas toman sentido para unos valores de longitudes ya considerables. 3.1.2.3 Cálculo de las sobrecargas según la CEI – 146.463.2. Al ser una instalación eléctrica dedicada a tracción, como se ha visto anteriormente, esta ha de soportar un régimen de sobrecargas según marca la norma CEI – 146.463.2 clase de servicio VI, gran tracción. Para ello calcularemos estos regimenes y comprobaremos si el cable elegido esta diseñado para soportar estas sobrecargas. Para un régimen de trabajo del transformador de potencia del 150 % (durante dos horas):

A88,78910663

102501,5)10(6,6I

3

36

=⋅⋅

⋅+⋅⋅=

Para un régimen de trabajo del transformador de potencia del 300 % (durante cinco minutos):

A175,39210663

102503)10(6,6I

3

36

=⋅⋅

⋅+⋅⋅=

Como podemos observar, el cable esta diseñado para soportar una corriente máxima admisible en régimen permanente de 415,86 A, con lo que podemos concluir que el cable estará en disposición de aguantar estos niveles de sobrecargas sin ningún problema. 3.1.2.4 Cálculo del efecto corona. Según el apartado 4.3 de la ITC – LAT 07, el efecto corona se comprobará en aquellas líneas eléctricas con tensiones mayores de 66 kV. No obstante, se va a realizar la comprobación de que este


Anexos.

- 109 -

fenómeno no influya de forma decisiva en la elección del cable elegido. La justificación de su comprobación viene dada porque este tipo de fenómenos son perjudiciales en el sentido en el que producen pérdidas de energía y deterioran los materiales como herrajes, accesorios, aislantes, etc. Este fenómeno viene de la ionización del aire que rodea a los conductores. Es importante en este ámbito, el concepto de tensión crítica disruptiva. Se define como la tensión a la que el campo en la superficie del conductor excede la rigidez dieléctrica del aire y en consecuencia comienza el efecto corona. Para calcular esta tensión utilizaremos la ecuación de Peek:

r

Dln

β

rEδmm3U ratdd ⋅⋅⋅⋅⋅⋅=

Siendo:

dm el coeficiente de rugosidad del conductor.

tm el coeficiente meteorológico.

δ el factor de corrección de la densidad del aire.

raE la rigidez dieléctrica del aire.

r es el radio del conductor en cm. D la distancia media geométrica entre fases en cm. β es un factor de disposición de los conductores en haces. Para calcular esta tensión y ver que no produce pérdidas por efecto corona, habrá que tener en cuenta las dos configuraciones entre los conductores: los conductores del pórtico de entrada a la subestación están alineados, mientras que los del apoyo de entronque están a tresbolillo. Comenzaremos por calcular este fenómeno para la configuración del pórtico de entrada. Ahora calcularemos cada uno de estos parámetros por separado para conocer el valor de la tensión disruptiva:


Anexos.

- 110 -

- El dm puede tomar los siguientes valores: 1 para hilos de superficie lisa. 0,93 a 0,98 para hilos oxidados o rugosos. 0,83 a 0,87 para conductores formados por hilos. Puesto que nuestro conductor esta formado por hilos, elegiremos un valor entre 0,83 y 0,87. - El coeficiente meteorológico ( tm ) puede tomar los siguientes valores: 1 para tiempo seco 0,8 para tiempo húmedo. La zona donde se halla la línea es una zona seca. Pero debida a su proximidad al mar, lo consideraremos como húmedo. - El valor del factor de corrección del aire se calcula mediante la siguiente expresión:

θ273

h3,921δ

+⋅=

Siendo: H es la presión barométrica en cm de mercurio. Θ la temperatura del aire en grados centígrados. Primero calcularemos el valor de la presión barométrica, que puede expresarse como:

18,4

y

1076h

−

⋅=

Siendo y el valor de la altura sobre el nivel del mar en km. Mirando la cartografía topográfica de Cataluña obtenemos una altura aproximada de 13,3 m sobre el nivel del mar. Sustituyendo:

75,871076h 18,4

0,0133

=⋅=−


Anexos.

- 111 -

La temperatura, la estimaremos mediante la siguiente ecuación:

5y25θ −=

Que sustituyendo el valor anteriormente calculado, la temperatura será:

C24,93º0,0133)(525θ =⋅−=

Sustituyendo los valores anteriormente calculados en la expresión del factor corrector del aire, este queda:

0,99824,93273

75,873,921δ =

+⋅=

- La rigidez dieléctrica del aire es un valor conocido. Su valor es de 21,1 kV/cm. - El radio del conductor 147 AL1/34 ST1A es de 0,875 cm. - La distancia media geométrica es precisa calcularla conociendo la distancia entre los conductores. Para conocer la distancia entre conductores seguiremos lo expuesto por el apartado 5.4.1 de la ITC – LAT 07 que nos habla de distancias entre conductores de un mismo apoyo. Para calcular la distancia mínima utilizaremos la siguiente expresión:

ppDK'LFKD ⋅++⋅=

Siendo: K el coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento. F la flecha máxima en metros. L la longitud en metros de la cadena de suspensión (si la cadena es de amarre, L = 0). K’ el coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea.


Anexos.

- 112 -

ppD la distancia mínima aérea especificada para prevenir una

descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Una vez definidos todos los parámetros de la ecuación, vamos a obtener el valor de cada uno de ellos para llegar a calcular la distancia mínima entre conductores. Hay que tener en cuenta la configuración que tendrán ya que los del pórtico estarán alineados. Comenzaremos a calcular las distancias mínimas entre los conductores del pórtico de entrada: - Para obtener el valor de K, iremos a la tabla 16 de la ITC anteriormente citada. Para obtener el ángulo de oscilación aplicaremos:

52,86º0,6625

0,875arctg

P

Farctgα

p

v =

=

=

Puesto que el ángulo está comprendido entre 40º y 65º y la tensión es mayor de 30 kV, el valor de K será de 0,65. - Para determinar F, se necesita realizar la justificación mecánica del conductor. La flecha máxima se da para la hipótesis de temperatura. Dicho valor es de 0,141 m. - Como las cadenas de aisladores son de amarre, ya que estamos calculando las distancias mínimas entre los conductores del pórtico, L=0. - K’ será 0,75 ya que nuestra línea no pertenece a una de categoría especial. - Para calcular el valor de ppD , utilizaremos la tabla 15 de la misma

ITC. Como la tensión más elevada de la red es de 72,5 kV, este valor será de 0,8. Con todos los datos calculados, sustituimos en la expresión:

m 0,8440,80,750,1410,65DK'LFKD pp =⋅+⋅=⋅++⋅=

Cualquier distancia entre los conductores para el pórtico igual o superior a 0,844 m puede ser válida. Elegimos una distancia entre estos conductores para el pórtico de la subestación de 1 m. Ahora


Anexos.

- 113 -

calcularemos la distancia media geométrica a través de la siguiente expresión:

3

132312 dddD ⋅⋅=

Siendo 12d la distancia entre el conductor de la primera fase y el de la segunda, 23d la distancia entre el conductor de la segunda fase y el de

la tercera y finalmente 13d la distancia entre el conductor de la primera fase y la tercera. Sustituyendo:

cm 125,99200100100dddD 33132312 =⋅⋅=⋅⋅=

Por último calcularemos el valor de β. Como solo hay un conductor por fase:

1β=

Con todos los valores calculados, sustituimos todos ellos para conocer el valor de la tensión disruptiva para este caso:

kV 107,850,875

125,99ln

1

0,87521,10,9980,80,853

r

Dln

β

rEδmm3U ratdd =⋅⋅⋅⋅⋅=⋅⋅⋅⋅⋅⋅=

Como podemos comprobar la tensión a la cual comenzaría a tenerse en cuenta este fenómeno es para una tensión igual o superior a 107,85 kV. Como la tensión más elevada de la red es de 72,5 kV, podemos concluir que no tiene sentido considerar pérdidas por efecto corona, ya que:

kV 72,5UkV 107,85U sd =>= A continuación calcularemos el valor de la tensión disruptiva para el apoyo de entronque que tiene una configuración de tresbolillo entre los conductores: - Como el coeficiente de rugosidad del conductor no cambia, tomaremos el mismo valor que anteriormente.


Anexos.

- 114 -

- Igualmente, el coeficiente meteorológico será el mismo que el anterior ya que no ha cambiado nada. - Como la altura y la temperatura tampoco cambian, el factor de corrección del aire será el mismo. - La rigidez dieléctrica del aire y el radio del conductor tampoco varían ya que son constantes. - El valor de β tampoco varía. - Lo único cambiante es la distancia media geométrica. Para ello necesitamos conocer la distancia mínima entre los conductores del apoyo de entronque. Para ello utilizaremos la expresión anterior:

ppDK'LFKD ⋅++⋅=

De esta ecuación, solo cambian los valores de K y L. Primero calcularemos el valor de K. Dicho valor depende como ya se ha dicho del ángulo de oscilación. Como este valor no varía y la configuración de los conductores es en triángulo, el reglamento nos dice que se deberá justificar el valor a emplear, si este se halla por debajo del que aparece en la tabla 16 de la ITC –LAT 07 para el citado ángulo de oscilación. Esta justificación no va a ser necesaria puesto que tomaremos un valor de K igual al que marca la tabla (0,65). Para determinar el valor de L, tomaremos el dato de la longitud de la cadena de aisladores que nos de el anexo asociado al cálculo del aislamiento. Dicho valor es de 1,045 m. Sustituyendo en la ecuación queda:

m 1,3070,80,751,0450,1410,65DK'LFKD pp =⋅++⋅=⋅++⋅=

Consideraremos una distancia de 2 m entre conductores para el apoyo citado. Por tanto la distancia media geométrica será:

cm 200002200200dddD 33132312 =⋅⋅=⋅⋅=

Calculamos finalmente la tensión disruptiva:

kV 117,870,875

200ln

1

0,87521,10,9980,80,853

r

Dln

rEmm3U ratdd =⋅⋅⋅⋅⋅=⋅⋅⋅⋅⋅⋅=

βδ


Anexos.

- 115 -

Al igual que antes, la tensión disruptiva es muy superior a la tensión más elevada de la red luego por tanto no tiene sentido continuar justificar la elección del conductor por este fenómeno ya que no genera pérdidas considerables, ya que como se ha dicho:

kV 72,5UkV 117,87U sd =>= 3.1.3 Cálculo mecánico. Si bien desde el punto de vista eléctrico, el cable nos cumple sin problema las condiciones que marca el RLAT, ahora realizaremos algo semejante pero desde el punto de vista mecánico. Para justificar mecánicamente la elección del conductor, utilizaremos los criterios de tracción máxima admisible, fenómenos vibratorios y los criterios de flechas máximas y mínimas bajo deferentes condiciones según el apartado 3.2 de la ITC – LAT 07. Para poder utilizar los criterios mecánicos citados, utilizaremos el método de cálculo basado en la Ecuación de Cambio de Condiciones (ECC). Puesto que nuestro proyecto se trata de una subestación y no de una línea eléctrica, solo tendremos en cuenta los dos vanos independientes existentes entre los dos apoyos de entronque de final de línea y el pórtico de entrada a la subestación ya que la acometida como se ha dicho es en anillo por lo que no tendrá ningún sentido el concepto de vano de regulación. Los vanos tienen unas longitudes de 20 m y 25 m respectivamente (vanos destensados), luego:

m 25a m; 20a 21 ==

Para empezar a emplear la ecuación de cambio de condiciones, previamente es preciso calcular las sobrecargas de viento y hielo. - Sobrecarga de viento. Para poder calcular la sobrecarga de viento, seguiremos el apartado 3.1 de la ITC – LAT 07 que nos dice que se considerará una velocidad del viento mínima de referencia de 120 km/h ya que la línea que suministra energía a nuestra subestación es de segunda categoría. Partiendo de esto, sabiendo que nuestro conductor tiene un diámetro


Anexos.

- 116 -

superior a 16 mm, la expresión a utilizar según el artículo 3.1 de la ITC citada será:

2

2

v daN/m120

V50

⋅

Sustituyendo el valor de la velocidad del viento en la expresión anterior, el valor de la fuerza debida a la sobrecarga de viento será:

daN/m 0,8750,017550dVF vv =⋅=⋅=

Considerando el peso propio del conductor la carga total la calcularemos mediante la siguiente expresión:

daN/m 1,0970,8750,6625FPP 222v

2p =+=+=

- Sobrecarga de hielo: Los vanos con los que estamos trabajando, pertenece a la categoría de zona A (menos de 500 m), por lo que este tipo de sobrecarga no se tendrá en cuenta. Conocidas las sobrecargas, comenzaremos a lanzar hipótesis y mediante la ecuación de cambio de condiciones obtendremos los valores de tensiones y flechas. Como no se considera cualquier hipótesis que implique hielo, comenzaremos a tomar como hipótesis desconocidas las relativas a las de los fenómenos vibratorios. 3.1.3.1 Cálculo mecánico para el vano de 20 m. 3.1.3.1.1 Hipótesis de vibraciones (EDS). Para empezar, necesitamos conocer el valor de la tensión máxima que soportará el cable. Esto se calcula teniendo en cuenta el valor de la carga de rotura y del coeficiente de seguridad que lo consideraremos como 3. Luego la tensión máxima será:

daN 21303

6390T0 ==


Anexos.

- 117 -

Luego los datos de partida que poseemos son los de tracción máxima.

Hipótesis conocida:

viento). propio (peso daN 1,097P0 +=

Cº 5t0 −=

daN 2130T0 = Hipótesis desconocida:

propio). (peso daN 0,6625P1 =

Cº 15t 1 =

daN ?T1 = Ahora aplicaremos las siguientes ecuaciones y sustituiremos los valores para conocer las variables de la ecuación de cambio de condiciones:

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA

⋅⋅⋅⋅

+−⋅⋅−= δ

Siendo: δ el coeficiente de dilatación lineal.

1t la temperatura en las condiciones de la hipótesis buscada.

0t la temperatura en las condiciones de la hipótesis conocida. S la sección del cable. E el módulo de elasticidad.

0T el valor de la tensión máxima del cable a tracción.

a la longitud del vano estudiado. 0P el peso conocido a considerar.

24

ESPaB

22 ⋅⋅⋅=

Sustituimos los valores:


Anexos.

- 118 -

=⋅

⋅⋅⋅+−⋅⋅−=

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA δ

38,1606213024

80006,181097,1400213080006,18120108,17A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅⋅= −

3,1062738324

80006,1816625,0400

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=

Aplicamos ahora la ecuación de cambio de condiciones:

[ ] BATT 2 =+

[ ] 10627383,31606,38-TT 2 =

Para resolver este tipo de ecuaciones, haremos una hoja Excel para realizar los tanteos. La tensión queda:

daN 1610,47T1 =

La flecha se calcula a través de la siguiente expresión:

m 02,01610,478

0,6625400

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=

Comprobamos el este fenómeno vibratorio (EDS):

% 25,2100/63901610,47EDS =⋅=

Como el valor del EDS supera el 15 % tal y como lo expone el reglamento, habrá que comprobar esta hipótesis de nuevo.


Anexos.

- 119 -



Cº 15t0 =

958,5daN6390 de % 15T0 == Hipótesis desconocida:

viento).propio (peso daN 1,097P1 +=

Cº 5t 1 −=

daN ?T1 =


20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA

⋅⋅⋅⋅

+−⋅⋅−= δ

12,14645,95824

80006,1816625,04005,95880006,181)20(108,17A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅−⋅⋅= −

3,2913854324

80006,181097,1400

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=


[ ] BATT 2 =+

[ ] 29138543,31464,12-TT 2 =

Procediendo con el tanteo, la tensión queda:

daN 1477,46T1 =


Anexos.

- 120 -


m 037,01477,468

1,097400

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=

Comprobamos el coeficiente de seguridad:

4,321477,46

6390cs ==

3.1.3.1.2 Hipótesis de vibraciones (CHS).



Cº 5t0 −=

daN 1477,46T0 = Hipótesis desconocida:


Cº 5t 1 −=

daN ?T1 =


=⋅

⋅⋅⋅+−⋅⋅−=

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA δ

11,146446,147724

80006,181097,140046,1477A

2

2

−=⋅

⋅⋅⋅+−=

3,1062738324

80006,1816625,0400

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=


Anexos.

- 121 -


[ ] BATT 2 =+

[ ] 10627383,31464,11-TT 2 =

Tanteando, la tensión queda:

daN 1469,03T1 =


m 022,01469,038

0,6625400

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=


4,341469,03

6390cs ==

3.1.3.1.3 Hipótesis de flecha máxima. Una vez comprobados los fenómenos vibratorios, estudiaremos las tensiones y para las diferentes variedades de hipótesis de flecha máxima.

3.1.3.1.3.1 Hipótesis de viento.



Cº -5t0 =

daN 1477,46T0 =


Anexos.

- 122 -

Hipótesis desconocida:


Cº 15t 1 =

daN ?T1 =


=⋅

⋅⋅⋅+−⋅⋅−=

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA δ

91,94646,147724

80006,181097,140046,147780006,18120108,17A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅⋅= −

3,2913854324

80006,181097,1400

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=


[ ] BATT 2 =+

[ ] 29138543,3946,91-TT 2 =


daN 977,41T1 =


m 056,0977,418

1,097400

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=


Anexos.

- 123 -

3.1.3.1.3.2 Hipótesis de temperatura. Hipótesis conocida:


Cº 5t0 −=



Cº 50t 1 =

daN ?T1 = Sustituimos los valores:

=⋅

⋅⋅⋅+−⋅⋅−=

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA δ

82,4146,147724

80006,181097,140046,147780006,18155108,17A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅⋅= −

3,1062738324

80006,1816625,0400

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=


[ ] BATT 2 =+

[ ] 10627383,341,82-TT 2 =



Anexos.

- 124 -

daN 234,71T1 =


m 141,0234,718

0,6625400

T8

Paf

2

=⋅⋅=

⋅⋅=

3.1.3.1.3.3 Hipótesis de hielo. Como ya se ha citado, las hipótesis de hielo no se tendrán en cuenta puesto que nuestra línea se halla en la zona A, según lo argumenta el RLAT. 3.1.3.1.4 Hipótesis de flecha mínima. Esta hipótesis se calcula para una temperatura de -5 ºC sin hielo, considerando solo el peso propio del cable como carga, tal y como lo expone el punto 5 de la ITC – LAT 07: Hipótesis conocida:


Cº 5t0 −=


.propio) (peso daN 0,6625P1 =

Cº 5t 1 −=

daN ?T1 =



Anexos.

- 125 -

=⋅

⋅⋅⋅+−⋅⋅−=

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA δ

11,146446,147724

80006,181097,140046,1477A

2

2

−=⋅

⋅⋅⋅+−=

3,1062738324

80006,1816625,0400

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=


[ ] BATT 2 =+

[ ] 10627383,31464,11-TT 2 =


daN 1469,03T1 =


m 022,01469,038

0,6625400

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=

Si observamos, esta hipótesis coincide con la de tensado al límite dinámico (CHS). Como se puede comprobar, la hipótesis de tracción máxima que tiene en cuenta la sobrecarga de viento, es la más desfavorable ya que:

daN 1469,03TdaN 1477,46T fmínTmáx =>=


Anexos.

- 126 -

Ahora efectuaremos el mismo cálculo para el vano de 25 m. 3.1.3.2 Cálculo mecánico para el vano de 25 m. 3.1.3.2.1 Hipótesis de vibraciones (EDS).

Al igual que para el vano de 20 m, los datos de partida que poseemos son los de tracción máxima.



Cº 5t0 −=



Cº 15t 1 =

daN ?T1 = Ahora aplicaremos las siguientes ecuaciones y sustituiremos los valores para conocer las variables de la ecuación de cambio de condiciones:

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA

⋅⋅⋅⋅

+−⋅⋅−= δ

76,1602213024

80006,181097,1625213080006,18120108,17A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅⋅= −

5,1660528624

80006,1816625,0625

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=


Anexos.

- 127 -


[ ] BATT 2 =+

[ ] 16605286,51602,76-TT 2 =

Utilizando la hoja Excel, la tensión queda:

daN 1609,17T1 =


m 032,01609,178

0,6625625

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=

Comprobamos el este fenómeno vibratorio (EDS):

% 25,18100/63901609,17EDS =⋅=

Como el valor del EDS supera el 15 % tal y como lo expone el reglamento, habrá que comprobar esta hipótesis de nuevo. Hipótesis conocida:


Cº 15t0 =



Cº 5t 1 −=


Anexos.

- 128 -

daN ?T1 = Sustituimos los valores:

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA

⋅⋅⋅⋅

+−⋅⋅−= δ

62,14575,95824

80006,1816625,06255,95880006,181)20(108,17A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅−⋅⋅= −

8,4552897324

80006,181097,1625

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=


[ ] BATT 2 =+

[ ] 45528973,81457,62-TT 2 =

Procediendo con el tanteo, la tensión queda:

daN 1478,44T1 =


m 057,01478,448

1,097625

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=


4,321478,44

6390cs ==

No tiene sentido lanzar nuevas hipótesis cuando la más desfavorable va a ser la de tracción máxima más viento, puesto que, lo único que cambia con el caso anterior es la distancia del vano. Luego la tensión del cable más desfavorable será:


Anexos.

- 129 -

daN 1478,44T1 =

3.2 Cálculo del aislamiento del pórtico de entrada. 3.2.1 Cálculo eléctrico. La línea eléctrica que alimenta nuestra subestación de tracción es una línea de 66 kV de doble circuito que se desglosa en dos líneas de 66 kV en anillo para asegurar el suministro de energía eléctrica de la subestación por ambos lados.

Puesto que la línea de distribución que alimenta nuestra subestación está enmarcada en Cataluña, será de obligado cumplimiento las normas de carácter técnico que marca el artículo 21 perteneciente al decreto 18/2008 acerca de las medidas de protección de la avifauna. Puesto que no aporta nada nuevo en el ámbito de las medidas particulares a tomar para esta Comunidad, se seguirá lo descrito por el Real Decreto 1432/2008 por el que se establecen las medidas técnicas para la protección de la avifauna en todo el territorio español.

Para conocer el tipo de aisladores a colocar, empezaremos empleando el método del cálculo eléctrico por el cual es necesario conocer los niveles de tensión que han de soportar dichos aisladores. Puesto que la línea que alimenta nuestra subestación tiene una tensión de 66 kV, los requisitos eléctricos que marca la ITC - LAT 07 en cuanto a niveles de aislamiento, son los que aparecen a continuación:

- Tensión de la línea de alimentación: 66 kV. - Tensión más elevada de la red: 72,5 kV. - Tensión soportada a frecuencia industrial: 140 kV. - Tensión soportada a impulsos tipo rayo: 325 kV.

Atendiendo a los niveles de tensión citados anteriormente, elegiremos un tipo de aislador que se adapte a nuestras necesidades. Los aisladores elegidos son de vidrio y su denominación es U160 BS. Con los aisladores elegidos, calcularemos ahora el número de aisladores necesarios para cumplir los niveles de tensión anteriormente citados. Para ello utilizaremos la siguiente ecuación:

aislador del fuga de línea

mínima fuga de líneaelevada más TensiónaisladoresNº

⋅=


Anexos.

- 130 -

Para poder calcularlo, necesitaremos conocer el valor de la línea de fuga mínima que es la que nos da la tabla 14 de la ITC – LAT 07, que establece las líneas de fuga recomendadas según los niveles de contaminación. Nuestra subestación se encuentra cerca de un área bastante urbanizada, pero lo más relevante es que se encuentra a escasos kilómetros del mar, con lo cual el nivel de contaminación a tomar es fuerte. El valor de la línea de fuga recomendada para este caso es de 25 mm/kV. Ahora sustituiremos en la ecuación anterior:

aisladores 54,769380

2572,5aisladoresNº ≈=⋅=

Según este cálculo, habrá un total de cinco aisladores por fase en el pórtico de entrada. Ahora comprobaremos que con esa cantidad de aisladores cumplimos los niveles de tensión y por tanto cumplimos los criterios eléctricos. Para ello bastará con coger una tabla del fabricante seleccionando el número de aisladores que hemos obtenido y las dimensiones de los aisladores elegidos (diámetro x paso):

Como podemos observar se cumplen todos los niveles de tensión establecidos:

- Tensión a frecuencia industrial: 195 kV > 140 kV. - Tensión soportada ante impulsos tipo rayo: 455 kV > 325 kV.


Anexos.

- 131 -

3.2.2 Cálculo mecánico. Con el criterio mecánico comprobaremos que la carga de rotura y el esfuerzo permanente son adecuados a las condiciones a las que trabajará la cadena de aisladores. Para poder realizar este cálculo, necesitaremos conocer los diferentes herrajes que irán anexos a los aisladores y al pórtico de entrada de la subestación. Como es evidente, las cadenas de aisladores que une el pórtico con la línea eléctrica serán de amarre ya que se puede considerar como un final de línea. Es por tanto necesario, elegir los herrajes asociados a la cadena ajustándolos a las características de la misma. Entre la cadena de aisladores y el pórtico de entrada a la subestación, colocaremos unas horquillas en forma de V que presentan las siguientes características:

Para unir las cadenas de amarre con las grapas que sujetan el cable, utilizaremos rótulas, tal y como aparece a continuación:


Anexos.

- 132 -

Por último elegiremos las grapas de amarre para que unan el conductor con la rotula. Sus características aparecen a continuación:

Una vez elegidos todos los componentes que formarán parte de la cadena de amarre, expondremos a continuación una tabla con las características de cada uno de ellos y así podremos calcular la carga de rotura mínima:

Elemento Designación Longitud (mm)

Peso (kg) Carga de rotura (daN)

Horquilla de bola en V

HB- 16 75 0,66 12500

Aislador U160 BS 146 3,4 16000 Rótula R - 16 50 0,55 12500 Grapa GA - 3 340 1,8 8500

TOTAL 1195 20,01 CRM = 8500


Anexos.

- 133 -

Como podemos observar, la longitud de la cadena de aisladores cumple rigurosamente con las distancias mínimas de seguridad establecidas por el Real Decreto 1432/2008 que trata de las medidas de protección de la avifauna.

Ahora realizaremos la comprobación de que el cable elegido cumple con el criterio mecánico. Para ello utilizaremos la siguiente ecuación:

3CT

CRMC s >=

Siendo: CRM la carga de rotura del elemento de la cadena con menor carga de rotura. CT carga de rotura total. Como se puede observar en la expresión anterior, para que se cumpla dicho criterio, el cociente a de ser mayor que tres. Como nuestras cadenas son de amarre, necesitaremos conocer el valor de las tensiones a las que estarán sometidos los cables amarrados. Estos valores, son los obtenidos del cálculo mecánico de conductores y valen 1477,46 daN para el vano de 20 m y 1478,44 daN para el vano de 25 m. Para obtener la carga de rotura total, bastará con sumar el peso total de la cadena de aisladores al valor de la tensión del cable. Para poder aplicar la expresión anterior, pasamos el peso total de la cadena a daN:

daN 19,610

9,820,01Pcadena =⋅=

Sustituyendo en la ecuación, para el vano de 20 m, queda:

3677,51477,4619,6

8500C s >=

+=

Sustituyendo en la ecuación, para el vano de 25 m, queda:


Anexos.

- 134 -

3674,51478,4419,6

8500C s >=

+=

Luego podemos concluir, que el cable también cumple sin problemas el criterio mecánico. Una vez calculado el aislamiento para el pórtico de entrada de la subestación, necesitaremos calcular el valor de la longitud de la cadena de aisladores de suspensión del último apoyo para conocer la distancia de separación mínima entre los conductores del citado apoyo. Para ello, los accesorios y herrajes utilizados serán idénticos a los de amarre a excepción de la grapa que será de suspensión. Las características de la grapa de suspensión aparecen a continuación:

Para conocer la longitud de la cadena de suspensión, haremos una tabla idéntica que la realizada para la cadena de amarre del pórtico:



Horquilla de bola en V

HB- 16 75 0,66 12500

Aislador U160 BS 146 3,4 16000 Rótula R - 16 50 0,55 12500 Grapa GS - 3 190 1,1 7500


Anexos.

- 135 -

TOTAL 1045 19,31 Luego la longitud total de la cadena de suspensión es de 1045 mm.

3.3 Dimensionamiento y elección de los seccionadores de la acometida en alterna. Los seccionadores son dispositivos como ya se ha citado en la memoria, capaces de abrir y cerrar circuitos para realizar maniobras fundamentalmente o en el caso de los interruptores - seccionadores, para llevar a tierra una falta que ha habido en una línea eléctrica. La principal diferencia de estos elementos con los interruptores, es que los seccionadores no pueden abrir o cerrar líneas o circuitos en carga, es decir, para maniobrar los seccionadores es preciso que no haya paso de corriente a través de sus contactos puesto que estos elementos no tienen capacidad de ruptura. Si se maniobrasen de forma indebida, podría llevar consigo a la inutilización de los mismos ya que dejaría los contactos muy dañados como consecuencia del paso de corriente a través de ellos. Como ya se ha precisado en la memoria, existen varios tipos de seccionadores atendiendo a su configuración y forma. En este caso, el tema que nos ocupa este anexo es el dimensionamiento y elección de los seccionadores asociados a las líneas eléctricas de entrada, al transformador de potencia y al transformador de servicios auxiliares. Para el caso de las líneas se ha elegido un interruptor – seccionador en el anexo de interruptores de alterna por lo que solo nos centraremos en los seccionadores asociados a la maniobra de la rama del transformador de potencia y a la de servicios auxiliares. Para dimensionar un seccionador, basta con conocer la tensión nominal a la que va a estar sometido en régimen permanente, que en ambos casos (tanto para los seccionadores asociados al transformador de potencia como los asociados al transformador de servicios auxiliares) va a ser la misma, y la corriente nominal de trabajo. A continuación se calculan estos datos para dimensionar los seccionadores a elegir.


Anexos.

- 136 -

3.3.1 Dimensionamiento de los seccionadores asociados al transformador de potencia. Como ya sabemos que la tensión nominal es de 66 kV, calcularemos el valor de la corriente nominal en régimen permanente:

A57,73510663

106,6

U3

SI

3

6

n

nn =

⋅⋅⋅=

⋅=

Este valor ha sido calculado para un régimen de trabajo del transformador de potencia del 100 %. Pero no olvidemos que en este tipo de instalación, el transformador de potencia destinado a tracción debe estar diseñado para soportar unos ciertos niveles de sobrecargas marcados por la norma CEI – 146.463.2. Por ello calcularemos los valores de las sobrecargas que deberán soportar estos dispositivos de maniobra: Para un régimen de trabajo del transformador de potencia del 150 % durante dos horas:

A86,602 10663

5,1106,6

U3

SI

3

6

n

nn =

⋅⋅⋅⋅=

⋅=

Para un régimen de trabajo del transformador de potencia del 300 % durante cinco minutos:

A173,20510663

3106,6

U3

SI

3

6

n

nn =

⋅⋅⋅⋅=

⋅=

Conocidos estos datos ya podremos elegir el tipo de seccionador a emplear para maniobrar en vacío la rama asociada al transformador de potencia. 3.3.2 Dimensionamiento de los seccionadores asociados al transformador de servicios auxiliares. En este caso para dimensionar los seccionadores asociados al transformador de servicios auxiliares, bastará con conocer la corriente nominal a la que estarán sometidos en régimen


Anexos.

- 137 -

permanente, ya que este transformador no tiene que cumplir la CEI – 146.463.2 ya que solo es aplicable a los equipos y dispositivos destinados a tracción. Por tanto:

A2,18610663

10250

U3

SI

3

3

n

nn =

⋅⋅⋅=

⋅=

Como podemos observar, el valor de la corriente nominal de trabajo a la que van a estar sometidos los seccionadores asociados a los servicios auxiliares es muy pequeña por lo que cualquier seccionador diseñado para el nivel de tensión de trabajo servirá. Una vez dimensionados los seccionadores pasaremos a elegirlos. 3.3.3 Elección de los seccionadores. Puesto que ambos casos como se ha citado anteriormente, poseen el mismo nivel de tensión de trabajo y corrientes nominales reducidas, elegiremos el mismo tipo de seccionador. Los seccionadores a elegir, serán de columnas giratorias como ya se ha citado en la memoria, de la marca MESA. Como podemos comprobar en la hoja del fabricante, los seccionadores elegidos están diseñados para soportar una corriente máxima de 1250 A, con lo que cumple de sobra las especificaciones. Las características del modelo elegido aparecen a continuación:


Anexos.

- 138 -

3.4 Dimensionamiento y elección de los interruptores de la parte de alterna. Un interruptor es un dispositivo de protección capaz de abrir y cerrar circuitos a través de las órdenes que le llegan desde los automatismos y las protecciones. Este elemento es fundamental, puesto que es capaz de abrir circuitos en carga en caso de peligro por cortocircuito, sobretensión, etc. Fundamentalmente se encargan de:

- Conectar y desconectar líneas o circuitos para la realización de maniobras.

- Separar en caso de avería, las instalaciones averiadas del resto de la red.

A pesar de sus múltiples funciones, la que más define al interruptor es la de extinción del arco cuando se produce un cortocircuito. De aquí viene que la principal característica de este dispositivo sea el poder de corte, es decir, la capacidad que tiene un interruptor para extinguir el arco. Otros parámetros a considerar son los siguientes:

- Tensión nominal. - Corriente nominal. - Tiempo de desconexión. - Tiempo de conexión. - Su ubicación: interior o intemperie. - Coste económico.

Actualmente los interruptores que elige Adif para la protección de las líneas eléctricas que alimentan sus subestaciones de tracción son para intemperie, con aislamiento de SF6. Antiguamente se utilizaban interruptores de pequeño volumen de aceite, pero dado los nuevos progresos en tecnología de aislamiento del arco con SF6 y su magnífico comportamiento en el momento de extinguirlo, estos se han quedado mermados y anticuados. Hay que tener en cuenta que en este proyecto existen tres interruptores, dependiendo de su situación física en la subestación: los que protegen las líneas de entrada, el que protege la entrada al transformador de potencia, el que protege la entrada al transformador de servicios auxiliares, el asociado al cuadro de baja tensión de la subestación y los interruptores extrarrápidos que se encargan de proteger la parte de continua, concretamente los feeder de salida que alimentan la catenaria así como el grupo rectificador frente a cortocircuitos externos.


Anexos.

- 139 -

El caso que nos ocupa es el estudio y dimensionamiento de los interruptores que protegen el suministro de energía eléctrica a través de las dos líneas de entrada, el que protege el transformador de potencia dedicado única y exclusivamente a tracción, el que protege el transformador de servicios auxiliares y el general de baja de protección de los servicios auxiliares. 3.4.1 Cálculo de las corrientes de cortocircuito. Para calcular las corrientes de cortocircuito primero necesitaremos definir una serie de parámetros. Lo primero que necesitamos conocer es la potencia de cortocircuito ya que es un dato de partida. Por lo general, para el nivel de tensión de abastecimiento de la subestación que es de 66 kV, es suficiente con considerar un valor de 500 MVA. Luego, vamos a considerar una potencia de cortocircuito de 500 MVA:

MVA 500S cc =

Hay que tener en cuenta que REE marca unos valores admisibles de corriente para los diferentes niveles de tensión con los que opera pero no establece ningún valor de potencia de cortocircuito excepto a efectos de datos estadísticos. Es importante recalcar que este valor es la potencia de cortocircuito a la entrada de las subestación por cada una de las líneas que alimentan a la misma. Para poder seguir trabajando, es preciso conocer la topología eléctrica del sistema donde se halla la subestación. Para ello es necesario conocer los valores de las impedancias de las líneas así como las impedancias de los transformadores, tanto el de potencia de tres devanados como el de servicios auxiliares. Las impedancias de las líneas no son necesarias porque conocemos la potencia de cortocircuito a la entrada de la subestación por cada una de las dos líneas que llegan que es de 500 MVA como ya se ha dicho, lo que significa que en este valor se hallan incluidas las impedancias de cortocircuito del sistema más las impedancias de las líneas. Además, no se conocen datos suficientes de las líneas que la alimentan pues hay tramos que son subterráneos ya que la línea se halla entre dos zonas altamente urbanizadas (Salou y Vilaseca) con lo que no se conocen a priori las longitudes aproximadas de las líneas. En caso de conocer dichos datos, si se podría tener en cuenta por separado las impedancias de las líneas conociendo el valor de la longitud de las mismas así como el valor de la resistencia del cable


Anexos.

- 140 -

empleado (0,19 Ω/ km) y su reactancia media con lo que podríamos evaluar su impedancia auque, salvo que la línea tendría una longitud considerable, dichos valores de impedancia a penas modificarían el valor de la impedancia del sistema a la entrada de la subestación, ya que la magnitud de la potencia de cortocircuito suele ser mucho mayor que la de las líneas. Para poder hallar estos valores utilizaremos un sistema relativo de unidades también llamado sistema por unidad (p.u.). Para poder conocer las impedancias del sistema, tomaremos como potencia base, una potencia de 10 MVA, luego:

MVA 10Sbase = Para evaluar la impedancia del sistema a la entrada de nuestra subestación, tendremos en cuenta la potencia de cortocircuito y el valor de la potencia base elegida. Así pues, dichas impedancias calculadas en por unidad, pueden expresarse como:

cc

baseS

S

S(p.u.)Z =

Sustituyendo para cada línea de entrada:

p.u. 0,02500

10

S

S(p.u.)Z

cc

baseS1 ===

p.u. 0,02500

10

S

S(p.u.)Z

cc

baseS2 ===

Teniendo en cuenta esto, ahora solo nos queda conocer los valores de las impedancias de los transformadores. Para ello, tomaremos de estos una característica que nos dirá la impedancia de los mismos: la tensión relativa de cortocircuito ( ccε ). Esto es debido a que el valor de la tensión relativa de cortocircuito coincide con el valor de la impedancia de cortocircuito en valores por unidad (p.u.). Nuestro transformador de potencia posee tres devanados, lo que complica algo las cosas ya que el circuito equivalente del transformador implica dos ramas de impedancias de cortocircuito en paralelo. Para tomar este valor, utilizaremos el modelo de transformador de Adif que


Anexos.

- 141 -

posee una tensión relativa de cortocircuito del 10 % entre los diferentes devanados, tal y como apunta la ET correspondiente. Para el caso de los servicios auxiliares, este valor se reduce al 4 %.

Luego:

p.u. 0,1(p.u.)ZTP =

p.u. 0,04(p.u.)Z TSA =

Es importante tener en cuenta, que los valores anteriores están referidos a las bases nominales de cada transformador. Por tanto, lo primero que haremos será definir las bases de cálculo a emplear y luego trasladaremos los valores anteriores a estas nuevas bases. Con ello, podremos calcular los valores reales de cada cortocircuito. La tensión base a tomar, será la tensión nominal de trabajo de las líneas eléctricas de entrada, es decir, 66 kV. Por tanto:

kV 66Ubase =

Para calcular la corriente base, bastará con dividir la potencia base entre la tensión base, teniendo en cuenta que estamos trabajando con un sistema trifásico. Luego esta corriente será:

base

basebase

U3

SI

⋅=

Sustituyendo:

A87,47710663

10

U3

SI

3

7

base

basebase =

⋅⋅=

⋅=

Conociendo el valor de la corriente, ya podemos calcular el valor de la impedancia base. Esta se calculará a través de la siguiente expresión:

base

2base

base

basebase

S

U

I

3/UZ ==

Que sustituyendo queda:


Anexos.

- 142 -

Ω 435,610

)10(66

S

UZ

7

23

base

2base

base =⋅==

Conocidas las bases, trasladaremos las impedancias de cortocircuito de cada transformador a estas mediante un cambio de base:

p.u. 0,1(p.u.)ZTP = (referida a una potencia base de 6,6 MVA). p.u. 0,04(p.u.)Z TSA = (referida a una potencia base de 250 kVA).

Para realizar el cambio de base, haremos:

base

vieja basevieja

Z

ZZ(p.u.)Z(p.u.)

⋅=

Antes de calcular cada valor, será necesario determinar las impedancias base antiguas: Para el transformador de potencia destinado a tracción:

( )Ω 660

106,6

1066

S

UZ

6

23

vieja base

2vieja base

basevieja =⋅

⋅==

Para el transformador destinado a servicios auxiliares:

( )Ω 17424

10250

1066

S

UZ

3

23

vieja base

2vieja base

basevieja =⋅

⋅==

Sustituyendo para cada caso:

p.u. 0,1515435,6

6600,1

Z

Z(p.u.)Z(p.u.)Z

base

vieja baseviejaTP

TP =⋅=⋅

=

p.u. 1,6435,6

174240,04

Z

Z(p.u.)Z(p.u.)Z

base

vieja baseviejaTP

TSA =⋅=⋅

=

Como ya conocemos los valores de todas las impedancias en por unidad que afectan para el cálculo y dimensionamiento de los interruptores que protegen la entrada a la subestación, el sistema queda:


Anexos.

- 143 -

Para poder conocer las corrientes de cortocircuito, primero estableceremos los puntos donde se puede producir este fenómeno. Como es obvio, los cortocircuitos que calcularemos serán trifásicos (cortocircuitos simétricos) ya que generan corrientes de cortocircuito más elevadas que en el resto de los casos (cortocircuitos asimétricos) y por tanto, del valor de estas dependerá la elección y el dimensionamiento del interruptores que protejan las líneas eléctricas de entrada, el transformador de potencia así como el transformador de servicios auxiliares. En principio distinguiremos tres tipos de cortocircuitos asociados al dimensionamiento del interruptor tratado dependiendo de su ubicación en la subestación. El primero de ellos es el cortocircuito en una de las líneas de entrada y el segundo es en el embarrado de 66 kV y por último, el tercero es el cortocircuito asociado a la salida del transformador de servicios auxiliares. Hay que tener en cuenta también el cálculo del cortocircuito a la salida del transformador de potencia, que, aunque no nos sirva para dimensionar ningún tipo de interruptor (ya que no lo hay, puesto que el que lo protege esta a la entrada y está dimensionado entorno a los


Anexos.

- 144 -

valores obtenidos del cortocircuito en el embarrado de 66 kV), nos va a determinar el nivel de corriente de cortocircuito a los que podrán estar sometidos los cables aislados de acometida subterránea que unen los secundarios del citado transformador con el equipo rectificador. Comenzaremos tratando uno a uno. 3.4.1.1 Cálculo del cortocircuito en una de las líneas eléctricas de entrada. La falta del caso tratado se ubicaría en cualquiera de las dos líneas que alimentan la subestación tal y como se puede observar a continuación:

Para calcular la corriente de cortocircuito en el punto donde se produce la falta, podemos utilizar dos métodos de cálculo:

- Por el método Thevenin. - Por el método sistemático.


Anexos.

- 145 -

Debido a la simplicidad del sistema, utilizaremos el método de Thevenin, ya que el sistemático es más útil en sistemas eléctricos de mayores proporciones. Lo primero que implica este método es calcular los valores base ya que vamos a trabajar en el sistema por unidad. Como ya los hemos calculado, pues los hemos necesitado para determinar los valores reales de las impedancias del sistema así como para definir las impedancias de los transformadores, tendremos que simplificar el sistema dejando intacto el punto donde se halla la falta. Para modelizar el sistema, como la tensión de alimentación es de 66 kV y esta coincide con el valor base de la tensión, la tensión en valor por unidad será de º01∠ . Luego el sistema a reducir en por unidad es el que aparece a continuación:

Para obtener la impedancia Thevenin vista desde el punto de la falta, bastará con hacer los paralelos entre las impedancias del sistema y entre las impedancias de los transformadores y luego puesto que están en serie, sumarlas. Hacemos primero las impedancias paralelo:


Anexos.

- 146 -

0,01p.u.0,022

0,02

ZZ

ZZ(p.u.)Z

2

S2S1

S2S1Seq =

⋅=

+⋅

=

p.u. 0,13831,60,1515

1,60,1515

ZZ

ZZ(p.u.)Z

TSATP

TSATPTeq =

+⋅=

+⋅

=

Sabiendo las impedancias equivalentes, la impedancia Thevenin será la suma de las dos anteriores:

p.u. 0,14830,13830,01ZZ(p.u.)Z TeqSeqTH =+=+=

Luego el sistema nos queda como:

Una vez simplificado el sistema, calcularemos en por unidad el valor del módulo de la corriente de cortocircuito en el punto de falta:


Anexos.

- 147 -

p.u. 6,7430,1483

0º1(p.u.)Icc =∠=

Una vez conocido el valor del módulo de la corriente de cortocircuito en por unidad, calcularemos su valor real empleando la corriente base:

A591,8487,4776,743I(p.u.)II basecccc =⋅=⋅=

3.4.1.2 Cálculo del cortocircuito en el embarrado de 66 kV. En este caso, el cortocircuito se produce en el embarrado, es decir, en el punto donde se unen las líneas eléctricas de entrada y donde se bifurcan los servicios de tracción eléctrica propiamente dicha, los servicios auxiliares de la subestación y la alimentación a una subestación móvil en caso de fallo. La localización de la falta puede verse a continuación:

Para determinar la impedancia Thevenin, cogeremos los valores de las impedancias equivalentes de las líneas así como la de los transformadores en por unidad y puesto que el punto donde se ubica la falta está entre ambas impedancias, la impedancia equivalente


Anexos.

- 148 -

Thevenin será el paralelo de las impedancias equivalentes de las líneas y de los transformadores. Luego:

p.u. 109,3250,13830,01

0,13830,01

ZZ

ZZ(p.u.)Z 3-

TeqSeq

TeqSeq

TH ⋅=+⋅=

+⋅

=

Luego el sistema reducido queda como aparece a continuación:

Calcularemos finalmente el valor del módulo de la corriente de cortocircuito en valores por unidad:

p.u. 107,238109,325

0º1(p.u.)I

3-cc =⋅

∠=

Como se puede observar, es más desfavorable el hecho de que la falta se produzca en el embarrado que en una de las líneas ya que de por si, la corriente de cortocircuito en valor por unidad es muy superior al del caso anterior. La corriente de cortocircuito real en el embarrado de 66 kV será:


Anexos.

- 149 -

A9380,85887,477107,238I(p.u.)II basecccc =⋅=⋅=

3.4.1.3 Cálculo del cortocircuito a la salida del secundario del transformador de servicios auxiliares. El propósito del cálculo de este cortocircuito tiene como objetivo el dimensionamiento del interruptor que protege los servicios auxiliares. Para ello hay que considerar que el citado cortocircuito se produce a la salida del secundario del transformador destinado a la alimentación del cuadro de baja tensión además de reserva y otros usos no destinados a tracción de la propia subestación. La localización de la falta aparece a continuación:

Para calcular el valor de la falta, volveremos a utilizar el método Thevenin, calculando previamente el valor de la impedancia Thevenin. Para el cálculo de esta, bastará con realizar el paralelo de las impedancias del sistema y luego el de estas con la impedancia del transformador de potencia. Finalmente esa impedancia equivalente se la sumará a la impedancia del transformador de servicios auxiliares.


Anexos.

- 150 -

Como ya conocemos la impedancia equivalente del sistema, calcularemos la equivalente de esta con la del transformador de potencia:

p.u. 109,38080,15150,01

0,15150,01

ZZ

ZZ(p.u.)Z 3-

TPSeq

TPSeq

eq ⋅=+⋅=

+⋅

=

Ahora calcularemos la impedancia equivalente Thevenin vista desde el punto de la falta tal y como se ha dicho:

(p.u.) 1,60931,6109,3808ZZ(p.u.)Z 3TSAeqTH =+⋅=+= −

El esquema queda finalmente:

Calcularemos finalmente el valor del módulo de la corriente de cortocircuito en valores por unidad:

p.u. 0,62131,6093

0º1(p.u.)Icc =∠=


Anexos.

- 151 -

Luego el valor real de la corriente de cortocircuito en el punto de falta será:

A54,357187,4770,6213I(p.u.)II basecccc =⋅=⋅=

Como es obvio, la magnitud del cortocircuito en el punto de falta es bastante menor que en el resto de los casos ya que corresponde al la parte en baja tensión que alimenta los diferentes servicios auxiliares propios de la subestación. 3.4.1.4 Cálculo del cortocircuito a la salida del transformador de potencia. Como ya hemos dicho, el valor obtenido que se obtenga tendrá repercusiones sobre la el dimensionamiento de la capacidad de cortocircuito que tendrán los cables aislados que unan los secundarios del transformador de potencia con el rectificador. El esquema de la ubicación del cortocircuito a parece en el siguiente esquema:


Anexos.

- 152 -

Como se puede observar, el cortocircuito aparece en uno de los dos devanados secundarios del transformador por lo que el otro esta conectado a masa. La configuración de impedancias que aparece es la propia de un transformador con tres devanados, ya que existen dos valores de impedancias de cortocircuito al existir dos secundarios. No obstante, como ya se ha dicho, la impedancia de cortocircuito equivalente del transformador de potencia es de 0,1 p.u. (referido a sus valores nominales). Por tanto, el esquema queda:

Para calcular el valor de la corriente de cortocircuito a las cuales podrán estar sometidos los cables de salida del transformador de potencia utilizaremos al igual que en el resto de los casos el método Thevenin visto desde el punto donde se produce la falta. Para hallar el valor de la impedancia Thevenin, su cálculo se resume en el paralelo de la impedancia equivalente de las líneas con la impedancia del transformador de servicios auxiliares a la que luego se le sumará la impedancia de cortocircuito equivalente del transformador de potencia. Por tanto:

p.u. 109,93781,60,01

1,60,01

ZZ

ZZ(p.u.)Z 3-

TSASeq

TSASeq

eq ⋅=+⋅=

+⋅

=

El valor de la impedancia Thevenin equivalente será:


Anexos.

- 153 -

(p.u.) 0,16140,1515109,9378ZZ(p.u.)Z 3TPeqTH =+⋅=+= −

El circuito visto desde el punto de la falta queda:

Ahora podremos determinar el valor de la corriente de cortocircuito en el punto de la falta en por unidad:

p.u. 6,19570,1614

0º1(p.u.)Icc =∠=

Finalmente, el valor de la corriente de cortocircuito real será:

A541,98887,4776,1957I(p.u.)II basecccc =⋅=⋅=


Anexos.

- 154 -

3.4.1.3 Cálculo de las corrientes de cortocircuito máximas de choque. Para calcular los valores de las corrientes de cortocircuito máximas de choque es necesario conocer las corrientes de cortocircuito. Como ya las conocemos, bastará con emplear la siguiente ecuación:

ccch I21,8I ⋅⋅=

Siendo:

chI la corriente de cortocircuito máxima de choque en kA.

ccI la corriente de cortocircuito en kA.

El factor de 1,8 es cambiante para el caso de las corrientes de cortocircuito máximas de choque para una línea ya que depende de si la línea es de transporte (puede adoptar el factor de 1,8, que en este caso es el que vamos a utilizar) o de distribución (en este caso el factor sería algo menor). La corriente de choque para cualquiera de las líneas será:

kA 1,50440,59121,8I21,8I ccch =⋅⋅=⋅⋅=

Para el caso del embarrado dicha corriente será de:

kA 23,8779,3821,8I21,8I ccch =⋅⋅=⋅⋅=

Por último la corriente de choque para la salida del secundario del transformador de servicios auxiliares de la subestación será de:

kA 0,13830,054321,8I21,8I ccch =⋅⋅=⋅⋅=

Conociendo los valores de las corrientes de cortocircuito y los valores de las corrientes de choque ya podemos dimensionar los interruptores de las líneas, el del transformador de potencia y el asociado a los servicios auxiliares.


Anexos.

- 155 -

3.4.2 Dimensionamiento y elección de los interruptores de las líneas de entrada. Para poder dimensionar correctamente cada interruptor, calcularemos sus parámetros más característicos. El más importante es el poder de corte que como se ha dicho, es la capacidad del interruptor para extinguir el arco. Dicho parámetro puede ser expresado analíticamente como:

ccnr IU3S ⋅⋅=

Donde:

nU es la tensión nominal en kV.

ccI es la corriente de cortocircuito permanente en kA.

Sustituyendo:

MVA 67,56 0,591663IU3S ccnr =⋅⋅=⋅⋅=

Un valor que define también la elección del interruptor es la corriente nominal. Esta se puede expresar como:

n

nn

U3

SI

⋅=

Donde:


nS es la potencia nominal en MVA. Sustituyendo:

A59,9kA 0,0599663

0,256,6

U3

SI

n

nn ==

⋅+

⋅=

Es importante considerar las sobrecargas para las cuales a de estar diseñada nuestra instalación dedicada a tracción. Estas sobrecargas como ya se han comentado en otros anexos, vienen marcadas por la norma CEI – 146.463.2 y establecen regimenes de carga del 150 % y


Anexos.

- 156 -

300 % durante un tiempo concreto para el transformador de potencia. Puesto que trabajamos con valores de corriente bastante pequeños, los valores de sobrecarga que nos saldrán no serán lo suficientemente elevados como para considerarlos a la hora de dimensionar el interruptor a elegir para este caso. Otro parámetro no tan fundamental, pero también importante es la capacidad de conexión o poder de conexión. Este se puede calcular como:

chnc IU3S ⋅⋅=

Donde:


chI es la corriente de choque en kA.

Sustituyendo:

MVA 171,9761,5044663IU3S chnc =⋅⋅=⋅⋅=

Como es obvio la corriente de desconexión es igual que la corriente de cortocircuito luego:

kA 0,591II ccd ==

Conocidos todos estos parámetros, ya podemos elegir un interruptor que proteja las líneas eléctricas de entrada. El modelo elegido es una cabina de SF6 compuesta por tres interruptores – seccionadores (uno para cada fase) LTB combinado de la marca ABB y están diseñados para uso exterior (intemperie) y como se ha dicho con aislamiento SF6. Estas cabinas tienen las siguientes características:

- Como la tensión nominal de la línea es de 66 kV, la tensión nominal de nuestros interruptores serán de 72,5 kV.

- La tensión que soporta a frecuencia industrial es de 140 kV. - La tensión que soporta ante un impulso tipo rayo es de 325 kV. - Su corriente nominal para el que esta diseñado es de 3150 A. - La corriente de cortocircuito que soporta es de 40 kA.


Anexos.

- 157 -

- La frecuencia de trabajo para la que están diseñados es indistintamente de 50 Hz y 60 Hz.

Estas características y más de ellas se pueden observar en la tabla que aparece a continuación:

Como se puede observar, este modelo cumple de sobra con todos los parámetros calculados, ya que:

kA 0,591kA 40I A;59,9 A3150I ccn >=>=

3.4.3 Dimensionamiento y elección del interruptor asociado al transformador de potencia. Al igual que el caso anterior, calcularemos una serie de parámetros que definan el interruptor a elegir. Poder de corte:

MVA 1072,278 9,38663IU3S ccnr =⋅⋅=⋅⋅=

Intensidad nominal:


Anexos.

- 158 -

A57,7kA 0,0577663

6,6

U3

SI

n

nn ==

⋅⋅=

Es importante destacar que la ITC MIE – RAT 07 del RCE, establece que los transformadores deben estar protegidos frente a cualquier tipo de sobreintensidades. En nuestra instalación juega un papel muy importante las sobrecargas que tiene que soportar el transformador de potencia. Es importante tener en cuenta como ya se ha citado en el apartado anterior los valores de sobrecarga que marca la norma CEI – 146.463.2 para dimensionar correctamente el interruptor. Pero como ya se ha citado anteriormente, los valores no son los suficientemente grandes como para que sean determinantes en el dimensionamiento del interruptor a escoger para proteger el transformador de potencia. Capacidad de conexión:

MVA 2729,50723,877663IU3S chnc =⋅⋅=⋅⋅=

Corriente de desconexión:

kA 9,38II ccd ==

El modelo elegido para el transformador de potencia, es el interruptor de la serie EDF SK de ABB con aislamiento de SF6 para intemperie. Sus características aparecen a continuación:

- Tensión nominal: 72,5 kV. - Tensión a frecuencia industrial: 140 kV. - Tensión ante un impulso tipo rayo: 325 kV. - Intensidad nominal: 2500 A. - Corriente de cortocircuito: 31,5 kA.


Anexos.

- 159 -

Estas y otras características aparecen a continuación:

3.4.4 Dimensionamiento y elección del interruptor asociado al transformador de servicios auxiliares. De la misma forma que los casos anteriores, calcularemos los parámetros principales que definan el interruptor a elegir. Poder de corte:

MVA 1072,278 9,38663IU3S ccnr =⋅⋅=⋅⋅=

Intensidad nominal:

A2,186kA 102,186663

0,25

U3

SI 3-

n

nn =⋅=

⋅⋅=

Capacidad de conexión:

MVA 2729,50723,877663IU3S chnc =⋅⋅=⋅⋅=


Anexos.

- 160 -


kA 9,38II ccd ==

El modelo elegido para la protección frente a cortocircuitos del transformador de servicios auxiliares de la subestación, es el mismo que para el transformador de potencia, es decir, el interruptor de la serie EDF SK de ABB con aislamiento de SF6 para intemperie. Sus características aparecen a continuación:

3.4.5 Dimensionamiento y elección del interruptor general de baja tensión de servicios auxiliares. Como en el resto de los casos, calculamos el valor de los parámetros que nos definen a un interruptor: Poder de corte:

MVA 0,02160,05430,233IU3S ccnr =⋅⋅=⋅⋅=


Anexos.

- 161 -

Intensidad nominal:

kA 0,6270,233

0,25

U3

SI

n

nn =

⋅⋅=

Capacidad de conexión:

MVA 0,0551382,00,233IU3S chnc =⋅⋅=⋅⋅=


kA 0,0543II ccd == El modelo elegido para la protección de los servicios auxiliares de la subestación es un interruptor automático abierto de la serie Tmax (modelo Tmax T6) de ABB. Dicho interruptor presenta las siguientes características:


Anexos.

- 162 -

3.5 Cálculo del embarrado de 66 kV. El embarrado de 66 kV constituye una de las partes fundamentales de la subestación, pues a través de él se alimentan los servicios destinados a tracción eléctrica además de alimentar a la parte de servicios auxiliares de la subestación y permitir el acoplamiento de una subestación móvil en caso de fallo. Un embarrado suele estar conformado por los siguientes elementos:

- Conductores eléctricos (cables, tubos o pletinas). - Aisladores. Sirven como elemento aislante y como soporte

mecánico del conductor. - Conectores y herrajes: su misión es unir los diferentes tramos

de conductores y para sujetar el conductor al aislador. Por lo general, un embarrado de estas características suele estar constituido de aluminio aunque algunas aleaciones de este pueden permitir una mejora en el comportamiento mecánico de las barras propiamente dichas, permitiendo distancias entre apoyos mayores que las barras propias de aluminio en detrimento de la conductividad eléctrica. A pesar de que en nuestro caso no es necesario que las barras tengan una conductividad eléctrica excepcional, como tampoco es necesario que estas posean un comportamiento mecánico excelente, tal y como apunta el apartado 2.7.7 de la Memoria, elegiremos barras de aluminio. Puesto que este embarrado esta a la intemperie (a diferencia de la barra de continua o barra ómnibus), la geometría más adecuada de las barras es la circular en forma de tubo. Esto es debido a que soporta muy bien los esfuerzos debidos al viento y al hielo además de los esfuerzos electrodinámicos debidos a las corrientes de cortocircuito. También poseen la ventaja de que dichas barras no generan pérdidas por efecto corona. Para poder dimensionar correctamente el embarrado, utilizaremos los siguientes criterios de cálculo:

- Intensidades admisibles del embarrado. - Resistencia térmica ante cortocircuitos. - Resistencia mecánica ante cortocircuitos.

Comenzaremos tratando cada criterio por separado.


Anexos.

- 163 -

3.5.1 Intensidades admisibles del embarrado. Las corrientes máximas admisibles de las barras de aluminio de sección circular hueca tanto pintadas como desnudas e interiores como exteriores vienen dadas por la norma DIN 43670. Estos valores están calculados para una temperatura ambiente de 35 ºC y una temperatura final de embarrado de 65 ºC. Para conocer las intensidades de diseño, habrá que tener en cuenta los valores de corriente nominal en régimen permanente así como con distintos tipos de sobrecarga en el embarrado según marca la norma CEI – 146.463.2. A continuación se calculan los valores de las intensidades nominales de diseño de las barras: Corriente nominal con el transformador de potencia al 100 % y el transformador de servicios auxiliares (régimen permanente):

A59,9210663

100,25)(6,6I

3

6

=⋅⋅

⋅+=

Corriente nominal con el transformador de potencia al 150 % y el transformador de servicios auxiliares (durante dos horas):

A88,78910663

100,25)1,5)((6,6I

3

6

=⋅⋅

⋅+⋅=

Corriente nominal con el transformador de potencia al 300 % y el transformador de servicios auxiliares (durante cinco minutos):

A175,39210663

100,25)3)((6,6I

3

6

=⋅⋅

⋅+⋅=

Como este último caso es el más desfavorable en cuanto a regimenes de trabajo para una subestación de tracción, las barras a elegir tendrán que tener una sección tal, que les permita soportar una corriente de trabajo superior a la calculada. Elegimos una barra con un diámetro exterior de 63 mm. La sección de la misma es de

2mm 741 y soporta una corriente de 1310 A (barras pintadas). Se elige sobredimensionada de cara a cumplir con los criterios de resistencia térmica al cortocircuito y resistencia mecánica al mismo. 3.5.2 Resistencia térmica ante cortocircuitos. Para poder calcular el comportamiento térmico que tendrán las barras de aluminio, necesitaremos conocer la temperatura a la que estará


Anexos.

- 164 -

sometido el embarrado cuando se produce el cortocircuito en el mismo. Como ya se ha citado, la tabla donde aparecen las barras de aluminio de sección circular hueca que marca la norma DIN 43670, establece una temperatura final de embarrado de 65 ºC que será una de las que tomaremos como referencia. Para conocer la temperatura a la que estará sometido el embarrado en condiciones de cortocircuito, atenderemos a lo expuesto en la norma UNE – EN 60865-1 que especifica la temperatura máxima recomendada a tener en cuenta, tanto para conductores de aluminio como de aleaciones de aluminio. Esta también nos expone que el calentamiento que se produce en un conductor producido por un cortocircuito depende de la duración del mismo, del material del que este echo el conductor y de corriente térmica equivalente de pequeña duración. Puesto que en nuestro caso, las barras son tubos huecos de aluminio de sección circular, la temperatura máxima recomendada para estas según la citada norma es de 200 ºC. Con estos datos conocidos, calcularemos la densidad de corriente teniendo en cuenta que la duración del cortocircuito según el interruptor elegido es de tres segundos. A pesar de ello, consideraremos un tiempo de falta de un segundo ya que es más desfavorable que el considerar tres segundos como tiempo que dura el cortocircuito en el embarrado. Para calcular la intensidad térmica alcanzada en el cortocircuito, utilizaremos la siguiente expresión:

nmII ccth +⋅= Siendo m y n dos coeficientes que dependen de la duración del cortocircuito (1 segundo) y de un factor k, el mismo que se ha utilizado para calcular la corriente máxima de cortocircuito (k = 1,8). El valor de m los calcularemos a través del siguiente ábaco:


Anexos.

- 165 -

Como podemos observar, para un valor de tiempo de cortocircuito de un segundo y un factor k =1,8, el valor de m es de 0,04. Para obtener el valor de n, utilizaremos otro ábaco para su cálculo:

Como se puede observar para un tiempo de duración del cortocircuito de un segundo y un factor k = 1,8, el valor de n es de 0,66. Conocidos los valores de los coeficientes, calculamos el valor de la corriente alcanzada en el cortocircuito:

kA 848,70,660,049,38nmII ccth =+⋅=+⋅=

Conocido el valor de la corriente y la sección de las barras, calculamos por tanto el valor de la densidad de corriente:

2th A/mm10,591741

7848,588

S

I===δ

Para obtener la densidad de corriente de corta duración admisible por las barras, se considera una duración de cortocircuito también de 1 segundo y los valores de temperatura anteriormente citados. Dicho valor se halla mediante el siguiente ábaco:


Anexos.

- 166 -

Como se puede observar, para una temperatura final de embarrado de 65 ºC y una temperatura máxima ante un cortocircuito de 200 ºC, obtenemos una densidad de corriente de 2 A/mm88 . Conociendo este valor podemos llegar finalmente a la conclusión de que las barras están correctamente diseñadas puesto que el valor de la densidad de corriente admisible por las mismas es superior a la densidad de corriente que se produce cuando aparece un cortocircuito en el embarrado:

2

th

2

thr A/mm10,591 A/mm88 =>= δδ

Esto nos lleva a suponer que el efecto térmico generado por la corriente de cortocircuito no influye de forma importante sobre las barras ya que estas están diseñadas para soportar un valor de intensidad máxima superior.


Anexos.

- 167 -

3.5.3 Resistencia mecánica ante cortocircuitos. Este último criterio consiste en verificar que las tensiones producidas en las barras debidas a la fuerza electrodinámica producida por el cortocircuito no influyen de forma negativa sobre la resistencia mecánica de las barras elegidas. Los esfuerzos debidos a cortocircuitos que actúan sobre las barras de tipo tubulares rígidas son principalmente laterales aunque también hay que tener en cuenta los esfuerzos longitudinales y torsionales. Estos esfuerzos los reciben de forma íntegra los aisladores de soporte de las barras. Para conocer la tensión total a la que estará sometido nuestro embarrado necesitaremos determinar los valores de las tensiones debidas a los esfuerzos mecánicos producidos por el cortocircuito. Los esfuerzos debidos a los del propio peso de las barras, cargas de viento y hielo no se considerarán ya que en porcentaje, son mucho menores que el esfuerzo producido por un cortocircuito. Para calcular el valor de la tensión debida a los esfuerzos producidos por el cortocircuito en el embarrado, utilizaremos la siguiente ecuación:

W8

lFVV m

rm ⋅⋅

⋅⋅⋅= βσ σ

Siendo:

σV y rV factores que dependen de los fenómenos dinámicos.

β es un factor que depende de la clase de soporte y fijación de los apoyos que sujetan las barras.

mF es la fuerza electrodinámica entre conductores cuando se produce un cortocircuito en el embarrado en N. l es la distancia entre apoyos en m. W es el módulo resistente del embarrado en 3m . Ahora determinaremos el valor de cada parámetro de la ecuación anterior:


Anexos.

- 168 -

El producto de σV y rV puede tomar los siguientes valores: - 1VV rσ =⋅ para sistemas bifásicos en alterna. - 1VV rσ =⋅ para sistemas trifásicos sin reenganche. - 8,1VV r =⋅σ para sistemas trifásicos con reenganche.

Dado que nuestra subestación conforma un sistema trifásico y posee la condición de reenganche, el valor de dicho producto será de 1,8. El valor de β puede tomar diferentes valores dependiendo de la configuración de los apoyos como ya se ha dicho. El embarrado tendrá tres apoyos separados una distancia entre cada uno de ellos de cinco metros. Debido a esta elección y atendiendo a lo expuesto por la norma IEC – 60865 el valor de β será de 0,73. El valor de mF es el valor de la fuerza electrodinámica producida por el cortocircuito en el embarrado de 66 kV. Esta magnitud puede expresarse como:

Donde:

mF es la fuerza electrodinámica en N.

0µ es la permeabilidad de vacío en

pi es la corriente de cortocircuito máxima en el embarrado en A.

l es la distancia entre los apoyos que sujetan las barras en m. a es la distancia entre fases en m. Los valores de l (distancia entre apoyos) y a (distancia entre fases) pueden verse gráficamente a continuación:

a

li

2F 2

p0

m ⋅⋅=π

µ


Anexos.

- 169 -

Para determinar el valor de la distancia entre fases, calcularemos la distancia mínima entra conductores activos según marca la ITC 07 del RLAT. Dicha distancia mínima viene dada por la siguiente ecuación:

ppDK'LFKD ⋅++⋅=

El valor de k depende de la oscilación de los conductores con el viento. No tiene sentido determinar este valor ya que la flecha de un embarrado rígido es nula y el valor de longitud de la cadena de suspensión también puesto que los esfuerzos en embarrados rígidos debidos a las sobrecargas no producen desplazamientos sino que produce esfuerzos que se transmiten por el cuerpo rígido a los apoyos y amarres del embarrado. Por tanto la ecuación queda:

ppDK'D ⋅=

Siendo k’ el coeficiente que depende de la tensión de la línea, que en nuestro caso es de 0,75, ya que como se ha dicho nuestra línea no pertenece a las de categoría especial y ppD la distancia mínima aérea

especificada para prevenir una descarga disruptiva entre barras de fase durante sobretensiones. Dicho valor es de 0,8 según la tabla 15 de la ITC – LAT 07. Sustituyendo:

m 0,60,80,75DK'D pp =⋅=⋅=

Luego la distancia mínima a elegir entre fases es de 0,6 metros. Elegiremos una distancia entre fases de 1 m. El valor de l que como ya se ha citado es la distancia entre apoyos, será de 5 metros. Como ya conocemos todos los valores de la ecuación, calculamos finalmente el valor de la fuerza electrodinámica:

N 570,2431

5765,23879102

a

li

2F 272

p0

m =⋅⋅⋅=⋅⋅= −

π

µ

Únicamente nos queda por determinar el módulo resistente del embarrado. Puesto que no poseemos valores ya calculados para las barras elegidas, utilizaremos la siguiente ecuación para su cálculo:


Anexos.

- 170 -

D

dD0,098W

44 −⋅=

Siendo: D el diámetro exterior de la barra tubular en cm. d el diámetro interior de la barra tubular en cm.

Sustituyendo:

35344

m 101,027cm 10,276,3

5,56,30,098W −⋅==−⋅=

Como ya conocemos todos los valores, calculamos finalmente la tensión debida a los esfuerzos provocados por el cortocircuito:

2

5

mrm N/m 78,45598689

101,0278

5570,2430,731,8

W8

lFVV =

⋅⋅⋅⋅⋅=

⋅⋅

⋅⋅⋅= −βσ σ

Ya conocemos por tanto el valor de la tensión debida a los esfuerzos de cortocircuito. Ahora comprobaremos si las barras elegidas, están diseñadas para aguantar una tensión superior a la calculada. Para hacer esta comprobación tendremos que tener en cuenta que la tensión máxima del embarrado a de estar por debajo de la de su límite elástico, para ello utilizaremos la siguiente ecuación:

p0,2m Rq ⋅≤σ

Siendo:

mσ el valor de la tensión producida por los esfuerzos debidos al cortocircuito en 2N/m (ya calculada). q el factor de corrección que depende de la geometría de la barra.

p0,2R el límite elástico del embarrado en 2N/m .

Para determinar el valor del factor corrector utilizaremos la siguiente expresión:


Anexos.

- 171 -

4

3

D

s211

D

s211

1,7q

⋅−−

⋅−−⋅=

Donde: S es el espesor de la barra tubular en m. D es el diámetro exterior de la barra en m. Sustituyendo:

357,1

1063

104211

1063

104211

1,7q4

3-

3-

3

3-

3-

=

⋅⋅⋅−−

⋅⋅⋅−−

⋅=

El límite elástico del embarrado es una característica del material del que esta hecho. Escogeremos el valor mínimo del límite elástico y comprobaremos si las barras elegidas pueden soportar la tensión debida a los esfuerzos producidos por el cortocircuito. El valor mínimo es de 70 2N/mm . Conocido este valor, calcularemos la tensión máxima que puede soportar el embarrado:

27p0,2máx N/m 62,950101571071,357Rq =⋅⋅=⋅=σ

Como se puede comprobar, la tensión máxima que soporta el embarrado es superior a la tensión generada por los esfuerzos de cortocircuito, ya que:

2

máxm N/m 295010157,6845598689,7 ; ≤→≤ σσ

Con esto, ya sabemos de antemano que nuestro embarrado va a soportar sin problemas las tensiones debidas al cortocircuito, con lo que podemos concluir que el embarrado está correctamente dimensionado y diseñado para nuestra subestación. No obstante, también calcularemos el valor de las reacciones de los aisladores que sujetan las barras debidas a los esfuerzos generados por el cortocircuito, ya que de esta forma podremos elegir correctamente los aisladores que soportarán y aislarán eléctricamente cada una de las barras de la estructura que sujeta el embarrado.


Anexos.

- 172 -

Estas reacciones, pueden calcularse a través de las siguientes expresiones: Para los aisladores de soportes extremos:

mrFa FVVR ⋅⋅⋅= α

Para el aislador intermedio:

mrFb FVVR ⋅⋅⋅= α

Donde:

rF V y V son factores que dependen de los fenómenos dinámicos. α es un factor que depende del soporte de los apoyos.

mF es la fuerza electrodinámica debida al cortocircuito (ya calculada). Para determinar rF V y V necesitamos calcular previamente la frecuencia natural del embarrado. Esta se calcula a través de:

m'

JE

lf

2c

⋅⋅= γ

Donde: γ es un factor que depende del tipo de soportes de los apoyos. l es la distancia entre los apoyos en m. E es el módulo de elasticidad del material (para el aluminio es de

24 N/mm 106,5 ⋅ ). J es el momento de inercia de superficie axial del embarrado en 4m . m’ es el peso por metro lineal de tubo en kg/m. Según la normativa, el valor del factor gamma, que depende de del tipo de soporte de los apoyos para tres apoyos soportados es de 2,45. El momento de inercia se considera axial debido a que la posición de las barras esta referenciada a la fuerza electrodinámica producida por


Anexos.

- 173 -

el cortocircuito. Para calcular el momento de inercia para nuestro caso, emplearemos la siguiente expresión de cálculo:

)d(D0,049J 44 −⋅= Sustituyendo:

47444 m 103,235cm 32,351)5,5(6,30,049J −⋅==−⋅=

Por último, el peso por unidad de longitud de la barra elegida es de 2 kg/m. Con todos los datos hallados, calculamos la frecuencia natural del embarrado:

Hz 10,0482

103,235106,5

25

2,45

m'

JE

lf

710

2c =⋅⋅⋅⋅=⋅⋅=−γ

Conociendo este valor, hallaremos el valor de los coeficientes rF V y V

utilizando las figuras de la norma IEC 60865:

Como podemos comprobar, para un valor de relación de frecuencias de fc/f y un valor de k = 1,8, el valor de FV será de 0,79. Ahora calcularemos el valor de σV y una vez determinado este, dependiendo del tipo de sistema que tengamos (en nuestro caso con reenganche) calcularemos el valor de rV . Utilizando la otra figura que marca la citada norma para su determinación, calculamos por tanto el valor de σV :


Anexos.

- 174 -

Finalmente, el valor de σV resultante es de 0,67. Ahora con este valor

determinamos el valor que nos interesa que es el de rV :

686,20,67

1,8V 1,8;VV rr ==→=⋅σ

Para determinar el valor de α , bastará con utilizar la misma tabla que hemos empleado para hallar el valor de β y γ . Según esta y atendiendo a los tipos de apoyos elegidos y su número el valor de α es de 0,375. Calculamos por tanto la reacción de los apoyos debidos al cortocircuito: Para los apoyos extremos:

N 854,453540,2430,3752,6860,79FVVR mrFa =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= α

Para el apoyo intermedio:

N 847,1512540,2431,252,6860,79FVVR mrFb =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= α

3.5.4 Cálculo del aislamiento del embarrado de 66 kV. Una vez de haber dimensionado correctamente las barras conductoras que conforman el embarrado de 66 kV, en este apartado veremos como calcular el aislamiento para el mismo.


Anexos.

- 175 -

Como ya se ha citado en la memoria, en el aislamiento del embarrado juega un papel muy importante la distancia que existe entre los elementos en tensión, en este caso cada una de las barras, y las estructuras metálicas puestas a tierra. Dado que el nivel de tensión del embarrado es de 66 kV, atenderemos a lo expuesto en el punto 3 de la ITC MIE – RAT 12 donde se establecen las distancias mínimas entre los elementos en tensión y las estructuras metálicas puestas a tierra. La tabla de esa ITC nos marca esa distancia mínima en función de la tensión soportada a impulso tipo rayo. Para el nivel de tensión del embarrado, el valor de esta tensión es de 325 kV. La tabla marca para ese valor, una distancia mínima fase – tierra de 63 cm. Luego el aislador a colocar para cada barra tendrá que tener una altura mínima de 0,63 m. Luego este es un requisito que debe cumplir el tipo de aislador a colocar. Los aisladores elegidos para este cometido, son aisladores rígidos de porcelana C4 – 325 (para el nivel de tensión requerido) cuya distancia entre las barras y la estructura del pórtico que soporta el embarrado (distancia fase – tierra) es de 770 mm. Como esta distancia es mayor que la expuesta por la ITC MIE – RAT correspondiente anteriormente citada, podemos decir que este aislador cumplirá sin problemas con esa especificación reglamentaria. También podemos comprobar, que el aislador aguantará en condiciones de cortocircuito (reacción del aislador intermedio de 1512,847 N) ya que cada uno de ellos posee una carga de rotura de 4000 N, lo que el aislador también está preparado mecánicamente para su cometido. 3.6 Cálculo de las protecciones de alterna frente a sobretensiones. 3.6.1 Protecciones frente a sobretensiones. La protección frente a sobretensiones juega un papel de vital importancia ya que estos fenómenos pueden dañar elementos o dispositivos de la subestación que sin su correcto funcionamiento puede llegar a darse un funcionamiento anormal de la subestación o incluso darse una interrupción en el suministro de energía eléctrica. Existen dos tipos de sobretensiones según su origen:


Anexos.

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- Sobretensiones de origen externo: vienen dadas por fenómenos

externos de carácter atmosférico como pueden ser los rayos. - Sobretensiones de origen interno: vienen dadas al haber

variaciones en las condiciones de servicio de la instalación. Son típicas las variaciones de carga, las oscilaciones de corriente, etc.

A día de hoy, para la protección frente a este tipo de fenómenos se utilizan las autoválvulas. Estos dispositivos son fundamentales para proteger los dispositivos más importantes y de mayor coste de la subestación como son los transformadores de potencia. Dichas autoválvulas se suelen colocar a veces en los bornes de entrada al mismo (o una distancia que garantice un margen de protección establecido) con el fin de que quede protegido ante todo tipo de ondas de sobretensión que lleguen a sus bornes. También son de vital importancia colocarlas entre una acometida intemperie y una subterránea, con el fin de que la onda de sobretensión no se propague y cause daños a los equipos que estén conectados a continuación. 3.6.1.1 Justificación de la instalación de autoválvulas. Las autoválvulas son unos dispositivos que poseen una resistencia variable que se conecta en nuestro caso, por un borne a la entrada del transformador y por el otro a tierra. La resistencia variable tiene la ventaja de que ante una sobretensión, esta resistencia varía rápidamente su valor, disminuyendo cuando el valor de tensión es elevado y aumentando cuando este valor es pequeño. Su empleo queda totalmente justificado con el hecho de que caiga un rayo en el embarrado, ya que la onda se propagaría a través de este hasta los bornes del transformador de potencia y si este no está protegido contra este tipo de fenómenos, el transformador podría quedar seriamente dañado o quedar fuera de servicio. De la misma forma queda justificado para el cambio de acometida intemperie – subterránea para los servicios auxiliares ya que en caso contrario, podría llegarse a inutilizar estos servicios que son básicos y esenciales para el funcionamiento y control de la subestación.


Anexos.

- 177 -

3.6.1.2 Criterios para la elección de las autoválvulas. Para escoger correctamente las autoválvulas, utilizaremos un método de cálculo consistente en determinar las sobretensiones temporales de la red a frecuencia industrial (50 Hz), las tensiones de trabajo a las cuales estarán sometidas las autoválvulas así como los márgenes de protección de estas, teniendo en cuenta para dicho criterio, que cumpla las normas UNE – EN 60099 e IEC 60072. Primero evaluaremos las sobretensiones temporales a la frecuencia de la red. Luego se determinarán las sobretensiones debidas a fenómenos como son las generadas al efectuar maniobras de apertura y cierre, pérdidas de carga, derivaciones a tierra, etc, y finalmente se evaluarán los márgenes de protección. 3.6.1.2.1 Cálculo de las autoválvulas para el transformador de potencia. En este apartado, calcularemos los diferentes tipos de sobretensiones que pueden afectar de una u otra forma al equipo a proteger, en este caso, el transformador de potencia destinado a tracción. A continuación se calculan los valores de dichas sobretensiones. 3.6.1.2.1.1 Cálculo de las sobretensiones temporales a frecuencia de red. Para hallar el valor de las sobretensiones temporales a la frecuencia de la red, tendremos en cuenta el valor de la tensión entre fase y tierra (tensión de fase) más elevada a la frecuencia de trabajo. Puesto que el embarrado de 66 kV alimenta a nuestro transformador de potencia, la tensión más elevada para este nivel es de 72,5 kV. Esta tensión es entre fases por lo que para obtener el valor de dicha tensión entre fase y tierra se utilizará la siguiente expresión:

kV 41,8573

72,5

3

UU f ===

Este valor esta calculado para una onda senoidal perfecta. Debido a que la tensión de la red posee perturbaciones debidas a los armónicos, habrá que considerarlos a la hora de calcular los citados valores de tensión, tal y como se establece en la norma UNE – EN 60099. Para ello, y según lo expuesto por esta norma, se considerará un incremento de tensión de un 5 %. Por tanto la tensión finalmente queda:


Anexos.

- 178 -

kV 43,9505,13

72,5U f =⋅=

Por tanto ya conocemos el valor de la tensión eficaz máxima a la frecuencia de la red. 3.6.1.2.1.2 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a maniobras. La apertura y el cierre de interruptores conllevan a la aparición de sobretensiones transitorias causadas por estas maniobras. Por lo general, una sobretensión de este tipo suele ser la que origina un cortocircuito. El nivel de peligro de una sobretensión de este tipo depende fundamentalmente de la tensión de la red. En nuestro caso, como el nivel de tensión es de 66 kV, las sobretensiones generadas por un rayo son más peligrosas que para niveles de tensión mayores aunque por el contrario las sobretensiones debidas a las maniobras son menos severas que para niveles de tensión elevados, ya superiores a 400 kV. Como nuestro nivel de tensión no es lo suficientemente elevado como para afirmar, que las sobretensiones originadas por las maniobras sean peligrosas, no calcularemos los valores de sobretensiones temporales de este tipo ya que como se ha citado las originadas por los rayos son más peligrosas. 3.6.1.2.1.3 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a pérdidas de carga. Para el caso concreto del papel que juega nuestra subestación de tracción, pueden existir dos tipos de pérdidas de carga:

- Las producidas en la catenaria de la red de Adif. - Las producidas en la red de transporte que gestiona la red de

REE. Las producidas en la catenaria de la red ferroviaria de Adif, pueden ser debidas a la desconexión de la red de material motor a través de los pantógrafos, o por algún tipo de avería o descarrilamiento de dicho material. En ningún caso, este tipo de sobretensión supera el 120 % de la tensión nominal a tierra.


Anexos.

- 179 -

Las producidas en la red de transporte gestionada por REE pueden ser debidas a la desconexión simultánea de cargas conectadas a la misma. Puesto que esta red es bastante extensa y compleja, pueden llegarse a dar sobretensiones del 150 % de la tensión nominal a tierra. Como es un valor que se puede dar pero es bastante difícil de alcanzarlo, tomaremos un porcentaje que se acerque más a un tipo de sobretensión frecuente (135 %). Tomando por tanto, el porcentaje de sobretensión más desfavorable que es el de REE, la sobretensión debida a las pérdidas de carga será:

kV 59,3321,3543,95U carga =⋅=

Estas sobrecargas pueden durar algunos segundos.

3.6.1.2.1.4 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a las derivaciones a tierra. Una derivación a tierra, provoca, sobretensiones en las fases no afectadas debido al desplazamiento del neutro. Estas sobretensiones temporales dependen por tanto del neutro. En nuestro caso, el devanado primario de nuestro transformador de potencia a proteger está en estrella y dado que las autoválvulas se van a colocar próximas a los bornes de entrada a este, el neutro del mismo irá conectado directamente a tierra. En caso de haber tenido el primario en triángulo, hubiese sido necesario la creación de un neutro artificial a través de la instalación de un banco de tierras en la que el neutro podría estar conectado a tierra a través de una impedancia. Para determinar estas sobretensiones es preciso determinar el coeficiente de puesta a tierra de nuestro sistema que se define como la relación entre la tensión eficaz máxima entre las fases que afectan y el valor de la tensión eficaz en ausencia de dicha falta. Su cálculo analítico implica hallar las matrices de impedancias de secuencia directa y homopolar. A pesar de ello, este coeficiente también puede estimarse en función de las características de nuestro sistema: con el neutro conectado directamente a tierra y al tener una potencia de cortocircuito considerable, este coeficiente de puesta a tierra no sobrepasa el 140 %.


Anexos.

- 180 -

Por tanto, adoptando este valor como el más desfavorable para el caso de que se produzcan este tipo de sobretensiones transitorias, calculamos el valor de las mismas:

kV 61,531,443,95U tierra =⋅=

Como podemos observar, este es el valor de la máxima sobretensión temporal que se puede dar en condiciones de explotación. 3.6.1.2.2 Cálculo de las autoválvulas para la acometida subterránea de los servicios auxiliares. En este apartado, evaluaremos los diferentes tipos de sobretensiones existentes que puedan afectar de cualquier forma a la acometida de servicios auxiliares y al transformador asociado a los mismos. 3.6.1.2.2.1 Cálculo de las sobretensiones temporales a frecuencia de red. Al igual que en el caso anterior, el valor de las sobretensiones temporales a frecuencia de red serán idénticas ya que el nivel de tensión de la acometida de servicios auxiliares a proteger es de 66 kV, con lo que el valor de la sobretensión que puede darse será de:

kV 41,8573

72,5

3

UU f ===

Como es obvio, este valor es el valor de la sobretensión que puede surgir considerando que no existe una perturbación armónica en la red. Como los armónicos influyen en la forma de onda, es importante considerarlos. Esta sobretensión sería por tanto atendiendo a la norma UNE – EN 60099 de:

kV 43,9505,13

72,5U f =⋅=

3.6.1.2.2.2 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a maniobras. Como ya hemos citado anteriormente para el caso del transformador de potencia, las sobretensiones de este tipo solo toman valores considerables con niveles de tensión iguales o por encima de 400 kv.


Anexos.

- 181 -

Para valores de tensión inferiores, como el de nuestro caso, son más desfavorables las sobretensiones causadas por fenómenos transitorios atmosféricos como son los rayos por lo que deja de tener sentido calcular el valor de las sobretensiones de este tipo. 3.6.1.2.2.3 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a pérdidas de carga. En este caso, también tenemos dos tipos de pérdidas de carga dependiendo de la situación física en la subestación. Esta claro que son mucho más restrictivas las que se producen en la red de transporte de REE por motivos de tamaño y complejidad por lo que esta será la sobretensión debida a pérdidas de carga más desfavorable. Como hemos dicho con anterioridad, estas sobretensiones suelen ser del 135 % de la tensión nominal a tierra. Por tanto, el valor de la sobretensión de este tipo será:

kV 59,3321,3543,95U carga =⋅=

3.6.1.2.2.4 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a las derivaciones a tierra. Para hallar este tipo de sobretensiones será necesario calcular el coeficiente de puesta a tierra de nuestro sistema. Como el neutro va a estar conectado rígidamente a tierra y como ya se ha dicho la potencia de cortocircuito de nuestro sistema es elevada, tomaremos como valor de coeficiente de puesta a tierra de 140 % que es el valor más desfavorable y suele ser un valor que nunca se sobrepasa. Por tanto, la sobretensión debida a un defecto a tierra será de:

kV 61,531,443,95U tierra =⋅= Como podemos observar, este valor de sobretensión, al igual que para el caso anterior, es el más desfavorable e influirá de forma importante sobre la elección de las autoválvulas a colocar. 3.6.1.3 Elección de las autoválvulas. Como los valores de las sobretensiones de diseño son idénticos para ambos casos, es decir, para el dimensionamiento de las autoválvulas del transformador de potencia como para el dimensionamiento de las


Anexos.

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autoválvulas de la acometida de servicios auxiliares, elegiremos el mismo tipo de autoválvula. A continuación se muestra una tabla con los valores característicos más importantes para la elección de las autoválvulas:

Niveles de aislamiento Valor Tensión nominal: 66 kV Tensión más elevada para el material: 72,5 kV Tensión ante un impulso tipo rayo: 325 kV

Datos de cálculo Valor Tensión máxima entre fase y tierra: 41,857 kV Tensión en servicio permanente: 43,95 kV Sobretensión temporal (10 s): 59,332 kV Sobretensión temporal (1 s): 61,53 kV Coeficiente de sobretensión temporal máxima: 1,4 Coeficiente de sobretensión por armónicos: 1,05 Con estos valores, definiremos la elección de las autoválvulas a colocar para proteger ambos casos. Las autoválvulas elegidas son de envolvente de porcelana EXLIM de la marca ABB. El modelo elegido de autoválvulas es de óxido de zinc (ZnO), concretamente el modelo EXLIM R para tensiones comprendidas entre los 52 y los 170 kV. Sus características aparecen a continuación:

- Tensión nominal: 60 kV. - Tensión máxima en servicio permanente: 48 kV. - Sobretensión temporal (1 s): 69,6 kV. - Sobretensión temporal (10 s): 66 kV. - Corriente de descarga a tierra: 10 kA. - Tensión residual máxima ante una onda de corriente de 2 kA

(30/60 µs): 135 kV. - Tensión residual máxima ante una onda de corriente igual a la

corriente de descarga que es de 10 kA (8/20 µs): 156 kV. Con los parámetros de las autoválvulas seleccionada, ahora comprobaremos si estas autoválvulas cumplen los márgenes de protección necesarios. Para determinar el margen de protección, en tanto por ciento, utilizaremos la siguiente expresión:


Anexos.

- 183 -

−⋅= 1NP

NA100MP

Donde: NA es el nivel de aislamiento del equipo a proteger (ante impulso tipo rayo). NP es el nivel de protección de la autoválvula. El equipo a proteger, como se ha dicho anteriormente se trata del transformador de potencia y el de la acometida de servicios auxiliares. Como poseen el mismo nivel de tensión, 66 kV, el valor de NA para ambos casos será de 325 kV. Para hallar el valor de NP, tomaremos el mayor valor de los siguientes parámetros de la misma:

- Valor máximo de la tensión residual ante impulso tipo rayo (8/20 µs) con una corriente de descarga de 10 kA (la de la autoválvula).

- Valor máximo de la tensión residual de tipo maniobra (30/60

µs). Atendiendo a los datos que nos facilita el fabricante de la autoválvula, el valor máximo de la tensión residual ante un impulso de tipo rayo (8/20 µs) con una onda de corriente igual a la corriente de descarga a tierra es de 156 kV (de pico). Por otra parte, el máximo valor de la tensión residual de tipo maniobra (30/60 µs) se produce para una onda de corriente de 2 kA. Este valor es de 135 kV (de pico). Puesto que la mayor de las dos es la asociada al impulso tipo rayo, ese será el valor del nivel de protección de la autoválvula. Conociendo este dato por tanto, calculamos el margen de protección:

% 108,331156

3251001

NP

NA100MP =

−⋅=

−⋅=

Es recomendable que los márgenes de protección asociados a este tipo de instalación, tengan un margen de protección por encima del 30 %. Como podemos observar, la autoválvula elegida cumple sin


Anexos.

- 184 -

problemas el margen de protección de acuerdo con la coordinación del aislamiento del parque intemperie. Por último, de cara a la correcta ubicación de las autoválvulas para garantizar este margen de protección, calcularemos la distancia máxima de protección que podrá haber entre estas y los equipos a proteger, en este caso, los transformadores tanto de potencia como de servicios auxiliares. Esta distancia se calcula en metros y puede expresarse analíticamente como:

vs2

NP1,15

NA

L ⋅⋅

−=

Siendo: NA el nivel de aislamiento del equipo a proteger. NP el nivel de protección de la autoválvula (en este caso ante impulso tipo rayo). S es la pendiente del frente de una onda de sobretensión que para un rayo se suele tomar como 1000 kV/µs. V es la velocidad de propagación de la onda de sobretensión en m/µs. Este valor suele variar dependiendo de cómo sea la acometida, aérea o subterránea. Primero calcularemos esta distancia para el caso del transformador de potencia en el que la unión entre la autoválvula y el dispositivo a proteger por esta, está compuesto por un cable desnudo en intemperie. Sustituyendo:

m 18,99130010002

1561,15

325

vs2

NP1,15

NA

L =⋅⋅

−=⋅

⋅

−=

Luego este valor significa que podemos colocar la autoválvula del transformador de potencia a una distancia máxima de 18,991 m, por lo que cualquier valor dentro de este margen va a garantizar la seguridad del equipo a proteger por parte de la autoválvula. Ahora calcularemos la distancia máxima de protección para el caso del transformador de servicios auxiliares. Sustituyendo:


Anexos.

- 185 -

m 9,49515010002

1561,15

325

vs2

NP1,15

NA

L =⋅⋅

−=⋅

⋅

−=

Luego podemos observar que para garantizar los márgenes de protección para este caso, la distancia máxima entre el elemento protector y el dispositivo a proteger es de 9,495 m.

3.7 Elección del transformador de potencia. Como ya se ha citado en la memoria, un transformador es un dispositivo fundamental en el suministro de energía eléctrica. Se puede considerar como el elemento más importante de una subestación debido a que se encarga de convertir la energía eléctrica a la entrada en el devanado primario en energía eléctrica con diferentes características en cuanto a niveles de tensión y corriente en el secundario manteniendo siempre la frecuencia constante utilizando el acoplamiento electromagnético como medio de transferencia de energía. Hay que tener en cuenta que los transformadores solo pueden funcionar con corriente alterna, ya que sino no se podría realizar la transferencia de energía de un devanado al otro. En la actualidad existen gran variedad de transformadores atendiendo a diferentes criterios: según su utilidad existen transformadores de potencia, de medida, de protección, etc; según su refrigeración, el número de fases, el número de devanados, etc. 3.7.1 Criterios para la elección del transformador de potencia. Para determinar el tipo de transformador que vamos a elegir necesitamos conocer los siguientes datos:

- La potencia del mismo. - Las tensiones de primario y secundario. - La configuración de las conexiones de los devanados ya que en

subestaciones se trabaja con transformadores trifásicos en la mayor parte de los casos.

- El tipo de aislamiento. - Otros criterios que emanen de normas de obligado

cumplimiento impuestas por la compañía que explota y


Anexos.

- 186 -

gestiona las subestaciones de tracción, criterios que son competencia de Adif.

3.7.2 Contexto del proyecto para el dimensionamiento del transformador de potencia. El contexto en el que se encuentra nuestro proyecto es en el de una subestación rectificadora para tracción eléctrica en corriente continua. Eso quiere decir que dicha subestación estará provista de un equipo de rectificación de tal forma que la forma de onda de tensión a la salida de las celdas de continua donde salen los feeders que alimentan de forma directa a la catenaria tendrá que ser lo más continua posible. Por ello, dada la finalidad de nuestro proyecto, que esta enmarcada para una aplicación ferroviaria, el transformador deberá ser un transformador trifásico con tres devanados, un primario y dos secundarios. La justificación de la elección de este tipo especial de transformadores, a parte de por norma, viene dada porque permite conseguir una mejora en la calidad de onda a la salida de los secundarios, ya que permite conectar dos rectificadores en serie (uno por cada secundario) según la conexión de Graetz, dando lugar a un suministro de calidad a la catenaria de la red convencional. Hay que tener en cuenta, que nuestra subestación esta alimentada por dos líneas de 66 kV en anillo (una de servicio y otra de refuerzo) con lo que esta va a ser la tensión primaria para la cual va a estar diseñado nuestro transformador de potencia. Esta tensión la queremos transformar en una tensión equivalente entre los dos secundarios que nos permita alimentar la catenaria a 3000 V. La potencia nominal que tendrá nuestro transformador será de 6,6 MVA, tal y como apuntan las Especificaciones Técnicas de Adif para subestaciones de tracción de corriente continua. La normativa de Adif también establece una potencia de 3,3 MVA, pero debido a que la subestación esta enmarcada en un corredor ferroviario de grandes dimensiones como es el Corredor Mediterráneo que genera un tráfico en considerable aumento, se hace necesario elegir un transformador con una potencia mayor. Por tanto, nuestro transformador estará diseñado para una tensión nominal en primario de 66 kV y una tensión nominal en cada secundario de 1300 V (eficaces). La conexión de los devanados atendiendo a normativa será Yy0 – Yd11 (primario en estrella y un secundario en estrella y otro en


Anexos.

- 187 -

triángulo). Las tensiones entre los secundarios están decaladas un ángulo de 30º. Es importante tener en cuenta que el transformador este diseñado según los distintos regimenes de carga marcados por la CEI – 146.463.2 para gran tracción:

- 100 % en régimen permanente. - 150 % durante dos horas. - 300 % durante cinco minutos.

3.7.3 Dimensionamiento y elección del transformador de potencia. Ya han quedado justificados los valores de diseño principales del transformador de potencia dentro del contexto que nos encontramos como es la alimentación en corriente continua a los vehículos de tracción. Un parámetro a tener en cuenta para su diseño es el tipo de aislamiento del transformador. Existen dos tipos de transformadores según el aislamiento:

- Transformadores secos. - Transformadores en baño de aceite.

El transformador que elegiremos será en baño de aceite. La justificación de la elección de este tipo de transformador viene dada por una parte porque en la subestación no existen problemas de espacio con lo cual, el transformador puede colocarse en intemperie sin ningún problema además de la justificación que se ha dado en la memoria relativa a la elección. Este transformador deberá cumplir por tanto con la Especificación Técnica ET 03.359.101.7 “Transformadores de potencia sumergidos en aceite de 3300 kVA y 6600 kVA, para subestaciones de tracción de líneas convencionales” Otro parámetro de diseño importante es el tipo de refrigeración del transformador. Existen como ya se ha citado en la memoria dos tipos:

- Refrigeración natural (ONAN). - Refrigeración forzada (ONAF).


Anexos.

- 188 -

Es importante considerar el nivel de ruido que pueda generar el hecho de utilizar uno u otro medio de refrigeración. Dicho ruido viene marcado por la norma CEI – 551. Según la Especificación Técnica de Adif anteriormente mencionada, el nivel máximo de ruido originado por un transformador a una distancia de un metro es de 80 dB. Como el régimen de trabajo del transformador en condiciones nominales no condiciona un calentamiento de los devanados elevado o considerable a tener en cuenta, la refrigeración será del tipo ONAN. Es importante destacar que entre primario y secundario se establecerá una pantalla con conexión a tierra. Una vez definidos los parámetros principales del transformador de potencia, a continuación se muestran sus características de diseño:

- Potencia nominal: 6,6 MVA. - Potencia secundaria y terciaria: 2 x 3,3 MVA. - Tensión primaria: 66 kV. - Tensión secundaria y terciaria: 1300 V. - Frecuencia de trabajo: 50 Hz. - Regulación de tensión (primario): ±3,5 % y ±7 %. - Conexión: Yy0 – Yd11 (Yy0d11). - Material de los bobinados: cobre. - Tensión relativa de cortocircuito primario – secundario: 10 %. - Tensión relativa de cortocircuito primario – terciario: 10 %. - Tensión relativa de cortocircuito secundario – terciario: 10 %. - Refrigeración: ONAN (refrigeración natural). - Nivel de aislamiento de los bobinados del primario: 72,5 kV - Tensión soportada a frecuencia industrial (primario): 140 kV. - Tensión soportada ante impulso tipo rayo (primario): 325 kV. - Nivel de aislamiento de los arrollamientos de los secundarios:

4,8 kV. - Tensión soportada a frecuencia industrial (secundarios): 18,5

kV. - Tensión soportada ante impulso tipo rayo (secundarios): 40 kV.

Además, el transformador de potencia deberá incorporar, por norma de Adif, los siguientes accesorios:

- Depósito de expansión con boca de llenado, dispositivo para vaciado e indicador de nivel tipo magnético.

- Desecador de aire con carga de silicagel. - Relé Buchholz con dos flotadores con contactos de alarma y

disparo. - Termómetro de esfera. - Válvula de alivio de sobrepresión súbita. - Conmutador de tensiones.


Anexos.

- 189 -

- Dos termostatos. - Válvula para vaciado, filtrado y toma de muestras. - Elementos de elevación, arrastre, desencubado y fijación para

el transporte. - Ruedas de transporte orientables en las dos direcciones

principales, con pestaña para carril, ancho de vía tipo Adif. - Soportes para apoyos de gatos hidráulicos. - Bornas para conexión a tierra.

3.8 Elección del transformador para servicios auxiliares. El transformador de servicios auxiliares juega un papel fundamental en el suministro de energía de la propia subestación. Su importancia radica en que va a alimentar el cuadro de baja tensión de la subestación a través del cual se van a alimentar todos los servicios necesarios para el correcto funcionamiento de los equipos de maniobra (motores de los seccionadores), seguridad, iluminación, baterías, etc, sin olvidarnos del control de equipos y todos aquellos usos a nivel interno de la subestación que no vayan orientados a tracción propiamente dicha. Este transformador se ubicará en el exterior junto al parque intemperie de alterna ya que el transformador de servicios auxiliares es un transformador en baño de aceite, cuya elección ya se justificó en su momento en el apartado correspondiente de la Memoria. Como ya se ha citado anteriormente, el transformador destinado a servicios auxiliares de la subestación tendrá una potencia nominal de 250 kVA y estará alimentado con una tensión de primario igual a la tensión del embarrado (66 kV). El tipo de transformador deberá cumplir con las normas de construcción según la E.T. 03.359.116.5 y CEI 726. Las principales características de este transformador aparecen a continuación:

- Potencia nominal: 250 kVA. - Tensión primaria: 66 kV. - Tensión secundaria: 220 - 127 V. - Frecuencia: 50Hz. - Conexión: Yzn11. - Tensión relativa de cortocircuito: 4 %. - Regulación de la tensión primaria: ± 3,5 % y ± 7 %. - Refrigeración: ONAN (refrigeración natural).


Anexos.

- 190 -

- Nivel de aislamiento del primario: 72,5 kV. - Tensión soportada a frecuencia industrial (primario): 140 kV. - Tensión soportada ante impulso tipo rayo (primario): 325 kV. - Nivel de aislamiento del secundario: 1 kV. - Tensión soportada a frecuencia industrial: 3 kV. - Nivel de ruido: 60 dB.

Es importante destacar que el transformador de servicios auxiliares deberá cumplir la Especificación Técnica E.T. 03.359.116.5 “Transformadores de SSAA para subestaciones de tracción”. Según esta norma, este transformador deberá incorporar los siguientes accesorios:

- Depósito de expansión con boca de llenado, dispositivo para vaciado e indicador de nivel tipo magnético.

- Termómetros. - Desecador de aire con carga de silicagel. - Relé Buchholz. - Válvula de alivio de sobrepresión. - Conmutador de tensiones. - Válvulas para vaciado, filtrado y toma de muestras. - Elementos de elevación, arrastre, desencubado y fijación para

el transporte. - Ruedas con pestañas orientadas en dos direcciones a 90º. - Soporte para apoyo de gatos hidráulicos. - Bornas para conexión a tierra.

3.9 Cálculo de los conductores de la salida del transformador de potencia. En este apartado se pretende calcular los conductores aislados que servirán de conexión entre los dos secundarios del transformador de potencia y el grupo rectificador. Como es obvio, la acometida de dichos conductores será subterránea y pasaran de los secundarios del transformador al edificio de continua donde se halla el grupo rectificador, luego esta conexión supone el último tramo antes de pasar al sistema de continua propiamente dicho. Para dimensionar la acometida subterránea, elegiremos un cable y los someteremos al cálculo eléctrico compuesto por tres criterios para comprobar que el cable elegido esta en condiciones de soportar la corriente nominal de trabajo así como sobrecargas impuestas por la


Anexos.

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CEI – 146.463.2 para este tipo concreto de instalaciones dedicadas a tracción eléctrica y por último, bajo condiciones de cortocircuito. 3.9.1 Elección del conductor. El cable elegido para conectar el transformador de potencia con los puentes rectificadores en acometida subterránea es un conductor de cobre unipolar tipo RHZ1 3,6/6 kV. Sus características aparecen a continuación:

- Sección: 400 2mm . - Número de conductores por fase: 4. - Peso: 4,062 daN/m. - Diámetro del conductor: 23,1 mm. - Diámetro exterior aproximado: 35,1 mm. - Resistencia en corriente continua a 20 ºC: 0,0470 Ω/km. - Tipo de instalación: enterrada a 1 m de profundidad. - Intensidad máxima en régimen permanente: 4·560 = 2240 A.

Ahora aplicaremos los diferentes criterios de cálculo para verificar que el conductor elegido, esta correctamente diseñado para la instalación. 3.9.2 Cálculo eléctrico. 3.9.2.1 Cálculo por densidad de corriente. Vamos a determinar el valor de la corriente máxima admisible de la terna de cables, teniendo en cuenta una serie de condicionantes que llevan las instalaciones directamente enterradas. Estos condicionantes se traducen en unos coeficientes de corrección que dependen de diferentes parámetros de la instalación. Por tanto, hallaremos en primer lugar el valor de estos factores de corrección. El primer coeficiente de corrección es el que se aplica para cables directamente enterrados en terrenos cuya temperatura sea distinta de 25 ºC, tal y como expone el punto 6 de la ITC – LAT 06. Como en nuestro caso la temperatura que hemos considerado para el terreno es la de 25 ºC, este factor de corrección no será de aplicación. El siguiente factor corrector se aplica a cables directamente enterrados en terrenos cuya resistividad térmica es distinta de 1,5 K·m/W. La zona donde esta ubicada nuestra subestación y más concretamente donde estarán enterrados los cables unipolares, posee un terreno de grava y arena. Atendiendo a lo expuesto por la tabla 9 de la ITC – LAT 06, establece que para un terreno de estar


Anexos.

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características (arenoso muy seco), la resistividad térmica del terreno es de 1,5 K·m/W. Debido a esto, no aplicaremos este factor corrector. Otro factor corrector a aplicar es el que depende de la distancia entre ternos. Puesto que tenemos una única terna de cables en la zanja, no será de aplicación este factor corrector ya que la ITC –LAT 06 establece factores correctores para un número de ternas superior a una. Para finalizar, el último factor de corrección tiene relación con la profundidad de la instalación. Estos van referidos a instalaciones enterradas para profundidades distintas de 1 m. Puesto que nuestra instalación subterránea esta a esa profundidad, no será de aplicación este factor de corrección. Una vez determinados los factores correctores, la corriente máxima admisible que soportarán la terna de cables en condiciones nominales será de:

A2240Imáx =

Ahora comprobaremos si la corriente nominal de la instalación estará por debajo de este valor:

A1465,58113003

103,3I

6

n =⋅⋅=

Como podemos comprobar, los conductores elegidos están correctamente diseñados para soportar la corriente nominal de la instalación, ya que:

A1465,581I A2240I nmáx =>=

3.9.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. A continuación debemos comprobar que la terna de cables elegida cumple las condiciones de sobrecarga según la CEI – 146.463.2 marcadas para este tipo de instalaciones (gran tracción). Para poder hacer esta comprobación, necesitaremos hallar el valor de la intensidad térmica admisible para el cable con la sección elegida.


Anexos.

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Para ello, utilizaremos las gráficas de intensidades de cortocircuito del conductor elegido. Dicha gráfica aparece a continuación:

Si tenemos en cuenta que la sección de los conductores elegidos es de 400 2mm y que la duración del cortocircuito es de un segundo, el valor del factor de cortocircuito será de 55,5 kA. Utilizando la curva térmica de un conductor, podremos hallar para cada valor temporal de duración de la sobrecarga, la corriente admisible por un cable en esas condiciones. La ecuación de la curva térmica de un conductor es la siguiente:

t

1fI th ⋅=

Siendo: f el valor del factor de cortocircuito en kA. t es el tiempo de duración de la sobrecarga/cortocircuito en s. Sustituyendo:


Anexos.

- 194 -

Para un régimen de trabajo del transformador del 150 % (2 horas):

kA 0,6540723600

155,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Como hay cuatro conductores por fase:

kA 2,61640,65407I th =⋅=

Ahora comprobaremos si el cable está correctamente dimensionado para aguantar esta sobrecarga:

kA 2,198 A2198,37213003

1,5103,3I

6

==⋅

⋅⋅=

Luego vemos que nuestra terna está en condiciones de soportar esta sobrecarga ya que se cumple que:

kA 2,198IkA 2,616I th =>=

Para un régimen de trabajo del transformador del 300 % (5 minutos):

kA 3,204560

155,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Como hay cuatro conductores por fase:

kA 12,81743,204I th =⋅=


kA 4,396 A4396,74413003

3103,3I

6

==⋅

⋅⋅=

Luego vemos que nuestra terna también esta en condiciones de soportar esta sobrecarga ya que:

kA 4,396IkA 12,817I th =>=


Anexos.

- 195 -

Podemos concluir que el cable elegido cumplirá sin problema las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. 3.9.2.3 Cálculo por cortocircuito. Este método consiste en comprobar que la terna de cables aguantará el cortocircuito producido en el secundario del transformador de potencia. Como el tiempo de la falta es de un segundo, cada cable soportará una corriente de:

kA 55,5Imáx =

Teniendo en cuanta que existen cuatro conductores por fase, la corriente resultante será de:

kA 222455,5Imáx =⋅=

Como podemos comprobar, la corriente máxima que puede soportar el grupo de cables ante un cortocircuito es muy superior al valor de corriente de cortocircuito cuando aparece esta falta, que como ya se ha calculado en el anexo de los interruptores, este valor es de 0,541 kA. Luego el cable elegido esta completamente dimensionado puesto que cumple todos los criterios de cálculo expuestos para su dimensionamiento incluyendo los más desfavorables como son las sobrecargas que marca la norma CEI – 146.463.2 para este tipo de instalaciones.


Anexos.

- 196 -

3.10 Elección del grupo rectificador de potencia. El rectificador de potencia es uno de los elementos más importantes de una subestación dedicada a tracción eléctrica junto con el transformador de potencia, pues de este depende el comportamiento de las cargas de tracción. Este consiste en un conjunto de dispositivos semiconductores, capaces de convertir la forma de onda alterna trifásica a la salida de los secundarios del transformador de potencia, en una forma de onda más o menos continua con un cierto valor de rizado. Luego el rectificador es esencial para poder realizar el suministro de corriente continua a la catenaria y por tanto para el correcto funcionamiento de los vehículos de tracción de la red convencional. Para conseguir una mejora en la calidad de onda en corriente continua, el grupo rectificador a instalar estará constituido por dos puentes de Graetz trifásicos en serie formados por diodos de silicio altamente protegidos. El hecho de utilizar un grupo rectificador de pulsación dodecafásica como en nuestro caso, mejora la calidad de onda en continua en el suministro a la catenaria y por tanto, el comportamiento de los motores de las cargas de tracción. Además su utilización permite la eliminación de armónicos superiores impares a la parte de alterna concretamente el 5º y 7º que son los más peligrosos y que gracias a la utilización de un grupo rectificador en pulsación dodecafásica, estos se ven considerablemente reducidos. La utilización de dos puentes rectificadores en serie, es el principal condicionante para la utilización de transformadores de potencia con tres devanados como en nuestro caso. Como es obvio, el grupo rectificador junto con la bobina de alisamiento y los filtros de armónicos se ubicarán en el edificio de continua. 3.10.1 Criterios para la elección del rectificador. Para poder dimensionar y elegir el grupo rectificador, tendremos que tener en cuenta:

- La potencia del mismo. - El nivel de tensión que se desea conseguir a la salida en

continua. - El nivel de rizado que se estime como aceptable. - El tipo de semiconductores a emplear para el grupo. - Las formas de conexión de los puentes.


Anexos.

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- El grado de calidad de onda necesario. - Otro tipo de criterios marcados por la compañía explotadora de

la subestación, Adif. 3.10.2 Contexto del proyecto para el dimensionamiento del grupo rectificador de potencia. La primera consideración a tener en cuenta es que cada puente de diodos es alimentado desde el transformador de potencia con una tensión entre fases de cada secundario de 1300 V. Además la potencia del grupo rectificador tendrá que ser muy similar a la del transformador ya que ambos están unidos de forma directa mediante una acometida subterránea. Por tanto, nuestro grupo rectificador tendrá una potencia de 6 MW tal y como apuntan las Especificaciones Técnicas de Adif. También se podría haber utilizado grupos rectificadores con una potencia de 3 MW pero solo en el caso de haber elegido dos transformadores con la mitad de potencia. La tensión que habrá a la salida de los puentes rectificadores ya en continua, es decir, en el positivo, será de 3300 V, que es el nivel de tensión necesario para alimentar la catenaria de la red convencional. Para poder observar mejor la conexión de los puentes, la conexión de los mismos aparece a continuación:


Anexos.

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El grupo rectificador deberá cumplir la norma CEI 146 que trata sobre los convertidores de semiconductores. Al igual que el transformador, el grupo rectificador también deberá estar diseñado para cumplir con los distintos regimenes de sobrecarga, tal y como lo impone la norma CEI – 146.463.2 para gran tracción:

- 100 % en régimen permanente. - 150 % durante dos horas. - 300 % durante cinco minutos.

3.10.3 Dimensionamiento y elección del grupo rectificador de potencia. Ya hemos justificado que nuestro grupo rectificador tendrá una potencia de 6 MW y estará formado por dos puentes de Graetz de diodos en serie, con una tensión a la salida de los mismos de 3300 V en continua. El rectificador elegido deberá cumplir con la Especificación Técnica E.T. 03.359.105.8 “Ensayos tipo (homologación) y serie para el suministro o instalación de grupos rectificadores de 6000 kW para SS/EE de tracción”. El grupo rectificador estará formado por 48 diodos y dispondrá de la tecnología NP – 1 automática que consiste en que el sistema tiene la capacidad de dar un aviso de alarma en el caso de que un diodo falle o desconectar completamente si en este fallan dos diodos de a misma rama. La refrigeración del mismo será natural, aunque poseerá protecciones en caso de que se detecte una temperatura excesiva. El rectificador también deberá estar provisto de protecciones frente a sobrecargas de origen externo o interno por lo que llevará elementos RC adecuados tanto en el lado de continua como en el de alterna así como los derivados de cada diodo los correspondientes RC y las resistencias para la repartición de tensiones. Las ramas paralelo estarán protegidas por fusibles rápidos de alto poder de corte ante posibles cortocircuitos internos. Los interruptores extrarrápidos de protección de los feeders se encargarán de mantener a raya los cortocircuitos externos con lo que el grupo rectificador estará dimensionado para soportar los cortocircuitos externos durante el tiempo de funcionamiento de las protecciones. Los fusibles asociados a los diodos tendrán microcontactos de señalización de su fusión (protistores).


Anexos.

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En el lado de continua, cada rectificador contará con un relé de protección contra posibles derivaciones a tierra (relé de masa). Además estarán provistos por una o varias sondas termométricas, instaladas sobre los radiadores de los diodos, que impedirán que estos elementos alcancen temperaturas excesivamente elevadas disponiendo como ya se ha dicho, de dos niveles máximos de temperatura: alarma y desconexión. En el caso de actuación de dichos relés, se desconectará el grupo rectificador además de la apertura de forma instantánea de todos los interruptores extrarrápidos. Una vez definido el grupo rectificador así como sus protecciones, a continuación se expondrán sus principales características:

- Potencia del grupo rectificador: 6 MW. - Tensión en carga a la salida del grupo rectificador: 3300 V. - Tensión de vacío a la salida del grupo rectificador: 3400 V. - Corriente nominal del grupo: 1820 A. - Conexión del los puentes: conexión serie. - Refrigeración: AN (natural). - Pulsación del grupo: dodecafásica.

3.11 Dimensionamiento y elección de los interruptores de la parte de continua. Un interruptor como ya se dijo anteriormente, es un dispositivo capaz de abrir una línea o circuito en condiciones de falta o sobreintensidad gracias a poseer la capacidad de extinguir el arco cuando se produce un evento de este tipo y también a las órdenes que le llegan desde los automatismos y protecciones (relés) que hacen que este dispare. En este apartado, el caso que nos ocupa es dimensionar los interruptores extrarrápidos que irán insertados en las celdas de feeder junto a los transductores de medida de corriente y los analizadores de LAC y que protegerán toda la aparamenta interna de la misma (principalmente el rectificador) frente a cortocircuitos que se produzcan en cualquier punto de la catenaria de la red de Adif (cortocircuitos externos). Es importante destacar que habrá un interruptor extrarrápido por cada salida de feeder y puesto que hay seis, ese será el número de interruptores que haya en total. Estos interruptores se caracterizan por ser interruptores extrarrápidos, es decir, son interruptores cuya apertura para la extinción del arco es más rápida de lo habitual. Esto queda


Anexos.

- 200 -

justificado, como ya se ha citado en la Memoria, porque en corriente continua, los fenómenos transitorios que pueden aparecer son muy perjudiciales a la hora de la desconexión. Por ello es preciso que estos interruptores tengan una apertura más rápida de lo habitual. Además de estar asociados a la protección de la aparamenta de continua frente a cortocircuitos externos, los interruptores extrarrápidos también están asociados a sistemas complementarios de protección que constan de dispositivos de protección selectivos dependiendo del tipo de avería que se produzca. Dependiendo de la avería, la apertura de un extrarrápido puede ser debida a:

- Sobrecarga: cada extrarrápido poseerá un dispositivo que actuará sobre este por intensidad máxima. Este valor podrá ajustarse entre unos márgenes de forma selectiva de acuerdo con las protecciones del grupo rectificador.

- Por crecimientos bruscos de la intensidad.

- Por defecto a tierra: los relés de masa asociados a cada

extrarrápido provocarán la apertura en caso de falta a tierra, de todos los extrarrápidos (arrastre) incluyendo el interruptor o interruptores asociados a los grupos de tracción (en nuestro caso como solo hay un grupo, un interruptor en el lado de alterna asociado al mismo). Dependiendo del relé de masa que quede excitado (por cualquier tipo de avería), las operaciones para el restablecimiento del servicio averiado serán más o menos costosas dependiendo de la ubicación donde se halle el relé, si bien el caso más extremo es que quede excitado el relé de masa asociado a los seccionadores del pórtico de feeders, en cuyo caso la subestación quedaría totalmente bloqueada (manteniendo la orden de arrastre de forma permanente hacia los extrarrápidos de las subestaciones colaterales) hasta que no se identifique el origen de la avería.

- Por orden de arrastre: la apertura de cualquier extrarrápido por

una falta o por cualquier otra avería en la catenaria de un tramo o cantón alimentado simultáneamente por dos subestaciones, llevará consigo por la orden de arrastre, la apertura del extrarrápido correspondiente de la subestación colateral gracias a la línea de comunicaciones existente entre subestaciones que permite enviar una señal de arrastre en caso de que una de las subestaciones detecte un cortocircuito en la catenaria. Es importante citar que es independiente del telemando (cualquier orden de apertura para maniobra o similar, no activará la orden de arrastre). En el caso en el que


Anexos.

- 201 -

actúen los relés de masa y protecciones similares, provocará la apertura de todos los extrarrápidos asociados a cada feeder además del interruptor asociado a la rama de tracción en el lado de alterna si olvidarnos de que actuarán todas las protecciones de arrastre.

Para el cierre o reenganche de los extrarrápidos se realiza el siguiente procedimiento:

- Si no hay tensión en la línea, se realiza un análisis del nivel de aislamiento. Si la resistencia se encuentra entre los márgenes previstos, se realiza la conexión.

- Si hay tensión en la línea, se analiza si la tensión existente

difiere mucho o no de la tensión de la barra ómnibus. En caso en que la diferencia este dentro de unos márgenes, la conexión es automática.

En caso de que no se cumplan ninguna de estas condiciones, el extrarrápido correspondiente queda bloqueado sin posibilidad de que se produzca el cierre. 3.11.1 Cálculo de las corrientes de cortocircuito. Para dimensionar correctamente los interruptores a ubicar en las celdas de feeder, será necesario modelizar de forma aproximada la red ferroviaria de Adif donde se halla nuestra subestación. Para ello consideraremos además de nuestra subestación, las colaterales además de las de otra línea de enlace próximas a nuestra subestación (dos de la Línea férrea Lérida – Tarragona) para realizar el cálculo por cortocircuito. A pesar de ello, este cálculo se suele realizar en la vida real de forma mucho más precisa con programas y software que simulan un sistema mucho más complejo y completo. A continuación se muestra un esquema con la situación de las subestaciones y la potencia de sus grupos que nos servirá de cara a diseñar el modelo eléctrico:


Anexos.

- 202 -

Cabe destacar que no será necesario emplear el cálculo en por unidad ya que estamos trabajando con un sistema en corriente continua donde no existen diferentes niveles de tensión como si ocurre en alterna (salvo por caídas de tensión en la línea). A continuación se muestra un esquema eléctrico del sistema de corriente continua tomado como modelo para el cálculo de las corrientes de cortocircuito en la catenaria (cortocircuitos externos):

A continuación se explica que es cada elemento del esquema anterior:

- Vdc es el valor medio de la tensión de salida de una rectificación de doce pulsos. Su valor puede obtenerse como suma de los valores medios de las tensiones de salida de dos rectificadores de seis pulsos, ya que esta compuesto por dos rectificadores de este tipo en serie.

- Ed supone la caída de tensión media de todo el grupo

rectificador. Fundamental intervienen es este valor las caídas de tensión medias de los 48 diodos que componen el rectificador además de las protecciones RC del mismo.


Anexos.

- 203 -

- LTR no es una resistencia como tal que disipa calor, sino, la modelización de la caída de tensión media debida a la elevada inductancia del transformador de potencia. Es importante destacar que al tener un transformador con dos secundarios, habrá dos valores de inductancia, aunque estos serán iguales ya que la tensión relativa de cortocircuito es igual entre devanados. El valor final será LTR (el valor buscado) se obtendrá al multiplicar la caída de tensión de un devanado secundario por dos.

- L1R , L2R , L3R , L4R y L5R son las resistencias de los tramos de

catenaria que conectan cada subestación entre si. Cada valor representa:

o L1R la resistencia del tramo de catenaria comprendido

entre la subestación de Mont – Roig del Camp y la subestación de Port Aventura (la de nuestro proyecto).

o L2R la resistencia del tramo de catenaria comprendido entre la subestación de Port Aventura y la estación de Tarragona.


entre la estación de Tarragona y la subestación de que alimenta a Tarragona Clasificación.

o L4R la resistencia del tramo de catenaria comprendido entre la subestación de Tarragona Clasificación y la subestación de Reus.


entre la estación de Tarragona y la subestación móvil de Torredembarra.

Para este valor se considerará la resistencia del la línea aérea de contacto (hilos de contacto y el sustentador).

- CR1R , CR2R , CR3R , CR4R y CR5R son las resistencias de los circuitos de

retorno, es decir, las resistencias equivalentes de los feeders negativos que conectan cada subestación y de los carriles que conforman las vías.

Como se puede observar, no se ha considerado el valor de la resistencia interna de la bobina de alisamiento ya que es tan pequeña que no influye en el sistema considerado.


Anexos.

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Una vez visto que es cada elemento del sistema a analizar, calcularemos el valor de cada uno de ellos antes de pasar a imponer las condiciones de cortocircuito: El valor medio de la tensión a la salida de uno de los rectificadores hexáfasicos (Vdc) puede expresarse analíticamente según su definición como:

∫=T

t0dc V(t)dt

T

1V

Teniendo en cuenta el periodo de una rectificación hexafásica ( 3/π ) y que la tensión en el dominio del tiempo se define como una onda alterna senoidal, sustituimos los valores en la ecuación anterior y desarrollamos la ecuación:

π

ππ

πω

π

π

π

mm3

2

3

m

T

t0dc

V3

3

2cos

3cos

V3tdsenV

/3

1V(t)dt

T

1V

⋅=

−

⋅=⋅⋅== ∫∫ ωt

Puesto que tenemos dos puentes hexafásicos en serie (puente dodecafásico) el valor medio de la tensión de salida del grupo rectificador será de:

ππ

mmdc

V63V2V

⋅=

⋅=

Solo nos queda por determinar el valor de pico de la tensión de entrada. Puesto que los secundarios del transformador de potencia tienen una tensión nominal eficaz entre fases de 1300 V, únicamente deberemos hallar el valor máximo de la tensión en ambos secundarios, que al tratarse de una onda alterna puede hallarse como:

eficazm V2V ⋅=

Sustituyendo en la expresión de origen, el valor medio de la tensión de salida será de:


Anexos.

- 205 -

V 3511,233130026V26

V eficazdc =⋅⋅=

⋅⋅=

ππ

Este valor es el que se obtendría a la salida del rectificador si los semiconductores que conforman el mismo fuesen ideales (no producirían caídas de tensión). Ahora bien, la tensión que se impone a la salida del rectificador es de 3300 V si bien esta tensión no es el valor buscado ya que es la tensión en carga cuando nuestro cálculo se realiza en vacío cuyo valor para este caso es de 3400 V, con lo que para realizar esta consideración se ha tenido que tener en cuenta la caída de tensión en todos los diodos y protecciones del rectificador. Luego para hallar esa caída de tensión (Ed) basta con realizar la diferencia de tensiones:

V 111,23334003511,233Ed =−=

Luego podemos simplificar este caso considerando en el esquema una fuente de tensión continua equivalente de 3400 V. El valor medio de la caída de tensión debida a la influencia de la inductancia del transformador puede expresarse como:

TLT Lf12R ⋅⋅= Siendo: f la frecuencia de trabajo de la inductancia del transformador en Hz.

TL es el coeficiente de autoinducción de la citada inductancia en H. Sabiendo que la frecuencia es de 50 Hz, calcularemos el valor del coeficiente de autoinducción de los bobinados secundarios de cada transformador asociado a cada una de las subestaciones. Es importante tener en cuenta para este cálculo, la potencia y el número de grupos transformadores – rectificadores que tiene cada subestación. Comenzaremos calculando este valor para el caso de nuestra subestación. Primero determinaremos la impedancia de sus bobinados teniendo en cuenta que la tensión relativa de cortocircuito nos la proporciona el fabricante y este valor coincide con la impedancia de cortocircuito en


Anexos.

- 206 -

valor por unidad (p.u.). Por tanto para hallar el valor de la impedancia, dado que tenemos el valor en por unidad, elegiremos los valores base y con ello, hallaremos el valor real de la impedancia de cortocircuito: Elegimos por tanto las bases referidas al lado en el que nos encontramos:

MVA 6,6Sbase =

kV 1,3Vbase =

Con estos dos datos, calcularemos el resto de las bases como:

A2931,16213003

106,6

V3

SI

6

base

basebase =

⋅⋅=

⋅=

Ω 0,256106,6

1300

S

V

I

3/VZ

6

2

base

2base

base

basebase =

⋅===

Sabiendo el valor de la impedancia base impuesta y el valor en por unidad, calcularemos el valor real de la impedancia de cortocircuito:

Ω 0,02560,10,256Z(p.u.)ZZ basereal =⋅=⋅=

Para hallar el valor de la inductancia de los secundarios, tendremos en cuenta que el valor de la resistencia de los devanados supone un 4 % del valor de la impedancia de cortocircuito y el resto pertenece a la reactancia que representa las pérdidas de flujo magnético en los devanados. Por tanto el valor de la reactancia de cortocircuito será de:

Ω=⋅== 0,02450,02560,96Z de 96%X cccc

Conocido este valor, la inductancia del transformador será de:


Anexos.

- 207 -

mH 0,7822502

0,0245

f2

XLf 2L LX cc

TTTcc =⋅

=⋅

=→⋅⋅==ππ

πω

Por tanto las pérdidas por caída de tensión media en la inductancia del transformador de potencia serán de:

Ω 0,469107,8225012Lf12R 4TLT =⋅⋅⋅=⋅⋅= −

En el caso de la subestación de tracción de Mont – Roig del Camp existen dos grupos de 3,3 MVA. Esto significa que cada grupo tendrá una “resistencia” debida a la caída de tensión media de los devanados secundarios el doble a la subestación de Port Aventura ya que la potencia de cada grupo es la mitad que la de nuestra subestación. También es importante tener en cuenta que son dos grupos, luego cada grupo tendrá su “resistencia” (iguales para ambos grupos). Debido a que los grupos estén en paralelo, la “resistencia equivalente” será el paralelo de ambas es decir la mitad o lo que es lo mismo, el valor calculado de la subestación de Port Aventura. Lo mismo ocurrirá con la subestación de Reus. La subestación de tracción de Tarragona clasificación esta compuesta por dos grupos de 6,6 MVA debido a que alimenta una estación de mercancías de estacionamiento de trenes. Al tener dos grupos, el valor de LTR será la mitad por lo que:

Ω 0,23452

0,469RLT ==

Por último, la subestación de tracción de Torredembarra esta compuesta por un único grupo ya que es una subestación móvil. Al tener la mitad de potencia tendrá un valor de LTR que será el doble de la de Port Aventura pero al solo tener un grupo, esa será la resistencia final. Luego el valor de LTR para la subestación de Torredembarra será de:

Ω 0,9380,4692RLT =⋅=

El valor de esta resistencia de la catenaria puede expresarse en función de la sección del conductor o conductores empleados, pero debido a que las condiciones de trabajo no van a ser las nominales si no las de cortocircuito, será más conveniente determinar el valor de


Anexos.

- 208 -

la resistencia de la catenaria en función de la temperatura. Para conductores desnudos (como es nuestro caso), el MIE – RAT 5 nos dice que la temperatura máxima considerada en servicio será de 80 ºC, luego esa es la temperatura que consideraremos (si consideramos una temperatura superior que se acerque más a la que pueda darse cuando ocurre un evento de falta, el valor de la resistencia será mayor y por tanto la magnitud del cortocircuito será menor). Por tanto, para hallar el valor de esta resistencia utilizaremos la siguiente expresión:

[ ]20)(T1RR 20 −⋅+= α

Siendo

20R la resistencia de la catenaria a 20 ºC. α un coeficiente de temperatura que depende del material. Para el cobre, este coeficiente toma el valor de 0,00393 º 1C − . T la temperatura final, en este caso, hemos considerado de 80 ºC. Únicamente nos queda hallar el valor de la resistencia a 20 ºC. Esta puede calcularse como:

S

lR 20 ⋅= ρ

Siendo:

ρ la resistividad del cobre que es de 0,0171 m

mm2⋅Ω.

l la longitud del conductor en m (en principio consideramos 1000 m para que la resistencia calculada sea por kilómetro). S es la sección de un hilo de contacto de la catenaria que es de 107

2mm (sección utilizada por Adif en la mayoría de las líneas convencionales). Puesto que una vía general consta de dos hilos de contacto y el sustentador que en este caso posee una sección de 153

2mm , el valor final de la R en Ω/km será la equivalente del paralelo de todos los componentes que forman la catenaria (hilos de contacto y sustentador). Sustituyendo:

/km 0,16107

10000,0171

S

lR 20 Ωρ =⋅=⋅=


Anexos.

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Con este valor calculado, la resistencia de un hilo de contacto será de:

[ ] [ ] /km 0,197720)(800,0039310,1620)(T1RR 20 Ωα =−⋅+⋅=−⋅+=

Conocido este valor, la resistencia equivalente de los dos hilos de contacto será de:

/km 0,09882

0,1977R Ω==

Por último quedaría añadir el sustentador. Para calcular la resistencia de este, realizaremos el mismo procedimiento:

/km 0,111153

10000,0171

S

lR 20 Ωρ =⋅=⋅=

La resistencia del sustentador será por tanto de:

[ ] [ ] /km 0,137120)(800,0039310,11120)(T1RR 20 Ωα =−⋅+⋅=−⋅+=

La resistencia final de la catenaria será finalmente de:

/km 0,05740,13710,0988

0,13710,0988R Ω=

+⋅=

Para calcular las resistencias que tenemos en el esquema ( L1R , L2R ,

L3R , L4R y L5R ), bastará con multiplicar el valor calculado de la

resistencia por la longitud entre subestaciones que en este caso son de:

- Entre la de Mont-Roig del Camp y Port Aventura: 14,4 km. - Entre la de Port Aventura y la estación de Tarragona: 10,1 km. - Entre la estación de Tarragona y la SE de Tarragona

Clasificación: 900 m. - Entre la SE de Tarragona Clasificación y la SE de Reus: 16,2

km. - Entre la estación de Tarragona y la SE de Torredembarra: 13,7

km.


Anexos.

- 210 -

También se tendrá en cuenta un factor corrector de longitud debido a que la catenaria no esta tendida paralela a la traza de la vía si no que su forma geométrica es en zig-zag (para conseguir un desgaste homogéneo en los frotadores de los pantógrafos de los trenes). Luego el valor de la resistencia de cada tramo de catenaria entre subestaciones será de:

Ω 0,9090,057414,41,1RL1 =⋅⋅=

Ω 0,6370,057410,11,1RL2 =⋅⋅=

Ω 0,05680,05740,91,1RL3 =⋅⋅=

Ω 0,9290,057416,21,1RL4 =⋅⋅=

Ω 0,8650,057413,71,1RL5 =⋅⋅=

Por último nos queda determinar la resistencia del circuito de retorno. Este valor se considerará como la resistencia del propio carril ya que, a pesar de haber feeders negativos tendidos paralelos a la traza férrea, estos están conectados a los carriles cada cierta distancia, por lo que lo consideraremos como un único “conductor” de retorno. Además esta consideración es más desfavorable, ya que el carril posee un valor de resistencia menor que un cable que componga un feeder negativo debido a que su sección es muy superior a pesar de que su conductividad es menor que la del cobre. Puesto que el carril a utilizar es de 54 kg/m (UIC 54), el valor de la resistencia equivalente (la total de ambos carriles) es de 0,00686 Ω/km. Por tanto los valores de las resistencias de retorno entre subestaciones serán de:

Ω 0,09870,0068614,4RCR1 =⋅=

Ω 0,06920,0068610,1RCR2 =⋅=

Ω 106,1740,006860,9R -3

CR3 ⋅=⋅=

Ω 0,1110,0068616,2RCR4 =⋅=

Ω 0,09390,0068613,7RCR5 =⋅=


Anexos.

- 211 -

Conocidos todos los valores del sistema en corriente continua considerado, el esquema queda:

Como ya conocemos todos los parámetros del sistema, pasaremos a calcular las corrientes de cortocircuito. Para ello, impondremos el lugar donde se producirá la falta y reduciremos el sistema utilizando el método de Thevenin para hallar la magnitud de la faltas a considerar. Es importante saber considerar los puntos más desfavorables donde se pueden producir los cortocircuitos de mayor magnitud para poder diseñar correctamente los interruptores extrarrápidos de las celdas de feeder. En principio, los cortocircuitos para los cuales van a actuar los citados interruptores son cortocircuitos externos, es decir, cortocircuitos que se dan en la catenaria de la línea. Quedan excluidas las faltas que puedan darse a nivel interno de la subestación ya que para ese caso actuarían las protecciones del rectificador. En nuestro caso, el punto más desfavorable donde la falta es más acusada es el punto de unión de nuestra subestación con la catenaria. Por tanto calcularemos la magnitud de este cortocircuito. 3.11.1.1 Cálculo del cortocircuito en el punto de unión de la subestación de Port Aventura con la catenaria. Como ya se ha citado, el cortocircuito se produce en el punto de unión de nuestra subestación con la catenaria. En el siguiente esquema se muestra el punto de la falta:


Anexos.

- 212 -

Para calcular la corriente de cortocircuito en el punto donde se produce la falta utilizaremos como ya hemos citado anteriormente, el método de Thevenin. A continuación se muestra un esquema más sencillo para empezar a reducirlo y obtener la resistencia Thevenin equivalente desde el punto donde se produce la falta:

Lo primero que haremos es cortocircuitar todas las fuentes de tensión. Tras esto, podremos sumar los valores de las resistencias que están en serie en cada rama:

Ω 1,47670,09870,4690,909R 1 =++=

Ω 1,5090,1110,4690,929R 2 =++=

Ω 1,8960,09390,9380,865R 3 =++=


Anexos.

- 213 -

Ahora el esquema se reduce a:

Si nos fijamos en la rama relativa a los valores de las resistencias asociadas a las subestaciones de Tarragona Clasificación y Reus, podemos simplificarla haciendo el paralelo entre la resistencia de valor 1,509 Ω y 0,2345 Ω y luego sumarlas a las del resto de la rama. Por tanto:

Ω 0,2640,006170,05681,5090,2345

1,5090,2345R 4 =++

+⋅=

Tras realizar esta operación, el esquema queda como aparece a continuación:


Anexos.

- 214 -

Solo nos queda reducir las ramas que permanecen a la derecha del punto donde se produce el cortocircuito. La resistencia equivalente de esa parte será de:

Ω 0,9370,06920,6370,2641,896

0,2641,896R 4 =++

+⋅=

Para calcular la resistencia Thevenin equivalente, bastará con hacer lo paralelos de las resistencias que quedan en el esquema:

Ω 0,257

1,47670,4690,937

0,4690,937

1,47670,4690,937

0,4690,937

R TH =+

+⋅

⋅

+⋅

=

Conocido este valor y teniendo en cuenta que la tensión de vacío es 3400 V, la corriente de cortocircuito es ese punto será de:

A13229,5710,257

3400

R

VI

TH

0cc ===

Con el valor de la corriente de cortocircuito en el punto más desfavorable, ya podremos elegir los interruptores que colocaremos en las celdas de feeder. 3.11.2 Dimensionamiento y elección de los interruptores de las celdas de feeder. Con el valor de cortocircuito calculado, determinaremos las características que necesitarán cumplir nuestros interruptores extrarrápidos. La más importante y relevante de un interruptor es su poder de corte, es decir, la capacidad que tiene el citado interruptor para extinguir el arco producido por una falta. Este valor puede determinarse con la siguiente expresión:


Anexos.

- 215 -

ccnr IUP ⋅=

Siendo:

nU la tensión nominal de trabajo en kV.

CCI la corriente de cortocircuito en kA.

Sustituyendo en la expresión:

MW 43,65513,2293,3IUP ccnr =⋅=⋅=

Otra característica que define al interruptor es la corriente nominal que circulará a través del mismo. Esta corriente será idéntica a la que circulará por un feeder. Para determinar el valor de esta corriente, supondremos el caso más desfavorable y es que la catenaria de una de las vías generales, demande toda la corriente nominal del grupo es decir 1820 A. Como esta corriente circula por tres feeders distintos ya que este es el número de alimentaciones a catenaria (uno al tramo colateral izquierdo, otro al tramo de la subestación y el otro al tramo colateral derecho), para conocer la corriente que circulará por un feeder al cual va asociado un interruptor extrarrápido, bastará con dividir el valor de corriente demandado entre el número de feeders, es decir:

606,666A3

1820

feedersnº

II catenarian ===

También es importante como se ha citado muchas veces, conocer los valores de sobrecarga según la CEI – 146.463.2 a los cuales va a estar sometido el interruptor de forma temporal. Para calcular estas sobrecargas, de la misma forma que para determinar la corriente nominal, consideraremos el caso más desfavorable: esto es que la catenaria asociada a una vía, demande toda esa corriente por existir un exceso de demanda. Para un régimen del 150 % (durante 2 horas) la corriente que demandara la catenaria sería de 2730 A. Como existen tres feeders de alimentación, el valor de la corriente será de:


Anexos.

- 216 -

910A3

2730

feedersnº

II 150% ===

Para un régimen del 300 % (durante 5 minutos), la corriente toma un valor de 5460 A, luego la corriente que circulará por cada feeder y por tanto, por cada extrarrápido será de:

1820A3

5460

feedernº

II 150% ===

El poder de conexión que deberá tener el interruptor elegido, se puede expresar mediante la siguiente ecuación:

chnc IUP ⋅=

Donde:

nU la tensión nominal de trabajo en kV.

chI la corriente de choque kA.

Para determinar la corriente de choque o corriente máxima de cortocircuito, bastará con multiplicar por un factor la corriente de cortocircuito. Considerando un factor de 1,4. Por tanto:

kA 18,5213,2291,4I41,I ccch =⋅=⋅=

Sustituyendo:

MW 61,11652,183,3IUP chnc =⋅=⋅= Otra característica aunque no tan relevante es la corriente de desconexión. A pesar de que el interruptor a colocar necesitará tener un margen de regulación frente a valores de corriente máximos que puedan aparecer, este valor lo referiremos a desconexión por un evento de falta. Luego:

kA 13,229II ccd ==

Conocidos estos valores, pasaremos a elegir los interruptores que protegerán la acometida de continua (principalmente el rectificador) frente a cortocircuitos externos y sobreintensidades.


Anexos.

- 217 -

El modelo elegido para este cometido es un interruptor extraible de apertura rápida UR 26-64 de la marca Sécheron. Las características principales de estos interruptores aparecen a continuación:


Anexos.

- 218 -

A continuación se selecciona el relé de máxima intensidad para regular el interruptor ante sobrecargas:

Para verificar la apertura rápida de este interruptor, calcularemos el tiempo de apertura del mismo. Como podemos observar en las características, el interruptor elegido tiene una “velocidad de apertura” de 40/31,5 kA/ms. Si este valor lo pasamos a A/s queda:

A/s1269841,271031,5

1040

dt

di(t)3

3

=⋅⋅= −

Para determinar el tiempo de apertura bastará con colocar este valor en el eje de abscisas de la siguiente gráfica característica del interruptor:


Anexos.

- 219 -

Para ese valor calculado y fijándonos en la curva asociada al interruptor elegido (UR – 26), obtenemos un tiempo de apertura de 5,45 ms. 3.12 Cálculo de la acometida de salida del grupo rectificador de potencia. Como es obvio, a la salida del grupo rectificador, ya en continua, nos podemos encontrar con dos tipos de conductores según su naturaleza eléctrica: el positivo y el negativo. El positivo es el encargado de suministrar energía a la catenaria desde la salida del grupo rectificador hasta la misma. El negativo, en cambio, conforma el circuito de retorno que se conecta al rectificador desde el armario de negativos además de los propios carriles que conforman la vía férrea que funcionan de circuito de retorno para las corrientes parásitas de los vehículos de tracción. 3.12.1 Cálculo del conductor positivo a la salida del grupo rectificador de potencia. El objetivo de este apartado es calcular y dimensionar los conductores que conformarán el positivo que irá de la salida del rectificador hasta las celdas de continua donde se hallan los extrarrápidos, o lo que es lo mismo el grupo de conductores que transportará la energía hasta las celdas de protección de continua. Es importante tener en cuenta que este conductor irá en acometida subterránea aunque no estará directamente enterrado sino que la instalación será entubada. Este cálculo hace alusión a un tramo del positivo que estará en el interior del edificio de continua, concretamente el tramo entre el rectificador, la barra ómnibus o barra de continua y las celdas de feeder donde irán los extrarrápidos. El resto de la acometida hasta el suministro directo a la catenaria, se evaluará en otros dos anexos y dicho tramo conectará la salida de las celdas de continua con la catenaria y será un tramo simultáneamente en interior e intemperie ya que hasta el citado pórtico, la acometida será interior mientras que entre este y la catenaria ya será un tramo exterior. Al ser una instalación de este tipo, elegiremos tipo de conductor y lo someteremos a una serie de criterios para comprobar si dicho cable cumple o no con las características de la instalación. Estos criterios son tres: cálculo eléctrico por densidad de corriente, cálculo de las sobrecargas según marca la CEI – 146.463.2 y cálculo por cortocircuito.


Anexos.

- 220 -

3.12.1.1 Elección del conductor. Los conductores elegidos para el positivo de continua que se encargarán de conectar el grupo rectificador con el resto de elementos hasta llegar a las celdas de continua donde se hallan los interruptores extrarrápidos serán cables aislados de cobre unipolares de tipo RHZ1 6/10 kV. Sus características más relevantes aparecen a continuación:

- Sección: 300 2mm . - Número de conductores: 6. - Peso: 3,547 daN/m. - Diámetro del conductor: 20,6 mm. - Diámetro exterior aproximado: 35,3 mm. - Resistencia en corriente continua a 20 ºC: 0,0601 Ω/km. - Tipo de instalación: entubada a 1 m de profundidad. - Intensidad máxima en régimen permanente: 6·460=2760 A.

3.12.1.2 Cálculo eléctrico. 3.12.1.2.1 Cálculo por densidad de corriente. Para poder aplicar este criterio, es necesario calcular y evaluar el valor de la corriente máxima admisible que va a soportar nuestra instalación entubada. Para ello, a pesar de que el punto 6 de la ITC –LAT 06 no impone tablas para instalaciones entubadas a excepción de las intensidades máximas admisibles en régimen permanente para cables aislados, después de la citada tabla establece que se habrá de tener en cuenta los coeficientes correctores de temperatura, resistividad térmica del terreno y profundidad de la instalación. Como ya impusimos en el anexo de los cables de acometida subterránea directamente enterrada, la temperatura del terreno era de 25 ºC luego el factor corrector asociado a la temperatura del terreno no será de aplicación. También se justificó en el citado anexo, que el terreno donde se asentaba nuestra subestación era gravoso y arenoso. Por lo tanto, para este tipo de terrenos y según marca la tabla 9 de la ITC –LAT 06, la resistividad térmica del terreno será de 1,5 K·m/W. Por lo tanto tampoco será de aplicación el factor corrector asociado a la resistividad térmica del terreno.


Anexos.

- 221 -

Por último, nos queda el factor corrector asociado a la profundidad de la instalación. Como se ha puesto en las características de la instalación entubada, la profundidad de la misma es de 1 m por lo que tampoco será de aplicación este factor corrector. Por tanto, la corriente máxima admisible que podrá soportar el haz de cables que conforman el positivo será de:

A2760Imáx =

Ahora tendremos que comprobar que este valor sea superior al valor nominal de la corriente que circulará en régimen permanente por estos conductores que conformarán la instalación entubada:

1820A 1818,1813300

106I

6

n ≈=⋅=

Como se puede comprobar, nuestra instalación esta perfectamente dimensionada para el régimen de trabajo del los conductores que conforman las conexiones en continua en el interior del edificio ya que:

A1820I A2760I nmáx =>= 3.12.1.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. Con este criterio comprobaremos que las sobrecargas que marca la norma anteriormente citada, son cumplidas por el haz de cables elegido para la instalación entubada. Para poder hacer esta comprobación, necesitaremos hallar el valor de la intensidad térmica admisible para el cable con la sección elegida. Para ello, utilizaremos las gráficas de intensidades de cortocircuito del conductor elegido.

Si tenemos en cuenta que la sección de los conductores elegidos es de 300 2mm y que la duración del cortocircuito es de un segundo, el valor del factor de cortocircuito será de 41,5 kA. Utilizando la curva térmica de un conductor, podremos hallar para cada valor temporal de duración de la sobrecarga, la corriente admisible por un cable en esas condiciones. La ecuación de la curva térmica de un conductor es la siguiente:


Anexos.

- 222 -

t

1fI th ⋅=

Siendo: f el valor del factor de cortocircuito en kA. t es el tiempo de duración de la sobrecarga/cortocircuito en s. Sustituyendo: Para un régimen de trabajo del 150 % (2 horas):

kA 0,48923600

141,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Como hay seis conductores que conforman el positivo:

kA 2,93460,489I th =⋅=


kA 2,73kA 2,727 A2727,2723300

1,5106I

6

≈==⋅⋅=

Luego vemos que nuestro grupo de conductores está en condiciones de soportar esta sobrecarga ya que se cumple que:

kA 2,727IkA 2,934I th =>=

Para un régimen de trabajo del 300 % (5 minutos):

kA 2,396560

141,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Como hay seis conductores:

kA 14,37662,396I th =⋅=



Anexos.

- 223 -

kA 5,46kA 5,454 A5454,5453300

3106I

6

≈==⋅⋅=

Luego vemos que la configuración de conductores elegida también esta en condiciones de soportar esta sobrecarga ya que:

kA 5,46IkA 14,376I th =>= Podemos concluir que la solución adoptada cumplirá sin problema las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. 3.12.1.2.3 Cálculo por cortocircuito. Este método consiste en comprobar si el grupo de cables aguantará un cortocircuito producido en la catenaria de la red convencional de Adif. Como el tiempo de la falta es de un segundo, cada cable soportará una corriente de:

kA 41,5Imáx =

Teniendo en cuenta que existen seis conductores entre el tramo calculado:

kA 249641,5Imáx =⋅=

Como podemos comprobar, la corriente máxima que puede soportar el conjunto de cables ante un cortocircuito es muy superior al valor de corriente de cortocircuito cuando aparece esta falta, que como ya se ha determinado en el anexo relativo al cálculo de los cortocircuitos en el lado de continua, este valor es de 13,229 kA. Luego el cable elegido esta completamente dimensionado puesto que cumple todos los criterios de cálculo expuestos para su dimensionamiento. 3.12.2 Cálculo del conductor negativo a la salida del grupo rectificador de potencia. Ahora diseñaremos la acometida de conductores que será necesaria para el circuito de retorno compuesto por el negativo que está comprendido entre la salida del rectificador y el armario de negativos donde estos irán conectados a una pletina conectada a la malla de


Anexos.

- 224 -

tierras de protección y de ahí se repartirán a cada una de las vías generales. Al igual que haz de conductores que conforman el positivo, los conductores que forman el negativo también irán en acometida subterránea entubada. El tramo que calcularemos será el tramo entubado entre el grupo rectificador y el armario de negativos. El resto del tramo, es decir, el comprendido entre el citado armario o también denominado pozo de negativos y los carriles o juntas inductivas de las vías férreas se estudiará en otro anexo. Puesto que vamos a trabajar con una instalación entubada, los criterios de cálculo para dimensionar el haz de conductores que conformarán el negativo serán idénticos a los utilizados para el positivo: cálculo por densidad de corriente, cálculo ante distintos regimenes de sobrecarga según marca la norma CEI – 146.463.2 y por último el cálculo por cortocircuito. 3.12.2.1 Elección del conductor. Los conductores elegidos para formar el negativo entre la salida del grupo rectificador y el armario de negativos serán cables aislados de cobre unipolares de tipo RZ1 0,6/1 kV. Se podría haber empleado cables similares con aislamiento idéntico al de los positivos (6/10 kV) pero como estos cables están sometidos al potencial de tierra, pueden elegirse conductores con este tipo de aislamiento (los fabricantes de cables de retorno para Adif tienen este tipo de aislamiento). Sus principales características aparecen a continuación:

- Sección: 300 2mm . - Número de conductores: 6. - Peso: 3,385 daN/m. - Diámetro exterior aproximado: 36,4 mm. - Radio de curvatura: 365 mm. - Resistencia en corriente continua a 20 ºC: 0,0601 Ω/km. - Tipo de instalación: entubada a 1 m de profundidad. - Intensidad máxima en régimen permanente: 6·500=3000 A.

3.12.2.2 Cálculo eléctrico. 3.12.2.2.1 Cálculo por densidad de corriente. Para comprobar si nuestro grupo de cables cumple con el criterio de densidad de corriente, necesitaremos evaluar el valor de la corriente


Anexos.

- 225 -

máxima admisible que va a poder soportar el negativo en las condiciones de la instalación entubada. Puesto que el conjunto de cables que forman el negativo son cables de baja tensión, habrá que atender a lo expuesto por el REBT para este tipo de instalaciones. El apartado 3.1.3 de la ITC – BT 07 establece que hay que seguir los mismos criterios y tablas que para una instalación enterrada. Atendiendo a lo expuesto por esta ITC para una instalación enterrada, serán de aplicación una serie de factores correctores que dependen de múltiples factores. El primero de ellos es un factor que se aplica para instalaciones de cables enterradas para una temperatura del terreno diferente de 25 ºC. Como ya hemos citado en anteriores ocasiones, la temperatura del terreno era de 25 ºC luego este factor no será de aplicación. Otro factor a considerar es el asociado a las resistividades térmicas del terreno. Según la ITC – BT 07, establece unos factores correctores para unas resistividades térmicas del mismo diferentes de 1 K·m/W. Puesto que nuestro terreno es gravoso y arenoso, la resistividad del mismo era de 1,5 K·m/W, luego este factor si será de aplicación. Fijándonos en la tabla 7 de la citada ITC, vemos que no aparece el valor de resistividad térmica de nuestro caso. Tomaremos el próximo más desfavorable que es el de para 1,65 K·m/W cuyo factor corrector es de 0,81. El siguiente factor corrector se aplica según el número de ternos unipolares o cables tripolares. Puesto que en nuestro caso, no tenemos ninguna de las opciones citadas, no será de aplicación este factor. Por último queda el factor corrector asociado a la profundidad de la instalación. La tabla 9 de la ITC – BT 07 establece los factores correctores para profundidades diferentes de 0,7 m. Como nuestra instalación está a una profundidad de 1 m, habrá que aplicar dicho factor. Viendo la citada tabla, observamos que para 1 m de profundidad, el factor corrector es de 0,97. Ya conocidos los factores de corrección, calcularemos el valor máximo de la corriente admisible de nuestra instalación entubada:

A2357,10,970,813000Imáx =⋅⋅=


Anexos.

- 226 -

Ahora tendremos que comprobar que este valor sea superior al valor nominal de la corriente que circulará en régimen permanente por esta agrupación de conductores que conformarán la instalación entubada:

A18203300

106I

6

n =⋅=

Como podemos observar, el conjunto de cables que conforman el negativo entre el grupo rectificador y el armario de negativos de la instalación están correctamente diseñados para trabajar en régimen permanente en nuestra instalación.

3.12.2.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. Puesto que como ya hemos dicho nuestra instalación esta dedicada a tracción, debe cumplir esta norma que establece los valores de sobrecarga y el tiempo de duración de las mismas. Al igual que para el positivo, el negativo también está dispuesto por cables cuya sección es de 300 2mm . Luego el factor de cortocircuito será también de 41,5 kA. Como el resto de los datos necesarios son idénticos, podemos decir que la agrupación de conductores va a cumplir con los requisitos marcados por este criterio. 3.12.2.2.3 Cálculo por cortocircuito. Puesto que como ya hemos dicho que el valor del factor de cortocircuito es el mismo que para el caso negativo, ya sabemos que este cumplirá con su cometido sin ningún tipo de problema ante una eventual falta externa, por lo que podremos decir que este criterio también es cumplido por el grupo de cables que forman el negativo. 3.13 Cálculo de la bobina de alisamiento y los filtros de armónicos. El objetivo de este anexo se centra en dimensionar la bobina encargada de limitar las elevadas fluctuaciones de corriente que se producen con mucha frecuencia como consecuencia de las constantes


Anexos.

- 227 -

variaciones de servicio de los vehículos de tracción conectados a la red ferroviaria convencional. Así mismo también se dimensionarán los filtros de armónicos necesarios para evitar que las perturbaciones producidas por los armónicos generados en la rectificación de la forma de onda no afecten de forma perjudicial al suministro eléctrico de la catenaria y por tanto a los vehículos de tracción conectados a la misma. Con el correcto diseño de ambos se conseguirá un suministro eléctrico en continua de calidad, pues limitará la distorsión armónica en la red así como posibles variaciones bruscas del rizado de la corriente en la catenaria. 3.13.1 Cálculo de la bobina de alisamiento. Estas bobinas que se encargan de limitar las variaciones bruscas de corriente, son reactancias exentas de núcleo cuyo valor normalizado e impuesto por la Especificación Técnica correspondiente de Adif suele ser de 0,3 mH o 0,6 mH. La bobina de alisamiento irá ubicada a la salida del grupo rectificador en el mismo positivo. Estará conectada con este mediante una pletina. El tramo comprendido entre la bobina de alisamiento y la barra de continua, irá como ya se ha citado en el anexo anterior en acometida subterránea entubada. Para dimensionar la bobina, uno de los parámetros es la corriente nominal que circulará por ella en condiciones de trabajo. Este valor puede calcularse como:

A18203300

106I

6

n =⋅=

Es importante tener en cuenta que la bobina de alisamiento que elijamos deberá cumplir con las sobrecargas impuestas para este tipo de instalaciones. A continuación se calculan los valores de sobrecarga que son idénticos a los que debe soportar el grupo rectificador: Para un régimen de trabajo del 150 % (2 horas):

A27303300

1,5106I

6

=⋅⋅=


Anexos.

- 228 -

Para un régimen de trabajo del 300 % (5 minutos):

A54603300

3106I

6

=⋅⋅=

Con estos datos ya podremos elegir la bobina de alisamiento a colocar. El material de nuestra bobina de alisamiento será de aluminio y debidas las altas corrientes que deberá soportar, poseerá tres arrollamientos. Su coeficiente de autoinducción será de 0,6 mH y estará diseñada para una tensión de aislamiento de 15 kV tal y como apunta la ET 03.359.115.7 “Bobinas de alisamiento para subestaciones de tracción”. A continuación se detallan algunas características dimensionales:

- Sección del conductor: 2400 2mm . - Diámetro interno: 1100 mm.

3.13.2 Cálculo de los filtros de armónicos. Como ya se ha citado anteriormente, los filtros de armónicos se encargan de eliminar ciertos armónicos que se generan como consecuencia del proceso de rectificación de la onda llevado a cabo por el grupo rectificador para evitar la perturbación armónica a la catenaria de la red ferroviaria convencional. Los filtros de armónicos a utilizar serán dos y estarán sintonizados a unas frecuencias de 600 y 1200 Hz. No se han empleado filtros de paso elevado puesto que poseen amplitudes muy pequeñas, aunque de haber algún tipo de justificación para su utilización, también se podrían emplear. La justificación de utilizar únicamente dos filtros con estas frecuencias viene dada porque el 5º y el 7º armónico que aparecen en la parte de alterna, se reducen de forma considerable con el empleo de un grupo rectificador en pulsación dodecafásica. También, aunque en menor medida afectan a los armónicos 11º y 13º. Es evidente, que los filtros a colocar tienen como objetivo eliminar los armónicos de mayor amplitud que aparecen en el lado de continua como son el 12º y el 24º armónico que presentan unas frecuencias de 600 Hz y 1200 Hz respectivamente. Esta eliminación de armónicos mejora la calidad del suministro eléctrico a la catenaria


Anexos.

- 229 -

y por tanto evita afectar de forma perjudicial a los equipos eléctricos de las cargas conectadas a la misma. Estos se conectarán al conductor positivo, después de la bobina de alisamiento. El otro terminal de cada filtro, irá conectado desde el negativo a tierra. Cada filtro estará compuesto por elementos L y C. El filtro de 600 Hz estará compuesto por una autoinducción en serie con el paralelo de dos capacidades. Por otra parte, el filtro de 1200 Hz estará compuesto por una autoinducción en serie con una capacidad. A continuación se calcula el valor que tendrán estos elementos. Para ello resolveremos las siguientes ecuaciones: Para el filtro de 600 Hz:

600600

600600C

1L

ωω

⋅=⋅

Para el filtro de 1200 Hz:

12001200

12001200C

1L

ωω

⋅=⋅

Si igualamos el valor de las dos autoinducciones tenemos que:

212001200

2600600 C

1

C

1

ωω ⋅=

⋅

Despejando:

4

1

C

C2

1200

600

600

1200 =

=

ω

ω

Relacionando las dos capacidades se tiene:

1200600 C4C ⋅=


Anexos.

- 230 -

Con esta igualdad tenemos que elegir una valor para la capacidad del filtro de 1200 Hz para tener la correspondiente al filtro de 600 Hz. Elegimos un valor para esta de 10 µF, debido a que es un valor que esta normalizado y además su coste económico es reducido. Por tanto:

F 40CF 10C 6001200 µµ =→=

Es importante destacar que el valor calculado de la capacidad del filtro de 600 Hz es el equivalente de dos capacidades iguales en paralelo, por lo que cada capacidad individual del filtro de 600 Hz, poseerá un valor de 20 µF. Para calcular el valor de las autoinducciones, bastará con determinar los valores de las pulsaciones a 600 y 1200 Hz:

rad/s 3769,916002f2600 =⋅=⋅= ππω

rad/s 7539,82212002f21200 =⋅=⋅= ππω

Por tanto, el valor de las autoinducciones de los filtros serán de:

mH 1,76H 101,763769,91104

1L 3

25600 =⋅=⋅⋅

= −−

mH 1,76H 101,767539,82210

1L 3

251200 =⋅=⋅

= −−

Ahora calcularemos los valores de las tensiones y corrientes a las que estarán sometidos cada uno de los filtros.

Las tensiones de cada filtro serán:

V 32,635112

33002

112

V2V

22

cc600 =

−⋅=

−⋅

=

V 116,8124

33002

124

V2V

22

cc1200 =

−⋅=

−⋅

=


Anexos.

- 231 -

Las corrientes a los que estarán sometidos cada filtro, suponiendo que la resistencia de la bobina de alisamiento y de los filtros es despreciable, serán:

A14,4283769,91106

32,635

L

VI

4600oalisamient

600600 =

⋅⋅=

⋅= −ω

A1,7947539,822106

8,116

L

VI

41200oalisamient

12001200 =

⋅⋅=

⋅= −ω

3.14 Dimensionamiento y elección del seccionador de grupo. En este anexo dimensionaremos el seccionador encargado de acoplar el grupo de tracción (donde se halla el transformador, rectificador, bobina, filtros, etc) con la barra ómnibus. Como es lógico, al estar trabajando en corriente continua, nuestro seccionador será monopolar y debido a que esta en una celda de continua, próxima a la barra ómnibus como ya se ha citado en la memoria, será necesario por espacio que el seccionador sea de cuchillas deslizantes. Para poder dimensionar un seccionador como se ha citado anteriormente, es preciso conocer las tensiones y corrientes nominales de trabajo a las que va a estar continuamente sometido. La tensión de trabajo, va a ser la tensión del positivo a la salida del rectificador, es decir, una tensión de 3300 V. Ahora evaluaremos la corriente nominal en régimen permanente para la que debe estar necesariamente diseñado:

A18203300

106I

6

n =⋅=

También es importante tener en cuenta que nuestro seccionador va a tener que soportar las sobrecargas temporales que se den por excesos de demanda de carga puntuales en la red convencional de Adif. Por ser más restrictivo que el valor nominal, calcularemos el valor de cada sobrecarga: Para una sobrecarga del 150 % durante dos horas:


Anexos.

- 232 -

A27303300

1,5106I

6

=⋅⋅=

Para una sobrecarga del 300 % durante dos minutos:

A54603300

3106I

6

=⋅⋅=

Con estos valores, tendremos que elegir un seccionador que cumpla estos requisitos. El seccionador de grupo elegido para permitir la conexión o desconexión del grupo rectificador a la barra ómnibus en vacío será un seccionador de cuchillas deslizantes para servicio interior (servicio en interior de celda) de la marca Electrotaz. Las características del mismo aparecen a continuación:

A pesar de que el valor de la corriente nominal admisible por el seccionador esté por debajo del valor máximo de corriente que pudiese aparecer (como en este caso es para un régimen del 300 %), el fabricante nos asegura que este seccionador esta dimensionado para aguantar las sobrecargas marcadas, ya que está específicamente diseñado para este tipo de instalaciones destinadas a tracción.


Anexos.

- 233 -

3.15 Cálculo de la barra ómnibus y las barras de bypass. En este apartado veremos como dimensionar la barra ómnibus que es la encargada de suministrar la energía a las distintas salidas de feeder, así como las barras de bypass que se emplearán en caso de fallo de algunos extrarrápidos o seccionadores de feeder, para poder desviar la corriente al feeder afectado desde otros feeders en servicio. 3.15.1 Cálculo de la barra ómnibus. La barra ómnibus, también denominada vulgarmente barra de continua, representa una de las partes más importantes de la acometida de continua, pues actúa de enlace entre el rectificador y las salidas distintas de feeder por lo que un mal dimensionamiento de esta barra podría dejar sin alimentación a los diferentes cantones de catenaria a los que la subestación tiene destinada alimentar. Como ya se hizo alusión en su momento, las barras suelen ser tubos de aluminio generalmente si bien se puede utilizar barras de aleación de este para mejorar sus propiedades mecánicas. No obstante, para una aplicación de este tipo como es la de alimentar en corriente continua los seis feeders que alimentan las dos vías generales, teniendo en cuenta que las corriente que circulan por los mismos son elevadas y que la barra va a estar instalada en interior, hace que la mejor solución es que la barra a emplear (una porque solo tenemos un grupo y estamos trabajando en continua) sea de cobre este compuesta por dos pletinas como ya se justificó correctamente en su momento en el apartado 2.7.7 de la Memoria. Para poder dimensionar correctamente esta barra, seguiremos los mismos criterios de cálculo llevados a cabo para el embarrado de 66 kV que son:

- Intensidades admisibles de la barra. - Resistencia térmica ante cortocircuitos. - Resistencia mecánica ante cortocircuitos.

A continuación se desarrolla cada uno de forma independiente. 3.15.1.1 Intensidades admisibles de la barra. Las características para este tipo de barras en forma de pletina y de cobre, se dan para una temperatura ambiente de las mismas de 35 ºC y una temperatura final de las barras de 65 ºC.


Anexos.

- 234 -

Para poder dimensionar correctamente la barra a elegir, será necesario en primer lugar, determinar la corriente que deberá soportar en régimen permanente, es decir, la corriente nominal de trabajo. La corriente nominal se calcula a continuación como:

A18203300

106I

6

=⋅=

No debemos olvidarnos que la barra a colocar para alimentar cada una de las salidas de feeder, tiene que soportar necesariamente los regimenes de sobrecarga marcados por la CEI – 146.463.2 para este tipo de instalaciones destinadas a tracción. A continuación se calculan los valores temporales de estas sobrecargas: La corriente, con un régimen del 150 % durante dos horas:

A27303300

1061,5I

6

=⋅⋅=

La corriente ante un régimen de trabajo del 300 % durante cinco minutos:

A54603300

1063I

6

=⋅⋅=

Como podemos comprobar, es este caso no podemos hacer lo que en su momento se hizo con el embarrado de 66 kV que es elegir un tipo de barra que no solo cumpliese el valor nominal de trabajo, sino también por extensión los valores ante sobrecargas temporales ya que los citados valores de corriente apenas aumentaban de forma significativa con respecto a la nominal. Por tanto se hace necesario disponer de un modelo térmico para averiguar que la barra que soportará este tipo de sobrecargas. Como no disponemos de gráficas corriente – tiempo para pletinas de cobre, utilizaremos un modelo de cálculo basado en un régimen de trabajo intermitente. Primero elegiremos un tipo de barra compuesta por dos pletinas con de sección determinada y comprobaremos si es capaz de soportar estos valores. La barra elegida esta compuesta por dos pletinas de cobre cuya sección es de 1000 2mm y soportan en conjunto una intensidad en corriente continua de 3310 A (barra pintada). A continuación utilizaremos el modelo citado para realizar la comprobación:


Anexos.

- 235 -

máxsobrecarga INI ⋅=

Siendo:

sobrecargaI la corriente que es capaz de soportar la barra en condiciones de sobrecarga. N es un factor multiplicador de sobrecarga.

máxI es la corriente máxima admisible por la barra en régimen permanente (3310 A). N puede expresarse analíticamente como:

( )t/γe1

1N

−−=

Donde: t es la duración de la sobrecarga en segundos. γ es la constante de tiempo en segundos. Para calcular la constante de tiempo, emplearemos la siguiente ecuación:

2

máxI

SB

⋅=γ

Siendo: B un factor que depende del aislamiento del material. Este valor es de 11000 para el caso más desfavorable que es un conductor de cobre aislado y será el valor que elijamos puesto que la barra esta conectada a conductores aislados de cobre (ya que si consideramos el de las pletinas de cobre desnudas empleadas sería mucho mayor). S es la sección de cada pletina en 2mm . Con estos valores conocidos, determinaremos el valor de γ :

s 980,0553310

98811000

I

SB

22

máx

=

⋅=

⋅=γ


Anexos.

- 236 -

El valor del factor N para un régimen considerado del 150 % (durante dos horas):

( ) ( )0003,1

1

1

e1

1N

055,980/7200t/=

−=

−=

−− eγ

El valor de N para un régimen considerado del 300 % (durante cinco minutos):

( ) ( )947,1

1

1

e1

1N

006,1004/300t/=

−=

−=

−− eγ

Comprobamos: Para un régimen del 150 %:

A3311,27233101,0003I sobrecarga =⋅=

Para un régimen del 300 %:

A6445,85433101,947I sobrecarga =⋅=

Como podemos comprobar, la barra elegida esta diseñada para soportar las citadas sobrecargas ya que se cumple que:

A2730I A3311,272I 150%sobrecarga =≥=

A5460I A6445,8542I 300%sobrecarga =≥=

3.15.1.2 Resistencia térmica ante cortocircuitos. Este criterio consiste en comprobar si la barra podrá resistir el efecto térmico causado por un cortocircuito. Para ello, es preciso determinar la temperatura a la que estará sometida la barra ómnibus en el momento de la falta.


Anexos.

- 237 -

Atendiendo a lo expuesto por la norma UNE – EN 60865-1, la temperatura recomendada a considerar durante un cortocircuito para pletinas de cobre es de 200 ºC. Sabiendo que la temperatura final de embarrado considerada para pletinas de cobre es de 65 ºC, para averiguar que la pletina va o no a soportar el efecto térmico de un cortocircuito necesitaremos calcular la densidad de corriente es esas condiciones. Para ello, primero tendremos que determinar la corriente térmica que se alcanza en un cortocircuito en el sistema de continua. Dicha magnitud puede expresarse como:

nmII ccth +⋅=

Como ya se citó en su momento en el Anexo 3.5 referente al embarrado de 66 kV, m y n son dos coeficientes que depende del tiempo de duración de la falta y de una constante k que depende del pico de cortocircuito o lo que es lo mismo, de la corriente máxima de cortocircuito que en este caso hemos considerado como k = 1,4. El valor de m se determina a continuación utilizando el siguiente ábaco:

Como se puede comprobar, para un tiempo de duración de cortocircuito considerado (1 segundo) y una k = 1,4, el valor de m se reduce a 0. El valor de n se determina con este otro ábaco:


Anexos.

- 238 -

Como puede observarse, para los valores anteriormente citados el valor de n es igual a 0,78. Sustituyendo en la ecuación de la intensidad térmica:

11,684kA0,7813,229nmII ccth =⋅=+⋅=

Con este valor determinado, la densidad de corriente será de:

2th A/mm11,6841000

11684,04

S

I===δ

Ahora obtendremos el valor de la densidad de corriente admisible por la barra de cobre elegida. Considerando unas temperaturas de 65 ºC y de 200 ºC como temperatura final de embarrado y temperatura durante el cortocircuito respectivamente y un tiempo de duración del mismo de 1 s, este valor será de:


Anexos.

- 239 -

Para los valores de temperatura y tiempo considerados se obtiene una densidad de corriente de 89 2A/mm .

Con esto podemos concluir que la barra elegida para suministrar energía a las seis salidas de feeder que alimentan la catenaria asociada a cada vía, soportará sin ningún problema el efecto térmico causado por la corriente de cortocircuito más desfavorable, ya que:

2

th

2

thr A/mm11,684 A/mm89 =>= δδ

3.15.1.3 Resistencia mecánica ante cortocircuitos. Por último, este criterio consiste en comprobar si la barra soportará los esfuerzos electrodinámicos derivados del cortocircuito. Por tanto será necesario determinar la tensión mecánica originada por los esfuerzos de cortocircuito. Es importante recalcar que las ecuaciones empleadas para el cálculo de esfuerzos mecánicos en el embarrado de 66 kV no nos sirven puesto que ellos se consideran sistemas trifásicos o bifásicos en alterna, por lo que emplearemos otras expresiones de cálculo. En primer lugar determinaremos la fuerza electrodinámica empleando la siguiente ecuación:

d

I2,04F

2

⋅=

Siendo: F la fuerza electrodinámica en kg/m. I es la corriente de cortocircuito máxima en kA. d es la distancia entre los ejes de cada pletina en cm. Como las pletinas están solapadas y en montaje vertical, esta distancia será de 2 cm. Sustituyendo:

kg/m 357,0272

18,7092,04

d

I2,04F

22

=⋅=⋅=


Anexos.

- 240 -

Para poder determinar el valor de la tensión debida a los esfuerzos de cortocircuito, será necesario hallar el momento flector máximo de las pletinas. Este puede expresarse como:

12

LFM

2⋅=

Donde: M es el momento flector máximo en kg·m. F es la fuerza electrodinámica en kg/m. L es la longitud entre apoyos que soportan ambas pletinas en m. Se ha considerado la colocación de tres aisladores encargados de soportar y aislar las pletinas (uno el medio y el resto en los extremos). Teniendo en cuenta que la distancia total de la barra es de aproximadamente 5,5 m, al haber este tipo de disposición, la distancia entre apoyos será de 2,75 m. Sustituyendo:

mkg 22512

2,75357,027

12

LFM

22

⋅=⋅=⋅=

Una vez evaluado este valor, calcularemos la tensión debida a los esfuerzos de cortocircuito como:

W

Mm =σ

Siendo:

mσ la tensión máxima debida a los esfuerzos de cortocircuito en 2N/m . W el momento resistente en 3m . Para una pletina toma el siguiente valor:

3532 m 101,6716,7cm10010,167hb0,167W −⋅==⋅⋅=⋅⋅= Sustituyendo:

28

5m N/m 101,32101,67

9,8225

W

M ⋅=⋅⋅== −σ


Anexos.

- 241 -

Ahora comprobaremos si la tensión soportada por la barra ómnibus es mayor a la tensión originada por los esfuerzos de cortocircuito. Para ello se debe cumplir que:

p0,2m Rq ⋅≤σ

Donde q es un factor corrector que depende de la geometría de la barra que es igual a 1,5 para barras de sección rectangular y p0,2R es

el límite elástico de la barra que para nuestra barra en concreto es tomamos la más desfavorable que es la de 250 N/ 2mm . Por tanto, la tensión mecánica que puede aguantar la barra es de:

288p0,2máx N/m 1075,3102,51,5Rq ⋅=⋅⋅=⋅=σ

Como podemos comprobar, la barra ómnibus aguantará sin problema la tensión originada por los esfuerzos de cortocircuito, con lo que podemos decir que la barra que colocaremos cumple con todos los criterios de cálculo y por tanto esta correctamente dimensionada a las necesidades de nuestra instalación. 3.15.2 Cálculo de las barras de bypass. Como ya se ha citado al comienzo de este anexo, las barras de bypass sirven para desviar la corriente procedente del grupo rectificador y entregarla al feeder afectado en caso de fallo de algún extrarrápido o seccionador de feeder cuando desde ese feeder se esta demandando energía. Estas barras están colocadas sobre el pórtico de feeders en el exterior. Para poder desviar la corriente, será preciso cerrar los seccionadores de bypass correspondientes a la salida activa de la cual se quiera suministrar energía al feeder afectado y el de este último para que no tenga que pasar por el elemento afectado, bien un extrarrápido fuera de servicio o un seccionador de feeder. Puesto que existen dos barras, una por cada tres feeders de salida, no tendrá sentido dimensionar las barras a emplear puesto que como la potencia que se entrega es la misma y tenemos dos barras independientes, la sección será la misma que la empleada en la barra ómnibus con la particularidad de que únicamente va a estar compuesta por una única pletina y no por dos como el caso de la ómnibus (la corriente se distribuye entre ambas barras).


Anexos.

- 242 -

3.16 Cálculo del conductor positivo de salida de las celdas de feeder. El objetivo de este anexo, es dimensionar el conductor positivo a la salida de cada celda de feeder, en el tramo comprendido entre las citadas celdas y el pórtico de feeders o pórtico de seccionamiento. Es importante citar, que los conductores que conformen el positivo irán en intemperie, a pesar de que el tramo comprendido entre las celdas de feeder y las autoválvulas de continua (que están situadas a la salida del edificio) sea un tramo en el que los citados conductores estén tendidos en bandejas perforadas en el interior del edificio. No es objeto de este anexo el tramo comprendido entre el pórtico de feeders y la catenaria. Este tramo se estudiará en un anexo posterior. Para poder dimensionar correctamente los conductores de cada uno de los tramos que conforman las salidas de feeder (seis salidas de feeder en total) hasta el pórtico de seccionamiento, elegiremos una configuración de conductores y la someteremos a diferentes criterios de cálculo, entre ellos, el de densidad de corriente, el cálculo por cortocircuito y sin olvidarnos de las sobrecargas que marca la norma CEI -146.463.2 para este tipo de instalaciones de Gran Tracción. 3.16.1 Elección del conductor. Los conductores elegidos para conectar este tramo del positivo serán cables aislados en XLPE (polietileno reticulado) de cobre RHZ1 6/10 kV. Las características más representativas de estos conductores aparecen a continuación:

- Sección: 300 2mm . - Número de conductores: 2. - Peso: 3,547 daN/m. - Diámetro del conductor: 20,6 mm. - Diámetro exterior aproximado: 35,3 mm. - Resistencia en corriente continua a 20 ºC: 0,0601 Ω/km. - Tipo de instalación: intemperie. - Intensidad máxima en régimen permanente: 2·680=1360 A.

3.16.2 Cálculo eléctrico. 3.16.2.1 Cálculo por densidad de corriente. Para verificar que la configuración de cables elegida entre las celdas y el pórtico de feeders, cumplen con el valor nominal máximo de


Anexos.

- 243 -

corriente impuesto por la instalación, será necesario conocer el valor de la corriente máxima admisible por la configuración de cables elegida. En el apartado 6.1.3 de la ITC – LAT 06 se exponen los factores de corrección a tener en cuenta para este tipo de instalaciones expuestas al aire. Al ser una instalación que no está ni enterrada ni entubada no tendrá sentido considerar la temperatura de trabajo en esas condiciones. Por lo que habrá que establecer la temperatura ambiente del aire. Fijaremos este valor en 40 ºC. El primero de los factores correctores hace alusión a la temperatura de la instalación al aire. Dicho factor es de aplicación para temperaturas distintas de 40 ºC. Como esa es la temperatura de nuestro caso, no aplicaremos ese factor corrector. Los siguientes factores correctores hacen referencia a cables tendidos en bandejas continuas y perforadas. Si es cierto que el tramo en interior de salida de las celdas de feeder, los conductores van tendidos en bandejas perforadas pero hay que tener en cuenta también el tramo exterior en el que los cables están expuestos al sol. Por ello, escogeremos el factor corrector entre ambos casos que sea más desfavorable (el de menor valor) y lo aplicaremos. Como en este caso, el más desfavorable es el asociado al tramo exterior, aplicaremos dicho factor, que es de 0,9. Por lo que la corriente máxima admisible por la configuración de conductores será de:

A12240,91360Imáx =⋅=

Ahora comprobaremos si este valor, está o no por encima del que impone la instalación para cualquiera de los tramos de las salidas de feeder. Es importante tener en cuenta para determinar esta corriente, el caso más desfavorable, que ocurre en el caso de que toda la corriente nominal vaya a ser suministrada a una de las vías generales bien porque en un momento dado existe mucha demanda en la citada vía. Como veíamos en el anexo 3.14 (cálculo del positivo y negativo a la salida del grupo rectificador), la corriente que circulaba era de aproximadamente 1820 A. Esa es la corriente que estamos considerando que va a ir a una de las catenarias asociada a una vía principal. No obstante, esa corriente no es la que va a circular por uno de los tramos que estamos calculando, ya que como se ha citado en el apartado 2.8 de la Memoria, la catenaria de una vía general es


Anexos.

- 244 -

alimentada por tres feeders (uno directo a catenaria, y el resto alimentan los tramos colaterales de la misma vía) por lo que esa corriente habrá que dividirla entre esos tres feeders que alimentan la vía. Por lo tanto la corriente para cada tramo de feeder que impone la instalación para el caso más desfavorable será de:

A66,6063

1820In ==

Luego podemos comprobar que la solución adoptada, cumple sin problemas con el caso más desfavorable en régimen permanente, ya que se cumple que:

A606,66I A1224I nmáx =>=

3.16.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. Como ya hemos insistido varias veces, es necesario que tanto los cables, conexiones, etc, cumplan con la norma CEI que marcan para este tipo de instalaciones destinadas a tracción eléctrica. Para saber si el haz de cables elegido para cada feeder, cumple con las sobrecargas que marca esta norma, primero necesitaremos conocer el valor de la intensidad térmica admisible por el cable según marca la norma IEC 60949 y la UNE 21192. Como en anteriores anexos hemos visto, para la sección del cable empleada y teniendo en cuenta que la duración de una falta es de un segundo, este valor será de 41,5 kA. Mediante el empleo de la curva térmica de un conductor podremos hallar el valor de la máxima corriente admisible por el haz de cables en las condiciones de cada sobrecarga. Para ello, emplearemos la ecuación de esta curva que es:

t

1fI th ⋅=

Siendo: f el valor del factor de cortocircuito en kA. t es el tiempo de duración de la sobrecarga en s.


Anexos.

- 245 -

Sustituyendo, para un régimen de trabajo del 150 % (2 horas):

kA 0,48923600

141,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Como son dos conductores por feeder, la corriente por tanto será de:

A978,164kA 0,97820,489I th ==⋅=

Ahora comprobaremos si la configuración elegida esta preparada para soportar o no la corriente impuesta por esta sobrecarga, teniendo en cuenta el caso más desfavorable, es decir, que una de las vías demande la cantidad de corriente de esta sobrecarga por haber una demanda mayor de lo habitual (durante el tiempo especificado) que según el anexo anteriormente citado (Anexo 3.14) es aproximadamente de 2730 A. Es importante tener en cuenta que esta sobrecarga se divide entre los feeders (tres feeders) correspondientes que alimentan la vía que demanda esa corriente. Por tanto, la corriente que tendrá que soportar cada feeder será de:

A9103

2730I ==

Como podemos comprobar, los feeders soportarán sin problema el caso más desfavorable considerando este tipo de sobrecarga, ya que:

910AI978,164AI th =>=

Para un régimen de sobrecarga del 300 % (durante cinco minutos):

kA 2,396560

141,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Al ser dos, los conductores por feeder, tenemos:

kA 4,79222,396I th =⋅=

Al igual que en el caso anterior, consideraremos el caso más desfavorable en el que una de las vías generales de paso, precise de


Anexos.

- 246 -

un momento puntual de demanda excepcional (flujo de trenes por la vía importante). Como ya se ha apuntado anteriormente, en el Anexo 3.14 aparece el valor de la corriente de esta sobrecarga que es aproximadamente de 5460 A. Esta corriente se repartirá entre los tres feeders que alimentan la vía con demanda excepcional. Por tanto, la corriente que circulará por uno de los feeders será de:

kA 1,82 A18203

5460I ===

Finalmente, como podemos observar, los cables están perfectamente preparados para soportar también esta sobrecarga en el tiempo especificado, ya que:

kA 1,82IkA 4,792I th =>=

3.16.2.3 Cálculo por cortocircuito. Este método consiste en comprobar que la configuración de cables adoptada soportará o no el cortocircuito de origen externo producido en la catenaria. Como el tiempo de la falta es de un segundo, cada cable soportará una corriente de:

kA 41,5Imáx =

Teniendo en cuenta que existen dos conductores por feeder, la corriente resultante será de:

kA 83241,5Imáx =⋅=

Como podemos comprobar, la corriente máxima que puede soportar la configuración de cables ante un eventual cortocircuito es muy superior al valor de corriente de cortocircuito cuando aparece esta falta, que como ya se ha calculado en el anexo de los interruptores extrarrápidos, este valor es de 13,229 kA. Luego la configuración de cables elegida esta correctamente dimensionada puesto que cumple todos los criterios de cálculo expuestos para su dimensionamiento.


Anexos.

- 247 -

3.17 Cálculo de las protecciones de continua contra sobretensiones. 3.17.1 Protección frente a sobretensiones. Al igual que en alterna, en continua es también fundamental proteger la acometida frente a sobretensiones que pueden perjudicar la calidad del suministro en continua a la catenaria y por tanto pueden afectar a las cargas conectadas a ella. Como ya se ha dicho anteriormente, existen dos tipos de sobretensiones dependiendo de la o las causas que las producen, si bien la más frecuente en este caso, puede ser debida a la continua variación de las cargas de tracción. Debido sobretodo a esta continua variación de cargas que se conectan y desconectan simultáneamente de la red convencional de Adif, se pone de manifiesto la necesidad de instalación de autoválvulas luego queda totalmente justificada la instalación de las mismas. Por ello, el objetivo fundamental de este anexo es calcular y dimensionar las autoválvulas a colocar para proteger frente a sobretensiones, la acometida en continua y el rectificador de la subestación. Estas autoválvulas irán colocadas a la salida del edificio de continua, en el tramo comprendido entre la salida de las celdas de feeder y el pórtico de seccionamiento o pórtico de feeders. 3.17.1.1 Criterios de elección de las autoválvulas. Para dimensionar correctamente las autoválvulas encargadas de proteger frente a sobretensiones la acometida de continua y fundamentalmente el rectificador, determinaremos los diferentes tipos de sobretensiones temporales que pueden darse siguiendo la metodología expuesta en las normas UNE – EN 60099 e IEC – 60072. Una vez determinadas las sobretensiones temporales, elegiremos la autoválvula y comprobaremos si la que hemos elegido cumple o no con los márgenes de protección establecidos garantizando, en caso de que cumpla los citados márgenes, la correcta coordinación del aislamiento de la acometida de los feeders a la catenaria de la red convencional de Adif.


Anexos.

- 248 -

3.17.1.1.1 Cálculo de las sobretensiones temporales en condiciones normales. Para conocer el valor de las sobretensiones temporales, será necesario conocer el valor de la tensión más elevada para el material. Tal y como apunta el Anexo 3.19 correspondiente al aislamiento de las salidas de feeder, este valor puede considerarse igual al valor medio debido a que estamos trabajando con corriente continua ya que la onda, a pesar de tener un cierto valor de rizado, la componente alterna es tan pequeña que el valor eficaz de la misma se puede asemejar al valor medio. Luego el valor que tomaremos para este caso es el valor medio la onda en continua de salida que es de 3300 V. Por tanto, la tensión considerada será:

V 3300U =+

A pesar de no haber una perturbación armónica importante en el lado de continua, si consideraremos las sobretensiones generadas por los mismos. Según la norma UNE – EN 60099 anteriormente citada, esta sobretensión se toma como un coeficiente a aplicar a la tensión en este caso entre positivo y tierra. Este coeficiente es de 1,05. Luego, finalmente, la tensión máxima entre positivo y tierra en condiciones normales de funcionamiento será:

V 34651,053300U =⋅=+

3.17.1.1.2 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a maniobras. Las maniobras de apertura o cierre de interruptores extrarrápidos, bien por un cortocircuito o falta en la catenaria pueden ocasionar sobretensiones en los momentos en los que se producen las citadas maniobras. No obstante, para tener en cuenta las sobretensiones generadas por esas maniobras, los niveles de tensión deben ser lo suficientemente elevados (tensiones superiores a 245 kV según la UNE –EN 60099) como para considerar sus efectos perjudiciales. Como estamos trabajando con un nivel de tensión bastante reducido, de 3300 V, las sobretensiones generadas por un rayo son mucho más peligrosas que las creadas por las maniobras de los interruptores,


Anexos.

- 249 -

luego no tiene ningún sentido evaluar este tipo de sobretensión temporal. 3.17.1.1.3 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a pérdidas de carga. De la misma manera que se ha citado en el Anexo 3.6 correspondiente a las autoválvulas del parque de alterna, podemos encontrarnos con dos tipos de pérdidas de carga:

- Pérdidas de carga en la red convencional de Adif. - Pérdidas de carga en la red que opera REE.

Como ya se ha dicho en el anexo anteriormente citado, las pérdidas de carga producidas en la red convencional que opera y gestiona Adif son debidas fundamentalmente a la desconexión simultánea de vehículos o cargas de tracción que se desconectan de la catenaria a través de un pantógrafo. Puede ser debido a varias causas: finalización del itinerario de un tren, descarrilamiento, avería, etc. No obstante, este tipo de sobretensiones temporales no superan un valor del 120 % de la tensión positivo – tierra, ya que estamos hablando de una red de tamaño medio. Las pérdidas de carga en la red que opera REE, son de mayor magnitud ya es una red mucho más compleja y son muchas las cargas y variadas las que se desconectan de la red en tiempo real. Por ello, pueden darse sobretensiones del 150 % debido a fenómenos de resonancia o cuando se producen efectos Ferranti, aunque este valor tan elevado no es muy frecuente alcanzarlo. Por ello consideraremos un valor más apropiado y frecuente como es una sobretensión del 135 %. Puesto que la sobretensión temporal generada por pérdidas de carga más desfavorable, es la que se produce en las líneas de REE, calcularemos el valor de esta sobretensión:

V 4677,751,353465U carga =⋅=

3.17.1.1.4 Cálculo de las sobretensiones temporales debidas a las derivaciones a tierra. Como se ha citado anteriormente, la derivación a tierra por un defecto provocado, produce unas sobretensiones en las fases no afectadas. Es importante tener en cuenta que estamos trabajando en corriente continua, y por tanto solo se pueden dar faltas de positivo a


Anexos.

- 250 -

tierra. Como solo hay una fase, que es el positivo, no se pueden llegar a dar sobretensiones porque eso solo ocurre en sistemas polifásicos en los que la sobretensión la o las experimentan aquellas fases sanas. Por tanto no tiene sentido evaluar este criterio debido a la particularidad del sistema en el que nos encontramos. 3.17.1.2 Elección de las autoválvulas. A continuación, aparece una tabla resumen de las características más importantes a la hora de elegir las autoválvulas para la protección de los feeder:

Niveles de aislamiento Valor Tensión nominal: 3,3 kV Tensión más elevada para el material: 3,3 kV Tensión ante un impulso tipo rayo: 60 kV

Datos de cálculo Valor Tensión máxima entre positivo y tierra: 3,3 kV Tensión en servicio permanente: 3,465 kV Sobretensión temporal (10 s): 4,677 kV Coeficiente de sobretensión temporal máxima: 1,35 Coeficiente de sobretensión por armónicos: 1,05 Con estos valores de partida podremos elegir las autoválvulas que se encargarán de proteger frente a sobretensiones las salidas de feeder a la catenaria. Las autoválvulas elegidas son de porcelana vidriada, concretamente el modelo SBB 4/10/G de la marca TRIDELTA con una tensión asignada hasta de 4,8 kV. Las características de estas autoválvulas aparecen a continuación:


Anexos.

- 251 -

Para saber si cumplen con las sobretensiones temporales debidas a pérdidas de carga, utilizaremos la siguiente gráfica que nos proporciona la marca:

Para una sobretensión temporal de estas características (10 s) tenemos una relación entre la sobretensión admisible por la autoválvula y la tensión en condiciones de operación ( cU/U ) de 1,35. Sabiendo que la tensión en condiciones de operación ( cU ) es de 4 kV

(pues la tensión máxima de operación son 3465 V), sustituimos para hallar el valor de la sobretensión admisible por la autoválvula:

kV 5,41,354U1,354

U =⋅=→=

Como se puede observar, la autoválvula está correctamente dimensionada ya que la sobretensión temporal que tiene que soportar es de 4,677 kV. Ahora comprobaremos, si la autoválvula seleccionada cumple o no con los márgenes de protección. La expresión para calcular el margen de protección es la siguiente:

−⋅= 1NP

NA100MP

NA como ya se citó en su momento, es el nivel de aislamiento del equipo a proteger (ante impulso tipo rayo) y NP es el nivel de protección de la autoválvula.


Anexos.

- 252 -

En nuestro caso, deseamos proteger el grupo rectificador y la acometida interior en continua. Como están a un nivel de tensión entre polo y tierra de 3300 V, en nivel de aislamiento será por tanto de 60 kV. NP es el máximo valor entre:

- Valor máximo de la tensión residual ante impulso tipo rayo (8/20 µs) a la corriente de descarga nominal de la autoválvula.

- Valo máximo de la tensión residual ante impulsos de tipo lento

(maniobra). Con los datos que nos facilita el fabricante, podemos comprobar que el valor máximo de la tensión residual ante impulso tipo rayo para la corriente de descarga de la autoválvula (10 kA) es de 10 kV. Para las sobretensiones de origen lento, el mayor valor se obtiene para una corriente de 1000 A y es de 8,3 kV. Como el mayor valor entre ambas es el valor de la tensión residual máxima ante impulso tipo rayo ese será el valor del nivel de protección de la autoválvula. Por tanto el margen de protección será de:

% 500110

601001

NP

NA100MP =

−⋅=

−⋅=

Como podemos comprobar, el margen de protección de la autoválvula es lo suficientemente elevado como para garantizar la protección de los feeders a catenaria. 3.18 Dimensionamiento y elección de los seccionadores de feeder y de bypass. El objeto de este anexo es dimensionar los seccionadores a colocar en el pórtico de feeders, tanto los asociados a cada feeder como los de unión a las barras de bypass. Estos seccionadores irán instalados, como ya se ha dicho, en el pórtico de feeders, de forma vertical, pórtico que supone el punto de partida de la unión de estos a la catenaria.


Anexos.

- 253 -

Es importante tener en cuenta que al estar dimensionados para corriente continua, estos han de ser monopolares y debido a que el espacio no es abundante precisamente, serán como ya se ha justificado la memoria, de cuchillas deslizantes. Además deberán estar diseñados para exterior ya que van a trabajar en intemperie. Para poder dimensionar ambos tipos de seccionadores, necesitaremos conocer los valores nominales tanto de tensión y corriente impuestos para la instalación en el punto donde estarán colocados. Como es evidente, la tensión de trabajo va a ser la tensión del positivo con respecto de tierra que es de 3300 V. Ahora necesitaremos evaluar el valor de la corriente a la que estarán expuestos, para ello:

A66,6063

1820In ==

Valor que se corresponde con la corriente nominal en el caso más desfavorable en el que toda la corriente fluye por los tres feeders que alimentan la catenaria de una de las vías generales. Como es propio de este tipo de instalaciones, también será preciso calcular los valores de corriente que deberán soportar en caso de darse cualquiera de las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. Para un régimen de sobrecarga del 150 % (dos horas):

A9103

2730I ==

Para un régimen de sobrecarga del 300 % (cinco minutos):

A18203

5460I ==

Luego conocidos estos valores, ya podremos elegir los seccionadores a emplear para cada feeder (seccionadores de feeder) y para la unión entre estos (seccionadores de bypass). Los seccionadores a elegir tanto para maniobrar en vacío cada feeder como para permitir la transferencia de corriente de un feeder a otro en caso de fallo de un interruptor extrarrápido, son unipolares de cuchillas deslizantes para intemperie de la marca Electrotaz. Como se puede comprobar, la corriente nominal de trabajo es de 3150 A, con esta diseñado sin problemas para los valores que impone


Anexos.

- 254 -

la instalación. Se podría haber elegido el de 2000 A, pero debido a que pueden darse casos en los que haya extrarrápidos fuera de servicio y en un momento toda la demanda que se necesite tenga que ir desviada por otros feeders, la elección de un seccionador con mayor capacidad permitirá ser más flexible cuando se den condiciones de demanda altas y se necesite desviar la corriente por las barras de bypass por estar fuera de servicio algún o algunos de los extrarrápidos. De elegir el inmediatamente superior (2000 A), no permitiría en casos poco frecuentes garantizar el suministro a la catenaria ya que a partir de ese valor se quemarían los contactos de los seccionadores. Las características de los mismos aparecen a continuación:

3.19 Cálculo del aislamiento de los feeders de salida a catenaria. El objetivo del presente anexo es dimensionar correctamente el aislamiento a colocar para los feeders que se conectan a la catenaria desde el pórtico de feeders. Para poder conseguir una correcta coordinación del aislamiento, estableceremos dos criterios de cálculo: el cálculo eléctrico, que verificará si la solución adoptada se adapta a los valores de tensión de diseño de la instalación y el cálculo mecánico, con el que se comprobará si la solución elegida va a poder soportar o no los esfuerzos a los que va a estar sometida. 3.19.1 Cálculo eléctrico. Para empezar es importante tener en cuenta que el nivel de tensión de trabajo al cual va a trabajar las cadenas de aisladores a colocar


Anexos.

- 255 -

para cada feeder, que en este caso es la tensión de salida a catenaria (entre positivo y masa) que al ser en corriente continua, se toma el valor medio que es de 3300 V. De la misma forma que se cita en el anexo 3.2 correspondiente a la coordinación del aislamiento del parque de alterna, será importante el cumplimiento de las medidas de protección de la avifauna, tal como se establece en el Real Decreto 1432/2008. Para poder determinar el número de aisladores que tendrá cada feeder asociados al vano de salida, que es el comprendido entre el pórtico de feeders y el pórtico de cruce (que son los feeders que alimentan directamente el tramo de catenaria más próximo) así como los feeders que alimentan los tramos colaterales que van tendidos paralelos a la traza electrificada, necesitaremos conocer el valor de la tensión más elevada para el material. Según la terminología del RCE, se entiende como tensión más elevada para el material, como: Es el valor más elevado de la tensión entre fases para el que material esta especificado en lo que respecta a su aislamiento, así como a otras características relacionadas con esta tensión en las normas propuestas para cada material. Luego en nuestro caso no tiene sentido hablar de tensión entre fases sino de tensión entre polo y tierra. Aunque si podemos hablar de valor eficaz entre estos dos últimos a pesar de que el rizado es muy reducido. La tensión de eficaz puede expresarse como:

2ac eficaz

2dceficaz VVV +=

A pesar de ello, si consideramos los armónicos existentes en el lado de continua que son múltiplos de 12 (ya que el rectificador es dodecafásico), nos salen amplitudes muy pequeñas incluso para la fundamental (armónico 12). Pero, aún incluyendo los valores de estos armónicos, el valor eficaz total apenas varía ya que el la componente alterna a la salida es muy reducida. Por ello, podemos aproximar el valor eficaz buscado, al valor medio de la onda de salida, es decir:

V 3300VV dceficaz ==


Anexos.

- 256 -

Luego ese será el valor de tensión más elevada para el material. Habiendo hecho esta consideración, elegiremos aisladores de vidrio normalizados para Adif. El modelo es el E100RZV. A continuación, determinaremos el número de aisladores necesarios para el nivel de tensión de trabajo. Para ello utilizaremos la expresión ya vista:

aislador del fuga de línea

mínima fuga de líneaelevada más TensiónaisladoresNº

⋅=

Para poder determinar este valor, además necesitamos conocer la línea de fuga mínima que consideraremos. Para ello y al igual que se ha realizado en el anexo de aislamiento del parque de alterna, consideraremos una línea de fuga mínima de 25 mm/kV, valor que queda justificado por la situación geográfica en la que se enmarca el presente proyecto, dados los niveles de contaminación de la misma. Por tanto, el número de aisladores a colocar será:

aislador 10,27305

253,3aisladoresNº ≈=⋅=

Luego como podemos observar a priori, con la colocación de un aislador E100RZV para cada feeder bastaría. Ahora comprobaremos que la solución adoptada cumple con el principal valor de diseño eléctrico que en este caso es la tensión soportada ante un impulso tipo rayo. Al estar trabajando en corriente continua, tanto el RLAT como EL RCSCT no dicen nada acerca de los valores eléctricos de diseño a considerar para este caso particular, aunque si establece que lo expuesto en los principios de los reglamentos pueden ser aplicados y adaptados por el proyectista a las necesidades del caso particular. Para poder calcular las tensiones de ensayo, atenderemos a la tabla de niveles de aislamiento pero considerando alguna particularidad. Y es que tomaremos los valores de ensayo correspondientes a la tensión más elevada para el material (entre fase y neutro, no entre fases) que esté por encima de la calculada. Mirando en la citada tabla, la tensión más elevada entre fase y neutro que esta por encima de la calculada (3300 V) es la correspondiente a 7,2 kV, ya que:

kV 3,3kV 4,1563

7,2 >=


Anexos.

- 257 -

Por tanto los niveles de aislamiento serán de:

- Tensión soportada a frecuencia industrial: 20 kV. - Tensión soportada ante impulso tipo rayo: 60 kV.

A continuación se muestra una tabla con las características del aislador elegido:

Luego como podemos observar, los niveles de aislamiento se cumplen sin ningún problema. No obstante, es importante reseñar que la coordinación del aislamiento elegida, cumpla con la normativa de la avifauna. En el siguiente apartado relativo al cálculo mecánico de los aisladores se comprobará si esta solución cumple o no con esta normativa. 3.19.2 Cálculo mecánico. En este apartado del presente anexo, comprobaremos si las condiciones mecánicas de trabajo de la cadena de aisladores de cada feeder son adecuadas para la carga de rotura que poseen así como los esfuerzos permanentes para las que están diseñadas las citadas cadenas de aisladores. Para poder llevar esto a cabo es preciso conocer el tipo de herrajes que estarán presentes entre el propio pórtico de feeders o el pórtico de cruce y los cables que conectarán estas cadenas directamente con la catenaria de la red convencional de Adif. Al considerarse un inicio (el pórtico de feeders) y un fin de línea (pórtico de cruce), las cadenas de aisladores irán amarradas a los pórticos correspondientes a los que estén unidos. Es evidente que por tanto solo existirá un vano ya que la alimentación de los tramos de


Anexos.

- 258 -

catenaria colaterales como ya se ha dicho no es objeto de este proyecto si no de un proyecto propio de electrificación y trazado de una línea férrea, ya que el citado de esos feeders se trazan paralelos según los vanos de la catenaria de cada tramo. A continuación se detallan los herrajes presentes en la cadena de aisladores de los feeders de salida: Para unir cada cadena de aisladores de amarre a cada uno de los pórticos, utilizaremos un tensor de rosca como el que aparece en la figura:

Para conectar el tensor de rosca con los aisladores propiamente dichos, utilizaremos una anilla en forma de bola como aparece a continuación:


Anexos.

- 259 -

Por último, para unir los aisladores con la conexión dúplex que proviene del pórtico, utilizaremos una horquilla en V con ojales para permitir la conexión a la misma de los dos cables que componen un feeder:

Con los herrajes ya definidos, a continuación presentaremos una tabla con las características de cada elemento utilizado en la cadena y así de esta forma, podremos hallar la carga de rotura mínima cuyo cálculo es necesario para poder comprobar el criterio mecánico:



Tensor de rosca

TR- 16 675 3,3 12500

Anilla de bola

OB – 16 73 0,32 12500

Aislador E100RZV 146 3,75 10000 Horquilla de bola en V

HB - 16 75 0,66 12500

TOTAL 969 8,03 CRM = 10000


Anexos.

- 260 -

Como podemos observar la longitud total de la cadena de amarre es de 969 mm. El RD 1432/2008 acerca de la avifauna, nos dice que las cadenas de amarre han de tener una longitud mínima de 1 m. Por tanto la longitud adoptada no es suficiente por lo que para que cumpla con esta norma, añadiremos otro aislador más. La tabla quedaría:



Tensor de rosca

TR- 16 675 3,3 12500

Anilla de bola

OB – 16 73 0,32 12500

2 aisladores E100RZV 292 7,5 10000 Horquilla de bola en V

HB - 16 75 0,66 12500

TOTAL 1115 11,78 CRM = 10000

Como puede verse en la tabla, ahora la cadena cumple sin problemas con el RD 1432/2008. Y hecho esto, ahora comprobaremos si el cable cumple con el criterio mecánico. Para ello, emplearemos la ecuación que aparece a continuación:

3CT

CRMC s >=

Como ya conocemos la carga de rotura mínima, solo necesitaremos calcular la carga de rotura total. Esta puede expresarse como el peso total de la cadena de aisladores más, al ser cadena de amarre, la componente horizontal de la tensión máxima del cable. La tensión máxima del cable aparece calculada en el Anexo 3.21 y tiene un valor de 2454,32 daN. Para conocer la carga de rotura total pasaremos el peso de la cadena a daN:

daN 11,5410

9,811,78Pcadena =⋅=

Luego la carga de rotura total será de:


Anexos.

- 261 -

daN 2465,862454,3211,54CT =+=

Sustituyendo:

3055,42465,86

10000C s >==

Luego como podemos comprobar, el aislador elegido también cumple con su cometido mecánico con lo que finalmente podemos decir que este cumple con todos los requerimientos que exige el punto de la instalación donde se pretenden colocar. 3.20 Cálculo del positivo de salida del pórtico de feeders. El presente anexo tiene como objetivo, dimensionar los conductores correspondientes a cada feeder de salida, entre el pórtico de feeder y el pórtico de cruce (sin olvidarnos de los dos feeders que salen tendidos desde el pórtico de feeders). Es importante no olvidar que entre ambos pórticos existen cuatro feeders, dos de ellos (los centrales) alimentan directamente los hilos de contacto correspondiente a cada vía general, mientras que los dos restantes salen amarrados al pórtico de cruce y desde este van paralelos a la catenaria tendidos sobre cada apoyo hasta llegar a alimentar dos tramos independientes de la vía par, al igual que los dos feeders del pórtico de feeders que alimentan dos tramos independientes pero en este caso de la vía impar. El cálculo mecánico y el tendido de los feeders de salida del pórtico de feeders y el pórtico de cruce, no serán objeto de este anexo ni del presente proyecto, ya que está más unido a un proyecto propiamente de electrificación de una línea férrea. Como es lógico, este tramo que conforma un vano independiente, es un tramo totalmente tendido en intemperie ya que une los dos pórticos por encima de la catenaria de la red convencional. Para poder dimensionar correctamente los conductores de este vano, utilizaremos dos criterios de cálculo: el cálculo eléctrico (que por extensión también se aplica a los dos feeders que no están tendidos en el vano) por densidad de corriente y por sobrecargas según la CEI – 146.463.2 y el cálculo mecánico.


Anexos.

- 262 -

3.20.1 Elección del conductor. Los conductores de feeder elegidos para unir ambos pórticos y conectar la catenaria, son conductores de cobre desnudo cuya denominación es C 300. Las principales características de estos conductores aparecen a continuación:

- Composición: 61 x 2,52. - Sección: 300 2mm . - Número de conductores: 2. - Peso: 2,735 daN/m. - Diámetro aparente: 22,68 mm. - Carga de rotura: 10401 daN. - Módulo de elasticidad: 10100 daN. - Coeficiente de dilatación lineal: 61017 −⋅ ºC - Resistencia eléctrica a 20 ºC: 0,0603 Ω/km.

3.20.2 Cálculo eléctrico. 3.20.2.1 Cálculo por densidad de corriente. Como ya es sabido, este criterio consiste en determinar la densidad de corriente que pueden soportar los conductores elegidos para verificar si cumple o no con los requisitos de densidad de corriente que impone la instalación. Para llevar a cabo este criterio nos fijaremos en la tabla 11 de la ITC – LAT 07. Para la sección del conductor elegido (300 2mm ), la citada tabla marca una densidad de corriente de 2,75 A/ 2mm . Como el conductor es de cobre no es necesario aplicar ningún coeficiente reductor. Por tanto, la densidad de corriente máxima en régimen permanente será para un conductor:

2

máx A/mm2,75=σ Puesto que cada feeder está compuesto por dos conductores de cobre, la densidad de corriente máxima del conjunto será de:

2

máx A/mm5,52,752 =⋅=σ Con lo que se obtiene una corriente máxima a través de los mismos de:

A16503005,5SImáx =⋅=⋅= máxσ


Anexos.

- 263 -

Ahora comprobaremos la densidad de corriente real que impone la instalación. Para ello y al igual que en anexos anteriores, consideraremos el caso más desfavorable, es decir, el caso en el que una vía demanda toda la corriente nominal. Al existir tres feeders que alimenten una vía, la corriente por uno de ellos será de:

A66,6063

1820In ==

Como podemos observar, la corriente impuesta por la instalación en condiciones nominales de servicio es bastante más reducida que la admisible por cada cable. La densidad de corriente será por tanto:

22,022A/mm300

606,66 ==σ

Luego podemos concluir que bajo este criterio, el cable cumple perfectamente, ya que:

22

máx 2,022A/mm2,75A/mm =>= σσ

3.20.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. Al igual que anteriores anexos en el ámbito de las salidas de continua, es importante tener en cuenta el efecto de las sobrecargas para las cuales debe estar correctamente diseñada nuestra instalación. Por tanto para poder averiguar si la solución adoptada, cumple o no con los requisitos que marca la norma CEI para este tipo de instalaciones, necesitaremos calcular la corriente que es capaz de soportar, en cuanto a la solicitación térmica se refiere, un cable de las características elegidas. Para ello utilizaremos la expresión de cálculo que marca el RLAT así como la norma UNE 21192, que es la siguiente:

t

SKI th

⋅=

Al estar trabajando con conductores desnudos, el valor de la constante K es un valor fijo que únicamente depende del material del elemento conductor (cobre o aluminio) y de su configuración


Anexos.

- 264 -

(unipolar o tripolar) ya que en este caso no tenemos aislamiento que recubra el conductor, en cuyo caso, también dependería de la sección y de la duración de la sobrecarga ya que responde a una gráfica térmica. Puesto que nuestros conductores son de cobre y unipolares el valor de K será de 159. Sabiendo esto, calcularemos las capacidades térmicas de corriente para los diferentes regimenes de trabajo: Para una sobrecarga del 150 % (durante 2 horas):

A149,56236002

300159

t

SKI th =

⋅⋅=⋅=

Al tener dos conductores por feeder, la corriente admisible será de:

A1124,2982562,149I th =⋅=

Conocido este valor, comprobaremos si esta solución cumple los requisitos marcados por la instalación. Para ello y como en anteriores anexos, consideraremos el caso más desfavorable que es aquel en el que la catenaria de una vía general absorbe toda la corriente correspondiente a ese régimen de sobrecarga, en este caso cuyo valor es de 2730 A. Como ya se ha dicho en varias ocasiones, la catenaria de una vía general es alimentada por tres feeders que se conectan a la misma en diferentes tramos (ver apartado 2.8.1 de la Memoria), por lo que la corriente que circulará por cada uno de ellos será de:

A9103

2730I ==

Luego como podemos observar, la solución adoptada cumple sin problemas con los requerimientos marcados por la instalación ya que:

910AI1124,298AI th =>=

Ahora realizaremos el mismo procedimiento pero con el régimen de sobrecarga del 300 % (durante cinco minutos):


Anexos.

- 265 -

2753,96A605

300159

t

SKI th =

⋅⋅=⋅=

Como cada feeder está compuesto por dos conductores, la corriente será de:

A5507,9222753,96I th =⋅=

De igual forma consideramos el caso más desfavorable que es que toda la sobrecarga se produce por exceso de demanda en la catenaria de una de las vías generales. El valor de corriente demandado a ese nivel de sobrecarga es de 5460 A. Como disponemos de tres feeders, la corriente que circulará por cada uno de ellos será de:

A18203

5460I ==

Al igual que en el caso anterior, el cable también está correctamente dimensionado para el régimen de esta sobrecarga ya que:

A1818,33I5507,92AI th =>=

Luego podemos concluir, que el cable elegido cumplirá sin problemas con todos los requisitos eléctricos que se necesitan para realizar la conexión entre la propia subestación (pórtico de feeders) y las catenarias de la red de Adif. 3.20.3 Cálculo mecánico. El presente apartado tiene como objetivo verificar que el conductor elegido como solución cumple mecánicamente las especificaciones reglamentarias. Para justificar este cálculo, será necesario utilizar una serie de criterios, tal y como apunta el apartado 3.2 de la ITC – LAT 07:

- Tracción máxima admisible. - Fenómenos vibratorios. - Flechas máximas. - Flechas mínimas.


Anexos.

- 266 -

Para llevar a cabo estas comprobaciones utilizaremos el método de cálculo ya llevado a cabo en el Anexo 3.1 del presente proyecto que es el de la Ecuación de Cambio de Condiciones. Antes de comenzar a aplicar este método es necesario conocer la distancia del vano comprendida entre el pórtico de feeders y el pórtico de cruce y el valor de las sobrecargas. El vano comprendido entre ambos pórticos de salida tiene una distancia de:

m 25,8a =

Ahora calcularemos la sobrecarga debido únicamente al viento, ya que como ya se precisó en el Anexo 3.1, la sobrecarga debido al hielo no es de aplicación por pertenecer a la categoría A (vanos a menos de 500 m sobre el nivel del mar) como ocurre en nuestro caso. 3.20.3.1 Sobrecarga debido al viento. Siguiendo lo expuesto por el apartado 3 de la ITC – LAT 07, la velocidad del viento mínima considerada de referencia para líneas que no sean de categoría especial es de 120 km/h. Teniendo además en cuenta, que los conductores poseen un diámetro superior a 16 mm, la presión debida al viento será de:

2

v

120

V50q

⋅=

Sustituyendo la velocidad:

2daN/m 50q =

La fuerza que ejerce la sobrecarga del viento por tanto será de:

daN/m 1,1340,0226850dVF vv =⋅=⋅=

Finalmente, el esfuerzo debido al propio peso del conductor y el viento será de:


Anexos.

- 267 -

daN/m 2,961,1342,735FPP 222v

2p =+=+=

Conocida ya el valor de la sobrecarga aplicaremos la Ecuación de Cambio de Condiciones. Como no tenemos sobrecargas debidas al hielo, empezaremos tomando como hipótesis desconocida la debida a los fenómenos vibratorios. 3.20.3.2 Hipótesis de vibraciones (EDS). Para comenzar, necesitaremos hallar el valor de la tensión máxima del cable. Reglamentariamente, esta se define como:

CS

CRT0 =

Donde: CR es la carga de rotura del conductor elegido. CS es el coeficiente de seguridad empleado en este caso es de 3. Sustituyendo:

daN 34673

10401

CS

CRT0 ===

Partimos por tanto de los datos conocidos (tracción máxima): Hipótesis conocida:


Cº 5t0 −=



Cº 15t 1 =


Anexos.

- 268 -

daN ?T1 = Ahora aplicaremos las variables que aparecen en la ecuación de cambio de condiciones. Primero calcularemos cada una:

20

20

2

001T24

ESPaTES)t(tA

⋅⋅⋅⋅

+−⋅⋅−= δ

24

ESPaB

22 ⋅⋅⋅=

Sustituyendo:

54,2375346724

1010030096,264,665346710100300201017A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅⋅= −

3,62861604224

10100300735,264,665

24

ESPaB

222

=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=

Aplicando la ecuación de cambio de condiciones:

[ ] BATT 2 =+

[ ] 3628616042,2375,54-TT 2 =

Para resolver esta ecuación y obtener el valor de la tensión, utilizaremos una hoja de cálculo de Excel y obtendremos la solución mediante tanteo. Resolviendo, la tensión queda:

2477,92daNT1 =

Conociendo el valor de la tensión, calcularemos el valor de la flecha mediante la siguiente ecuación:


Anexos.

- 269 -

m 0918,02477,928

735,2665,64

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=

Comprobamos el fenómeno vibratorio:

% 23,823100/104012477,92EDS =⋅=

Atendiendo a lo expuesto por el RLAT acerca de estos fenómenos, el valor supera el 15 % establecido por este. Por tanto deberemos comprobar esta hipótesis nuevamente: Hipótesis conocida:


Cº 15t0 =



Cº 5t 1 −=

daN ?T1 = Sustituyendo de nuevo:

09,233215,156024

10100300735,264,66515,156010100300)20(1017A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅−⋅⋅= −

3,73629901724

1010030096,264,665B

2

=⋅⋅⋅=


Anexos.

- 270 -

Aplicamos de nuevo la ecuación de cambio de condiciones:

[ ] BATT 2 =+

[ ] 3736299017,2332,09-TT 2 =


2454,32daNT1 =

La flecha:

m 1,02454,328

96,2665,64

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=

Comprobamos que la tensión cumple con el coeficiente de seguridad:

4,2372454,32

10401cs ==

3.20.3.3 Hipótesis de vibraciones (CHS).



Cº 5t0 −=



Cº 5t 1 −=

daN ?T1 =


Anexos.

- 271 -

Sustituyendo los valores en los parámetros de la ECC:

08,233232,245424

1010030096,264,66532,2454A

2

2

−=⋅

⋅⋅⋅+−=

3,62861604224

10100300735,264,665B

2

=⋅⋅⋅=

Por tanto la ECC queda:

[ ] 3628616042,2332,08-TT 2 =

La tensión será por tanto de:

2437,85daNT1 =

La flecha:

m 093,02437,858

735,2665,64

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=

3.20.3.4 Hipótesis de flecha máxima. Después de comprobar las hipótesis correspondientes a los fenómenos vibratorios, calcularemos las tensiones y flechas para las diferentes hipótesis de flecha máxima. 3.20.3.4.1 Hipótesis de viento. Hipótesis conocida:


Cº 5t0 −=


Anexos.

- 272 -

daN 2454,32T0 =

Hipótesis desconocida:


Cº 15t 1 =

daN ?T1 = Calculamos los coeficientes de la ECC:

88,130132,245424

1010030096,264,66532,245410100300201017A

2

26 −=

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅⋅= −

3,73629901724

1010030096,264,665B

2

=⋅⋅⋅=

Luego:

[ ] 3736299017,1301,88-TT 2 =

El valor de T será:

1592,29daNT1 =

La flecha será por tanto de:

m 154,01592,298

96,2665,64

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=


Anexos.

- 273 -

3.20.3.4.2 Hipótesis de temperatura. Hipótesis conocida:


Cº 5t0 −=



Cº 50t 1 =

daN ?T1 = Los coeficientes, tienen un valor de:

96,50032,245424

1010030096,264,66532,245410100300551017A

2

26 =

⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅⋅= −

3,62861604224

10100300735,264,665B

2

=⋅⋅⋅=

El valor de T será:

daN 718,09T1 =

La flecha será por tanto de:

m 316,0718,098

735,2665,64

T8

Paf

2

=⋅

⋅=⋅⋅=


Anexos.

- 274 -

3.20.3.4.3 Hipótesis de hielo. Como ya se ha dicho, este tipo de hipótesis no será de aplicación ya que nuestro vano se encuentra en una zona cuya categoría es A. 3.20.3.5 Hipótesis de flecha mínima. Hipótesis conocida:


Cº 5t0 −=


.propio) (peso daN 2,735P1 =

Cº 5t 1 −=

daN ?T1 = Si observamos con detenimiento, tanto los datos asociados a la hipótesis conocida como la desconocida coinciden con la hipótesis de tensado al límite dinámico (CHS). Por tanto no la calcularemos ya que el valor de tensión y flecha es idéntico. Finalmente llegamos a la conclusión que la hipótesis de tracción máxima es la más desfavorable ya que la componente horizontal de la tensión es la más elevada entre todas las hipótesis. Luego:

daN 2454,32Tmáx =

3.21 Cálculo del conductor negativo comprendido entre el armario de negativos y los carriles. En este anexo se pretende dimensionar la acometida de cables necesaria para conectar el resto del circuito de retorno que es el


Anexos.

- 275 -

comprendido entre el armario de negativos y los carriles de las vías férreas. El tramo del negativo entre el rectificador y el armario de negativos ya se dimensionó en el anexo 3.12, por lo que con el presente anexo finalizaremos el circuito de retorno. Es importante recalcar que cada carril o junta inductiva tenga su conductor o conductores negativos para que las corrientes parásitas salientes de los motores de tracción viajen de nuevo a la subestación y una vez en ella en el armario de negativos, a tierra. La acometida del tramo objeto del presente anexo, será subterránea entubada, ya que como es lógico, necesitaremos conectar el armario de negativos que se encuentra en la parte exterior de la subestación (cerca del pórtico de feeders) con cada carril de las vías generales, ambos dos prácticamente a nivel del terreno o plataforma de la vía. Como se trata de una acometida entubada, utilizaremos los mismos criterios de cálculo para el dimensionamiento de conductores como en anteriores anexos para este tipo de acometidas: cálculo por densidad de corriente, cálculo por sobrecargas según la norma europea CEI – 146.463.2 y finalmente el cálculo por cortocircuito. 3.21.1 Elección del conductor. Los conductores encargados de unir cada carril de las vías generales con el armario de negativos de la subestación serán cables unipolares de cobre aislados de tipo RZ1 0,6/1 kV. Las características de los cables y de la acometida aparecen a continuación:

- Sección: 300 2mm . - Número de conductores: 12 (seis por cada vía). - Peso: 3,385 daN/m. - Diámetro exterior aproximado: 36,4 mm. - Radio de curvatura: 365 mm. - Resistencia en corriente continua a 20 ºC: 0,0601 Ω/km. - Tipo de instalación: entubada a 1 m de profundidad. - Intensidad máxima en régimen permanente (una vía):

6·500=3000 A.


Anexos.

- 276 -

3.21.2 Cálculo eléctrico. 3.21.2.1 Cálculo por densidad de corriente. En este apartado comprobaremos si la solución adoptada para conectar el negativo entre el armario que hace alusión al mismo y los carriles cumple con los requisitos nominales que impone la instalación. Para ello, primero determinaremos el valor de la corriente máxima admisible del conjunto de cables asociado a la solución elegida. Puesto que nuestra acometida es entubada y el aislamiento de los cables es propio de los de Baja Tensión (aislamiento cuya justificación se dio en el anexo del otro tramo del conductor negativo) atenderemos a lo expuesto por el REBT en la ITC – BT 07 acerca de acometidas entubadas. Como ya se citó en su momento, ese apartado establece que se han de seguir los mismos criterios que los de una acometida subterránea directamente enterrada. En ese apartado, el reglamento cita una serie de factores correctores que se han de aplicar en el caso de que ciertos valores característicos de la instalación y del terreno no coincidan con los valores estándar que este marca. El primero de ellos esta relacionado con la temperatura del terreno. Será de aplicación si el terreno posee una temperatura diferente de 25 ºC. Como ese valor coincide con la temperatura de nuestro terreno, no será de aplicación ese factor corrector. El siguiente factor esta asociado a la resistividad térmica del terreno. Es de aplicación siempre y cuando el valor de la resistividad sea diferente a 1 K·m/W. Como la resistividad térmica del terreno donde se asienta nuestra subestación es de 1,5 K·m/W, tendremos que aplicar un coeficiente corrector. Como es un valor que no aparece en la tabla del reglamento, tomaremos el valor por encima del mismo que es más desfavorable, es decir el de 1,65, cuyo factor corrector asociado es de 0,81. El factor corrector asociado a la agrupación de cables trifásicos o ternos de cables unipolares no será de aplicación ya que solo se dispone de un polo. Por último queda el factor corrector asociado a la profundidad de la instalación. No es de aplicación si la profundidad es de 0,7 m, pero debido a que esto no es así, ya que la profundidad de nuestra


Anexos.

- 277 -

instalación entubada es de 1 m, el factor corrector correspondiente a aplicar será de 0,97. Puesto que los factores correctores ya son conocidos, por lo que podremos determinar la corriente máxima admisible. Esta será de:

2357,1A0,970,813000Imáx =⋅⋅=

Conocido este valor, ahora comprobaremos si el valor máximo de la corriente permitida por los cables asociados a una vía (seis cables) esta por encima del valor de la corriente que circulará en el caso más desfavorable que es que por el circuito de retorno circule toda la corriente máxima nominal que puede demandar la catenaria de una vía. Esta corriente como ya se ha citado en anteriores ocasiones es de:

A1820In =

Luego podemos comprobar que la solución adoptada cumple sin problemas con el criterio de densidad de corriente ya que:

A1820I A2357,1I nmáx =>=

3.21.2.2 Cálculo según las sobrecargas marcadas por la CEI – 146.463.2. El presente criterio pretende comprobar si la configuración de cables elegida de la acometida entubada puede soportar las sobrecargas marcadas por esta norma. Será necesario en primer lugar, hallar el valor de la intensidad térmica admisible por el cable elegido teniendo en cuenta su sección. Utilizando las gráficas de la UNE 21192 para cables de cobre utilizadas en anexos anteriores se tiene para una sección de 300 2mm un factor de cortocircuito de 41,5 kA. Utilizando la ecuación de la curva térmica del conductor, podremos averiguar el valor de la corriente para la que el cable elegido está


Anexos.

- 278 -

diseñado para el tiempo de duración de la sobrecarga determinado. Por lo tanto:

t

1fI th ⋅=

Sustituyendo para un régimen de sobrecarga del 150 % (durante 2 horas).

kA 0,48936002

141,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Como son seis los conductores que están conectados a una vía:

kA 2,934 60,489I th =⋅=

La corriente que circulará por una vía general en el caso más desfavorable, es decir, en el caso en el que una catenaria demande toda la corriente correspondiente a un régimen de sobrecarga del 150 %, será de:

A2730I =

Luego como podemos observar, la solución adoptada esta diseñada para soportar una sobrecarga del 150 % en condiciones muy desfavorables ya que:

A2730I A2934I th =>=

Para un régimen de sobrecarga del 300 % (durante 5 minutos):

kA 396,2605

141,5

t

1fI th =

⋅⋅=⋅=

Como se dispone de seis conductores por vía:

kA 14,376 62,396I th =⋅=


Anexos.

- 279 -

Estando el caso más desfavorable en las mismas condiciones que la sobrecarga anterior, para el régimen del 300 % la corriente será:

A5460I =

Luego vemos también que la solución elegida cumple sin problemas la sobrecarga más elevada con lo que finalmente podemos decir que la instalación soportará sin problemas las sobrecargas que aparezcan como consecuencia del aumento de la demanda porque además se cumple que:

A5460I A14376I th =>=

3.21.2.3 Cálculo por cortocircuito. Por ultimo evaluaremos si la configuración elegida esta preparada para soportar el cortocircuito más desfavorable que se puede dar que ya se estudió en el Anexo 3.11 y que puede darse en el punto de conexión de los feeders con la catenaria. La corriente de cortocircuito que puede aguantar un cable de la sección elegida, teniendo en cuenta que la duración del defecto es de 1 segundo es de:

kA 5,411

141,5

t

1fIcc =⋅=⋅=

Puesto que tenemos un total de seis conductores por vía, la corriente que soportará el conjunto será de:

kA 24965,41Icc =⋅=

El valor de la corriente de cortocircuito obtenido en el punto de unión de la subestación con la catenaria como ya se determinó, es de:

kA 229,13Icc =

Luego el cable aguantará sin problemas cualquier cortocircuito de origen externo e interno con lo que podemos decir que el cable esta correctamente dimensionado para el cometido que se le va a dar.


Anexos.

- 280 -

3.22 Elección de equipos de medida y protección. 3.22.1 Equipos de medida y protección para la parte de alterna. En este apartado se determinarán y dimensionarán los dispositivos necesarios para realizar las medidas de magnitudes eléctricas necesarias y los destinados a la protección de los equipos instalados en el parque de alterna. Fundamentalmente estos equipos los forman los transformadores de medida y protección. 3.22.1.1 Transformadores de medida y protección. Según la magnitud a medir existen dos tipos: - Transformadores de tensión. - Transformadores de intensidad. Para la elección de los transformadores de medida y protección tendremos que tener en cuenta las condiciones de trabajo a las cuales van a estar expuestos, es decir, los valores nominales de tensión e intensidad sin olvidarnos en los lugares dentro de la subestación donde estarán ubicados dichos transformadores. También es preciso que dichos transformadores tengan una precisión aceptable en la medida y que estén correctamente dimensionados para admitir sobrecargas y posibles calentamientos de los devanados. Ambos transformadores servirán para la medida de la compañía suministradora (REE) y Adif. 3.22.1.1.1 Transformadores de tensión. Los transformadores de tensión a colocar serán monofásicos e inductivos y se colocarán en el embarrado de 66 kV, es decir, en las barras que alimenta a los servicios de potencia destinados a tracción y a los servicios auxiliares de la subestación. No será necesaria su implantación en la barra de continua, ya que las medidas se toman de la energía que llega desde de las líneas eléctricas que alimentan la subestación. La tensión de trabajo para la que están diseñados estos transformadores será la del embarrado. Esto significa que la tensión máxima que deberá soportar será de 72,5 kV. Luego las tensiones de diseño para la elección de este transformador serán:


Anexos.

- 281 -

- Tensión nominal: 66 kV. - Tensión máxima de servicio: 72,5 kV. - Tensión de aislamiento: 72,5 kV. - Tensión ante un impulso tipo rayo: 325 kV.

Los transformadores de tensión a emplear serán tres (uno para cada fase) y poseerán dos devanados secundarios, uno para medida y el otro para protección, cuya relación de transformación será de

V 3:1103:/1103:kV 66 − . Para determinar la potencia de precisión para cada caso (medida y protección), será necesario calcular las cargas conectadas a sus secundarios. A continuación aparecen los aparatos que estarán conectados al devanado destinado a medida así como la potencia nominal de cada uno:

- Voltímetro: 4 VA. - Vatímetro: 4 VA. - Frecuencímetro: 3 VA. - Contadores:

o Contador de activa: 5 VA. o Contador de reactiva: 4 VA.

TOTAL: 20 VA

A pesar de no influir de forma importante en este valor, también consideraremos el efecto de las pérdidas por efecto Joule de cada cable, desde cada secundario hasta el cuadro general de BT. Para ello, calcularemos el valor de las resistencias para el citado tramo de cables utilizando la siguiente ecuación:

S

LρR ⋅=

Siendo: ρ la resistividad del cobre, que es de 0,0171 Ω· 2mm /m.


Anexos.

- 282 -

L la longitud del cable entre cada secundario de medida de un transformador de tensión y el cuadro general de BT. Como las longitudes de estos cables son muy similares (solo difieren en la distancia entre fases), para este y para el resto de los casos consideraremos una longitud media entre estos y el citado cuadro. Esta longitud es de:

m 35,262L = S la sección del cable en 2mm . Elegiremos la sección mínima que marca la ITC – BT 07 del REBT que es de 6 2mm . Sustituyendo para cada caso:

Ωρ 1004 0,6

35,2620,0171

S

LR =⋅=⋅=

Conociendo el valor de la resistencia media de los cables, determinaremos ahora el valor de la corriente que circula por cada uno de los secundarios de medida. Para ello tendremos en cuenta la carga conectada que es de 20 VA:

A0,1051103

20

U3

SI =

⋅=

⋅=

Ahora calcularemos la potencia total de pérdidas por calentamiento desde cada secundario del núcleo de medida al cuadro de BT. Para ello, utilizaremos la siguiente expresión:

2IRP ⋅=

Sustituyendo:

W 101,1060,1050,1004IRP 322 −⋅=⋅=⋅=

Considerando un factor de potencia de 0,8 (cos φ =0,8), calcularemos finalmente la potencia aparente:

VA 101,3820,8

101,106

cos

PS 3

3−

−

⋅=⋅==ϕ


Anexos.

- 283 -

Como se puede observar, a pesar de ser un valor muy pequeño, nos hace reconsiderar la potencia de precisión que ha de tener nuestro núcleo de medida, ya que pasa de 20 VA. Por ello, elegiremos una potencia de precisión de 30 VA. La justificación de esta elección viene dada fundamentalmente porque es recomendable, para los transformadores de tensión, que la potencia de precisión adoptada sea entre un 30 % y un 50 % superior a la carga total conectada para alcanzar niveles máximos de precisión con la potencia conectada. Como podemos observar esta relación no llega casi a al 50 % con lo que garantizaremos un nivel de precisión en la medida muy elevado. En caso de tener que elegir una potencia de precisión que sea superior a ese 50 %, se podría añadir una impedancia con un valor tal que mantuviese a la potencia de precisión en esos márgenes, garantizando la máxima precisión. La clase de precisión adoptada para el núcleo de medida del transformador de tensión es de 0,2, valor que cumple con lo expuesto en la reglamentación de puntos de medida. Ahora realizaremos el mismo procedimiento para los secundarios de los transformadores de medida destinados a protección. Para ello, primero determinaremos las cargas conectadas así como la potencia de cada una de ellas, tal y como aparece a continuación:

- Relé de máxima tensión: 12 VA. - Relé direccional: 25 VA. - Relé de mínima tensión: 10 VA.

TOTAL: 47 VA.

Teniendo en cuenta que la resistencia del tramo es la misma que para el caso de medida, calcularemos la corriente que circulará por cada fase de los secundarios de protección:

A0,2461103

47

U3

SI =

⋅=

⋅=

Conocido el valor de la corriente, calcularemos la potencia total de pérdidas por calentamiento desde los secundarios del núcleo de protección al cuadro de BT. Para ello, utilizaremos la expresión utilizada anteriormente:


Anexos.

- 284 -

2IRP ⋅=

Sustituyendo:

W 106,0750,2460,1004IRP -322 ⋅=⋅=⋅=

Teniendo en cuanta un factor de potencia de 0,8 (cos φ =0,8), calcularemos finalmente la potencia aparente:

VA 107,5940,8

0,006075

cos

PS 3-⋅===

ϕ

La potencia de precisión que ha de tener nuestro núcleo de protección será de 100 VA. Como podemos observar, ahora la relación entre la potencia de precisión y la carga total conectada supera el 200 % (cuando dicha relación debería estar entre el 130 % y el 150 % para garantizar la máxima precisión). Para suplir este problema, podemos colocar una impedancia de valor tal que garantice una relación entre ambas potencias entre esos márgenes anteriormente citados. Luego calcularemos una impedancia que haga que la potencia conectada sea un 40 % superior (está dentro de los márgenes) a la carga total conectada. Para ello determinaremos la potencia que tiene que tener la carga total conectada. Para ello utilizaremos la siguiente ecuación:

% 401001S

SP =⋅

−

Despejando y sustituyendo:

VA 71,4281,4

100S

1,4

SP =→=

Por tanto, el valor de la impedancia de carga a colocar será de:

Ω∆

403,3530,246

47,007571,428

I

SZ

22=−==

La clase de precisión adoptada para el núcleo de protección de los citados transformadores es de 0,5.


Anexos.

- 285 -

3.22.1.1.2 Transformadores de intensidad. Los transformadores de medida de intensidad estarán ubicados donde estén los interruptores ya que sirven de medida para que, en caso de falta o cortocircuito, estos les envíen una señal para que los interruptores o interruptor correspondiente, dispare. Por lo tanto, se colocarán transformadores de intensidad para cada una de las líneas eléctricas de entrada y en cada una de las derivaciones de barras como es el caso del grupo de tracción y la rama asociada a servicios auxiliares. Estará exenta la conexión a la subestación móvil. Para todos los casos, se instalarán antes de cada interruptor. Para poder diseñar estos transformadores, calcularemos los valores de diseño de corrientes para cada zona donde se ubicarán los transformadores de intensidad. 3.22.1.1.2.1 Transformadores de intensidad para las líneas eléctricas de entrada. Para poder dimensionar los transformadores de intensidad asociados a las líneas de alimentación, tendremos en cuenta los diferentes regimenes de trabajo de la subestación:

- Intensidad nominal con el TP al 100 % y el TSA (en régimen permanente): 59,921 A.

- Intensidad nominal con el TP al 150 % y el TSA (durante dos

horas):

88,789A10663

102501,5)10(6,6I

3

36

=⋅⋅

⋅+⋅⋅=

- Intensidad nominal con el TP al 300 % y el TSA (durante cinco minutos):

175,392A10663

102503)10(6,6I

3

36

=⋅⋅

⋅+⋅⋅=

- Intensidad de cortocircuito simétrica (cortocircuito trifásico):

A591,84Icc =


Anexos.

- 286 -

Luego los transformadores de intensidad que elijamos deberán estar diseñados para soportar estas corrientes de trabajo y de cortocircuito. Al igual que los transformadores de tensión, estos serán monofásicos y también contarán de dos secundarios, uno para medida y el restante para protección. Con estos datos, ya podemos establecer la relación de transformación que tendrán los transformadores de medida y protección asociados a las líneas eléctricas de alimentación. Esta relación será de 400/5 - 5 A. Ahora determinaremos las cargas que irán conectadas a los secundarios del transformador de intensidad asociado a la primera línea eléctrica de entrada, para determinar la potencia de precisión de cada uno de ellos. Las cargas y las potencias de cada una de ellas para el núcleo de medida aparecen a continuación:

- Amperímetro: 1 VA. - Contadores:


TOTAL: 6 VA

Además de esto, también consideraremos las pérdidas en el cable por efecto Joule (en este caso tomarán mayor peso, porque la potencia conectada es pequeña y la corriente es mayor). Para ello, primero determinaremos el valor de las resistencias de los tramos de cables:

S

LρR ⋅=

Siendo: ρ la resistividad del cobre, que es de 0,0171 Ω· 2mm /m. L la longitud media de los cables entre los secundarios de medida del transformador de corriente asociado a la primera línea eléctrica y el cuadro general de BT que en este caso es de:

35,219m.L = S la sección del cable en 2mm que es de 6 2mm .


Anexos.

- 287 -

Sustituyendo:

Ωρ 0,10036

35,2190,0171

S

LR =⋅=⋅=

Conociendo este valor, ahora calcularemos la potencia total de pérdidas por calentamiento desde los secundarios del núcleo de medida al cuadro de BT. Para ello, utilizaremos la siguiente expresión:

2IRP ⋅=

Sustituyendo:

W 2,50750,1003IRP 22 =⋅=⋅=

Considerando un factor de potencia de 0,8 (cos φ =0,8), calcularemos finalmente la potencia aparente de las pérdidas:

VA 3,1330,8

2,507

cos

PS ===

ϕ

Como podemos observar, las pérdidas por calentamiento son mucho más importantes que las dadas en el transformador de tensión. Finalmente, la potencia total es de:

VA 9,1333,1336S =+=

Por tanto, la potencia de precisión que elegiremos será de 15 VA. Es preciso, para el caso de los transformadores de intensidad, que la potencia de precisión sea un mínimo de un 30 % superior a la carga total conectada, para conseguir un grado de precisión elevado. Es importante también recalcar, aunque sean valores extremos, que el valor de la potencia de precisión no sea mayor de cuatro veces la carga total conectada. Por ello, calcularemos este porcentaje:

% 64,2310019,133

151001

S

SP =⋅

−=⋅

−

Luego vemos la potencia de precisión elegida cumple con lo anteriormente dicho.


Anexos.

- 288 -

Al tratarse del núcleo de medida, no consideraremos posibles sobrecargas ya que en caso de cortocircuito, dicho núcleo se saturaría. La clase de precisión elegida será de 0,5. Ahora determinaremos la carga total para el devanado destinado a protección. En primer lugar, determinaremos los aparatos a conectar así como las potencias de cada uno de ellos:

- Relé de sobreintensidad de tiempo inverso: 6 VA.

- Relé de sobreintensidad instantáneo: 4 VA. - Relé direccional: 4 VA. - Relé de distancia: 10 VA.

TOTAL: 24 VA. Al igual que en los casos anteriores, también calcularemos las pérdidas en los cables por calentamiento de los mismos. Como los valores de la resistencia y de la corriente que circula por cada una de las fases serán idénticos al caso anterior, el valor de las pérdidas será el mismo. Por tanto, la carga total será de:

VA 133,273,13324S =+=

Por tanto, la potencia de precisión que elegiremos será de 50 VA. Ahora verificaremos que este valor es un mínimo del 30 % superior a la carga real conectada. Para ello:

% 84,27100127,133

501001

S

SP =⋅

−=⋅

−

La clase de precisión que adoptaremos será de 0,5.


Anexos.

- 289 -

Para los núcleos de protección también será necesario añadir el cálculo el factor de sobrecarga para verificar la correcta elección de la potencia de precisión. Este factor puede expresarse como:

sn

ss

I

IF =

Donde:

sI es la intensidad del secundario en A, en condiciones de cortocircuito.

pI es la intensidad nominal de secundario en A.

Para determinar la sI , primero determinaremos la relación de transformación del transformador de intensidad empleado que como ya hemos elegido de 400/5 – 5 A, es decir, de 80. Sabiendo que la corriente de cortocircuito que puede aparecer en cualquiera de las líneas es de 591,84 A, el valor de sI será de:

A7,39880

591,84I s ==

Finalmente dicho factor será de:

50479,15

398,7

I

IF

p

ss <===

Para determinar la clase de precisión de los secundarios destinados a protección, calcularemos la intensidad límite de precisión de los mismos. Para ello utilizaremos la siguiente ecuación:

ri

snisnlp

lpZZ

)Z(ZIFI

++⋅

=

Donde:

lpF es el factor límite de precisión que consideramos de 10.

snI es la corriente nominal de secundario (5 A).

iZ es la impedancia interna del transformador de corriente (10 % de la impedancia nominal de precisión).

snZ es la impedancia nominal de precisión (o potencia del transformador de corriente). Esta, se determina como:


Anexos.

- 290 -

Ω 65

503Z

2sn =⋅=

rZ es la impedancia real de la carga, que es igual a:

Ω 1,0855

27,133Z

2r ==

Sustituyendo, la intensidad límite de precisión será de:

A33,135 A195,841,0850,6

6)5(0,610

ZZ

)Z(ZIFI

ri

snisnlp

lp >=+

+⋅=+

+⋅=

Luego la clase de precisión del núcleo del transformador de intensidad destinado a protección será de 5P10. El transformador de intensidad de la segunda línea será idéntico al anterior puesto que no solo las cargas conectadas a cada secundario son iguales si no que además la longitud es la misma. Por tanto no será necesario calcularlo. 3.22.1.1.2.2 Transformadores de intensidad asociados a la rama del grupo de tracción. Al igual que para las líneas que alimentan la subestación, también necesitaremos calcular los valores de diseño en cuanto a corriente se refiere para poder dimensionar el transformador de intensidad a elegir. Para ello, determinaremos los valores de intensidad de diseño:

- Intensidad nominal con el TP al 100 % (en régimen permanente): 57,735 A.

- Intensidad nominal con el TP al 150 % (durante dos horas):

86,602A10663

1,5106,6I

3

6

=⋅⋅⋅⋅=

- Intensidad nominal con el TP al 300 % (durante cinco minutos):


Anexos.

- 291 -

173,205A10663

3106,6I

3

6

=⋅⋅

⋅⋅=

- Intensidad de cortocircuito simétrica (cortocircuito trifásico):

A9380,858Icc =

Al igual que para los casos anteriores, estos transformadores de intensidad también constarán de dos secundarios o núcleos, uno para medida y otro para protección. Como las corrientes de diseño son muy similares a las de las líneas, la relación de transformación de los transformadores de intensidad para medida y protección a elegir será la misma, es decir, 400/5 – 5 A. Para poder determinar la potencia de precisión de estos dispositivos, calcularemos al igual que en casos anteriores la potencia real conectada a cada uno de los secundarios, teniendo en cuenta también el efecto de las pérdidas en los conductores por efecto Joule. Los aparatos a conectar para medida así como sus potencias aparecen a continuación:



TOTAL: 6 VA

Las resistencias de los cables de cada secundario serán para una sección de (6 2mm ) y unas longitudes de:

m. 24,765L = De:


Anexos.

- 292 -

Ωρ 0,07056

24,7650,0171

S

LR 2

2 =⋅=⋅=

Por tanto la potencia total de pérdidas será:

W 1,76250,0705IRP 22 =⋅=⋅=


VA 2,2020,8

1,762

cos

PS ===

ϕ

Finalmente, la potencia total será de:

VA 8,2022,2026S =+= Sabiendo este valor, adoptaremos una potencia de precisión de 15 VA. La relación de potencias en % será de:

% 82,8810018,202

151001

S

SP =⋅

−=⋅

−

Tampoco tendremos en cuenta los factores de sobrecarga por ser núcleos de medida. La clase de precisión será de 0,5. Para los secundarios de protección, tenemos las siguientes cargas conectadas:

- Relé de sobreintensidad a tiempo independiente: 1 VA

- Relé de sobreintensidad instantáneo: 4 VA. - Relé direccional: 4 VA. - Relé diferencial: 7 VA. - Relé direccional de tierra: 5 VA


Anexos.

- 293 -

TOTAL: 16 VA.

Como las pérdidas en los conductores son idénticas a las de los secundarios de medida, la carga total será de:

VA 18,2022,20216S =+=

Por tanto, la potencia de precisión que elegiremos será de 30 VA. La relación en tanto por ciento entre la potencia de precisión y la carga total conectada será de:

% 64,81100118,202

301001

S

SP =⋅

−=⋅

−

Para los núcleos de protección también será necesario añadir el cálculo el factor de sobrecarga:

sn

ss

I

IF =

Para determinar la sI , sabiendo la relación de transformación y que la corriente de cortocircuito que puede aparecer en el embarrado de 66 kV es de 9380,858 A, el valor de sI será de:

A26,11780

858,9380I s ==

Finalmente dicho factor será de:

30452,235

26,117

I

IF

p

ss <===

Para determinar la clase de precisión de los secundarios destinados a protección, calcularemos la intensidad límite de precisión de los mismos. Para ello utilizaremos la siguiente ecuación:

ri

snisnlp

lpZZ

)Z(ZIFI

++⋅

=


Anexos.

- 294 -

Siendo:

lpF es el factor límite de precisión que consideramos de 10.




Ω 3,65

303Z

2sn =⋅=


Ω 0,7285

18,202Z

2r ==


A117,26181,985A0,7280,36

6),35(0,3610

ZZ

)Z(ZIFI

ri

snisnlp

lp >=+

+⋅=+

+⋅=

Luego la clase de precisión del núcleo del transformador de intensidad destinado a protección será de 5P10. 3.22.1.1.2.3 Transformadores de intensidad asociados a la rama de servicios auxiliares. Para poder dimensionar correctamente los transformadores de intensidad de medida y protección para los servicios auxiliares de la subestación calcularemos la corriente nominal de trabajo:

2,186A10663

10250I

3

3

=⋅⋅

⋅=

Estos transformadores de corriente también serán monofásicos y poseerán dos devanados secundarios destinados a medida y protección respectivamente. Como vemos, la corriente de diseño es muy pequeña por lo que podremos elegir cualquier relación de


Anexos.

- 295 -

transformación. Elegiremos una que se ajuste más este valor como es una relación 150/5 – 5 A. Para poder elegir la potencia de precisión que deberán tener los transformadores a colocar, calcularemos las cargas conectadas al secundario. Para el secundario de medida, se tienen las siguientes cargas conectadas:



TOTAL: 6 VA.

Siendo la longitud media de los cables:

m. 24,765L = La sección de los mismos de 6 2mm y las resistencias serán finalmente de:

Ωρ 0,7056

24,7650,0171

S

LR =⋅=⋅=

Por tanto la potencia total de pérdidas será:

W 1,76250,0705IRP 22 =⋅=⋅=



Anexos.

- 296 -

VA 2,2020,8

1,762

cos

PS ===

ϕ

Finalmente, la potencia total será de:

VA 8,2022,2026S =+= Sabiendo este valor, adoptaremos una potencia de precisión de 15 VA. La relación de potencias será la siguiente:

% 82,8810018,202

151001

S

SP =⋅

−=⋅

−

Al igual que para el resto de núcleos destinados a medida, no se tendrán en cuanta las sobrecargas. La clase de precisión del núcleo de medida será de 0,5. Para el núcleo de protección, tendremos las siguientes cargas conectadas:

- Relé de sobreintensidad instantáneo: 4 VA.

TOTAL: 4 VA.

La carga total, incluidas las pérdidas en cada cable será de:

VA 6,2022,2024S =+= Adoptaremos una potencia de precisión de 10 VA. La relación de potencias será de:

% 61,2310016,202

101001

S

SP =⋅

−=⋅

−

Al igual que en casos anteriores, será necesario el cálculo el factor de sobrecarga. Este factor como ya se ha dicho, puede expresarse como:


Anexos.

- 297 -

p

ss

I

IF =

Teniendo en cuenta que la corriente de cortocircuito es la misma que para el caso anterior y que la relación de transformación es en este caso 30 (150/5), el factor de sobrecarga será de:

10695,31230

858,9380Fs >==

La intensidad límite de precisión puede ser expresada como:

ri

snisnlp

lpZZ

)Z(ZIFI

++⋅

=

Siendo:

lpF es el factor límite de precisión que consideramos de 20 (puesto

que el factor de sobrecarga es muy elevado y con 10 no es suficiente).




Ω 1,25

103Z

2sn =⋅=


Ω 0,2485

6,202Z

2r ==


A312,695358,695A0,2480,12

1,2)5(0,1220

ZZ

)Z(ZIFI

ri

snisnlp

lp >=+

+⋅=+

+⋅=


Anexos.

- 298 -

Luego la clase de precisión del núcleo protección del transformador de intensidad asociado a servicios auxiliares destinado a protección será de 5P20.

3.22.2 Equipos de medida y protección para la parte de continua. En este apartado se describirán los dispositivos de medida y protección para la acometida de continua. Es preciso destacar, que para este caso no se pueden utilizar transformadores de medida y protección ya que estos se basan en el principio de inducción electromagnética, fenómeno que no se da en corriente continua. Para la medida y protección en corriente continua utilizaremos transductores de corriente basados en el efecto Hall, ya que estos permiten realizar medidas de precisión en corriente continua. 3.22.2.1 Transductores de intensidad de las celdas de feeder. En este apartado veremos como dimensionar los transductores de medida de intensidad a colocar en cada una de las celdas de feeder donde se hallan colocados los interruptores extrarrápidos. Para empezar, se hace necesario calcular los valores de corriente de diseño a los que estarán sometidos dichos transductores de corriente ya que de ello depende su correcto funcionamiento. En el anexo 3.16 relativo al cálculo de los conductores del positivo desde las celdas de feeder al pórtico de seccionamiento de feeder, se justifica la utilización de dos conductores aislados de cobre con una sección de 300 2mm (solución adoptada como se ha dicho en la memoria por alimentar tres tramos independientes de catenaria de una vía general). Partiendo de esto, calcularemos los citados valores de corriente de diseño:

- Intensidad nominal con el TP al 100 % (en régimen permanente):

A606,663

1820I ==

- Intensidad nominal con el TP al 150 % (durante dos horas):


Anexos.

- 299 -

910A3

2730I ==

- Intensidad nominal con el TP al 300 % (durante cinco minutos):

1820A3

5460I ==

- Intensidad de cortocircuito de continua (polo - tierra):

13229,571A Icc =

Por tanto, conociendo estos valores, podremos elegir la relación de corrientes que tendrán nuestros transductores de intensidad. Esta será de 4000/1 A. Cada celda de feeder tendrá asociado su transductor de intensidad para medida. La protección en este caso va ligada a los interruptores extrarrápidos que son los que incorporan los diferentes tipos de dispositivos de protección (relés). A pesar de ser un tema más ligado a los propios interruptores extrarrápidos, al final de este apartado se citarán los relés que estos poseen ya que, al fin de al cabo son equipos de protección. Una vez conocida la relación de corrientes entre el circuito primario y el circuito secundario, determinaremos las potencias de los aparatos que conectaremos al secundario de cada transductor de corriente. A continuación aparecen las cargas que conectaremos así como la potencia de cada una de ellas:

- Amperímetro: 2 VA. - Contador de activa: 3 VA.

TOTAL: 5 VA.

Lo lógico sería ahora añadir a este valor, el asociado a las pérdidas por calentamiento del cable debido al efecto Joule. Pero no tiene ningún sentido puesto que estos transductores se hayan dentro de las celdas y estas se encuentran muy próximas al cuadro de BT a los cuales se llevan los secundarios cada uno.


Anexos.

- 300 -

Por tanto elegiremos una potencia de precisión de 10 VA y una clase de precisión de 1 %. A continuación se citan los relés que se colocarán como dispositivos de protección en los interruptores extrarrápidos:

- Relé de sobreintensidad instantánea. - Relé de distancia. - Relé de masa.

3.23 Cálculo del sistema de puesta a tierra. La instalación de puesta a tierra tiene como fin aislar a una persona de posibles tensiones peligrosas que puedan darse como consecuencia de un defecto en la instalación o en una red unida a ella. Toda instalación eléctrica debe estar provista de una instalación de tierra diseñada de tal forma que cualquier punto accesible tanto exterior como interior para una persona debe estar al potencial de tierra. Por ello es importante que los neutros de los dispositivos conectados, los negativos del circuito de retorno, las autoválvulas, las estructuras metálicas que soportan la aparamenta eléctrica y todas aquellas partes metálicas estén conectados a la red de tierras. Es importante subrayar que los dispositivos y toda la aparamenta deben estar conectados a lo que se conoce como malla de protección. Sin embargo de forma independiente aunque paralelamente, los neutros de los transformadores, las autoválvulas y los negativos que componen el circuito de retorno estarán conectados a tierra, a la que se conoce como tierra de servicio. El apartado 6.3 del MIE – RAT 13, establece que estos dos tipos de puestas a tierra deben interconectarse formando un sistema de tierra general, salvo excepciones. Para el correcto diseño del sistema de puesta a tierra se seguirá lo expuesto por la normativa IEEE std 80 – 2000 y por el Reglamento de centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación (RCE) en su instrucción técnica complementaria MIE – RAT 13.


Anexos.

- 301 -

Para poder llevar a cabo el diseño del sistema de puesta a tierra, es necesario conocer las características del terreno sobre el que este sistema se va a asentar para poder adoptar una u otra solución. Estas características se detallan en el apartado que viene a continuación. 3.23.1 Características del terreno. Tras realizar un estudio geoeléctrico del terreno a diferentes profundidades a las cuales van a estar las distintas mallas de tierra, la resistividad media obtenida para este terreno (arenoso y gravoso) es de:

m 60 ⋅= Ωρ

Otro dato característico de vital importancia es la resistividad superficial del terreno. Como es importante que este sea un valor elevado, la superficie que ocupa el parque intemperie estará recubierta por una capa de grava superficial de 20 cm de espesor, obteniendo de ella una resistividad superficial del terreno aproximada de 3000 Ω·m en seco. Es importante que este valor se mantenga aún en condiciones de humedad para lo cual se contará con un equipo de drenaje para evitar la formación de charcos en la superficie que puedan afectarlo desfavorablemente. 3.23.2 Datos de partida. Una vez conocidas las características de terreno sobre el que se va a asentar la malla de protección, es preciso conocer una serie de datos de partida que van a influir sobre el diseño de esta como son la máxima corriente de defecto a tierra y el tiempo máximo de actuación de las protecciones. Estos datos de partida aparecen a continuación:

- Corriente máxima de defecto a tierra: 9380,858 A.

- Tiempo máximo de actuación de las protecciones: 1 s. 3.23.3 Consideraciones previas de diseño. Con los datos del terreno y valores de partida conocidos, ya podemos modelizar los sistemas de tierra de nuestra subestación. La configuración del sistema de puesta a tierra es la siguiente:


Anexos.

- 302 -

- Una malla de tierra de protección enterrada a 0,9 m de profundidad compuesta por conductores de cobre desnudo de 300 2mm cuya superficie es de 743,457 2m y 90 picas de acero recubiertas de cobre con un diámetro de 25 mm y de 2 m de longitud cada una.

- Una red de tierras de servicio compuesta por los neutros del

transformador de potencia destinado a tracción, las autoválvulas de continua y los negativos del rectificador. Debido a la particularidad de nuestro proyecto por ser una instalación dedicada a tracción eléctrica, todas estas tierras de servicio irán conectadas a unas pletinas situadas en el armario de negativos y de ahí, se conectarán a la malla de protección de la subestación. Es importante destacar que elementos metálicos como el pórtico de feeder que forma parte de una tierra de protección, irá conectado a una de las pletinas del citado armario por su proximidad al mismo y de ahí, a la malla de protección.

- Una red de masas encargada de aislar de contactos peligrosos

la aparamenta de continua. Esta surge como consecuencia de estar trabajando en una instalación destinada a tracción en corriente continua. Es importante que esta red albergará la conexión con todas las partes metálicas de este tipo de aparamenta. Al igual que la tierra de servicio, la red de masas se conectará a una de las pletinas del armario de negativos y de ahí se conectará a la malla general de tierra.

Una vez definidas cada una de las redes de tierra que habrá en nuestra subestación, comenzaremos dimensionando cada una de ellas. 3.23.4 Dimensionamiento de los sistemas de puesta a tierra. 3.23.4.1 Cálculo de la malla de protección. Para poder dimensionar la malla de protección que deberá tener nuestra subestación para aislar las partes metálicas de la aparamenta (fundamentalmente la de alterna), necesitaremos que esta cumpla unos valores reglamentarios de tensión de paso y contacto que garantice la protección de los seres humanos ante contactos directos o indirectos que se puedan dar como consecuencia de una interacción con las partes metálicas de la instalación.


Anexos.

- 303 -

3.23.4.1.1 Tensiones de paso y contacto admisibles. Para poder determinar las tensiones de paso y contacto máximas establecidas, es decir, cuyos valores no podrán ser sobrepasados, atenderemos a lo expuesto por la Instrucción Técnica Complementaria MIE – RAT 13. Según esta ITC, la tensión de paso máxima puede expresarse como:

+⋅=1000

6ρ1

t

10KV s

nP

Siendo: K y n dos coeficientes que dependen del tiempo de despeje de la falta a tierra. Estos valores pueden ser de:

- K = 72 y n = 1 para tiempos de despeje inferiores a 0,9 segundos.

- K = 78,5 y n = 0,18 para tiempos de despeje a tierra

superiores a 0,9 s e inferiores a 3 s (nuestro caso). t el tiempo de duración de la falta en s.

sρ la resistividad de la capa superficial del terreno. Sustituyendo en la expresión anterior, la tensión de paso será de:

V 149151000

300061

1

78,510

1000

61

t

10KV

0,18

s

nP =

⋅+⋅⋅=

+⋅=ρ

La tensión de contacto máxima admisible puede expresarse como:

⋅+⋅=

1000

ρ1,51

t

KV s

nC

Sustituyendo queda:

V 431,751000

00031,51

1

78,5

1000

1,51

t

KV

0,18

s

nC =

⋅+⋅=

⋅+⋅=

ρ


Anexos.

- 304 -

3.23.4.1.2 Validación de las mallas de tierras por tensiones de paso y contacto. Para comprobar que las mallas de protección de la subestación cumplen con los valores reglamentarios, es decir, las tensiones de paso y contacto son menores a las calculadas anteriormente, necesitaremos conocer primero la sección de los conductores que componen cada malla. Antes de calcular los valores de tensiones de paso y contacto reales, se calculará también la resistencia de cada malla de tierras. 3.23.4.1.3 Sección del conductor de tierra. Para poder determinar la sección mínima que deberá tener los conductores de las diferentes mallas de tierra, atenderemos a lo expuesto por la instrucción MIE – RAT 13. En la citada instrucción, se establece que el tiempo mínimo a considerar para la duración del defecto es de 1 segundo y las densidades de corriente máximas que no deberán superarse en ningún caso son:

- Para el cobre: 160 A/mm 2 . - Para el acero: 60 A/ mm 2 .

Como en nuestro caso, vamos a utilizar conductores de cobre para las mallas de tierra, no deberemos superar una densidad de corriente de 160 A/ mm 2 . Por tanto la sección mínima que deberán tener los conductores de la malla de protección será de:

160

ISmín =

Donde: I es la corriente de defecto a tierra en A. Sustituyendo:

2

mín mm 58,63160

9380,858

160

IS ===


Anexos.

- 305 -

Para ambos casos, adoptaremos una sección de 300 mm 2 . Los principales datos del conductor elegido son:

- Sección: 300 mm 2 .

- Diámetro aparente: 22,68 mm.

- Peso: 2,735 daN/m.

3.23.4.1.4 Resistencia de la malla de tierras. Para calcular la resistencia total de cada malla de tierras, se utilizará la ecuación que muestra y explica el documento IEEE Std 80 – 2000 para ello, teniendo en cuenta que debe ser aplicada a un terreno uniforme para una malla cuyas picas están dispuestas de forma periférica, como en nuestro caso. Por tanto la expresión de la resistencia de la malla será:

⋅++

⋅+⋅=

)20/A(h1

11

A20

1

L

1ρR

t

g

Siendo: ρ la resistividad del terreno (que en nuestro caso es de 60 Ω·m).

tL la longitud total de conductor enterrado incluidas las picas en m.

A es la superficie cubierta por la malla en m 2 . h la profundidad de la malla en m. Comenzaremos determinando cada parámetro de la malla del parque de alterna. Para determinar la longitud total enterrada, la expresaremos mediante la siguiente expresión:

pmt LLL +=

Siendo:

mL la longitud total de la malla en m.

pL la longitud total de las picas enterradas en m.

Sustituyendo:


Anexos.

- 306 -

m 1431,1392)(901251,139LLL pmt =⋅+=+=

Como ya conocemos todos los datos necesarios, calculamos la resistencia total de la malla de protección del parque intemperie:

0,96220/743,4570,91

11

457,74320

1

1431,139

160R g Ω=

⋅++

⋅+⋅=

Conocido el valor de la resistencia de la malla, pasaremos a calcular las tensiones de paso y contacto reales para verificar si el diseño de la malla es válido con los requisitos reglamentarios. 3.23.4.1.5 Cálculo de las tensiones de paso y contacto reales. Para poder determinar las tensiones de paso y contacto reales de ambas mallas de tierras, utilizaremos las expresiones de cálculo que aparecen en el documento IEEE Std 80 – 2000. Es importante recalcar que la malla del parque intemperie es una malla asimétrica por lo que para mayor precisión, calcularemos ambos valores de tensión de paso y contacto para el tramo tanto longitudinal como transversal, ya que existe un valor que difiere en ambos casos. Para verificar el cumplimiento de las tensiones de paso y contacto admisibles, ambos valores (tanto para el tramo longitudinal como el transversal) deberán estar por debajo de los valores admisibles según marca el MIE – RAT 13. La tensión de paso real, puede expresarse como:

t

GisP

L

IKKV

⋅⋅⋅=

ρ

Donde: Ρ es la resistividad del terreno en Ω·m.

sK es un coeficiente de paso.

iK es un factor de corrección de la corriente de paso a tierra.

GI es la corriente de defecto a tierra.

tL es la longitud total enterrada en m.


Anexos.

- 307 -

Empezaremos a calcular la tensión de paso longitudinal. Para determinar el coeficiente de paso sk , utilizaremos la siguiente expresión:

−⋅++

+⋅

⋅= − )0,5(1D

1

hD

1

h2

11K 2n

slπ

Siendo: h la profundidad de la malla enterrada en m (2 m). D la distancia entre conductores paralelos en m. n el número de conductores paralelos en una dirección. El valor de D varía puesto que como ya se ha dicho nuestra malla de tierras no es simétrica. Para su cálculo, tendremos en cuenta la separación longitudinal entre conductores. Tomamos como primer valor m 1,194D = El valor de n, puede calcularse como:

dcba nnnnn ⋅⋅⋅=

Donde:

p

ma

L

L2n

⋅= siendo mL la longitud horizontal de la malla (1251,139 m)

y pL la longitud perimetral de la malla (120,926 m).

A4

Ln

p

b⋅

= siendo A la superficie de la malla en 2m .

cn y dn dos coeficientes iguales a 1, al tratarse de una malla

rectangular. Por tanto calculamos primero an y bn :


Anexos.

- 308 -

692,20926,120

139,12512

L

L2n

p

ma =⋅=

⋅=

052,1457,7434

926,120

A4

Ln

p

b =⋅

=⋅

=

Por tanto, el valor de n finalmente será de:

788,21052,1692,20nnn ba =⋅=⋅=

El valor de slK será de:

595,0)0,5(11,194

1

0,91,194

1

0,92

11K 221,788

sl =

−⋅++

+⋅

⋅= −

π

El factor de corrección de corriente de paso a tierra iK , puede expresarse como:

n)0,148(0,644K i ⋅+=

Sustituyendo:

868,321,788)0,148(0,644K i =⋅+=

Conocidos todos los valores, calculamos la tensión de paso longitudinal real:

V 905,9791431,139

858,93803,8680,59560

L

IKKV

t

GislPl =⋅⋅⋅=

⋅⋅⋅=

ρ

Ahora realizaremos el mismo procedimiento para el tramo transversal de la malla.


Anexos.

- 309 -

Como solo cambia el factor sK (ya que varía la distancia entre conductores paralelos), será el único dato que deberemos calcular. Como existen dos distancias transversales diferentes, calcularemos este coeficiente para ambos casos. Para un valor de D = 1,302 m:

248,0)0,5(11,302

1

0,91,302

1

0,92

11K 221,788

st1 =

−⋅++

+⋅

⋅= −

π

Para un valor de D = 0,524 m:

007,1)0,5(10,524

1

0,90,524

1

0,92

11K 221,788

st2 =

−⋅++

+⋅

⋅= −

π

El coeficiente equivalente será de:

0,6282

1,0070,248

2

KKK st2st1

st =+=+

=

Por tanto, la tensión de paso transversal será de:

V 955,6941431,139

9380,8583,8680,62860

L

IKKV

t

GistPt =⋅⋅⋅=

⋅⋅⋅=

ρ

Ahora calcularemos la tensión de contacto real. Según el documento IEEE Std 80 – 2000, este valor pues expresarse como:

t

GimC

L

IKKV

⋅⋅⋅=

ρ

Siendo:

mK un factor que depende de la geometría de la malla y que puede calcularse como:


Anexos.

- 310 -

−⋅⋅+

⋅−

⋅⋅⋅++

⋅⋅=

1)(2n

8ln

K

K

d4

h

dD8

h)2(D

dh16

Dln

2

1K

h

ii22

mππ

Donde: d es el diámetro del conductor de la malla en m (0,02268 m).

iiK es un coeficiente que es igual a 1 para mallas con picas conectadas a tierra.

hK es un factor cuya expresión de cálculo es la siguiente:

0

hh

h1K +=

Siendo:

0h la profundidad de la malla de referencia que suele considerarse de

1 m. Luego el valor de hK será de:

378,11

9,01

h

h1K

0

h =+=+=

De la misma forma que para el cálculo de la tensión de paso, consideraremos el tramo longitudinal y transversal de forma independiente de tal forma que ambos valores deben cumplir la tensión de contacto admisible marcada por el MIE – RAT 13. En primer lugar, calcularemos la tensión de contacto longitudinal (una distancia entre conductores paralelos de 1,194 m). Luego mK será:

244,01)(43,576

8ln

378,1

1

0,09

0,9

0,216

0,9)2(1,194

326,0

1,194ln

2

1K

22

ml =

−⋅⋅+

−⋅++=

ππ

Conocido este coeficiente, la tensión de contacto longitudinal real será de:

V 371,7581431,139

9380,8583,8680,24460

L

IKKV

t

GimlCl =⋅⋅⋅=

⋅⋅⋅=

ρ


Anexos.

- 311 -

Por último, determinaremos la tensión de contacto transversal para lo cual determinaremos los dos valores de mK correspondientes a dos valores de distancias entre conductores paralelos consideradas. Para un valor de D = 1,302 m:

245,01)(43,576

8ln

378,1

1

0,09

0,9

0,236

0,9)2(1,302

326,0

1,302ln

2

1K

22

mt1 =

−⋅⋅+

−⋅++=

ππ

Para un valor de D = 0,524 m:

29,01)(43,576

8ln

378,1

1

0,09

0,9

0,095

0,9)2(0,524

326,0

0,524ln

2

1K

22

mt2 =

−⋅⋅+

−⋅++=

ππ

El coeficiente resultante será de:

0,2672

0,290,245

2

KKK mt2mt1

mt =+=+

=

Finalmente, la tensión de contacto transversal real de la malla de protección considerada será de:

V 407,1081431,139

9380,8583,8680,26760

L

IKKV

t

GimtCt =⋅⋅⋅=

⋅⋅⋅=

ρ

Como podemos comprobar, la malla de protección elegida para el parque de alterna cumple los requisitos reglamentarios sin problemas ya que:

V 955,694VV 14915V 905,979V;VV 14915V PtPPlP =<==<=

V 407,108VV 431,75V 371,758V;VV 431,75V PtPPlC =<==<=


Anexos.

- 312 -

3.23.4.2 Cálculo de las tierras de servicio. En este apartado veremos como dimensionar las tierras de servicio como son los neutros del transformador de potencia, (los negativos ya han sido abordados) y las referentes a las autoválvulas de continua. Como estos elementos van a conectarse con la malla general de protección desde el armario de negativos, es preciso que los elementos de la citada conexión estén correctamente dimensionados. Comenzaremos con los neutros del transformador de potencia. 3.23.4.2.1 Dimensionamiento de los neutros del transformador de potencia. Para poder dimensionar correctamente los neutros del transformador de potencia, es preciso que todos los elementos que intervienen en la conexión entre el transformador y la malla de protección, soporten el evento más desfavorable como es una corriente de defecto a tierra. A continuación se muestra el conductor elegido para los neutros del transformador y posteriormente verificaremos si el conductor elegido, esta dimensionado para soportar la corriente de defecto a tierra. 3.23.4.2.1.1 Elección del conductor. El conductor elegido para los neutros del transformador de potencia destinado a tracción encargado de unir este con una pletina de tierra situada en el armario de negativos es un conductor aislado de cobre unipolar RZ1 0,6/1 kV. Las características que lo definen se dan a continuación:

- Sección: 95 2mm . - Peso: 1,166 daN/m. - Diámetro exterior aproximado: 22,5 mm. - Radio de curvatura: 225 mm. - Resistencia en corriente continua a 20 ºC: 0,193 Ω/km. - Tipo de instalación: enterrada a 1 m de profundidad. - Intensidad máxima en régimen permanente: 265 A.


Anexos.

- 313 -

3.23.4.2.1.2 Cálculo por corriente de defecto a tierra. A continuación comprobaremos si el conductor elegido esta diseñado para soportar la corriente de defecto a tierra. Para ello utilizaremos la siguiente expresión:

t

1fId ⋅=

Sabiendo que el tiempo de defecto es de 1 segundo, solo nos falta averiguar el factor f para cables aislados. Este valor se determina, como ya se ha realizado en anteriores anexos, a través de la gráfica que nos proporciona la norma UNE 21192. Según esta, f es igual a 13,4 kA, por lo que el valor de la corriente que soportará el cable elegido será de:

kA 13,4113,4t

1fId =⋅=⋅=

Como la corriente de defecto a tierra considerada es de 9380,858 A, el cable estará correctamente diseñado para soportar ese valor. 3.23.4.2.2 Dimensionamiento de los conductores de tierra asociados a las autoválvulas de continua. Al igual que en el caso anterior, deberemos elegir los conductores que conformarán la conexión de las distintas autoválvulas de continua con la pletina de tierra del armario de negativos y comprobar que están bien diseñados ante una falta a tierra. En principio esta conexión se realizará de la siguiente forma:

- Cada una de las autoválvulas de continua estarán conectadas a una pletina colocada debajo de las mismas mediante cable de cobre aislado de 95 2mm .

- La pletina será de cobre y tendrá unas dimensiones de 20 x 5

mm.

- De la citada pletina, saldrá un conductor aislado de 95 2mm de sección que unirá esta con el armario de negativos.


Anexos.

- 314 -

Como los conductores ya han sido justificados, únicamente quedará pendiente la pletina. 3.23.4.2.2.1 Cálculo de la pletina por corriente de defecto a tierra. Para saber si la pletina elegida cumple con los requisitos elegidos, utilizaremos la siguiente ecuación:

t

SKId

⋅=

Donde K es una constante que depende del aislante del elemento a calcular y S es la sección de la pletina en 2mm . Como la pletina de cobre esta desnuda, el valor de K será de 138. Sustituyendo:

A13675,899,1138t

SKId =⋅=⋅=

Sabiendo que la corriente de defecto a tierra como ya se ha dicho es de 9380,858 A, la pletina soportará sin problemas los efectos de esta corriente. 3.23.4.3 Cálculo de la red de masas. Por último, el caso que nos ocupa son las tierras asociadas a los elementos metálicos de la aparamenta en continua, una red necesaria dada la particularidad de nuestra instalación. En estas redes de masa, cabe señalar una particularidad y es la de colocar relés de masa entre la conexión de las partes metálicas de los diferentes elementos y la conexión a tierra desde el armario de negativos dando lugar a dos tramos separados. Cada relé de masa, protege los elementos conectados a él frente a derivaciones a masa. Podemos distinguir tres redes de masas dependiendo de los elementos a proteger. Estas son:

- La red de masas de grupo: esta red la componen todos los elementos de continua de la sala de grupo como son el rectificador, la bobina de alisamiento y los filtros de armónicos. Las partes metálicas y soportes de estos elementos irán conectados a esta red de masas.


Anexos.

- 315 -

- La red de masa de las celdas de feeder: puesto que existen seis celdas de feeder más una que es la celda asociada al seccionador de grupo, será necesario aislar estas celdas frente a posibles contactos directos o indirectos de sus partes metálicas.

- La red de masa del pórtico de feeder: esta tiene como objetivo

aislar los elementos del pórtico (seccionadores de feeder y seccionadores de bypass) así como algunas estructuras metálicas que los soportan (dinteles) ante posibles tensiones peligrosas.

3.23.4.3.1 Dimensionamiento de las redes de masa. Las redes de masa deberán de estar diseñadas para soportar la corriente máxima de defecto, que en corriente continua estaríamos hablando de 13229,571 A. Esto significa que cada elemento conductor deberá soportar ese valor en condiciones de falta a tierra. Cada una de las conexiones de las redes de masa estarán compuestas por:

- Una pletina de cobre de 20 x 5 mm a la cual se conectan todos los dispositivos a aislar.

- A continuación después de conectar el relé de masa, la

conexión desde este a la pletina de tierra del armario de negativos se realizará a través de un cable aislado de cobre de 120 2mm .

La pletina ya ha sido justificada por lo que únicamente nos queda por justificar el cable entre cada relé de masa y la pletina de tierra del pozo de negativos. 3.23.4.3.1.1 Cálculo por corriente de defecto a tierra. Para comprobar si el conductor elegido cumple o no con los requisitos de la instalación, utilizaremos la siguiente expresión:

t

1fId ⋅=


Anexos.

- 316 -

El valor de f como ya se ha dicho depende de la sección del conductor aislado. Luego para las mismas condiciones consideradas (t = 1 s), el valor de f para un cable de cobre aislado cuya sección es de 120 2mm será de 17. Sustituyendo:

kA 17117t

1fId =⋅=⋅=

Como la corriente que debe soportar el conductor es de 13229,571 A, el conductor estará correctamente diseñado para conectar la pletina de los elementos a proteger con la de tierra del armario de negativos. 3.23.4.4 Conexión entre las diferentes redes de tierra. El último tramo de conexión de las tierras de servicio, la red de masas y los negativos del circuito de retorno, es su conexión con la malla general de tierras de protección. Esta conexión, como ya se ha citado, tendrá lugar en el armario de negativos. Todas las tierras de servicio y la red de masas se conectarán a una pletina de cobre de dimensiones 100 x 10 mm (ver Plano nº 12). Esta estará unida a otra pletina a donde irán los negativos del rectificador de las mismas dimensiones y a la pletina correspondiente de iguales dimensiones donde se conectarán los negativos procedentes de los carriles o juntas inductivas. La justificación de la utilización de una pletina de tales dimensiones viene dada fundamentalmente porque debe ser una pletina capaz de soportar las mismas condiciones que las impuestas para el positivo (barra ómnibus) ya que los negativos conectados a las mismas conforman el circuito de retorno. Finalmente la conexión a tierra se realizará desde la pletina superior (ver Plano nº 12) mediante un cable de 95 2mm capaz de soportar el suceso más desfavorable una falta a tierra de 9380,858 A (la más desfavorable). 3.24 Alumbrado. En este anexo vamos a ver las luminarias a utilizar tanto para iluminar las zonas de servicio, como son las relativas a los distintos recintos del edificio de continua como para las zonas de tránsito que en este caso las comprenden aquellas zonas donde se realiza el mantenimiento o revisión de equipos (parque intemperie).


Anexos.

- 317 -

Es importante que las luminarias que coloquemos tanto para servicio interior (para servicio normal y emergencia) como en intemperie, cumplan su función luminosa, pues de esto depende que los servicios que se realicen en el interior por cualquier motivo o en el exterior para mantenimiento, etc, en condiciones de luz escasa, se hagan garantizando la seguridad de las operaciones que se necesiten realizar. Por ello, para realizar el cálculo del alumbrado a emplear, lo dividiremos en tres partes:

- Alumbrado interior: estará compuesto por el alumbrado de todas las salas y recintos que formen parte del edificio de control y potencia o edificio de continua.

- Alumbrado exterior: en este caso, el cálculo de este alumbrado

albergará a toda la zona de intemperie donde se halla el parque de alterna, esto es, todos los dispositivos de protección, medida, etc, así como la zona en intemperie de las salidas de feeder en continua a catenaria (pórtico de feeder, etc).

- Alumbrado de emergencia: la conformarán todas las luminarias

destinadas a proporcionar un nivel de iluminación mínima en caso de emergencia.

Es importante destacar, que el alumbrado exterior cumpla con lo expuesto por la ITC – BT 09 (Instalaciones de alumbrado exterior) y con los valores mínimos marcados por las ITC’s del Reglamento de Eficiencia Energética, teniendo en cuenta que el tipo de alumbrado de nuestro caso es para vigilancia y seguridad nocturna. Para realizar tanto el alumbrado interior como exterior, contaremos con un programa de cálculo de iluminación. Este programa es el Dialux. Para el alumbrado de emergencia, utilizaremos otro programa de iluminación: el Daisalux. A continuación abordaremos cada apartado de cálculo imponiendo las condiciones iniciales para calcularlo.


Anexos.

- 318 -

3.24.1 Alumbrado interior. En los siguientes apartados se calculará el alumbrado de cada recinto del edificio de continua, teniendo como condiciones de cálculo consideradas las siguientes:

- Altura del local: 4 m. - Altura del montaje de las luminarias: 4 m. - Altura del plano útil: 0,85 m. - Factor de mantenimiento: 0,8.

A continuación se muestra una hoja de datos con las luminarias a utilizar para todas las salas y recintos que conforman el edificio.


Anexos.

- 319 -

3.24.1.1 Alumbrado de la sala de grupo y de la de servicios auxiliares. Debido a que las dimensiones de ambas salas son idénticas, podemos calcular el alumbrado para las dos simultáneamente. A continuación se muestran los resultados de cálculo. Lista de luminarias:

Ubicación de las luminarias en el recinto:

Resultados luminotécnicos obtenidos:


Anexos.

- 320 -

Mapa de isolíneas (E) sobre el plano útil:


Anexos.

- 321 -

3.24.1.2 Alumbrado de la sala de potencia. En este apartado se muestran los cálculos obtenidos para la sala donde se hallan las celdas de continua y la celda de seccionamiento de grupo. A continuación se muestran estos resultados. Lista de luminarias:




Anexos.

- 322 -



Anexos.

- 323 -

3.24.1.3 Alumbrado de la sala de mando y control. Las características de cálculo del alumbrado a colocar para la sala destinada al control de las salidas a catenaria (seccionadores de bypass, etc) mediante telemando, se muestran a continuación: Lista de luminarias:




Anexos.

- 324 -



Anexos.

- 325 -

3.24.1.4 Alumbrado del aseo. Los resultados de cálculo de este recinto se muestran a continuación: Lista de luminarias:



Anexos.

- 326 -




Anexos.

- 327 -

3.24.1.5 Alumbrado de la oficina. En este apartado se muestran los resultados de cálculo para el alumbrado de la oficina del edificio. Estos se muestran a continuación: Lista de luminarias:



Anexos.

- 328 -




Anexos.

- 329 -

3.24.2 Alumbrado exterior. En este apartado trataremos las luminarias necesarias a colocar para iluminar la parte exterior de la subestación (parque intemperie de alterna y salidas de continua a catenaria). En principio, se han necesitado dos tipos de luminarias, una para dar servicio al acceso general del edificio de continua desde el exterior y el resto para iluminar la aparamenta del parque intemperie de alterna y las salidas de continua. A continuación se muestra la hoja de características de cada una de ellas: Características de la luminaria de acceso al edificio:

Características de las luminarias del parque intemperie:


Anexos.

- 330 -

Lista de luminarias a utilizar:

Vamos a comprobar que las luminarias elegidas cumplan con la eficacia luminosa mínima que marca la ITC – EA 04 que es de 40 lm/W. Sabiendo que el flujo luminoso emitido por la luminaria del edificio y de los proyectores es de 13250 lm y de 28000 lm con potencias de 164,5 W y 274 W respectivamente, el valor de la eficacia luminosa para cada caso será de:

lm/W 40lm/W 80,547164,5

13250Ef1 ≥==

lm/W 40W102,189lm/274

28000Ef2 ≥==

Luego como podemos comprobar, este valor se cumple sin problemas. Ubicación de las luminarias dentro de la parcela:


Anexos.

- 331 -

Mapa de isolíneas (E):

3.24.3 Alumbrado de emergencia. El este último apartado del presente anexo, estudiaremos las luminarias que emplearemos para servicios de emergencia, es decir, aquellas destinadas a garantizar un nivel de iluminación mínima en casos de peligro o en situaciones en las que por seguridad, se debe desalojar o evacuar el edificio.


Anexos.

- 332 -

Como es lógico, estas luminarias irán colocadas en el interior de cada uno de los recintos que componen en edificio de continua de nuestra subestación. A continuación se muestran las características de las luminarias elegidas:

- HYDRA N5:

o Marca: Daisalux. o Autonomía: 1 h. o Flujo luminoso: 215 lm. o Tensión: 230 V. o Frecuencia: 50 Hz. o Potencia: 8 W.

- HYDRA - RE 2C7 TCA:



Anexos.

- 333 -

- HYDRA C3:



Anexos.

- 334 -

- HYDRA 3C4:


- HYDRA – RE 2C5:



Anexos.

- 335 -

- HYDRA N10:



Anexos.

- 336 -

La ubicación de cada luminaria aparece en el siguiente plano del edificio:

A continuación se muestra un diagrama isolux del interior del edificio con las luminarias colocadas. La altura del plano de cálculo es 0 m (el suelo):


Anexos.

- 337 -

En el siguiente esquema se muestra el recorrido de evacuación:



4. Planos



Planos.

- 339 -

ÍNDICE 4.1 Situación ........................................................................ 340 4.2 Emplazamiento ................................................................ 341 4.3 Esquema del conjunto ...................................................... 342 4.4 Esquema unifilar .............................................................. 343 4.5 Esquema unifilar de Baja Tensión ....................................... 344 4.6 Planta de la subestación ................................................... 345 4.7 Planta de sección de alzado ............................................... 346 4.8 Alzado del parque de alterna (sección A – A) ...................... 347 4.9 Planta del edificio de continua ............................................ 348 4.10 Sistema de puesta a tierra: malla de protección del parque intemperie ............................................................................ 349 4.11 Tierras de servicio y red de masas .................................... 350 4.12 Armario de negativos ...................................................... 351 4.13 Esquema del rectificador de 6 MW .................................... 352 4.14 Pórtico de feeders .......................................................... 353 4.15 Zanja conexión transformador de potencia – rectificador ..... 354 4.16 Zanja conexión entubada rectificador – celdas de feeder ..... 355 4.17 Zanja conexión entubada armario de negativos – carriles o juntas inductivas ................................................................... 356 4.18 Alumbrado exterior ......................................................... 357



5. Pliego de condiciones



Pliego de condiciones.

- 359 -

ÍNDICE

5.1 Prescripciones técnicas generales........................................ 362 5.1.1 Objeto del pliego de condiciones.................................... 362 5.1.2 Alcance del pliego........................................................ 362 5.1.3 Normativa aplicable de obligado cumplimiento. ............... 362

5.2 Descripción de las obras e instalaciones............................... 368 5.2.1 Datos geotécnicos y ambientales de partida.................... 368 5.2.2 Obra civil.................................................................... 368

5.2.2.1 Descripción general................................................ 368 5.2.2.1.1 Movimiento de tierras. ...................................... 369 5.2.2.1.2 Cimentaciones. ................................................ 370 5.2.2.1.3 Viales de acceso............................................... 370 5.2.2.1.4 Edifico de continua. .......................................... 370

5.2.2.1.4.1 Alumbrado interior. ..................................... 371 5.2.2.1.4.2 Alumbrado de emergencia. .......................... 371 5.2.2.1.4.3 Instalación de fuerza................................... 371

5.2.2.1.5 Vallado perimetral. ........................................... 372 5.2.2.1.6 Canalizaciones de los cables. ............................. 372 5.2.2.1.7 Drenajes y saneamiento.................................... 372 5.2.2.1.8 Estructuras metálicas........................................ 372 5.2.2.1.9 Sistemas de recogida de aceite. ......................... 372 5.2.2.1.10 Alumbrado exterior. ........................................ 372

5.2.3 Instalaciones eléctricas. ............................................... 373 5.2.3.1 Descripción general de las instalaciones eléctricas...... 373

5.2.3.1.1 Instalación de Alta Tensión en alterna................. 374 5.2.3.1.1.1 Transformadores de intensidad para medida y protección. ................................................................. 375 5.2.3.1.1.2 Interruptor – seccionador. ........................... 376 5.2.3.1.1.3 Transformadores de tensión. ........................ 377 5.2.3.1.1.4 Seccionadores. ........................................... 377 5.2.3.1.1.5 Interruptores. ............................................ 378 5.2.3.1.1.6 Pararrayos. ................................................ 379 5.2.3.1.1.7 Transformador de potencia. ......................... 380 5.2.3.1.1.8 Transformador de servicios auxiliares............ 382

5.2.3.1.2 Instalación de Alta Tensión en continua............... 383 5.2.3.1.2.1 Grupo rectificador. ...................................... 384 5.2.3.1.2.2 Bobina de alisamiento. ................................ 385 5.2.3.1.2.3 Filtros de armónicos. ................................... 386 5.2.3.1.2.4 Seccionador de grupo.................................. 387 5.2.3.1.2.5 Celdas de feeder......................................... 387

5.2.3.1.2.5.1 Interruptores extrarrápidos. ................... 388 5.2.3.1.2.5.2 Transductores de intensidad. .................. 388 5.2.3.1.2.5.3 Analizador de la línea aérea de contacto... 389

5.2.3.1.2.6 Pararrayos de CC........................................ 389 5.2.3.1.2.7 Seccionadores de feeder y bypass................. 390



- 360 -

5.3 Aspectos de la contratación................................................ 391 5.3.1 Disposiciones generales................................................ 391

5.3.1.1 Representantes administrativos y el contratista. ........ 391 5.3.1.3 Plazo de ejecución de las obras................................ 391 5.3.1.4 Ensayos durante la realización de las obras............... 392 5.3.1.5 Instalaciones afectadas por las obras. ...................... 392 5.3.1.6 Obligaciones y derechos del contratista. ................... 393 5.3.1.7 Órdenes al contratista. ........................................... 393

5.3.2 Condiciones administrativas.......................................... 393 5.3.2.1 Concursos y adjudicaciones..................................... 393 5.3.2.2 Contrato. .............................................................. 396 5.3.2.3 Rotura del contrato. ............................................... 397 5.3.2.4 Reclamaciones e indemnizaciones. ........................... 398 5.3.2.5 Seguros................................................................ 398 5.3.2.6 Jurisdicción del contrato. ........................................ 400 5.3.2.7 Fuerza mayor. ....................................................... 400 5.3.3.1 Liquidaciones. ....................................................... 401 5.3.3.2 Liquidación en caso de rotura del contrato. ............... 401 5.3.3.3 Certificaciones. ...................................................... 401 5.3.3.4 Plazos y penalidades. ............................................. 402

5.3.3.4.1 Programación de las tareas................................ 402 5.3.3.4.2 Posposición del plazo de ejecución...................... 403

5.3.3.5 Progreso de las tareas. ........................................... 403 5.3.3.6 Atrasos del contratista............................................ 403 5.3.3.7 Penalidades por retrasos......................................... 404 5.3.3.8 Plazo de garantía y fianza. ...................................... 404 5.3.3.9 Cláusulas financieras. ............................................. 405

5.3.4 Condiciones técnicas. ................................................... 405 5.3.4.1 Ensayos y pruebas finales. ...................................... 405

5.3.5 Condiciones facultativas. .............................................. 406 5.3.5.1 Mano de obra. ....................................................... 406 5.3.5.2 Materiales. ............................................................ 406

5.3.5.2.1 Acopio de materiales. ....................................... 407 5.3.5.2.2 Inspección y medidas previas al montaje............. 408 5.3.5.2.3 Variaciones y sustituciones de materiales. ........... 408 5.3.5.2.4 Protección de los materiales. ............................. 408 5.3.5.2.5 Certificaciones de los materiales......................... 409 5.3.5.2.6 Comprobación de los materiales......................... 409

5.3.5.3 Herramientas. ....................................................... 409 5.3.5.4 Planos. ................................................................. 409 5.3.5.5 Seguridad e higiene. .............................................. 410 5.3.5.6 Subcontratistas. .................................................... 411 5.3.5.7 Riesgos................................................................. 411 5.3.5.8 Realización, revisión y control del diseño. ................. 411

5.3.5.8.1 Realización. ..................................................... 411 5.3.5.8.1.1 Definición de los requerimientos de partida. ... 412



- 361 -

5.3.5.8.1.2 Asignación de responsabilidades. .................. 412 5.3.5.8.1.3 Especificaciones del diseño........................... 412 5.3.5.8.1.4 Ingeniería básica. ....................................... 413 5.3.5.8.1.5 Ingeniería detallada. ................................... 413 5.3.5.8.1.6 Revisión del diseño. .................................... 413 5.3.5.8.1.7 Dossier final. .............................................. 413

5.3.5.9 Inspecciones durante la instalación. ......................... 414 5.3.5.9.1 Verificaciones................................................... 414 5.3.5.9.2 Inspecciones programadas. ............................... 414

5.3.5.10 Inspección final.................................................... 415 5.3.5.11 Recepción de los suministros. ................................ 415

5.3.5.11.1 Proceso de recepción. ..................................... 416 5.3.5.12 Recepción de la instalación.................................... 416

5.3.5.12.1 Recepción provisional...................................... 416 5.3.5.12.2 Recepción definitiva. ....................................... 417



- 362 -

5.1 Prescripciones técnicas generales. 5.1.1 Objeto del pliego de condiciones. El presente documento tiene como objetivo definir las instalaciones que componen este proyecto así como las actuaciones anejas complementarias que son las relativas a la ejecución de las obras asociadas al mismo. 5.1.2 Alcance del pliego. Las disposiciones que aparecen en este documento fijan y establecen las siguientes condiciones:

- Las condiciones asociadas al ámbito de las obras y las instalaciones a realizar.

- Las que deben cumplir los materiales, dispositivos y equipos

que las componen.

- Las de ejecución de las diferentes unidades de obra, la forma de medición de las mismas así como el abono de estas.

- Las pruebas y ensayos que se han de realizar así como las

pautas de montaje y puesta en marcha de las obras e instalaciones.

5.1.3 Normativa aplicable de obligado cumplimiento. Todo lo establecido por la normativa legal se considerará de obligado cumplimiento. Para la realización de este proyecto, se cumplirá toda la normativa vigente en España hasta su presentación tal y como exigen el Ministerio de Industria, el Ministerio de Fomento y Adif. En cuanto a la calidad de los materiales y condiciones para su puesta en obra, el Director de obra podrá exigir el cumplimiento de las disposiciones que aparecen en las siguientes normas y pliegos de condiciones: Normativas relacionadas con los contratos con las Administraciones Públicas:



- 363 -

- Pliego de Condiciones Generales para los Contratos de Obras e Instalaciones de Adif (PCGA).

- Real Decreto Legislativo 3/2011 del 14 de noviembre por el que

se aprueba el texto refundido de la Ley de Contratos del Sector Público (LCSP).

- Ley 31/2007 del 30 de octubre sobre procedimientos de

Contratación en los Sectores del agua, la energía, los transportes y los servicios postales (LPCS).

- Reglamento General de la Ley de Contractos de las

Administraciones Públicas RD 1098/2001 del 12 de octubre (RGCAP).

- Pliego de cláusulas administrativas para la contratación de

Obras del Estado del 31 de diciembre de 1970 (PCAG). Real Decreto 3854/1970, modificaciones 21/8/73 y 13/1/76.

Normativa de seguridad y salud:

- Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el trabajo (OGSHT). Corrección de errores de la Orden del 9 de marzo de 1971 (BOE 06/04/71).

- Ley de Prevención de Riesgos Laborales (LPRL) (Ley 31/1995

del 8 de noviembre).

- Real Decreto 337/2010 del 19 de marzo por el que se modifica el RD 39/1997 de 17 de enero por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención (RSP).

- Real Decreto 1627/1997 del 24 de octubre que establece las

disposiciones mínimas de Seguridad y Salud en las Obras (RDSO).

- Corrección de errores y erratas del Real Decreto 2267/2004 del

3 de diciembre por el que se aprueba el Reglamento de Seguridad Contra Incendios en los establecimientos industriales (RSCI).

Normativa asociada a la obra civil:



- 364 -

- Código Técnico de la Edificación (CTE).

- Norma de construcción sismorresistente (NCSE) (RD 99/2002). - Instrucción del hormigón estructural (EHE – 08) (RD 1247/2008

del 18 de Julio). - Pliego general de condiciones para la recepción de yesos y

escayolas en las obras de construcción (PRYE). Orden 31 de mayo de 1985 (BOE 10/06/1985).

- Instrucción RC – 08 para la recepción de cementos. RD

956/2008 del 6 de junio (BOE 19/06/2008). - Pliego general de condiciones para la recepción de ladrillos

cerámicos en las obras (PLR). Orden 27 de julio de 1988 (BOE 3/08/1988).

- Recomendaciones prácticas para una buena protección del

hormigón (RPH).

- Instrucción para la fabricación de viguetas autorresistentes de hormigón pretensado (VAP – 70).

- Norma 6.1 – IC Secciones de firme, de la Instrucción de

Carreteras.

- Normas y métodos de ensayo del Laboratorio de Transporte y Mecánica del Suelo del Centro de Estudios y Experimentación de Obras Públicas (NELT).

- Pliego General de Condiciones Facultativas para la fabricación,

transporte y montaje de tuberías de hormigón de la Asociación Técnica de derivados del Cemento (PTDC).

- Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para Tuberías de

Saneamiento de Poblaciones (PTSP). Orden 15 de septiembre de 1986 (23/09/1986).

- Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para las tuberías de

abastecimiento de aguas (PTAA). Orden 28 de julio de 1974 (02/10/1974).

- Normas básicas para las instalaciones interiores de suministro

de agua. Orden del Ministerio de Industria del 9 de diciembre



- 365 -

de 1975 (BOE 13/01/1976). Modificada por resolución del 14 de febrero de 1980.

Normativa asociada a las instalaciones eléctricas:

- Reglamento de Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación (RCE) RD 3275/1982 (BOE 01/12/1982) y sus Instrucciones Técnicas Complementarias (MIE – RAT). Orden 6 de julio y 18 de octubre de 1984 (BOE 01/08/1984).

- Reglamento de Líneas de Alta Tensión (RLAT) RD 223/2008 del

15 de febrero.

- Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) y sus instrucciones técnicas complementarias (ITC – BT). RD 842/2002.

- Reglamento de Eficiencia Energética (REA). RD 1890/2008.

- Normas de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI).

- Normas del Instituto Español de Normalización (UNE).

- Real Decreto 1110/2007 del 24 de agosto por el que se aprueba

el Reglamento unificado de puntos de medida en el sistema eléctrico.

- Recomendaciones Técnicas para las instalaciones eléctricas en

edificios (RIE). Normativa relacionada con el ámbito ferroviario:

- Normas de la Unión Internacional de Ferrocarriles (UIC). - Ley 39/2003 del Sector Ferroviario (LSF) del 17 de noviembre.

- Real Decreto 2387/2004 del 30 de diciembre por el que se

aprueba el Reglamento del Sector Ferroviario (RDSF).

- Real Decreto 2395/2004 del 30 de diciembre por el que se aprobó el Estatuto de la Entidad Pública Empresarial del Administrador de Infraestructuras Ferroviarias (RDEA).

- Real Decreto 354/2006 del 29 de marzo sobre Interoperabilidad

del Sistema Ferroviario Transeuropeo Convencional (RDISF).



- 366 -

Normas y especificaciones técnicas de Adif:

- ET 03.359.100.9: Ensayos tipo (Homologación) de disyuntores extrarrápidos para SS/EE de tracción.

- ET 03.359.101.7: Transformadores de potencia sumergidos en

aceite de 3300 y 6600 kVA para subestaciones de tracción de líneas convencionales.

- ET 03.359.105.8: Ensayos tipo (Homologación) y serie para el

suministro o instalación de grupos rectificadores de 6000 kW para SS/EE de tracción.

- ET 03.359.108.2: Analizador de línea aérea de contacto.

- ET 03.359.109.0: Sistema de control automatizado mediante

PLCs. - ET 03.359.110.8: Gestor de protecciones 3,3 kV.

- ET 03.359.115.7: Ensayos tipo (Homologación) y serie para el

suministro de bobinas de alisamiento para subestaciones de tracción.

- ET 03.359.116.5: Transformadores de SSAA para SS/EE de

tracción.

- ET 03.352.105.5: Suministro y homologación de aisladores de vidrio para líneas eléctricas aéreas de tensión superior a 1000 V.

- ET 03.359.120.7: Telemando de energía.

- ET 03.364.005.3: Suministro de conexiones eléctricas de

carriles.

- ET 03.364.151.5: Homologación y suministro de accionamientos de seccionadores.

- ET 03.364.157.2: Cables aislados para feeders de corriente

continua.

- ET 03.366.206.5: Homologación y suministro de electrodos (picas) de puesta a tierra, constituidas por varillas cilíndricas bimetálicas.



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Es importante que el contratista sea conocedor de la normativa de toda índole, sea de la Administración como de Adif, a aplicar los trabajos a realizar, tanto si se hallan en este documento como si no se citan. Normativa de impacto medioambiental:

- Directiva 97/11/CE del 3 de marzo por la que se modifica la directiva 85/337/CEE relativa a la evaluación de las repercusiones de determinados proyectos públicos y privados sobre el medio ambiente (DOCE nº L 73 del 14/03/1997).

- Real Decreto 2992/1982 del 15 de octubre sobre la

restauración del espacio natural afectado por las actividades mineras (BOE nº 274 de 15/11/1982). Desarrollado por el orden del 20 de noviembre de 1984 (BOE nº 285 del 28/11/1984).

- Real Decreto legislativo 1/2008 del 11 de enero por el que se

aprueba el texto refundido de la Ley de Impacto Ambiental de Proyectos. Modificado por la Ley 6/2010 del 24 de marzo.

- Real Decreto 1116/1984 del 9 de mayo sobre la restauración

del especio natural afectado por las explotaciones de carbón a cielo abierto y el aprovechamiento racional de estos recursos energéticos (BOE nº 141 del 13/06/1984). Complementado mediante la Orden del 13 de junio de 1984 por la que se dictan normas para la elaboración de los planes de explotación y restauración (BOE nº 143 del 15/06/1984).

- Real Decreto 1131/1988 del 30 de septiembre por el que se

aprueba el Reglamento para la ejecución del Real Decreto Legislativo 1302/1986 del 28 de junio de Evaluación de Impacto Ambiental (BOE nº 239 del 05/10/88).

- Ley 10/1998 del 21 de abril de Residuos (BOE nº 96 del

22/04/98).

- Ley 11/1997 del 24 de abril de Envases y Residuos de envases (BOE nº 99 del 25/04/1997).



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5.2 Descripción de las obras e instalaciones. 5.2.1 Datos geotécnicos y ambientales de partida. Los datos de partida geotécnicos como ambientales de la ubicación donde se encuentra nuestra subestación aparecen a continuación:

- Altura del terreno sobre el nivel del mar: 13,3 m. - Clima: húmedo. - Temperaturas:

o Máxima: 40 ºC. o Mínima: - 10 ºC.

- Velocidad del viento: 120 km/h. - Índice isoceráunico anual: 4 impactos/año 2

km⋅ .

- Hielo: no se considera.

- Movimientos sísmicos: no se consideran. 5.2.2 Obra civil. 5.2.2.1 Descripción general. La nueva subestación de tracción de Port Aventura se va a ubicar próxima a las vías generales de la Línea Valencia – Tarragona concretamente a aproximadamente unos 100 metros del apartadero de esta localidad, lado Valencia. La plataforma de la subestación posee unas medidas de 45 m de longitud x 18 m de ancho y una superficie de 810 2

m . El edificio donde se aloja la aparamenta de continua y el suministro en BT (edificio de continua) posee unas dimensiones de 20 m de longitud x 10 m de ancho. Los límites de la subestación están fijados por un vallado perimetral de altura suficiente para impedir el paso de personas ajenas a la instalación y minimizando posibles contactos eléctricos accidentales que puedan ser peligrosos. Al mismo tiempo, el vallado dispondrá, en lugares adecuados y zonas de visibilidad, de la señalización reglamentaria de seguridad correspondiente a los riegos eléctricos.



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El acceso a la instalación se realizará por el lado sur, que permitirá acceder al edificio de continua. Para la realización del mantenimiento del parque intemperie de alterna se dispondrá de un acceso desde el norte directo a parque si bien se podrá acceder desde el propio edificio. El acceso al parque de continua se realizará a través del edificio. Por último y en caso de fallo de la subestación, habrá un acceso por vía para la entrada de subestaciones móviles de Adif que podrán conectarse al embarrado general de la subestación. El pórtico de feeders también estará incluido dentro del recinto de la propia subestación a diferencia del pórtico de cruce que irá ubicado en el tramo de andén del apeadero de Port Aventura en frente de la subestación. Dentro de las actuaciones a realizar para llevar a cabo las distintas fases de la obra civil se muestran:

- Movimiento de tierras. - Cimentaciones.

- Viales de acceso.

- Edificio de continua.

- Vallado perimetral

- Canalizaciones de los cables. - Drenajes y saneamiento.

- Estructuras metálicas.

- Sistemas de recogida de aceite.

- Alumbrado de exterior.

A continuación se detalla cada una de las fases citadas. 5.2.2.1.1 Movimiento de tierras. Lo comprende el desbroce de la vegetación de la superficie del recinto de la futura instalación destinada a tracción, la retirada de una capa de arena y grava de 30 cm para adaptar la superficie al nivel de las vías generales de paso y la excavación de terreno hasta una cota de -



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0,9 m sobre el terreno original para colocar la malla de tierras de protección. 5.2.2.1.2 Cimentaciones. Lo comprende la fijación mecánica de las estructuras y pórticos de celosía tanto los del parque de alterna como los asociados a los pórticos de feeders y cruce. También entran dentro de este ámbito la fijación al terreno de la aparamenta y dispositivos eléctricos de potencia y el vallado perimetral sin olvidarnos del edificio de continua. 5.2.2.1.3 Viales de acceso. Como ya se ha citado con anterioridad en la Memoria, la subestación contará con un acceso asfaltado principal que permitirá el acceso de vehículos a la instalación, objeto de este proyecto. De la misma forma, un camino de tierra rodeará desde el citado acceso, toda la subestación, a excepción de la zona anexa al apeadero de Port Aventura donde, mediante la utilización de la vía mango propia de la subestación, se podrá realizar el traslado de equipos mediante la utilización de vehículos de tracción diesel o bien en caso de fallo de la subestación, acoplar una subestación móvil mediante la utilización de esa vía. 5.2.2.1.4 Edifico de continua. Como ya se ha citado posee unas dimensiones de 20 m x 10 m y una altura libre interior de 4 m. Está dotado de tres puertas de acceso al exterior, la de acceso general al edificio con unas dimensiones de 1,69 m x 2,5 m, la de acceso directo a la sala de mando y control con unas dimensiones de 0,75 m x 2,2 m y por último la de acceso desde el edificio al parque exterior de continua con unas dimensiones de 1,8 m x 2,2 m. Para acceso al interior del recinto de la subestación a través de la vía, se dispondrá de una puerta de dimensiones 2,4 m x 2,8 m. Es un edificio prefabricado de hormigón compuesto por paredes de hormigón con aislamiento térmico de 20 cm de espesor. La cubierta está compuesta por chapa a dos aguas de 40 mm de espesor sobre correas de hormigón pretensado. Estará provisto de un semisótano de 0,5 m de altura para las canalizaciones de los cables En su interior se albergan todos los dispositivos destinados a la rectificación y mejora de la calidad de onda en continua así como



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medida y protección. Una sala del edificio esta destinada a rectificación y mejora de la calidad de onda que es donde se sitúa el rectificador, la bobina de alisamiento y los filtros de armónicos. Otra está destinada a la distribución en BT de los servicios auxiliares y otros diferentes de tracción propiamente dicha. En la sala de potencia se hallan las celdas de feeders donde se encuentran los extrarrápidos y la celda de seccionador de grupo. También existen tres habitáculos más destinados a mando y control, oficina y aseo. Es importante citar que el edificio estará provisto de alumbrado interior como de emergencia así como una instalación de fuerza. A continuación se tratan todos los casos citados. 5.2.2.1.4.1 Alumbrado interior. Para iluminar todas las salas y recintos que conforman el edificio de continua, se instalarán luminarias fluorescentes adosadas al techo del edificio. Habrá un total de 33 luminarias con una potencia de 36 W cada una de ellas. Estas luminarias serán alimentadas desde el cuadro de alumbrado y fuerza (ver plano nº 5). 5.2.2.1.4.2 Alumbrado de emergencia. De la misma forma, todos los habitáculos poseen alumbrado de emergencia para evitar problemas en caso de apagones o posibles evacuaciones. Para ello se ha dispuesto de un total de nueve luminarias de la serie HYDRA con diferentes valores de iluminación, dependiendo de las necesidades luminosas de la zona física donde se hallen, con una potencia unitaria de 8 W. Dichas luminarias serán fluorescentes y serán alimentadas a 230 V en alterna. Al igual que las luminarias de interior, las de emergencia también serán alimentadas desde el cuadro de alumbrado y fuerza. 5.2.2.1.4.3 Instalación de fuerza. El edificio constará de un total de 10 tomas de corriente monofásicas de 16 A cada una (ver Plano nº 5). Estas tomas permitirán la conexión de lámparas portátiles en caso de que fuesen necesarias. También se dispondrá de un total de 6 tomas de corriente trifásicas de 25 A cada una (ver Plano nº 5).



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5.2.2.1.5 Vallado perimetral. Todo el recinto de la subestación estará rodeado por una valla metálica de 2,8 m de altura con el fin de obstaculizar a toda persona ajena a la instalación a la vez de protegerla frente a posibles contactos peligrosos, ya que este vallado esta conectado desde su cimentación a la malla de tierras de protección de la instalación. 5.2.2.1.6 Canalizaciones de los cables. Para realizar la conexión entre los dispositivos y aparamenta eléctrica, se realizarán zanjas con una profundidad de 1 m para todas las acometidas subterráneas ya sean directamente enterradas o entubadas. La anchura de las mismas dependerá del número de conductores y disposición de los mismos tal. Este dato será mostrado en los planos referentes a ello. 5.2.2.1.7 Drenajes y saneamiento. Con el fin de evitar la formación de charcos en la superficie externa del recinto de la subestación se proveerá de un equipo de drenaje que evite este tipo de eventos que de alguna forma pueden afectar de forma perjudicial al valor de la resistividad superficial del terreno. 5.2.2.1.8 Estructuras metálicas. Las estructuras metálicas referentes a pórticos se colocarán con el fin de hacer más robusta mecánicamente la instalación y hacer de soporte a los proyectores colocados en el parque de alterna así como el embarrado de 66 kV sin olvidarnos de soportar mecánicamente a los seccionadores de feeders, bypass, las barras de bypass y los propios feeders en el caso del pórtico de feeders. 5.2.2.1.9 Sistemas de recogida de aceite. Puesto que la subestación dispone de dos transformadores de potencia (uno para tracción y el otro para servicios auxiliares) sumergidos en aceite, se necesitará un depósito de recogida de aceite para cada uno de ellos. 5.2.2.1.10 Alumbrado exterior. El alumbrado exterior estará provisto por 1 luminaria de 150 W para iluminar el acceso principal a la instalación así como 6 proyectores de vapor de sodio de 250 W cada uno.



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Dos de ellos iluminarán la acometida exterior de continua (pórtico de feeders) y el resto el parque intemperie de alterna. Es importante recalcar que dos de los cuatro proyectores destinados a este último, estarán colocados sobre los pórticos de entrada de la subestación. De la misma forma que el resto del alumbrado, el suministro eléctrico de estas lámparas llegará del cuadro de alumbrado y fuerza. 5.2.3 Instalaciones eléctricas. 5.2.3.1 Descripción general de las instalaciones eléctricas. En este apartado se detallan y describen las características principales de las instalaciones eléctricas existentes en el presente proyecto. Dichas características se muestran a continuación:

- Instalación de AT de alterna:

o Tensión entre fases: 66 kV. o Frecuencia: 50 Hz. o Variación de tensión máxima: + 3,5 % y + 7 %. o Potencia de cortocircuito considerada: 500 MVA. o Intensidad máxima de defecto a tierra: 9380,858 A. o Neutro rígido a tierra.

- Instalación de AT de continua:

o Tensión nominal en carga: 3300 V. o Tensión nominal en vacío: 3400 V. o Potencia nominal: 6 MW. o Intensidad nominal: 1820 A.

- Regimenes de carga admisibles para ambas instalaciones de

AT: o 100 % en régimen permanente. o 150 % durante dos horas. o 300 % durante cinco minutos.

- Instalación de BT de alterna:

o Tensión entre fases: 230 V. o Frecuencia: 50 Hz. o Potencia: 250 kVA.

- Instalación de BT de continua:

o Tensión de alimentación: 230 Vac.



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o Intensidad nominal: 80 A. o Tensión nominal de salida: 110 Vcc.

En los apartados siguientes se realizará una lista de elementos constitutivos de cada instalación (a excepción de de las instalaciones de BT que no se detallan ya que no son un objeto fundamental de este proyecto) y se impondrá para cada uno de ellos, las características que deberán tener, calidades mínimas, normas de realización, ensayos, pruebas, etc. 5.2.3.1.1 Instalación de Alta Tensión en alterna. A continuación se muestra una lista con los elementos constitutivos de la instalación de Alta Tensión en alterna así como sus características principales:

- 6 Transformadores de intensidad con dos núcleos para medida y protección con una relación de transformación de 400/5 – 5 A. La potencia y la clase de precisión son de 15 VA y 0,5 respectivamente para el secundario de medida y 50 VA y 5P10 respectivamente para el secundario de protección.

- 2 Interruptores – seccionadores tripolares (uno para cada línea

de entrada) de SF6 de 72,5 kV, 3150 A y 40 kA.

- 3 Transformadores de tensión inductivos (conectados a un extremo del embarrado) con dos núcleos para medida y protección, con una relación de transformación de

V 3:1103:/1103:kV 66 − . La potencia y la clase de precisión serán de 30 VA y 0,2 respectivamente para el núcleo de medida y 100 VA y 0,5 respectivamente para el núcleo de medida y protección.

- 4 Seccionadores tripolares de columnas giratorias de 72,5 kV y

1250 A.

- 3 Transformadores de intensidad con dos secundarios, uno para medida y el restante para protección con una relación de transformación de 400/5 – 5 A. La potencia y clase de precisión son de 15 VA y 0,5 para el secundario destinado a medida y 30 VA y 5P10 para el secundario destinado a protección respectivamente.

- 3 Transformadores de intensidad con dos secundarios, uno para

medida y el restante para protección con una relación de



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transformación de 150/5 – 5 A. La potencia y clase de precisión son de 15 VA y 0,5 para el secundario destinado a medida y 10 VA y 5P20 para el secundario destinado a protección respectivamente.

- 2 Interruptores tripolares de SF6 de 72,5 kV, 2500 A y 31,5 kA.

- 6 pararrayos de óxido de zinc de tensión nominal de 60 kV y

corriente de descarga a tierra 10 kA.

- 1 Transformador de potencia en baño de aceite destinado a tracción de 6,6 MVA y 66/1,3 – 1,3 kV. Su grupo de conexión es Yy0d11.

- 1 Transformador de potencia en baño de aceite destinado a

servicios auxiliares de 250 kVA y 66/0,23 – 0,133 kV. Su grupo de conexión es Yzn11.

5.2.3.1.1.1 Transformadores de intensidad para medida y protección. Como ya se ha citado, se dispondrá de un total de 12 transformadores de intensidad, tres de ellos por cada línea de entrada y otros tres por cada derivación de barras. Todos ellos serán monofásicos y dispondrán de dos devanados secundarios: uno para medida y el otro para protección. Estos dispositivos irán colocados antes de cada interruptor por cada rama o derivación que halla (la de la subestación móvil no cuenta porque ya dispone de los equipos de medida necesarios). Como ya se citó en el correspondiente anexo, la conexión entre cada secundario y el cuadro general de BT se realizará con cable de cobre de 6 2

mm de sección. Se hace necesario, que los transformadores de intensidad a colocar estén diseñados para las condiciones climáticas y ambientales propias del emplazamiento de la futura subestación ya que va a estar situado en el exterior. Además, el transformador a elegir tendrá que tener espacio suficiente como para alojar los dos secundarios en su interior. El transformador será de tipo tanque, tal y como exigen las normas IEC. Estará cubierto por aisladores de porcelana con una línea de fuga que garantice un nivel de aislamiento adaptado a las necesidades de la instalación. Además este aislador deberá estar



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adaptado a unas condiciones ambientales típicas de una ubicación próxima al mar, con un nivel de contaminación salina importante. Su diseño debe permitir soportar mecánicamente las tensiones debidas a los esfuerzos electrodinámicos provocados por un cortocircuito. Nada tiene que decir que deben soportar sin problemas la magnitud del cortocircuito dependiendo de la ubicación eléctrica dentro del parque intemperie donde desempeñen su función. Los transformadores a elegir deberán estar ensayados ante las tensiones de prueba según marca la norma IEC 60044 – 1. 5.2.3.1.1.2 Interruptor – seccionador. Para la protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos de las líneas eléctricas que abastecen la subestación y para realizar maniobras de apertura y cierre de circuitos, se dispondrá por cada línea de entrada, de un interruptor – seccionador tripolar. Es vital recalcar que estos irán situados a continuación de los transformadores de intensidad. Al igual que los transformadores de intensidad y el resto de la aparamenta que se halla en el exterior, es trascendental que estos módulos con doble cometido se diseñen para las condiciones ambientales del lugar donde van a ser instalados. Por tanto, el aislamiento externo deberá estar diseñado para unas condiciones de una considerable contaminación salina. El aislamiento que lleva consigo el citado módulo es polimérico por lo que cumplirá sin ningún problema ya que este tipo de aisladores son muy fiables en su cometido. Es importante que en la instalación, las protecciones frente a sobreintensidades o cortocircuitos estén bien diseñadas ya que en caso de fallo las consecuencias podrían ser fatales. El hecho de colocar un interruptor con apertura en la cámara de interrupción, es decir, con seccionador, no solo se ahorra el espacio ya que no es necesario implantar seccionadores sino que además son más fiables puesto que presentan menos fallos que al existir la solución clásica de seccionador – interruptor – seccionador. Al integrarlo en un único módulo hace también que el mantenimiento sobre ellos sea menor. Puesto que estos módulos cumplen con la función de interrupción de corriente y apertura y cierre, será necesario que cumplan las normas de diseño para este tipo de aparamenta, que son las IEC 62271-108 y la IEC 62271-205.



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5.2.3.1.1.3 Transformadores de tensión. El parque exterior de alterna contará con tres transformadores de tensión (uno por cada fase) que irán colocados en un extremo del embarrado de 66 kV. Es importante subrayar que al igual que los transformadores de intensidad, poseerán dos devanados secundarios, uno para medida y el otro para protección. La unión entre estos y el cuadro general de BT se realizará mediante cables de cobre de 6 2

mm de sección. Como ya se ha dicho, el aislamiento exterior debe estar diseñado para soportar un nivel de contaminación importante ya que al igual que los transformadores de corriente, estos transformadores también van a estar en intemperie. A pesar de ello, puesto que la porcelana cumple esta especificación técnica de diseño en cuanto a nivel de aislamiento, el hecho de que además sea más económica que la utilización de aislantes poliméricos hace que sea la solución más adecuada a las necesidades. Una condición vinculante de este tipo de transformadores es el efecto de la ferrorresonancia que es un fenómeno eléctrico que influye de forma negativa sobre estos dispositivos y por tanto es una condición indispensable la minimización de este fenómeno. Por ello, buscaremos un transformador que minimice este efecto. Es indispensable para ello, que la curva de imanación sea prácticamente plana para lo cual será necesario un sobredimensionamiento del núcleo. Al igual que los transformadores de intensidad, los de tensión deberán también estar ensayados ante la tensiones de prueba de la norma IEC 60044 – 1 que son los ensayos de tensión máxima a frecuencia industrial y ante impulso tipo rayo con los parámetros marcados por la norma. 5.2.3.1.1.4 Seccionadores. Para poder realizar maniobras de apertura y cierre de los circuitos asociados a la rama destinada a tracción y a la de servicios auxiliares, se dispondrá de 4 seccionadores tripolares, dos por cada derivación. Todos ellos serán seccionadores de columnas giratorias de apertura



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lateral y se ubicarán a continuación del embarrado y justo después de la colocación de los interruptores que protegen cada rama. Lo primero de todo es importante que tanto la cuchilla como los contactos de los seccionadores estén diseñados para los valores nominales de tensión y corriente que impone la instalación. Puesto que nuestro nivel de tensión es de 66 kV en toda la instalación de AT de alterna y dada la potencia instalada, el seccionador deberá estar diseñado para una tensión más elevada de 72,5 kV y una corriente nominal igual o superior al valor nominal que demanda cada derivación. A esto hay que añadir que puesto que estamos tratando con una instalación destinada a tracción, los dispositivos de maniobra asociados a esta derivación deberán cumplir con la norma CEI – 146.463.2 acerca de las sobrecargas admisibles por la instalación. Como son valores muy reducidos en esta parte, no será un factor que influya de forma importante sobre la elección de estos dispositivos. Mayor relevancia tomará en este ámbito la capacidad de cortocircuito de los elementos conductores, que deberán estar diseñados para soportar la falta más desfavorable (cortocircuito en el embarrado). Puesto que van a operar en intemperie, será necesario que el aislamiento de estos soporte el nivel de contaminación ambiental de la ubicación de la instalación que no es precisamente ligera sino más bien importante, por la proximidad al mar y a la gran industria química de Tarragona. Puesto que los aisladores de las columnas que componen el seccionador don de porcelana, deberán estar dimensionados según la norma CEI – 273 y deberán tener una línea de fuga tal que cumpla con la norma CEI – 815 para el nivel de tensión requerido. Como el resto de la aparamenta del parque de AT en intemperie, los seccionadores a colocar deberán estar ensayados a frecuencia industrial de 50 Hz y ante una onda tipo rayo de 1,2/50 µs. 5.2.3.1.1.5 Interruptores. Para la protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos de los dispositivos conectados a cada derivación, se dispondrán de dos interruptores tripolares, uno por cada derivación de barras. Irán ubicados justo a continuación de los transformadores de intensidad. Como se tratan de unos de los dispositivos más importantes en cuanto a protección se refiere, deberán tener un comportamiento excelente en situaciones que requieran su actuación. Por tanto se



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hace necesario que el medio para la extinción del arco sea eficaz a la vez que flexible, permitiendo la apertura en carga o en condiciones de falta sin que este deteriore. Por lo tanto, uno de los requerimientos mínimos que ha de tener es que su medio de extinción de arco sea SF6 debido a su gran efectividad. No debemos olvidarnos de su poder de corte, que debe estar encima de la potencia de cortocircuito en condiciones de la falta más desfavorable que pueda aparecer en el parque intemperie. Como en el resto de los dispositivos anteriores se ha citado, puesto que la instalación de los citados interruptores es en exterior, será necesario que el aislamiento de la envolvente, independientemente del material (que en este caso se trata de porcelana) deberá estar diseñado para el nivel de contaminación considerado como criterio de diseño de partida para el presente proyecto. Todos los valores de diseño obtenidos a partir de los correspondientes ensayos de los interruptores deberán cumplir con la norma IEC 62271-100. 5.2.3.1.1.6 Pararrayos. Se dispondrá de 6 pararrayos para proteger los equipos principales y de mayor importancia de la instalación frente a sobretensiones que se pueden originar por una multitud de causas. Habrá tres por cada derivación y se situarán entre los seccionadores y el equipo a proteger en este caso, el transformador asociado a cada rama. Es importante destacar como dato de partida conocido, que el índice isoceráunico, es decir, la densidad de impactos de rayo anuales por kilómetro cuadrado es bastante elevado en la zona donde se va a construir la instalación por lo que se precisa de un dispositivo que proteja en todo momento los transformadores, tanto el de potencia de tracción como el de servicios auxiliares. Por tanto un requisito indispensable es que sean de óxido de zinc ya que este está diseñado para soportar una mayor cantidad de sobretensiones bien sean de frente rápido como los son los rayos o de frente lento por maniobra de interruptores. No será necesario la implementación en estos de anillos equipotenciales debido a que el nivel de tensión así lo justifica. Al mismo tiempo debe garantizar junto con el aislamiento del material a proteger, una correcta coordinación del aislamiento garantizando el máximo nivel de protección en caso de sobretensiones que puedan aparecer cerca del equipo a proteger.



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Como los equipos a proteger se hallan en el exterior, los pararrayos serán para uso exterior y llevarán un material aislante exterior adaptado al nivel de tensión de la instalación. Como ensayos de diseño mínimos a los que deben someterse antes de su puesta en marcha serán los ensayos de tensiones según marca la correspondiente norma IEC. 5.2.3.1.1.7 Transformador de potencia. La subestación dispondrá de un transformador de potencia destinado única y exclusivamente a tracción eléctrica. El transformador será trifásico y tendrá dos devanados secundarios desfasados entre ellos un ángulo de 30 º para permitir la implantación de un rectificador de 12 pulsos. El transformador se ubicará a continuación del pararrayos y sus salidas en intemperie pasarán a una acometida subterránea que conectará este con el grupo rectificador. Puesto que el transformador va a estar colocado en intemperie, un requisito mínimo de diseño de partida es que tendrá que se un transformador sumergido en aceite. Es fundamental que este construido y diseñado según la norma ET 03.359.101.7 “Transformadores de potencia sumergidos en aceite de 3300 kVA y 6600 kVA para subestaciones de tracción de líneas convencionales” ya que en caso de no cumplir alguno de los requisitos de esta norma, el transformador no podría ser homologado por Adif. Los ensayos a los que debe someterse el transformador de potencia antes de su recepción, son los siguientes:

- Comprobación de la capacidad del transformador para soportar el ciclo de carga estipulado: esta comprobación se realiza mediante un ensayo térmico de funcionamiento que deberá llevarse a cabo según la norma UNE – EN 60076-2 y teniendo en cuenta lo indicado por la norma UNE – EN 50329. Las condiciones en las que debe realizarse este ensayo vienen dadas por la ET anteriormente citada.

- Ensayos de impulso tipo rayo: este ensayo se llevará a cabo

siguiendo las directrices marcadas por la norma UNE – EN 60076-3.



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- Prueba del nivel de ruido: este ensayo seguirá lo expuesto por

la norma UNE – EN 60076-10.

- Ensayo de cortocircuito: el fabricante deberá demostrar la aptitud del transformador para soportar los efectos térmicos y dinámicos de los cortocircuitos mediante un ensayo en un transformador similar (UNE – EN 60076-5).

- Ensayo de las características de la pintura: la capa de

imprimación debe cumplir los requisitos expuestos por una serie de tablas mostradas en la ET.

- Tras estos ensayos previos de homologación, Adif podrá exigir

la realización de los siguientes ensayos:

o Ensayo de medida de la resistencia de los arrollamientos: este ensayo se realizará conforme al apartado 10.2 de la norma UNE – EN 60076-1.

o Medida de la relación de transformación y verificación del acoplamiento: este ensayo seguirá lo expuesto por la norma UNE anteriormente citada.

o Medida de la impedancia de cortocircuito y de las

pérdidas debidas a la carga: este ensayo seguirá lo expuesto por el apartado 4.2 de la norma UNE – EN 50329.

o Medida de las pérdidas y de la corriente de vacío: para

realizar este ensayo se seguirá lo expuesto por el apartado 10.5 de la norma UNE – EN 60076-1 sin olvidarnos de lo marcado por el apartado 5.2 de la norma UNE – EN 60146-1-3.

o Ensayos dieléctricos individuales: la realización de estos

ensayos se harán conforme a la norma UNE – EN 60076-3. Estos ensayos los componen el ensayo de tensión soportada inducida de corta duración con CA y el ensayo de tensión soportada aplicada den CA.

- Por último, una vez realizados todos los ensayos anteriores con

éxito y demostrados mediante un informe del laboratorio acreditado acerca de estos, se efectuará un último ensayo del transformador en condiciones reales de funcionamiento mediante su instalación en la subestación designada por Adif y durante un periodo que esta determine. Una vez superado este



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ensayo ya podrá adquirirse por parte de la empresa interesada, en este caso Adif.

5.2.3.1.1.8 Transformador de servicios auxiliares. El transformador restante de la subestación, irá destinado a alimentar los servicios auxiliares tales como alumbrado, fuerza, baterías, otros usos distintos de tracción y reservas. Este transformador será trifásico e irá ubicado, al igual que el transformador de potencia de tracción, entre el pararrayos y el paso a acometida subterránea que conectará el citado transformador con el cuadro general de BT. Al ir colocado en intemperie, también será un transformador sumergido en aceite. Como ya se citó en su momento, este transformador podría colocarse en interior dado que la potencia del mismo no es muy elevada. Pero como el nivel de tensión del devanado primario es elevado, compensa más por ser más robusto y fiable que sea en baño de aceite, a pesar de que la tecnología de hoy en día permita la construcción de este tipo de transformador encapsulado. Puesto que la compañía que va a explotar la instalación y la va a gestionar va a ser Adif, el transformador deberá cumplir con los criterios de diseño y constructivos de la norma ET 03.359.116.5 “Transformadores de SSAA para SS/EE de tracción”. Los ensayos que marca esta norma para su homologación por parte de Adif son:

- Ensayo de impulso tipo rayo: será de aplicación la norma UNE – EN 60076-3. Los impulsos serán de tipo rayo normalizados 1,2 ± 30% /50 µs ± 20%.

- Ensayo de calentamiento: se seguirá lo expuesto por la norma

UNE – EN 60076-2. Las etapas del ensayo vienen marcadas en la ET correspondiente a este tipo de transformadores.

- Ensayo de niveles de ruido: se aplicará la norma UNE – EN

60076-10. El proceso a seguir para la realización del ensayo viene dado en la ET correspondiente anteriormente citada.

- Tras estos ensayos vendrán los ensayos marcados por Adif

siguiendo como pauta la norma UNE – EN 60076-1. Estos son:

o Medida de la resistencia de los arrollamientos.



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o Medida de la relación de transformación.

o Ensayo de tensión aplicada a frecuencia industrial.

o Medida de las pérdidas y de la corriente de vacío.

o Ensayo a tensión inducida.

o Medida de las pérdidas y tensión de cortocircuito.

o Comprobación de los dispositivos de protección.

Para todos estos casos, los procesos de realización de cada ensayo seguirán lo expuesto por la ET 03.359.116.5.

- Además de estos ensayos, el recepcionista podrá realizar otros ensayos especiales debido a las condiciones especiales de la instalación. Estos se citan a continuación:

o Medida de la impedancia homopolar. o Medida de las características de transmisión de tensiones

transitorias.

o Medida de los armónicos de la corriente de vacío.

o Medida de las descargas parciales.

o Cortocircuito.

o Choque térmico. 5.2.3.1.2 Instalación de Alta Tensión en continua. En la siguiente lista se muestran los elementos que constituyen la acometida de continua desde el rectificador hasta la alimentación a la catenaria así como las características definitorias de cada uno de ellos:

- 1 Grupo rectificador de 6 MW de doce pulsos compuesto por dos puentes de Graetz en serie de diodos de silicio. La tensión de entrada a cada puente del rectificador es de 1300 V (tensión de línea de cada secundario) y la tensión de salida ya en



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continua (teniendo en cuenta que los diodos no son ideales) es de 3300 V.

- 1 Bobina de alisamiento de tres arrollamientos de aluminio con

un coeficiente de autoinducción de 0,6 mH diseñada para una corriente nominal de 1820 A.

- 2 Filtros de armónicos sintonizados a unas frecuencias de 600

Hz y 1200 Hz. El de 600 Hz estará compuesto por una autoinducción de 1,76 mH en serie con el paralelo de dos capacidades de 20 µF cada una mientras que el de 1200 Hz lo compondrá una bobina de 1,76 mH en serie con una capacidad de 10 µF.

- 1 Seccionador unipolar de cuchillas deslizantes de 17,5 kV y

3150 A.

- 6 Celdas de feeders compuestas por cabinas extraíbles mediante carro. Cada una de estas posee.

o 1 Interruptor extrarrápido unipolar de 3600 V y 40 kA con

margen de regulación de corriente entre 2 y 5 kA. o 1 Transductor de medida de intensidad de efecto Hall con

una relación de corrientes de 4000/1 A. La potencia de precisión será de 20 VA y la clase de precisión de 1 %.

o Un analizador de la línea aérea de contacto.

- 6 Pararrayos de CC de óxido de zinc de 4,8 kV y una corriente de descarga a tierra de 10 kA.

- 12 Seccionadores unipolares de cuchillas deslizantes de 17,5 kV

y 3150 A (para cada feeder y para derivaciones a las barras de bypass).

5.2.3.1.2.1 Grupo rectificador. El grupo rectificador destinado a convertir la onda de alterna a la salida del transformador de potencia en una onda continua, esta compuesto por dos puentes de Graetz de 6 pulsos cada uno en serie dando lugar a un grupo rectificador de 12 pulsos. Cada secundario del transformador de tracción alimentará un puente del rectificador.



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El citado rectificador se ubicará a continuación del transformador de potencia y la bobina de alisamiento. Es importante destacar que este dispositivo convertidor trabajará en el interior del edificio de continua por lo que no estará sometido a las condiciones climáticas del exterior. Al igual que el transformador y dada la particularidad de la instalación así como su destinatario, deberá cumplir los criterios de diseño y construcción marcados por la correspondiente Especificación Técnica de Adif, en este caso la ET 03.359.105.8 “Ensayos tipo (Homologación) y serie para el suministro o instalación de grupos rectificadores de 6000 kW para SS/EE de tracción”. Al igual que el transformador deberá estar diseñado para soportar las sobrecargas que marca la norma CEI – 146.463.2 para este tipo de instalaciones. Tal y como apunta esta norma, el grupo rectificador deberá de constar de protecciones compuestas por elementos RC ambos lados (continua y alterna) así como en cada derivación donde estén los diodos para proteger a estos de sobrecargas internas y externas que podría aparecer además de fusibles rápidos de alto poder de ruptura en las ramas paralelo con el fin de protegerlos frente a cortocircuitos internos. Las ramas de los diodos también dispondrán de fusibles con microcontactos de señalización de su fusión (protistores). 5.2.3.1.2.2 Bobina de alisamiento. La bobina de alisamiento permitirá que las elevada corrientes que se demandan por los vehículos de tracción se suavicen evitando variaciones bruscas de la intensidad. La citada bobina como ya se ha dicho, tendrá tres arrollamientos de aluminio e irá colocada a continuación del rectificador por lo que, como es evidente también estará en el interior del edificio de continua y no será necesario que este diseñada para soportar las condiciones ambientales y climáticas externas. Puesto que esta bobina debe necesariamente estar homologada por Adif, deberá cumplir con la norma que define su diseño y construcción como es la norma ET 03.359.115.7 “Ensayos tipo (Homologación) y serie para el suministro de bobinas de alisamiento para subestaciones de tracción”. De acuerdo con esta norma, se deben realizar los siguientes ensayos:



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- Ensayo de aislamiento a frecuencia industrial: consiste en someter a la bobina a una tensión partiendo desde 0 hasta 15 Kv de forma escalonada a frecuencia industrial durante 1 minuto. El resultado es satisfactorio si durante el ensayo no se ha producido ninguna descarga disruptiva.

- Comprobación y medida del coeficiente de autoinducción.

- Nivel de aislamiento a tierra: consiste en someter a la bobina a

una tensión de 10 kV mediante un medidor de aislamientos.

- Ensayo de calentamiento: para la realización de este ensayo se necesita un recinto cerrado sin corriente de aire. Después de la colocación de termómetros, se conectará la bobina al 100 % de la carga nominal y se medirán valores de corrientes, tensiones y temperaturas durante una hora. Posteriormente, se realizará lo mismo pero conectando la bobina al 150 % y finalmente al 300 %. Se debe obtener una temperatura máxima de 80 ºC al 100 % y de 110 ºC para el resto de los regimenes.

- Tras realizar los ensayos de homologación anteriores, se

procederá a realizar los siguientes ensayos in situ de la bobina instalada:

o Ensayos de aislamiento a frecuencia industrial. o Comprobación y medida del valor del coeficiente de

autoinducción.

o Nivel de aislamiento a tierra. 5.2.3.1.2.3 Filtros de armónicos. Los filtros de armónicos destinados a reducir la perturbación armónica en el lado de continua de armónicos pares múltiplos de 12 serán dos y estarán sintonizados cada uno de ellos a 600 Hz y 1200 Hz respectivamente para acabar con los armónicos de mayor magnitud como son en este caso el 12 y el 24. No será necesaria la implantación de un filtro de paso elevado ya que los armónicos pares siguientes son lo suficientemente pequeños como para que puedan afectar de forma negativa al suministro a la catenaria en continua. Al igual que la bobina de alisamiento, los filtros irán colocados entre esta última y el seccionador de grupo, ya en su celda



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correspondiente. Al ir colocados en interior no será necesario que se adapten a las condiciones ambientales exteriores del lugar donde se va a construir la instalación. Hay que recalcar que Adif no tiene ninguna Especificación Técnica acerca de estos filtros aunque si se establecen las normas que estos han de cumplir. Concretamente, las normas de construcción, proyecto y ensayo a seguir serán las que marca la norma CEI 233. Las bobinas que componen cada filtro de armónicos serán de núcleo de aire y deberán estar diseñadas, construidas y ensayadas según la norma CEI 76. 5.2.3.1.2.4 Seccionador de grupo. Para permitir el acoplamiento o la desconexión del grupo rectificador a la barra ómnibus, se dispondrá de un seccionador unipolar de cuchillas deslizantes insertado en una celda situada entre las celdas de feeder. Esto significa que va a estar instalado en el interior del edificio de continua por lo que no será afectado por las condiciones climáticas exteriores. Estos seccionadores estarán diseñados y construidos según las normas UNE – EN 60129 y UNE – EN 60694. Sus elementos constructivos como son el bastidor, la cuchilla, etc, se basan en la norma UNE 21110. Es importante que al igual que el resto de la aparamenta destinada a tracción cumpla con los criterios de sobrecarga de la CEI 146.463.2. No obstante, el fabricante nos indica que los citados seccionadores están diseñados para soportar esos regimenes de sobrecarga correspondientes a una instalación de estas características. 5.2.3.1.2.5 Celdas de feeder. Existirán un total de seis celdas de feeder situadas en el interior del edificio de continua junto con la celda de grupo donde se halla el seccionador. En su interior se hallarán los extrarrápidos, los transductores de medida de intensidad y el analizador de la línea aérea de contacto. A continuación se aborda cada uno de ellos.



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5.2.3.1.2.5.1 Interruptores extrarrápidos. Para garantizar la protección del rectificador, la bobina y los filtros frente a sobreintensidades y cortocircuitos que puedan aparecer exteriormente, es decir, en la catenaria de la red convencional de Adif, se instalará en cada una de las celdas correspondientes a cada salida de feeder, un interruptor unipolar de apertura rápida y extraíble mediante carro. La necesidad de que sea de apertura rápida viene marcada porque en una instalación de tracción en el que la demanda de corriente es elevada, un cortocircuito producido en catenaria teniendo en cuenta que la tensión de nuestra instalación es más o menos elevada, por el hecho de ser corriente continua, produce unos transitorios muy perjudiciales para los equipos si estos no son eliminados rápidamente. No es necesario que estén diseñados para condiciones ambientales específicas puesto que van a estar instalados en el interior del edificio de continua. Los criterios para su construcción y diseño correrán a cargo de la ET 03.359.100.9 “Ensayos tipo (homologación) de disyuntores extrarrápidos para SS/EE de tracción”. El procedimiento de los ensayos de homologación y pruebas a realizar antes de su recepción vienen dados en la ET anteriormente citada. 5.2.3.1.2.5.2 Transductores de intensidad. Para realizar las medidas de la corriente que circula por cada salida de feeder, se dispondrá por cada celda asociada de un transductor de intensidad que permita realizar la toma de medidas en corriente continua. Para ello su principio de funcionamiento se basa en el efecto Hall y no en el de inducción electromagnética como ocurre en los transformadores de medida que solo permiten realizar mediciones en corriente alterna. Puesto que este transductor mide corriente, deben estar diseñados para las secciones de los conductores de feeder o mayores para poder realizar la medida de la corriente que circula en todo momento por cada uno de ellos. Con el propósito de que este instrumento de medida de intensidad no se deteriore a causa de la corrosión que puede aparecer como



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interacción entre ambos circuitos, el primario y secundario, estos se separarán mediante aislamiento galvánico. Como medidor de corriente continua, el transductor a colocar tendrá que tener una clase de precisión suficiente que permita realizar unas medidas de la corriente que circula por cada feeder aceptables. Es importante que, a pesar de que Adif no tenga una Especificación Técnica propia especifica acerca de los transductores de medida, estos deben cumplir las normas EN 50178 e IEC 61010-1 acerca de los niveles de tensión de aislamiento y tensiones nominales. 5.2.3.1.2.5.3 Analizador de la línea aérea de contacto. Este dispositivo al igual que los extrarrápidos y los transductores de medida de corriente también se hallará en cada una de las celdas de feeder. Sus propósitos principales son:

- Analizar el nivel de aislamiento existente entre la línea aérea de contacto y el carril cuando la barra ómnibus está en tensión pero la LAC esta desenergizada.

- Analizar el nivel de aislamiento entre la barra ómnibus y el

carril cuando la LAC esta en tensión y la barra ómnibus está desenergizada.

- Realizar un análisis de los umbrales de tensión existentes entre

la barra ómnibus de la subestación eléctrica y la que pudiese presentar la LAC cuando ambas estén energizadas.

Como es un dispositivo muy especifico de aplicaciones de tracción, este instrumento deberá estar homologado por el Adif siguiendo su Especificación Técnica correspondiente (ET 03.359.108.2 “Analizador de línea aérea de contacto”) para subestaciones de tracción en corriente continua. 5.2.3.1.2.6 Pararrayos de CC. Se instalarán una totalidad de 6 pararrayos de CC con el fin de proteger el rectificador, bobina, filtros y demás dispositivos que conforman la acometida de continua en el interior del edificio que hace alusión a esta frente a sobretensiones que pudiesen aparecer originadas por un impulso tipo rayo o bien por la maniobra de desconexión de uno o varios interruptores.



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Se ubicarán a la salida del edificio en dirección al pórtico de feeders, entre este y las celdas de feeders. Como ya se ha dicho, el nivel de densidad de impactos tipo rayo anuales por kilómetro cuadrado (índice isoceráunico) donde se va a emplazar nuestro proyecto es bastante elevado por lo que es necesario que la protección frente a sobretensiones por parte de estos pararrayos sea continua. Por ello, se hace necesario que estos sean de óxidos metálicos (óxido de zinc) ya que garantizan una protección continuada frente a estos eventos que podrían perjudicar de forma importante a los dispositivos de la acometida de continua. Es preciso que, puesto que van a estar instalados a la salida de cada feeder en intemperie, estén correctamente diseñados para las condiciones climáticas y ambientales del entorno donde se sitúa el emplazamiento del proyecto. Los ensayos a realizar antes de su recepción son los que marca la norma IEC – 60099-4. 5.2.3.1.2.7 Seccionadores de feeder y bypass. Para maniobrar las diferentes salidas de feeders así como permitir el acoplamiento a cualquiera de las barras de bypass del pórtico de feeders, se dispondrá de una totalidad de 12 seccionadores unipolares de cuchillas deslizantes (6 de feeders y otros 6 de bypass) que se ubicarán el citado pórtico, entre las autoválvulas de CC y el pórtico de cruce, justamente en el punto de partida de la alimentación a catenaria. Al estar situados en el exterior, deberán estar diseñados para las condiciones climatológicas y ambientales del emplazamiento. Al ser dispositivos de maniobra para tracción, deberán cumplir la norma CEI 146.463.2 en cuanto a regimenes de trabajo se refiere de acuerdo con el tipo de instalación con la que estamos trabajando. Como el valor nominal de corriente elegido es de 3150 A en régimen permanente, no tendrán ningún problema en soportar los valores que marca esta norma ya que de por si el valor nominal marcado supera al de la máxima sobrecarga. Estos seccionadores deberán estar diseñados y construidos en base a lo expuesto por las normas UNE – EN 60129 y UNE – EN 60694. Las partes que los componen como son el bastidor, la cuchilla, etc, se construirán según la norma UNE 21110.



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5.3 Aspectos de la contratación. En este apartado del Pliego de condiciones, se estudiarán y analizarán aquellos aspectos del contrato que se refieran al presente proyecto y que podrían afectarlo, ya sea en su fase de materialización como en su fase de funcionamiento. Para ello, se describirán las diferentes condiciones contractuales atendiendo a los diferentes ámbitos como pueden ser: administrativo, económico, técnico y facultativo. Previamente se darán a conocer las disposiciones generales derivadas de la necesidad de llevar a cabo la ejecución y materialización del proyecto. 5.3.1 Disposiciones generales. 5.3.1.1 Representantes administrativos y el contratista. Antes a pasar a tratar con las intermediaciones y las condiciones de los contratos, se definirá el personal necesario con el que deberá contar Adif para llevar a cabo la fase de ejecución de obras y en definitiva, materialización del proyecto en cuanto al ámbito administrativo se refiere:

- Director de obra: será el máximo responsable de la dirección de las obras de materialización del proyecto así como de llevar los acuerdos con el contratista en representación de Adif. Como es evidente, esta persona será designada por Adif.

- Director de calidad: será el responsable de dirigir, coordinar y

en definitiva controlar la calidad de las obras. Este también deberá ser elegido por Adif.

- Jefe de proyecto: es el responsable de realizar y llegar a

acuerdos con el contratista en la fase de adopción de soluciones técnicas del proyecto.

- Jefe de obra: en este caso será el representante del contratista

encargado de supervisar los trabajos contratados durante la duración de los mismos. Como es lógico, esta persona será elegida por el contratista y deberá estar altamente cualificada en su empeño y responsabilidades asignadas.

5.3.1.3 Plazo de ejecución de las obras. Tras pasar un mes de la firma del contrato, se llevará a cabo la comprobación del replanteo de las obras estando presente el



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contratista mediante la firma del Acta de comprobación correspondiente. Además el contratista deberá presentar a la entidad demandante, Adif, el programa de trabajo para la realización de las obras de acuerdo con la proposición aceptada por Adif. Una vez aprobado por esta entidad, este programa se deberá de incorporar al contrato. En el caso en el que se produzcan modificaciones (por autorización expresa del director de obra), el contratista estará obligado a actualizar el programa de obra. En caso de producirse una demora en la ejecución de las obras por parte del contratista, Adif tendrá derecho a recaudar una indemnización por los daños y perjuicios generados. Es importante que el contratista advierta al director de obra acerca de cualquier discrepancia que pudiera existir entre los planos o cualquier otra medida surgida durante la realización de los trabajos ya que pudiera dar lugar a modificaciones. En el caso en el que el director de obra así lo estime oportuno, podrá proponer modificaciones acordes con lo presente en este pliego. 5.3.1.4 Ensayos durante la realización de las obras. El contratista deberá llevar a cabo ensayos más o menos minuciosos de verificación de la realización de las obras. El objetivo de estos ensayos es al fin de al cabo, realizar una comprobación antes de la recepción de material. Es importante destacar que el contratista no estará obligado durante la admisión de materiales, etc, a ampliar sus obligaciones en el caso en el que este crea preciso que se deba reponer o subsanar en el caso en el que las obras resulten inaceptables bien en parte o en su totalidad, durante la recepción de los mismos. 5.3.1.5 Instalaciones afectadas por las obras. Se puede dar el caso en el que, durante la ejecución de las obras, aparezcan instalaciones subterráneas que queden afectadas por las obras. En tal caso, el contratista deberá hacerse cargo de esto llevando a cabo la realización de los planos pertinentes que detallen la situación de las citadas instalaciones afectadas.



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Estos planos deberán ser presentados ante el director de obra una vez finalizadas las obras que afectaban a unas instalaciones ajenas al proyecto. 5.3.1.6 Obligaciones y derechos del contratista. Las obras de ejecución y materialización del proyecto, deberán estar sujetas a las prescripciones contenidas en el pliego de condiciones administrativas particulares, al proyecto en concreto y a las instrucciones que diera el director de obra en su interpretación técnica, al contratista. Si se diese el caso en el que durante la ejecución de las obras, apareciera una variación en el presupuesto o bien daños y perjuicios por indefinición de ciertas partes del proyecto, el demandante deberá responder conforme a los artículos de la Ley de Contratos de las Administraciones Públicas. 5.3.1.7 Órdenes al contratista. El jefe de obra y el delegado serán las personas indicadas para ordenar verbalmente las disposiciones expuestas por el director de obra o por otro personal autorizado por este último para transmitir un mensaje. El delegado se encargará de que estos mensajes lleguen de forma correcta y coherente a sus destinatarios que lo conforman el personal que va a ejecutar una obra determinada. Además de encargará de que los mensajes escritos, planos, ensayos, etc, estén ordenados cronológicamente según el orden de su ejecución y estén disponibles en la obra en cualquier momento que podrían ser consultados. Por ello, el delegado deberá de acompañar en todo momento al director de obra para la supervisión de esta y deberá transmitir las órdenes de forma inequívoca que este le mande al personal así como estar al tanto de todas las circunstancias concernientes a los trabajos de la obra. 5.3.2 Condiciones administrativas. 5.3.2.1 Concursos y adjudicaciones. El contratista deberá aceptar por parte de la empresa o entidad demandante, las siguientes condiciones:



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- El concursante deberá ajustar sus ofertas a las condiciones que establece la futura propietaria de la instalación. En el caso en el que el concursante quiera o este dispuesto, puede realizar alguna modificación que pueda hacer más atractiva técnicamente o económicamente la oferta que plantea al propietario. En ese caso, el concursante deberá de adjuntar junto con la oferta principal esa modificación que él crea precisa haciendo una descripción de la misma para darla a conocer y la justificación de la misma.

- Es preciso que antes de llevar a cabo el concurso y la posterior adjudicación, el concursante debe entrevistarse con la empresa demandante que lo lleva a cabo.

- Para que una entidad interesada pueda entrar en el concurso,

deberá ajustarse a las bases del concurso que haya realizado la empresa demandante. En el caso en el que se den condiciones de la entidad ofertante que se salgan fuera de las bases del concurso, puede acordarse una descalificación del citado concursante por haber sobrepasado el alcance de las bases del concurso. También pudiera darse el caso de que un concursante no aceptara alguna de las condiciones impuestas en las bases del concurso en cuyo caso debiera de redactar en el apartado de excepciones a las condiciones del concurso de su oferta, la condición que no acepta o se reserva de cumplir.

- En cualquier momento anterior a la fecha límite de presentación

de las ofertas, el propietario puede modificar los documentos que integran la petición de las ofertas por cualquier motivo que pueda darse.

- Las ofertas no llevarán añadidos. Las personas que firmen las

citadas ofertas deberán ser:

o En el caso en el que el ofertante sea una sociedad, su firma correrá a cargo del máximo representante de la empresa mediante un documento.

o Si el ofertante se trata de una asociación o un conjunto

de empresas, la firma correrá a cargo de los máximos representantes de cada una de ellas.

La firma de la oferta por parte de los máximos representantes de una o varias empresas, compromete legalmente a todos los participantes con responsabilidad conjunta. El ofertante correrá con todos los gastos derivados de la elaboración, desarrollo y presentación de su oferta.



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El demandante tendrá un plazo determinado para evaluar las ofertas entregadas. Durante ese plazo de vigencia, el adjudicatario podrá solicitar la presencia de técnicos competentes asociados a las empresas que han propuesto su oferta con el fin de aclarar posibles dudas o cumplimentar información junto con la de la oferta. En la siguiente lista se citan los procesos y criterios que se tendrán en cuenta para la evaluación de las ofertas:

- Se evaluarán los plazos y la garantía de las entidades participantes para su cumplimiento.

- Se analizará la calidad técnica expuesta por cada oferta.

- Se realizará un estudio de los organigramas de las obras y se

hará especial hincapié en las personas que ocuparán los puestos más relevantes.

- Se tendrá en cuenta el contenido y la adecuación del Plan de

Calidad.

- Se evaluará el precio de la oferta.

- Se analizará la capacidad y la formación de cada trabajador mediante el análisis de los Curriculum.

La admisión o el rechazo de ofertas y la adjudicación o no de la obra del proyecto es un acto libre que corre a cargo del propietario. Una vez elegido al adjudicatario, se le comunicará por escrito de su adjudicación y se tendrá un plazo máximo de 30 días para formalizar el contrato entre ambas partes a partir del día de la adjudicación. Los documentos que deberá entregar el ofertante al demandante de las ofertas son los siguientes:

- Copia autorizada del poder del firmante de la oferta. - Documento en el que debe aparecer que el ofertante acepta

expresamente el presente Pliego de Condiciones y el resto de los documentos que integran el proyecto.

- Plazo de validez de la oferta.

- Programación de todos los trabajos necesarios para materializar

la obra del proyecto.

- El documento del Plan de Calidad de ejecución.



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- Curriculum del personal destinado a los trabajos de las obras y

organigrama de estas.

- Documento con el listado de proveedores que tenga el ofertante para la compra y suministro de materiales y equipos.

- Documento que aluda a que el ofertante esta al corriente de las

obligaciones tributarias según la legislación que se halla vigente.

- Certificado que acredite de estar al tanto del pago a la

Seguridad Social.

- Una referencia en forma de lista de los trabajos similares de los tres años anteriores.

- Excepciones si las hay a las condiciones impuestas por las

bases del concurso.

- La alternativa técnica o económica si la hay que puso en su momento el ofertante con el fin de hacer más atractiva su oferta.

- Los datos del contacto al que dirigirse en caso de que fuesen

necesarias una serie de consultas o aclaraciones acerca de la oferta.

- Un ejemplar firmado de las especificaciones técnicas.

5.3.2.2 Contrato. El contrato conformará el acuerdo entre la empresa que llevará a cabo las obras de materialización del proyecto y la empresa demandante en este caso, Adif. Se formalizará entre ambas partes mediante un documento donde aparecerán las adquisiciones de materiales requeridos para poder realizar el conjunto de los trabajos expuestos, la programación, mano de obra y medios auxiliares para la ejecución teniendo en cuenta que también entra en el mismo las obras asociadas a posteriores modificaciones según los términos previstos. Para que el contrato de obra pueda acarrear la puesta en marcha de las obras, a parte de los acuerdos entre ambos representantes, es preciso que los documentos que lo integran sean firmados por ambos.



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5.3.2.3 Rotura del contrato. El contratista podrá romper el contrato con el demandante en cualquiera de los casos que se exponen en la Ley de Contrato de Trabajo. El mero incumplimiento de cualquiera de las condiciones reflejadas en el contrato sin ningún tipo de justificación podrá dar lugar a la reescisión del mismo. A continuación se muestran una serie de causas que son objeto de esta reescisión del contrato:

- La situación de quiebra o suspensión de pagos de la empresa contratista.

- Las demoras en el tiempo de comienzo de la ejecución de las

obras que ha sobrepasado el plazo señalado.

- El incumplimiento de la legislación vigente.

- El incumplimiento repetido de las obligaciones frente a los demandantes.

- El incumplimiento repetitivo de las instrucciones del director de

obra encargado de la supervisión.

- El abandono de la obra sin justificación alguna.

- La perseverancia de la negligencia en la ejecución de las obras.

- Parte del incumplimiento del contrato que podría afectar de forma negativa al desarrollo de las obras.

Adif podrá comunicar al contratista de los fallos y si este no toma las medidas pertinentes para solucionar los mismos en un plazo fijado de diez días, el demandante podrá exigir la paralización de las obras. Una vez que el contratista es conocedor de la exigencia de la paralización de las obras por incompetencia del mismo, este deberá paralizar las obras de forma inminente y podrá cederle los derechos en relación a los trabajos del que el contratista fuera titular de otros. En todos los casos, el contratista debe ser indemnizado por todos los trabajos llevados a cabo hasta el momento de la paralización de los mismos en la forma en la que se haya acordado en el contrato.



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En el caso en el que hubiera una reescisión del contrato por cualquier motivo y esta conllevaría retrasos al conjunto de las partes que conforman la obra, se deberá de aplicar la condición de penalización acordada en su momento. Atendiendo a las condiciones expuestas en el código 1594 del Código Civil, en el caso del cumplimiento de algunas de estas condiciones, el propietario, Adif, podrá romper con el contrato de ejecución. En caso de aparecer un conflicto de interpretación de esta cláusula, se deberá recurrir a algunos artículos acerca de la suspensión de pagos u quiebra del Código de Comercio. 5.3.2.4 Reclamaciones e indemnizaciones. En el caso en el que se produjesen daños o pérdidas de bienes de la propiedad del contratista así como bienes encomendados a su cargo, este podrá librar al propietario de toda responsabilidad. En el caso en el que pudiese existir una reclamación por parte de terceros al contratista en la que el propietario tendría cierta responsabilidad sobre el objeto de la reclamación, este tendrá derecho a pagar, atendiendo a las cláusulas del contrato, la cantidad necesaria para afrontar la citada reclamación. El contratista tendrá la obligación de indemnizar a Adif por cualquier reclamación presentada por este relacionada con costes, tasas judiciales, abogados, etc, relacionados de forma directa o indirecta con el trabajo dedicado en las obras de ejecución del proyecto. Además deberá de asumir y aceptar toda responsabilidad para el cumplimiento de las obligaciones tendidas por las disposiciones nacionales, provinciales, municipales o establecidas por reglamentos, ordenanzas, estatutos, etc, relacionados con los Seguros de Desempleo y Accidentes de Trabajo y en general con cualquier norma que implique la responsabilidad del propietario. También tiene que comprometerse a indemnizar al propietario, en este caso Adif, por cualquier negligencia derivada del incumplimiento de las obligaciones del contratista. 5.3.2.5 Seguros. En el caso en el que en el contrato se haya acordado la realización de Seguros de Construcción, se atendrá a lo expuesto por las siguientes cláusulas:



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- Antes del comienzo de llevar a cabo los trabajos contratados, el contratista le facilitará a Adif una serie de pólizas de seguro de construcción suscritas con el mero fin de informarle sobre el alcance y efectos de estas consiguiendo así el cubrimiento de todo riesgo que podría surgir derivado de la ejecución de las obras.

- Todas las pólizas serán realizadas de acuerdo a la condición de

que el asegurador se compromete a no cancelarlas durante el periodo de vigencia de las mismas correspondiente al periodo de ejecución de las obras a excepción de que este haya avisado al propietario Adif en un intervalo de tiempo de treinta día antes de la cancelación de las mismas.

- Si el directo de obra lo cree conveniente, el contratista podrá

entregar una copia del recibo del pago de las pólizas de seguros.

- El contratista deberá avisar por escrito al demandante, si se

precisan seguros adicionales durante la realización de los trabajos. La aceptación o no de estos seguros, correrá a cargo de Adif. En el caso de ser cierto, el contratista deberá mantener el coste de los siguientes seguros:

o Seguro Personal: es un seguro laborable que cubre hasta

los límites establecidos por la legalidad. o Seguro de Vehículos: se encargan de cubrir daños a

terceros.

o Seguro de Transporte: cubre los transportes de los materiales y equipos del propietario.

o Seguro de Responsabilidad Civil: este seguro obliga al

contratista a que debe de adoptar las máximas medidas de seguridad que marque la legalidad vigente además de las que muestren el Estudio de Seguridad y Salud y el presente Pliego de Condiciones. Es imprescindible tener en cuenta que el contratista será la persona sobre la que recaiga toda la responsabilidad durante los trabajos en la obra del hecho de que se produzcan daños a personas, propiedades y empresas o servicios de cualquier índole como consecuencia de no haber tomado las medidas de seguridad mínimas o haber hecho caso omiso a las mismas. El Seguro de Responsabilidad Civil, acredita al contratista a tener una garantía mínima que podrá



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cubrirle frente a daños y perjuicios generados que no sobrepasen el valor de la garantía estipulado en el momento de contratación de la póliza.

5.3.2.6 Jurisdicción del contrato. En caso de prevalecer dudas o discrepancias acerca de la interpretación, desarrollo y ejecución del contrato durante su periodo de vigencia entre ambas partes, estas podrán resolverse mediante la aplicación de lo expuesto por el medio de procedimiento de Arbitraje y Equidad perteneciente a la Ley 60/2003. Si en el contrato no lo expresa de otra forma, ambas partes deberán de someterse para llevar a cabo el procedimiento arbitral conforme al citado apartado a la jurisdicción de los Juzgados y Tribunales de Tarragona. 5.3.2.7 Fuerza mayor. Se consideran casos de fuerza mayor, a aquellos casos que vayan más allá de lo razonable para ambas partes del contrato y que afecten al desarrollo de los trabajos, teniendo en cuenta que estos no han sido provocados por algún tipo de negligencia ni nada por el estilo. Es un caso de fuerza mayor, el hecho de que el plazo de cumplimiento y ejecución de trabajos haya sido demorado por un caso fortuito siendo ambas partes no responsables de lo sucedido. Para estos casos, la fecha de finalización de los trabajos demorados se establecerá en un acuerdo entre ambas partes. Cuando haya un hecho que influya sobre el desarrollo de la obra, la parte que esté afectada deberá notificar a la otra parte de lo ocurrido en el menor plazo de tiempo posible. Una vez cesado este caso, ambas partes deberán acordar sobre la situación ocurrida y llegar a una solución para reajustar los trabajos afectados para restablecer las actividades que hayan quedado paralizadas a causa de este hecho. En el caso en el que una o ambas partes se hallen impedidas para cumplir las obligaciones impuestas por el contrato por motivo de fuerza mayor en un plazo considerado, ambas partes deberán de llegar a un acuerdo acerca de los planes y disposiciones de un nuevo contrato. En el caso de no llegar a un acuerdo, cualquiera de ellas podrá rescindir el contrato.



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5.3.3 Condiciones económicas. 5.3.3.1 Liquidaciones. Una vez que se ha finalizado la obra, la liquidación se realizará de acuerdo con lo expuesto en el contrato entre ambas partes. La liquidación de la instalación deberá ser presentada por el contratista para ser comprobada por la dirección de obra en un plazo determinado. Por tanto el contratista será el encargado de entregar un ejemplar de las facturas y solicitudes de pago a la dirección de obra. 5.3.3.2 Liquidación en caso de rotura del contrato. Siempre que haya una rescisión del contrato, bien porque una no está de acuerdo por uno de los motivos citados en su momento o bien por acuerdo mutuo entre las partes, se deberá de abonar al contratista las partes de obra finalizadas así como los materiales utilizados durante los trabajos. Es importante recalcar que cuando se rescinda el contrato, esto llevará consigo una retención en las fianzas para financiar el mantenimiento y conservación de las partes terminadas hasta que haya una nueva adjudicación. 5.3.3.3 Certificaciones. Las certificaciones se realizarán utilizando como bases las mediciones valoradas y los avances físicos. Estas se entregarán a la dirección de obra de forma mensual. Se deberá certificar por separado los trabajos que se hayan incluido en el contrato y los trabajos suplementarios atendiendo a las normas que aparecen a continuación:

- Para las certificaciones de los trabajos incluidos en el contrato: estas certificaciones deberán llevarse a cabo utilizando una guía exponiendo cada mes, la cantidad de unidades de obra acumuladas. Los aumentos en las unidades de obra se abonarán a los precios contractuales. Las certificaciones se realizarán siempre deduciendo la certificación del mes anterior así como las retenciones.



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- Para la certificación de los trabajos suplementarios, se certificarán de forma acumulativa y por orden. En el caso de tratarse de trabajos realizados en el ámbito de la administración, deberán adjuntarse a las mismas:

o La mano de obra: se tomará una copia del documento de

trabajo diario exponiendo el nombre y la tipología del personal que ha llevado a cabo esos trabajos.

o Materiales: se realizará lo mismo que en el caso de la

mano de obra sin olvidarse de adjuntar las facturas que correspondan en el caso de que estas no aparezcan en el documento básico de Presupuestos.

5.3.3.4 Plazos y penalidades. 5.3.3.4.1 Programación de las tareas. Antes de comenzar cualquier tarea o trabajo en relación a las obras, será preciso realizar una programación detallada de su ejecución, en el cual se deberá incluir:

- Una clasificación de los tipos de trabajos que conforman el proyecto en la que se deberá de indicar las unidades a realizar.

- Una descripción de los medios tanto materiales como humanos así como equipos e instalaciones indicando sus rendimientos.

- La estimación de los plazos de ejecución de las diferentes

tareas, instalaciones, transporte y puesta en servicio de los servicios y en definitiva la ejecución de todos los trabajos y tareas marcadas en el contrato.

- Una valoración de las obras mensuales programadas por

unidades de obra y precios unitarios.

- Organigramas y en definitiva gráficos de las diferentes tareas.

- Un diagrama que envuelva el conjunto de la obra contratada así como sus partes más destacadas.

El programa podrá ser modificado por el contratista si este cree conveniente acortar algunos plazos de ejecución de ciertas tareas. Toda modificación del programa de las tareas deberá ser notificado al director de obra.



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5.3.3.4.2 Posposición del plazo de ejecución. En la situación de darse el caso en el que exista trabajo adicional en cualquier ámbito o dadas unas circunstancias especiales de cualquier tipo que hagan necesario la concesión al contratista de un tiempo adicional en el plazo de finalización de los trabajos, la dirección de obra deberá determinar y estudiar el tiempo de prórroga que se le podrá ceder al contratista así como estudiar si la justificación que le ha dado el contratista es suficiente como para cederle ese tiempo extra. 5.3.3.5 Progreso de las tareas. Los materiales, la mano de obra y los equipos que el contratista deberá de aportar de acuerdo con lo expuesto en el contrato, han de ser de calidad y cada una de las tareas ha de realizarse de forma que satisfagan las condiciones establecidas por la dirección de obra. Si la dirección de obra observa que cualquiera de las tareas que se estén llevando a cabo va más lenta de lo normal, se lo comunicará al contratista para que este estime las medidas oportunas a realizar, con el consentimiento previo de la aprobación de la dirección de obras, con el fin de acelerar el proceso de los trabajos para terminar las tareas en el plazo acordado. Si por el motivo que fuese, se hiciese prever el retraso en la finalización de algunas tareas, el demandante podría adoptar cualquier solución según las condiciones que marca el contrato entre ambas entidades. De igual forma se deberá de proceder si ese retraso se materializa en un plazo incumplido. 5.3.3.6 Atrasos del contratista. El contratista deberá de trabajar las horas extras necesarias si fuese necesario, sin ningún tipo de imposición al demandante con el fin de recuperar los retrasos de la obra. Si se da este caso, este obtendrá los permisos necesarios para trabajar en horas extraordinarias disponiendo de todas las instalaciones complementarias necesarias a su cargo, pero tomando las medidas que sean pertinentes para garantizar la seguridad en la ejecución de las tareas durante esos intervalos extraordinarios. Si el retraso fuese en este caso por parte del propietario, este podrá conceder al contratista una prórroga de la fecha de finalización programada de la tarea o tareas retrasadas imponiendo que no por



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ello se va a realizar un pago adicional al contratista por los trabajos atrasados o por los daños o perjuicios causados. Es importante que el contratista informe en todo momento al director de obra de las posibles causas que pueden originar retrasos en la finalización de las tareas. El contratista no podrá justificar los retrasos que puedan surgir aludiendo a causas no suficientemente razonables según la dirección de obra salvo que esta estipule que la justificación es por fuerza mayor. 5.3.3.7 Penalidades por retrasos. En el caso en el que el contratista no finalice las tareas dentro del periodo acordado en el contrato aún con la concesión de prórrogas por parte de la dirección de obra, este deberá estar obligado a pagar por los retrasos, unos importes determinados según las penalizaciones establecidas en el contrato. Estos pagos se realizarán por cada día o parte del mismo que transcurra de exceso al plazo inicial estipulado hasta que se materialice la finalización de las tareas atrasadas. La obligación del contratista a abonar al propietario prevalecerá aún en el caso en el que por el motivo que fuere ajeno al contrato, se retrasase la puesta en servicio de la instalación. El pago de las indemnizaciones no eximirá al contratista de sus responsabilidades y obligaciones de finalizar las tareas en el plazo previsto acordado en el contrato. En el caso en el que el demandante decidiera poner en funcionamiento la instalación aún no habiendo terminado la realización de ciertas tareas contratadas, la indemnización por el retraso causado será establecida a partir de la fecha de puesta en servicio teniendo en cuenta para este valor, el porcentaje de la instalación puesta en servicio. 5.3.3.8 Plazo de garantía y fianza. En el contrato entre ambas partes, aparecerá la fianza que el contratista deberá de depositar en garantía del cumplimiento del mismo o se hará conveniente una retención de los pagos realizados a cuenta de la obra.



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Si el contratista se negase a finalizar los trabajos relativos a la obra según las condiciones establecidas, el propietario podrá contratar a un tercero para que ordene ejecutarlas. La retención se abonará al contratista en un intervalo máximo de 30 días después de la finalización y recepción definitiva de las obras. 5.3.3.9 Cláusulas financieras. El técnico será el encargado de financiar todos los gastos relativos a transporte y embalaje de los materiales necesarios para la materialización de la obra. En el caso de que los materiales sufriesen desperfectos, el contratista deberá asumir la responsabilidad. Dentro del periodo estipulado de la garantía, cualquier reparación de posibles desperfectos correrá a cargo del contratista incluyendo en el caso en que así fuera, los gastos asociados a su transporte. 5.3.4 Condiciones técnicas. 5.3.4.1 Ensayos y pruebas finales. El objetivo de estos ensayos consiste en la comprobación de que la instalación esta de acuerdo con los servicios contratados y cada elemento que lo compone se ajusta a lo expuesto en el presente Pliego de Condiciones. Para la realización de estos ensayos de recepción final es preciso que la instalación este totalmente finalizada de acuerdo con el proyecto realizado y con las posibles modificaciones posteriores que se hayan acordado. Dentro de la finalización de la instalación también incluye la reparación de posibles anomalías que hayan ocurrido durante la fase de construcción de tal forma que además de esto, para la recepción final de la instalación se precisa de que esta este limpia y en definitiva, puesta a punto para su recepción. La empresa instaladora será la encargada de suministrar todos los equipos para poder realizar los ensayos que se han de efectuar, estando presente un representante de la dirección de obra. Las posibles modificaciones, reparaciones, etc, que pueden surgir en los equipos como consecuencia de la obtención del éxito en los ensayos, correrán a cuenta de la empresa instaladora.



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Por lo general, se deberá de realizar una inspección general una vez instalados todos los dispositivos para comprobar que todos se hayan correctamente instalados con sus componentes de sujeción y sus elementos de ajuste necesarios. A continuación se muestran los pasos a seguir dependiendo de que el resultado de la prueba o ensayo sea o no satisfactorio:

- Si el resultado es un éxito, el material podrá ser transportado al lugar de la instalación.

- Si por el contrario no cumple las especificaciones marcadas, la

empresa asociada al producto ensayado se encargará de realizar sus ensayos a todos los elementos del mismo tipo que se hayan contratado.

Los ensayos a realizar sobre cada dispositivo ya ha sido descrito en el apartado 5.2.3 del presente Pliego de Condiciones. 5.3.5 Condiciones facultativas. 5.3.5.1 Mano de obra. La mano de obra elegida por el contratista deberá estar muy cualificada para los diferentes cometidos a los que se le asignen. El demandante podrá exigir al contratista si este así lo cree pertinente una muestra de las titulaciones o experiencias probadas acerca de las tareas a realizar. El contratista deberá tener experiencia en múltiples facetas relacionadas incluso con áreas peligrosas. El demandante será el encargado de suministrar al contratista posible planos e instrucciones acerca de estas áreas peligrosas con el fin de que el contratista seleccione a su juicio (siempre cumpliendo con las instrucciones del propietario), el material a emplear para esas zonas. 5.3.5.2 Materiales. Los materiales elegidos deberán tener un nivel de calidad elevado y deberán de ajustarse a las especificaciones técnicas indicadas por el propietario y a las características indicadas en el proyecto. En el caso en que existiese algún tipo de discrepancia en los documentos que integran el proyecto, el contratista estará obligado a



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comunicárselo al director de obra y este decidirá lo que crea oportuno. 5.3.5.2.1 Acopio de materiales. Según se vayan recepcionando materiales al lugar de la instalación, el contratista deberá almacenar los citados materiales en un lugar preestablecido como él crea conveniente. Es preciso que los materiales que vengan de fábrica, estén correctamente embalados con el fin de evitar cualquier daño a los mismos por el transporte, por condiciones climatológicas adversas o por cualquier otro motivo que podrían afectarlo de forma negativa. Para el caso de los materiales pesados y voluminosos, se deberá tener un especial cuidado en su embalaje que deberá tener las protecciones necesarias con el fin de garantizar su correcta protección y en las tareas de carga y descarga de estos materiales que deberán estar provistos de los enganches necesarios para ello. En el exterior de embalaje se ha de indicar con una etiqueta, el contenido inequívoco del mismo en su interior. El contratista tendrá la responsabilidad de vigilar los materiales recepcionados durante su fase de almacenaje y montaje así como su instalación final. También entrará los periodos nocturnos o festivos si el contrato así no lo niega. Es importante destacar que la dirección de obra tendrá acceso a cualquier punto de la instalación a ejecutar incluido el lugar donde se almacenan los materiales recepcionados. Además la dirección de obra podrá realizar un reconocimiento previo de estos materiales pudiendo rechazarlos en los casos en los que estos lleven signos claros de deterioro o no cumplan con alguna condición del presente Pliego de Condiciones. En el caso en el que surjan dudas acerca de la calidad y origen de un material decepcionado, la dirección de obras podrá recoger muestras acerca del citado material y enviarlas a un laboratorio oficial para que se efectúen los ensayos convenientes. En todo caso, estos gastos correrán a cargo del contratista. En el caso en el que el material ensayado no cumpla con las especificaciones marcadas por el propietario, este deberá ser sustituido por material adecuado a las especificaciones corriendo a cargo del contratista.



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5.3.5.2.2 Inspección y medidas previas al montaje. Antes de comenzar con las labores de montaje propiamente dichas, el contratista deberá presentar una inspección de todos y cada uno de los equipos y materiales recepcionados. En el caso de existir discrepancias entre algunas mediciones tomadas de las obras y las que aparecen en los planos, el contratista deberá estar obligado a comunicárselo a la dirección de obra y esta deberá tomar las medidas que crea oportunas. 5.3.5.2.3 Variaciones y sustituciones de materiales. En caso de creerlo conveniente, la empresa instaladora podrá proponer una variante sobre algún aspecto del proyecto que afecte a la instalación y/o algunos materiales a emplear siempre y cuando esta tenga una justificación suficientemente adecuada que busque la mejora de la instalación bien en cuanto a calida o flexibilidad o bien en cuanto a aspectos económicos. Esta variante como es obvio, deberá ser aprobada o derogada por la dirección de obras. Podrá ser aprobada si la propuesta lleva consigo una serie de beneficios en cuando a gastos económicos e inversiones sin que esto afecte a la calidad de la instalación. Cabe citar que pueden existir variaciones sobre el proyecto sugeridas por la dirección de obra que implique cambios de calidad o cantidad de materiales necesarios e incluso pudiendo implicar el desmontaje de una parte de la obra terminada. Todos estos cambios deberán ser llevados a cabo por la empresa instaladora. 5.3.5.2.4 Protección de los materiales. La empresa instaladora deberá encargarse de la protección de los materiales y equipos de posibles desperfectos a daños que podrían darse en el almacenaje o durante la instalación de los mismos. Es importante que los bornes y aperturas de los materiales estén correctamente taponados hasta que llegue el momento en el que sean conectados con el fin de evitar la introducción de polvo o cualquier agente externo. Se deberá tener especial cuidado en los equipos y materiales frágiles que deberán estar correctamente precintados para garantizar su protección.



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La empresa que se encargue de la instalación de los equipos y materiales será la responsable de estos hasta que se de la recepción provisional de la obra. 5.3.5.2.5 Certificaciones de los materiales. Todos y cada uno de los materiales que lleguen a la obra tendrán que estar correctamente certificados por un Organismo Oficial del país de origen o por el propio fabricante del producto de acuerdo a las directivas que marca la CEE. Esta certificación deberá cumplir con estas directivas (o las del país de origen) en cuanto a seguridad eléctrica, mecánica, ante incendios, higiene, salud, medio ambiente, etc. 5.3.5.2.6 Comprobación de los materiales. Una vez que el producto llegue a la instalación con el correspondiente certificado de homologación que cumpla con la normativa vigente o en su defecto un certificado emitido por el propio fabricante, únicamente se deberá de comprobar las características aparentes, dimensionales y funcionales del producto en concreto verificando que el producto esta completo. Cuando se haya finalizado la instalación del mismo, se deberá de comprobar si el montaje cumple con las especificaciones técnicas y exigencias marcadas por el propietario. 5.3.5.3 Herramientas. La empresa instaladora deberá estar en posesión de todas las herramientas que sean necesarias para el montaje de los distintos equipos y dispositivos de la instalación así como pruebas que se requieran. 5.3.5.4 Planos. El demandante podrá suministrar todos los planos necesarios al contratista para que este pueda encargarse de la ejecución de la obra. En el caso de producirse modificaciones, estas deberán estar presentes en los planos y estos deberán ser entregados al propietario cuando finalice la obra.



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Los planos no deben suponer un elemento de carácter ejecutivo sino más bien tienen la finalidad de indicar la disposición de los elementos y equipos eléctricos en la instalación. Para llevar a cabo la correcta disposición de los elementos, equipos, canalizaciones, etc, la empresa encargada de la instalación deberá realizar un análisis conciso de los planos y detalles. Si se presenta el caso de que no existe un plano asociado a un servicio concreto que se encuentre dentro del alcance del proyecto, la empresa instaladora será la encargada del desarrollo del plano asociado al mismo cumpliendo con los requerimientos que marquen los distintos apartados del proyecto referentes a ese servicio y una vez finalizado deberá ser mostrado a la dirección de obra para que esta le de su aprobación o no. La empresa instaladora además deberá visar los planos suministrados por la dirección de obra en cuanto a las escalas, dimensiones de los equipos, etc, conexiones y cualquier otro dato importante que pueda ayudar a realizar una evaluación de los mismos. Cualquier equipo recepcionado, no podrá ser entregado sin la autorización escrita por la dirección de obra. En el caso en el que el director de obra lo crea conveniente, podrá pedir a la empresa instaladora una muestra del material que se va a instalar antes de que este de su aceptación. La empresa instaladora estará obligada a entregar planos de detalle, catálogos, muestras, etc, a la dirección de obra para que esta la evalúe y de su correspondiente aprobación con la suficiente antelación para que no haya una interrupción en el desarrollo de los trabajos. 5.3.5.5 Seguridad e higiene. Todo el personal de obra que este a cargo de la empresa instaladora bien sean de la propia empresa o bien subcontratados por la misma, deben estar al corriente de los correspondientes pagos a la Seguridad Social. Además la empresa instaladora estará obligada al cumplimiento de las leyes en el ámbito de la Seguridad e Higiene en el Trabajo u otras normativas legales relacionadas con el mismo ámbito.



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5.3.5.6 Subcontratistas. La empresa instaladora podrá subcontratar a personal de otras entidades para la realización de ciertas tareas de la obra debiendo en caso de que así fuera, de comunicárselo a la dirección de obra previamente a la contratación. En caso de que así fuera, la empresa instaladora se hará responsable del personal contratado a terceros. En el caso en el que así lo estime la dirección de obra, podrá no dar su visto bueno a este personal de terceros si creen que el personal reclutado no es el idóneo para las tareas para las cuales han sido contratados. 5.3.5.7 Riesgos. La realización de las obras se realizará en un plazo con un coste determinado a expensas de hechos, ya sean daños o perjuicios, que pudieran ocurrir durante el transcurso de las mismas que correrá a cargo de la empresa instaladora y esta no tendrá derecho a que se le indemnice por los citados percances. La empresa instaladora deberá asumir toda la responsabilidad de posibles daños que pudiesen influir sobre las instalaciones, materiales y equipos por cualquier motivo (incendio, robo, condiciones atmosféricas adversas, etc) debiendo cubrirse para cualquiera de los riesgos citados de los seguros pertinentes. Es importante que la empresa instaladora este asegurada a una póliza de Seguro de Responsabilidad Civil ante terceros, por posibles perjuicios que por negligencia o por cualquier justificación, pudieran causar daños a personas, animales o bienes como consecuencia de los trabajos llevados a cabo por el personal contratado para la realización de la obra. 5.3.5.8 Realización, revisión y control del diseño. 5.3.5.8.1 Realización. Para poder realizar las actividades pertinentes con el fin de controlar y desarrollar el diseño para el cumplimiento de los requisitos impuestos por el demandante, el contratista deberá realizar las siguientes acciones:

- Definir los requisitos e hitos de partida. - Asignar las responsabilidades.



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- Hacer una elaboración de las propuestas de especificación del

diseño.

- Realizar una ingeniería básica.

- Pasar a una ingeniería detallada.

- Hacer una revisión del diseño.

- Elaborar un dossier final. En los siguientes apartados se trata cada una de las acciones. 5.3.5.8.1.1 Definición de los requerimientos de partida. Estos requerimientos emanarán de la solicitud de oferta propuesta por el cliente demandante. 5.3.5.8.1.2 Asignación de responsabilidades. Tras ser conocedor de los requisitos que demanda el cliente, se creará un equipo de técnicos lo suficientemente cualificados dependiendo de la magnitud del proyecto del demandante. Definido el equipo se pasará a la asignación de responsabilidades por parte de los miembros que conforman el equipo. 5.3.5.8.1.3 Especificaciones del diseño. Previo paso de un análisis de los requerimientos que impone el demandante, se pasará a la puesta en marcha de las posibles propuestas acerca de las especificaciones de diseño, teniendo en cuenta lo siguiente:

- Requisitos de diseño de la empresa instaladora. - Requerimientos del cliente. - Normativa.

Estas especificaciones deberán contener:

- Las características definitorias de los equipos y materiales. - Las características constructivas de la instalación.

- Las propiedades funcionales de los equipos y las instalaciones.



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En los casos en los que resulte conveniente, se podrá solicitar a alguno de los fabricantes información acerca de las características un producto en concreto requerido. 5.3.5.8.1.4 Ingeniería básica. Tras realizar las especificaciones de diseño, se comenzará a realizar la ingeniería básica definiendo los criterios de diseño esenciales. 5.3.5.8.1.5 Ingeniería detallada. Una vez finalizada la ingeniería básica, se pasará a la realización de proyecto propiamente dicho elaborando los documentos necesarios para que este quede definido con un nivel de detalle preestablecido según las necesidades de la obra en concreto. 5.3.5.8.1.6 Revisión del diseño. Finalizadas ambas fases de ingeniería, se deberán de revisar tanto la básica como la detallada tantas veces como sea necesario. Estas revisiones tendrán lugar antes del envío de la documentación necesaria al cliente para su aprobación. La revisión de la primera fase de ingeniería (ingeniería básica) consistirá básicamente en ver que se cumple con los requisitos de diseño impuestos por el cliente, la normativa vigente y ver si la documentación esta completa y detalla con suficiente grado de rigurosidad las especificaciones del cliente. La revisión de la siguiente fase de ingeniería (ingeniería detallada) consistirá en realizar una comprobación para saber si se cumplen los requisitos de la ingeniería básica una vez aprobada por el cliente, además de la comprobación de los documentos complementarios. Tras finalizar ambas fases de revisión se pasará a enviar los documentos al cliente para la aprobación de los mismos por parte de este. 5.3.5.8.1.7 Dossier final. Una vez finalizadas las fases anteriores, se expedirá un documento final que contendrá lo siguiente:

- Ingeniería básica. - Ingeniería de detalle.



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- Catálogos cuyo contenido poseerá:

o Manuales de instrucciones de los equipos considerados. o Catálogos de los elementos empleados.

o Un listado con los equipos y materiales a utilizar. o Certificados de los mismos.

Este documento como dossier final, será enviado al cliente. 5.3.5.9 Inspecciones durante la instalación. Es importante que durante el inicio de la instalación de los equipos, se hagan las inspecciones o ensayos pertinentes para evitar que una vez que el equipo este finalmente terminado presente defectos constructivos o daños causado por cualquier motivo. El responsable del proyecto designará al personal encargado de realizar estas inspecciones y verificarlas mediante un programa de puntos de inspección. Este programa a de ser aprobado por el cliente antes de ser utilizado por el personal asignado por el responsables del proyecto para esos cometidos. 5.3.5.9.1 Verificaciones. Durante lo que dura el proceso de instalación de equipos y componentes, se realizarán las siguientes comprobaciones y verificaciones:

- Verificaciones visuales. - Verificaciones de las conexiones entre equipos.

- Verificaciones de la secuencia de montajes.

- Etc.

5.3.5.9.2 Inspecciones programadas. El personal encargado de realizar las inspecciones y comprobaciones sobre los materiales, equipos y componentes durante su instalación deberán de rellenar los programas de puntos de inspección conforme a sus obligaciones de inspección.



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Tras realizar las inspecciones pertinentes, se dará una aprobación o no de que se esta conforme con los resultados del programa de inspección. En el caso en el que no estén conformes por observación de algún daño o anomalía en alguno de los equipos, se informará debidamente al cliente la citada anomalía así lo requiere. Aún en cualquiera de los casos, esta deberá ser reparada en el menor tiempo posible de tal forma que no entorpezca tareas posteriores, 5.3.5.10 Inspección final. Después de las inspecciones programadas, se realizará una inspección final del proyecto, comprobando que cumple los requisitos impuestos por el cliente. La inspección sobre el documento terminado tiene como objetivos:

- La comprobación de que realmente se cumplen con los requisitos marcados.

- La detección de posibles errores o defectos sobre los que se

deberá actuar con el fin de que estos no vuelvan a surgir. Estas inspecciones suelen derivarse de pruebas funcionales para verificar que realmente se cumple con las imposiciones del cliente. Es preciso que estas pruebas sean aprobadas por la dirección de obra antes de ser puestas en marcha. Esta inspección final se realizará después de una inspección previa y se llevará a cabo siguiendo unas directrices en presencia del demandante. Si el resultado de la inspección final es negativo, se deberán tomar las medidas correctoras para subsanar las partes que hayan afectado a esa toma de decisión por parte del propietario. 5.3.5.11 Recepción de los suministros. Cada producto, equipo o material comprado, deberá pasar una inspección de recepción antes de almacenarlo o instalarlo. Esta inspección seguirá el citado programa de puntos de inspección aprobado por el demandante en su momento.



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5.3.5.11.1 Proceso de recepción. Cuando llegue el momento de la recepción de todos los materiales y equipos, será conveniente realizar una inspección cuantitativa. En el momento en el que se reciba un determinado material, la persona indicada para su recepción, deberá visualizar el albarán que el proveedor le entregue acerca del producto, la copia del pedido realizado y el material en concreto con el fin de:

- Comprobar si la identidad del material recepcionado es correcta.

- Comprobar si la cantidad cedida y el plazo de entrega acordado

son correctos.

- Comprobar si el contenido recubierto por el embalaje, no ha sufrido daños durante el transporte.

- Comprobar si el producto recepcionado trae consigo los

manuales e instrucciones pertinentes solicitados. Una vez hecho esto, se podrá realizar las inspecciones que fuesen convenientes al material recepcionado. En los casos especiales en el que por particularidad de los materiales solicitados, no se puedan realizar los ensayos o pruebas pretendidas, siempre y cuando estos se hallen acompañados de un certificado de calidad, se podrá verificar si los datos del citado certificado cumplen con los requisitos deseados. En caso de defecto o anomalía, se deberá proceder a su corrección. 5.3.5.12 Recepción de la instalación. 5.3.5.12.1 Recepción provisional. Una vez llevadas a cabo las pruebas finales en presencia del director de obra, se podrá proceder a la redacción del Acta de Recepción Provisional de la Instalación quedando así finalizado el proceso de montaje. Antes del comienzo del periodo de garantía, la empresa instaladora deberá entregar a la dirección de obra lo siguiente:

- Una copia de los planos definitivos.



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- Una memoria en la que aparezca la descripción de la instalación.

- Un documento en el que aparezca una lista con todos los equipos y materiales empleados indicando una serie de datos para que estos queden debidamente definidos.

- Un manual de instrucciones de funcionamiento.

- El certificado de aprobación correspondiente de la instalación

ante la Consejería de Industria de Tarragona.

- Un libro acerca del mantenimiento de bienes y equipos en el que aparezca un despiece de cada elemento así como una lista con los repuestos adecuados.

- Unos documentos acerca de la garantía, contratos de

mantenimiento, etc.

- Un listado riguroso de todos los materiales y todas sus características técnicas e identificativos que precisen o requieran mantenimiento preventivo.

- El manual de mantenimiento preventivo de de los citados

materiales. Todos estos documentos serán facilitados en el medio acordado según el contrato. 5.3.5.12.2 Recepción definitiva. Una vez pasado el periodo de garantía y salvo que el contrato así lo estipule, la recepción provisional pasará a ser la recepción final. En el caso de que surjan averías o problemas en el funcionamiento de ciertos equipos dentro del periodo de garantía, la empresa instaladora se deberá de encargar de solucionar esos problemas en un plazo breve y esta no podrá reclamar salvo en el caso de que estos problemas sean derivados de un mal uso o por falta de mantenimiento de los equipos.



6. Estado de mediciones



Estado de Mediciones.

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ÍNDICE

6.1 Obra civil. ........................................................................ 420

6.2 Instalaciones eléctricas...................................................... 425



6.2.1.2 Interruptores......................................................... 425


6.2.1.4 Seccionadores. ...................................................... 426

6.2.1.5 Autoválvulas. ........................................................ 426



6.2.2.1 Rectificador........................................................... 427



6.2.2.4 Seccionadores. ...................................................... 428

6.2.2.5 Celdas de feeder.................................................... 429




6.2.5 Conductores. .............................................................. 433




6.2.9 Alumbrado.................................................................. 441



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Código Descripción Unidades Longitud Anchura Altura Parcial Cantidad

6.1 Obra civil.

1 Desbroce y movimiento de tierras

Desbroce de la vegetación existente en la parcela elegida y excavación de una profundidad de 1,2 m sobre la cota de origen de la parcela para la ubicación de la malla de tierras. 1 45 18 1,2 972 972

2 Movimiento de tierras

Relleno con arena y gravilla hasta una cota de explanación de 13 m sobre el nivel del mar (relleno de 0,9 m de altura). Relleno con arena: 1 45 18 0,7 567 Relleno con gravilla: 1 45 18 0,2 162 729


Excavación de zanjas para las acometidas subterráneas directamente enterradas y entubadas. Zanja para la conexión transformador – rectificador:

1 2,25 1,07 1,119 2,885

Zanja para la conexión rectificador – celdas de feeder:

1 10,1 1,1 1,392 15,586

Zanja para la conexión rectificador – armario de negativos:

1 12,3 1,1 1,392 19,043

Zanja para la conexión armario de negativos – carriles o juntas inductivas:

1 10 1,1 1,392 15,535 53,05



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Relleno de las zanjas con arena y grava.

Zanja para la conexión transformador – rectificador:

1 2,25 1,07 1,119 2,885


1 10,1 1,1 1,392 15,586


1 12,3 1,1 1,392 19,043


1 10 1,1 1,392 15,535 53,05 5 Cimentaciones.

Cimentaciones para la aparamenta, transformadores y canalizaciones de los cables de las acometidas aéreo-subterráneas del parque exterior de alterna. Transformadores de intensidad:

8 0,34 0,34 1 0,924

Interruptores - seccionadores: 6 0,36 0,36 1 0,777 Transformadores de tensión: 2 0,34 0,34 1 0,231 Seccionadores: 8 0,4 0,4 1 1,28 Interruptores:

4 0,6 0,6 1 1,44

Autoválvulas: 6 0,4 0,4 1 0,96



- 422 -


Transformador de potencia: 1 2,858 2,678 1 7,653 Transformador de servicios auxiliares:

1 1,6 1,8 1 2,88 Canalizaciones de acometidas aéreo-subterráneas:

4 0,34 0,34 1 0,4624 16,607

6 Cimentaciones

Cimentaciones de los pórticos del parque de alterna y de las salidas de continua. Pórtico de celosía de entrada: 2 1 0,6 2 2,4 Resto de pórticos de celosía del parque de alterna: 4 0,6 0,72 2 3,456 Pórtico de feeder: 2 1 ,08 1,08 2 4,66 Pórtico de cruce: 2 1 ,08 1,08 2 4,66 15,176

7 Cimentaciones

Cimentaciones del vallado perimetral que rodea la subestación. 1 126,72 0,18 1,5 152,06 152,06

8 Cimentaciones

Cimentaciones del edificio de continua. Zapatas de hormigón:



- 423 -


6 0,5 0,5 2 3 Viguetas de hormigón transversales:

2 9,3 0,3 0,3 1,674 Viguetas de hormigón longitudinales:

4 18,8 0,3 0,3 6,768 11,442

9 Estructuras metálicas.

Suministro e instalación de estructuras metálicas para la aparamenta del parque de alterna. Transformadores de intensidad:

4 4

Transformador de tensión:

1 1 Seccionadores: 4 4 Autoválvulas:

6 6

Canalizaciones de acometidas aéreo-subterráneas: 2 2 17


Suministro e instalación de las estructuras metálicas del parque intemperie de alterna y de los pórticos de las salidas de feeder. Pórticos y estructuras del parque de alterna:

1 1

Pórtico de feeder:



- 424 -


1 1 Pórtico de cruce: 1 1

3

11 Depósitos de recogida de aceite.

Suministro e instalación de depósitos para recogida de aceite de cada uno de los transformadores.

Depósito del transformador de potencia: 1 1

Depósito del transformador de potencia: 1 1

2

12 Vallado perimetral.

Suministro e instalación del vallado metálico que rodea la superficie de la subestación. 1 118,16 118,16 118,16

13 Puertas y cerrajería.

Suministro e instalación de puertas y su cerrajería en el vallado perimetral para el acceso al recinto de la instalación. 4 4 4


Suministro e instalación de puertas exteriores e interiores y su cerrajería para el edificio de continua. 8 8 8



- 425 -


6.2 Instalaciones eléctricas. 6.2.1 Aparamenta del parque de alterna. 6.2.1.1 Transformadores de intensidad. 15 IMB 36 – 170 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de intensidad para medida y protección de ambas líneas eléctricas de entrada de 72,5 kV con una relación de transformación de 400/5 – 5 A, una potencia de precisión de 15 VA y 50 VA para medida y protección respectivamente y con una clase de precisión de 0,5 y 5P10 para medida y protección respectivamente.

6 6 6 16 IMB 36 – 170 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de intensidad para medida y protección de la derivación destinada a tracción de 72,5 kV con una relación de transformación de 400/5 – 5 A, una potencia de precisión de 15 VA y 30 VA para medida y protección respectivamente y con una clase de precisión de 0,5 y 5P10 para medida y protección respectivamente.

3 3 3 17 IMB 36 – 170 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de intensidad para medida y protección de la derivación de servicios auxiliares de 72,5 kV con una relación de transformación de 150/5 – 5 A, una potencia de precisión de 15 VA y 10 VA para medida y protección respectivamente y con una clase de precisión de 0,5 y 5P20 para medida y protección respectivamente.

3 3 3 6.2.1.2 Interruptores. 18 LTB 72,5 de ABB.

Suministro y montaje de módulos de SF6 de interruptores – seccionadores tripolares para la protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos y maniobra de ambas líneas eléctricas de entrada de 72,5 kV, 3150 A y 40 kA.

2 2 2



- 426 -


19 EDF SK 1 - 1 de ABB.

Suministro y montaje de interruptores tripolares de SF6 para la protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos de la derivaciones de tracción y servicios auxiliares de 72,5 kV, 2500 A y 31,5 kA.

2 2 2 6.2.1.3 Transformadores de tensión. 20 EMF 72 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de tensión inductivos para medida y protección de 72,5 kv, con una relación de transformación de

V 3:1103:/1103:kV 66 − con una potencia de precisión de 30 VA y 100

VA para medida y protección y con una clase de precisión de 0,2 y 0,5 para medida y protección respectivamente.

3 3 3 6.2.1.4 Seccionadores. 21 SGP - 72/1250 de MESA.

Suministro y montaje de seccionadores tripolares de columnas giratorias para maniobra de las derivaciones de tracción y servicios auxiliares de 72,5 kV y 1250 A.

4 4 4 6.2.1.5 Autoválvulas. 22 EXLIM R de ABB.

Suministro y montaje de autoválvulas para proteger los transformadores de potencia, el destinado a tracción y el de servicios auxiliares frente a sobretensiones. Su tensión nominal es de 60 kV y su corriente nominal de descarga a tierra de 10 kA.

6 6 6



- 427 -


6.2.1.6 Transformadores de potencia. 23 Transformador de potencia de Oasa.

Suministro y montaje de un transformador de potencia en baño de aceite para tracción de 6,6 MVA y 66/1,3 – 1,3 kV. Su grupo de conexión es Yy0 – Yd11.

1 1 1 24 Transformador de potencia de servicios auxiliares.

Suministro y montaje de un transformador de potencia en baño de aceite para servicios auxiliares de 250 kVA y 66/0,23 – 0,133 kV. Su grupo de conexión es Yzn11.

1 1 1 6.2.2 Aparamenta de continua. 6.2.2.1 Rectificador. 25 Rectificador de Balfour Beatty Ibérica SA.

Suministro y montaje de un rectificador de 12 pulsos compuesto por dos puentes de Graetz trifásicos en serie de diodos de silicio. Su potencia es de 6 MW y la tensión a la salida del mismo ya en continua es de 3,3 kV.

1 1 1 6.2.2.2 Bobina de alisamiento. 26 Bobina de alisamiento de Vatia.

Suministro y montaje de una bobina de alisamiento de tres arrollamientos de aluminio cuyo coeficiente de autoinducción es de 0,6 mH y cuya corriente nominal de diseño es de 1820 A.

1 1 1 6.2.2.3 Filtros de armónicos. 27 Filtro de armónicos de Vatia.

Suministro y montaje de un filtro de armónicos compuesto de un circuito sintonizado a 600 Hz compuesto por una autoinducción de 1,76 mH en serie



- 428 -


con el paralelo de dos capacidades de 20 µF con el fin de eliminar el armónico 12º en el lado de continua.

1 1 1 28 Filtro de armónicos de Vatia.

Suministro y montaje de un filtro de armónicos que consta de un circuito sintonizado a 1200 Hz compuesto por una autoinducción de 1,76 mH en serie con una capacidad de 10 µF con el fin de eliminar el armónico 24º en el lado de continua.

1 1 1 29 Resistencias de descarga y protección de los filtros.

Suministro y montaje de resistencias de descarga, un portafusibles y un fusible ultrarrápido para proteger a los filtros de posibles sobreintensidades o faltas internas .

1 1 1 6.2.2.4 Seccionadores. 30 SVF de Electrotaz.

Suministro y montaje de un seccionador unipolar de cuchillas deslizantes de 17,5 kV y 3150 A para acoplar o desacoplar el grupo transformador – rectificador a la barra ómnibus.

1 1 1 31 SVF de Electrotaz.

Suministro y montaje de seccionadores unipolares de cuchillas deslizantes de 17,5 kV y 3150 A para maniobrar la apertura o cierre de cada una de las salidas de feeder.

6 6 6 32 SVF de Electrotaz.

Suministro y montaje de seccionadores unipolares de cuchillas deslizantes de 17,5 kV y 3150 A para permitir el acoplamiento de cada salida de feeder a su barra de bypass asociada en caso de necesidad.

6 6 6



- 429 -


6.2.2.5 Celdas de feeder. 33 Celdas.

Suministro y montaje de seis celdas de feeder de 4 kV de tensión nominal y 15 kV de nivel de aislamiento consistentes en cabinas prefabricadas a equipar cada una de ellas con un interruptor extrarrápido, un transductor de intensidad, un analizador de línea aérea de contacto y demás complementos.

6 6 6 34 UR 26 – 64 de Sécheron.

Suministro y montaje de interruptores extrarrápidos unipolares para la protección de la acometida de continua frente a sobreintensidades y cortocircuitos externos de 3600 V y 40 kA con margen de regulación de corriente entre 2 y 5 kA.

6 6 6 35 HAZ 4000 – SB de LEM.

Suministro y montaje de transductores de medida de intensidad de efecto Hall con una relación de corrientes de 4000/1 A, una potencia de precisión de 10 VA y una clase de precisión del 1 %.

7 7 7 36 Analizador de línea aérea de contacto.

Suministro y montaje de analizadores de línea aérea de contacto.

6 6 6 6.2.2.6 Autoválvulas de CC. 37 SBB 4/10/G de Tridelta.

Suministro y montaje de seis autoválvulas de CC de 4,8 kV de tensión continua asignada y 10 kA de corriente nominal de descarga a tierra para la protección frente a sobretensiones de los dispositivos que conforman la acometida de continua.

6 6 6



- 430 -


6.2.3 Armarios y cuadros de BT. 38 Cuadro general de BT.

Suministro e instalación de un cuadro de BT con las siguientes protecciones: Interruptor automático 4x800:

1 1

Interruptor automático 4x400: 2 2 Interruptor automático 4x200: 1 1

4

39 Armario de servicios auxiliares.

Suministro e instalación de un armario para servicios auxiliares con las siguientes protecciones: Interruptor automático 4x400:

1 1

Interruptor automático de 80 A: 2 2 Interruptor automático de 10 A: 8 8 Interruptor diferencial 2P, 80 A y 300 mA. 1 1 Interruptor diferencial 2P, 15 A y 300 mA. 1 1

Interruptor diferencial 2P, 20 A y 300 mA. 2 2 Interruptor diferencial 4P, 40 A y 300 mA.



- 431 -


1 1 Interruptor diferencial 2P, 1 A y 300 mA. 1 1 Interruptor automático de 16 A: 4 4

21 40 Cuadro de fuerza y alumbrado.

Suministro e instalación de un cuadro para fuerza y alumbrado con las siguientes protecciones:

Interruptor automático de 80 A: 1 1 Interruptor automático de 40 A: 1 1 Interruptor automático de 25 A: 2 2 Interruptor automático de 20 A: 6 6 Interruptor automático de 10 A: 1 1 Interruptor automático de 6 A: 2 2 Interruptor automático de 3 A: 4 4 Interruptor automático de 1 A: 3 3 20



- 432 -


6.2.4 Armarios de corriente continua. 41 Armario de rectificadores y baterías.

Suministro y montaje de un armario con dos equipos de rectificación para una tensión de entrada en alterna de 230 V (tensión compuesta) y 50 Hz para alimentar baterías de Ni – Cd de 200 Ah y 110 V de tensión de salida que alimentan las distintas salidas del armario de servicios auxiliares de continua.

Equipos de rectificación:

2 2 Baterías: 1 1 3 42 Armario de servicios auxiliares de continua.

Suministro y montaje de un armario de servicios auxiliares de continua con un convertidor de 110 V a 24 V para alimentar los circuitos de control y PLCs, un inversor y una serie de dispositivos de protección para el resto de las salidas. Convertidor:

1

Interruptor automático de 2x63:

1 1

Interruptor automático de 25 A:

1 1


2 2


4 4

Inversor:

1 1



- 433 -


10 6.2.5 Conductores. 43 147 AL1/34 ST1A (LA – 180).

Suministro y montaje de conductores desnudos unipolares de aluminio – acero de sección igual a 181,6 mm2 cuya composición es 30 x 2,5 + 7 x 2,5 para alimentar nuestra subestación desde dos líneas eléctricas aéreas y para interconectar dispositivos y equipos exteriores entre si del parque intemperie de alterna. Línea eléctrica de entrada 1:

3 20 60 Línea eléctrica de entrada 2:

3 25 75

Interconexiones (grapas de amarre – transformadores):

6 25,75 154,5

Interconexiones (embarrado – transformadores de tensión):

3 2,789 8,367

297,86

44 RHZ1 3,6/6 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 400 mm2 para conectar a través de una instalación directamente enterrada en una zanja, las seis salidas del transformador de potencia destinado a tracción con el rectificador.

24 10,395 249,48

249,48

45 RHZ1 6/10 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 300 mm2 para conectar el positivo del rectificador con el pórtico de feeders. Conexión rectificador – celdas de feeders:

6 13,319 79,915



- 434 -


Conexión celdas de feeders – pórtico de feeders:

12 10,157 121,884

201,8 46 C - 300.

Suministro y montaje de conductores desnudos unipolares de cobre de sección igual a 300 mm2 para conectar el pórtico de feeders con el pórtico de cruce y con la catenaria así como para conformar la malla de tierras de protección. Conductores entre el pórtico de feeders y el pórtico de cruce:

8 30,38 243,04 Conductores de la malla de protección:

1 1251,13 1251,13

1372,6 47 RZ1 0,6/1 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 300 mm2 para conectar el negativo del rectificador con los carriles o juntas inductivas. Conexión rectificador – armario de negativos:

6 17,122 102,734

Conexión armario de negativos – carriles o juntas inductivas: 12 11,812 141,748

244,48

48 Barras tubulares de aluminio.

Suministro y montaje de barras de aluminio de sección circular hueca de 741 mm2 para la distribución de energía desde las líneas de alimentación a las derivaciones del parque de alterna (tracción y servicios auxiliares).

3 10,15 30,45 121,52



- 435 -


49 Pletinas de cobre.

Suministro y montaje de pletinas de cobre de sección rectangular para la acometida de continua y para la red de tierras. Barra ómnibus (100 x 10 mm):

2 5,5 11

Barras de bypass (100 x 10 mm): 2 6,331 12,663

Barras del armario de negativos (100 x 10 mm): 3 1,283 3,849

Barra de tierra de las autoválvulas de CC (20 x 5 mm):

1 5,062 5,062

Barra de masa de grupo (20 x 5 mm): 1 4,02 4,02

Barra de masa de las celdas de feeder (20 x 5 mm): 1 5,98 5,98

Barra de masa del pórtico de feeders (20 x 5 mm): 1 7,8 7,8 50,374 50 RZ1 0,6/1 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 95 mm2 para conectar los neutros del transformador de potencia y las autoválvulas con el armario de negativos. Conexión de los neutros con el armario de negativos:

2 23,9 47,8

Conexión de las autoválvulas con el armario de negativos: 1 19,923 19,923

67,723



- 436 -


51 RZ1 0,6/1 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 120 mm2 para conectar cada pletina de masa con el armario de negativos. Cable de masa de grupo:

1 20,2 20,2

Cable de masa de las celdas de feeder: 1 16,535 16,535

Cable de masa del pórtico de feeders: 1 5,48 5,48 42,21 52 Electrodos de puesta a tierra.

Suministro y montaje de picas bimetálicas de puesta a tierra para la malla de protección.

90 90 90

6.2.6 Aisladores, herrajes y accesorios. 53 Aisladores U160 BS de Sant Gobain.

Suministro de aisladores de vidrio de caperuza y vástago para cadenas de amarre de las dos líneas eléctricas aéreas que suministran energía a la subestación. 30 30 30

54 Aisladores C4 - 325 de Poinsa.

Suministro y montaje de aisladores de porcelana para aislar y soportar cada una de las barras que conforman el embarrado de 66 kV. 9 9 9

55 Aisladores E100 RZV de Sant Gobain.

Suministro de aisladores de vidrio de caperuza y perno para cadenas de amarre de cada una de las salidas de feeders de los pórticos de feeders y de cruce. 24 24 24



- 437 -


56 Horquilla en V de Arruti.

Suministro de horquillas en V para unir las cadenas de amarre de las líneas al pórtico de entrada y para conectar la cadena de aisladores con cada feeder de salida. 18 18 18

57 Rótulas de Arruti.

Suministro de rotulas para conectar las cadenas de aisladores con las grapas de amarre de las líneas de entrada. 6 6 6

58 Grapas de amarre de Arruti.

Suministro de grapas de amarre para conectar cada fase de las líneas de entrada con la cadena de aisladores y la aparamenta asociadas a la misma 6 6 6

59 Tensores de rosca de Arruti.

Suministro de tensores de rosca para unir las cadenas de aisladores de los feeders al pórtico de feeders o de cruce según corresponda. 12 12 12

60 Anillas de bola de Arruti.

Suministro de anillas en forma de bola para conectar el tensor de rosca con la cadena de aisladores de cada feeder. 12 12 12

61 Botellas terminales.

Suministro de botellas terminales para el paso de las acometidas aéreas – subterráneas de las salidas de los transformadores. 6 6 6

62 Mano de obra y equipos auxiliares para las cadenas de aisladores de los feeders.

En esta unidad se incluye el transporte, ensayos, montaje, mano de obra, los equipos auxiliares y el tendido de todas las cadenas de aisladores asociados a cada feeder. 1 1 1



- 438 -


63 Mano de obra y equipos auxiliares para las cadenas de aisladores de

líneas eléctricas de entrada. En esta unidad se incluye el transporte, ensayos, montaje, mano de obra,

los equipos auxiliares y el tendido de todas las cadenas de aisladores asociados a cada fase de las líneas de alimentación. 1 1 1

6.2.7 Dispositivos de medida. 64 Amperímetros.

Suministro y montaje de amperímetros de 1 VA para medida de corrientes en el lado de alterna (transformadores de intensidad). 12 12 12

65 Amperímetros.

Suministro y montaje de amperímetros de 2 VA para medida de corrientes en el lado de continua (transductores de intensidad). 6 6 6

66 Contadores de activa.

Suministro y montaje de contadores de energía activa de 3 VA conectados al núcleo de medida de los transformadores y al circuito secundario de los transductores de intensidad. 18 18 18


Suministro y montaje de contadores de energía activa de 5 VA conectados a los secundarios de medida de los transformadores de tensión. 3 3 3

68 Contadores de reactiva.

Suministro y montaje de contadores de energía reactiva de 2 VA conectados a los secundarios de medida de los transformadores de intensidad. 12 12 12



- 439 -


Suministro y montaje de contadores de energía reactiva de 4 VA conectados a los secundarios de medida de los transformadores de tensión. 3 3 3

70 Voltímetros.

Suministro y montaje de voltímetros de 4 VA para medida de tensiones en el embarrado de 66 kV. 3 3 3

71 Vatímetros.

Suministro y montaje de vatímetros de 4 VA para medida de potencias en el embarrado de 66 kV. 3 3 3

72 Frecuencímetros.

Suministro y montaje de frecuencímetros de 3 VA para tomar medidas de frecuencia. 3 3 3

6.2.8 Dispositivos de protección. 73 Relés de sobreintensidad de tiempo inverso.

Suministro y montaje de relés de sobreintensidad a tiempo inverso de 6 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a las líneas de entrada para protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos. 6 6 6

74 Relés de sobreintensidad instantáneos.

Suministro y montaje de relés de sobreintensidad instantáneos de 4 VA para los secundarios de protección de todos los transformadores de intensidad y para los extrarrápidos de las celdas de feeders. 18 18 18



- 440 -


75 Relés direccionales.

Suministro y montaje de relés direccionales de 4 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a las líneas de entrada y a la derivación destinada a tracción. 9 9 9

76 Relés de distancia.

Suministro y montaje de relés de distancia de 10 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a las líneas de entrada y para los extrarrápidos asociados a la salidas de cada feeder. 6 6 6

77 Relés de sobreintensidad de tiempo independiente.

Suministro y montaje de relés de sobreintensidad a tiempo independiente de 1 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a la derivación destinada a tracción. 3 3 3

78 Relés diferenciales.

Suministro y montaje de relés diferenciales de 7 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a la derivación destinada a tracción. 3 3 3

79 Relés direccionales de tierra.

Suministro y montaje de relés direccionales de tierra de 5 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a la derivación destinada a tracción. 3 3 3

80 Relés de masa.

Suministro y montaje de relés de masa de 5 VA para la protección de las posibles derivaciones a masa de las partes metálicas de la aparamenta de continua. 3 3 3



- 441 -


81 Relés máxima tensión.

Suministro y montaje de relés de máxima tensión de 12 VA para los secundarios de protección de los transformadores de tensión. 3 3 3


Suministro y montaje de relés direccionales de 25 VA para los secundarios de protección de los transformadores de tensión. 3 3 3

83 Relés mínima tensión.

Suministro y montaje de relés de mínima tensión de 10 VA para los secundarios de protección de los transformadores de tensión. 3 3 3

6.2.9 Alumbrado. 84 TCS097 1xTL – D36W HPF O de Philips.

Suministro y montaje de luminarias fluorescentes de 36 W de potencia cada una para la iluminación de todos los recintos interiores que integra el edificio de continua. 33 33 33

85 MVP504 GC 1xCDM – TD150W A/67.5 de Philips.

Suministro y montaje de una luminaria de 150 W de potencia para exterior para iluminar el acceso general al recinto de la subestación 1 1 1

86 RVP351 1xSON – T250W A/47.5 de Philips.

Suministro y montaje de proyectores de 250 W de potencia cada uno para iluminar el parque intemperie de alterna y las salidas de feeder en continua. 6 6 6



- 442 -


87 HYDRA N5 de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 215 lm para el alumbrado de emergencia de la puerta de acceso general al edificio de continua. 1 1 1

88 HYDRA - RE 2C7 TCA de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 300 lm para el alumbrado de emergencia de la sala de grupo y la de servicios auxiliares. 2 2 2

89 HYDRA C3 de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 145 lm para el alumbrado de emergencia de la sala de mando y control. 1 1 1

90 HYDRA 3C4 de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 115 lm para el alumbrado de emergencia del aseo. 1 1 1

91 HYDRA - RE 2C5 de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 250 lm para el alumbrado de emergencia de la oficina y la sala de potencia. 3 3 3


Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 450 lm para el alumbrado de emergencia de la sala de potencia.

1 1 1



7. Presupuesto



Presupuesto.

- 444 -

ÍNDICE

7.1 Obra civil. ........................................................................ 445

7.2 Instalaciones eléctricas...................................................... 450




7.2.1.4 Seccionadores. ...................................................... 451

7.2.1.5 Autoválvulas. ........................................................ 451



7.2.2.1 Rectificador........................................................... 452



7.2.2.4 Seccionadores. ...................................................... 453

7.2.2.5 Celdas de feeder.................................................... 454




7.2.5 Conductores. .............................................................. 458




7.2.9 Alumbrado.................................................................. 467

7.3 Presupuesto final. ............................................................. 469


Presupuesto.

- 445 -

Código Descripción Unidades Precio unitario Precio total

7.1 Obra civil. 1 Desbroce y movimiento de tierras

Desbroce de la vegetación existente en la parcela elegida y excavación de una profundidad de 1,2 m sobre la cota de origen de la parcela para la ubicación de la malla de tierras. 1 1926,18 € 1926,18 €


Relleno con material procedente de la excavación y gravilla hasta una cota de explanación de 13 m sobre el nivel del mar (relleno de 0,9 m de altura). Relleno con arena: 1 1723,68 € 1723,78 € Relleno con gravilla: 1 3805,38 € 3805,38 € 5529,06 €


Excavación de zanjas para las acometidas subterráneas directamente enterradas y entubadas. Zanja para la conexión transformador – rectificador:

1 6,02 € 6,02 €


1 32,57 € 32,57 €


1 39,79 € 39,79 €


1 32,46 € 32,46 € 110,87 €


Presupuesto.

- 446 -



Relleno de las zanjas con arena de río y grava.

Zanja para la conexión transformador – rectificador:

1 41,46 € 41,46 €


1 222,46 € 222,46 €


1 271,12 € 271,12 €


1 220,58 € 220,58 € 755,63 € 5 Cimentaciones.

Cimentaciones para la aparamenta, transformadores y canalizaciones de los cables de las acometidas aéreo-subterráneas del parque exterior de alterna. Transformadores de intensidad:

8 7,25 € 58,04 €

Interruptores - seccionadores: 6 8,13 € 48,8 € Transformadores de tensión: 2 7,25 € 14,51 € Seccionadores: 8 10,04 € 80,33 € Interruptores:

4 22,59 € 90,37 €

Autoválvulas: 6 10,04 € 60,24 €


Presupuesto.

- 447 -


Transformador de potencia: 1 480,3 € 480,3 € Transformador de servicios auxiliares:

1 180,74 € 180,74 € Canalizaciones de acometidas aéreo-subterráneas:

4 7,25 € 29,02 € 1042,38 €

6 Cimentaciones

Cimentaciones de los pórticos del parque de alterna y de las salidas de continua. Pórtico de celosía de entrada: 2 79,1 € 158,2 € Resto de pórticos de celosía del parque de alterna: 4 56,95 € 227,81 € Pórtico de feeder: 2 153,72 € 307,45 € Pórtico de cruce: 2 153,72 € 307,45 € 1000,92 €

7 Cimentaciones

Cimentaciones del vallado perimetral que rodea la subestación. 1 2267,64 € 2267,64 €

8 Cimentaciones

Cimentaciones del edificio de continua. Zapatas de hormigón:


Presupuesto.

- 448 -


6 34,09 € 204,54 € Viguetas de hormigón transversales:

2 57,06 € 114,13 € Viguetas de hormigón longitudinales:

4 115,36 € 461,44 € 780,11 €


Suministro e instalación de estructuras metálicas para la aparamenta del parque de alterna. Transformadores de intensidad:

4 497,9 € 1991,92 €

Transformador de tensión:

1 577,9 € 577,9 € Seccionadores: 4 545,85 € 2183,43 € Autoválvulas:

6 214,93 € 1289,58 €

Canalizaciones de acometidas aéreo-subterráneas: 2 537,88 € 1075,76 € 7118,6 €


Suministro e instalación de las estructuras metálicas del parque intemperie de alterna y de los pórticos de las salidas de feeder. Pórticos y estructuras del parque de alterna:

1 18485,68 € 18485,68 €


Presupuesto.

- 449 -


Pórtico de feeder: 1 5800 € 5800 € Pórtico de cruce: 1 3900 € 3900 €

28185,68 €

11 Depósitos de recogida de aceite.

Suministro e instalación de depósitos para recogida de aceite de cada uno de los transformadores.

Depósito del transformador de potencia: 1 443,6 € 443,6 € Depósito del transformador de servicios auxiliares: 1 221,8 € 221,8 € 665,41 €

12 Vallado perimetral.

Suministro e instalación del vallado metálico que rodea la superficie de la subestación. 1 2438,9 € 2438,9 €


Suministro e instalación de puertas y su cerrajería en el vallado perimetral para el acceso al recinto de la instalación. 4 114,02 € 456,08 €


Suministro e instalación de puertas exteriores e interiores y su cerrajería para el edificio de continua. 8 129,57 € 1036,56 €


Presupuesto.

- 450 -


TOTAL PARTIDA DE OBRA CIVIL: 53314,07 € 7.2 Instalaciones eléctricas. 7.2.1 Aparamenta del parque de alterna. 7.2.1.1 Transformadores de intensidad. 15 IMB 36 – 170 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de intensidad para medida y protección de ambas líneas eléctricas de entrada de 72,5 kV con una relación de transformación de 400/5 – 5 A, una potencia de precisión de 15 VA y 50 VA para medida y protección respectivamente y con una clase de precisión de 0,5 y 5P10 para medida y protección respectivamente.

6 919,27 € 5515,62 € 16 IMB 36 – 170 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de intensidad para medida y protección de la derivación destinada a tracción de 72,5 kV con una relación de transformación de 400/5 – 5 A, una potencia de precisión de 15 VA y 30 VA para medida y protección respectivamente y con una clase de precisión de 0,5 y 5P10 para medida y protección respectivamente.

3 919,27 € 2757,81 € 17 IMB 36 – 170 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de intensidad para medida y protección de la derivación de servicios auxiliares de 72,5 kV con una relación de transformación de 150/5 – 5 A, una potencia de precisión de 15 VA y 10 VA para medida y protección respectivamente y con una clase de precisión de 0,5 y 5P20 para medida y protección respectivamente.

3 664,59 € 1993,77 € 7.2.1.2 Interruptores. 18 LTB 72,5 de ABB.

Suministro y montaje de módulos de SF6 de interruptores – seccionadores tripolares para la protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos y maniobra de ambas líneas eléctricas de entrada de 72,5 kV, 3150 A y 40 kA.


Presupuesto.

- 451 -


2 14844,13 € 29688,26 € 19 EDF SK 1 - 1 de ABB.

Suministro y montaje de interruptores tripolares de SF6 para la protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos de la derivaciones de tracción y servicios auxiliares de 72,5 kV, 2500 A y 31,5 kA.

2 12036,97 € 24073,94 € 7.2.1.3 Transformadores de tensión. 20 EMF 72 de ABB.

Suministro y montaje de transformadores de tensión inductivos para medida y protección de 72,5 kv, con una relación de transformación de

V 3:1103:/1103:kV 66 − con una potencia de precisión de 30 VA y 100 VA para medida y protección y con una clase de precisión de 0,2 y 0,5 para medida y protección respectivamente.

3 1113,73 € 3341,19 € 7.2.1.4 Seccionadores. 21 SGP - 72/1250 de MESA.

Suministro y montaje de seccionadores tripolares de columnas giratorias para maniobra de las derivaciones de tracción y servicios auxiliares de 72,5 kV y 1250 A.

4 359,7 € 1438,8 € 7.2.1.5 Autoválvulas. 22 EXLIM R de ABB.

Suministro y montaje de autoválvulas para proteger los transformadores de potencia, el destinado a tracción y el de servicios auxiliares frente a sobretensiones. Su tensión nominal es de 60 kV y su corriente nominal de descarga a tierra de 10 kA.

6 466,35 € 2798,1 €


Presupuesto.

- 452 -


7.2.1.6 Transformadores de potencia. 23 Transformador de potencia de Oasa.

Suministro y montaje de un transformador de potencia en baño de aceite de tres devanados para tracción de 6,6 MVA y 66/1,3 – 1,3 kV. Su grupo de conexión es Yy0 – Yd11.

1 260334,1 € 260334,1 € 24 Transformador de potencia de servicios auxiliares.

Suministro y montaje de un transformador de potencia en baño de aceite para servicios auxiliares de 250 kVA y 66/0,23 – 0,133 kV. Su grupo de conexión es Yzn11.

1 30189,98 € 30189,98 € TOTAL PARTIDA DE APARAMENTA DE ALTERNA: 362131,58 € 7.2.2 Aparamenta de continua. 7.2.2.1 Rectificador. 25 Rectificador de Balfour Beatty Ibérica SA.

Suministro y montaje de un rectificador de 12 pulsos compuesto por dos puentes de Graetz trifásicos en serie de diodos de silicio. Su potencia es de 6 MW y la tensión a la salida del mismo ya en continua es de 3,3 kV.

1 123601,72 € 123601,72 € 7.2.2.2 Bobina de alisamiento. 26 Bobina de alisamiento de Vatia.

Suministro y montaje de una bobina de alisamiento de tres arrollamientos de aluminio cuyo coeficiente de autoinducción es de 0,6 mH y cuya corriente nominal de diseño es de 1820 A.

1 8602,28 € 8602,28 €


Presupuesto.

- 453 -


7.2.2.3 Filtros de armónicos. 27 Filtro de armónicos de Vatia.

Suministro y montaje de un filtro de armónicos compuesto de un circuito sintonizado a 600 Hz compuesto por una autoinducción de 1,76 mH en serie con el paralelo de dos capacidades de 20 µF con el fin de eliminar el armónico 12º en el lado de continua.

1 7484,85 € 7484,85 € 28 Filtro de armónicos de Vatia.

Suministro y montaje de un filtro de armónicos que consta de un circuito sintonizado a 1200 Hz compuesto por una autoinducción de 1,76 mH en serie con una capacidad de 10 µF con el fin de eliminar el armónico 24º en el lado de continua.

1 4288,89 € 4288,89 € 29 Resistencias de descarga y protección de los filtros.

Suministro y montaje de resistencias de descarga, un portafusibles y un fusible ultrarrápido para proteger a los filtros de posibles sobreintensidades o faltas internas .

1 949,97 € 949,97 € 7.2.2.4 Seccionadores. 30 SVF de Electrotaz.

Suministro y montaje de un seccionador unipolar de cuchillas deslizantes de 17,5 kV y 3150 A para acoplar o desacoplar el grupo transformador – rectificador a la barra ómnibus.

1 1338,14 € 1338,14 € 31 SVF de Electrotaz.

Suministro y montaje de seccionadores unipolares de cuchillas deslizantes de 17,5 kV y 3150 A para maniobrar la apertura o cierre de cada una de las salidas de feeder.

6 919,81 € 5518,86 €


Presupuesto.

- 454 -


32 SVF de Electrotaz.

Suministro y montaje de seccionadores unipolares de cuchillas deslizantes de 17,5 kV y 3150 A para permitir el acoplamiento de cada salida de feeder a su barra de bypass asociada en caso de necesidad.

6 919,81 € 5518,86 7.2.2.5 Celdas de feeder. 33 Celdas.

Suministro y montaje de seis celdas de feeder de 4 kV de tensión nominal y 15 kV de nivel de aislamiento consistentes en cabinas prefabricadas a equipar cada una de ellas con un interruptor extrarrápido, un transductor de intensidad, un analizador de línea aérea de contacto y demás complementos.

6 32979,71 € 197878,3 € 34 UR 26 – 64 de Sécheron.

Suministro y montaje de interruptores extrarrápidos unipolares para la protección de la acometida de continua frente a sobreintensidades y cortocircuitos externos de 3600 V y 40 kA con margen de regulación de corriente entre 2 y 5 kA.

6 9744,75 € 58468,5 € 35 HAZ 4000 – SB de LEM.

Suministro y montaje de transductores de medida de intensidad de efecto Hall con una relación de corrientes de 4000/1 A, una potencia de precisión de 10 VA y una clase de precisión del 1 %.

7 971,29 € 6799,03 € 36 Analizador de línea aérea de contacto.

Suministro y montaje de analizadores de línea aérea de contacto.

6 7969,56 € 47817,36 € 7.2.2.6 Autoválvulas de CC. 37 SBB 4/10/G de Tridelta.

Suministro y montaje de seis autoválvulas de CC de 4,8 kV de tensión continua asignada y 10 kA de corriente nominal de descarga a tierra para la


Presupuesto.

- 455 -


protección frente a sobretensiones de los dispositivos que conforman la acometida de continua.

6 1595,28 € 9571,68 € TOTAL PARTIDA DE APARAMENTA DE CONTINUA: 477838,44 € 7.2.3 Armarios y cuadros de BT. 38 Cuadro general de BT.

Suministro e instalación de un cuadro de BT con las siguientes protecciones: Interruptor automático 4x800:

1 4578,14 € 4578,14 €

Interruptor automático 4x400: 2 2142,97 € 2142,97 € Interruptor automático 4x200: 1 679,8 € 679,8 €

9543,88 €

39 Armario de servicios auxiliares.

Suministro e instalación de un armario para servicios auxiliares con las siguientes protecciones: Interruptor automático 4x400:

1 2142,97 € 2142,97 €


2 357,32 € 714,64 € Interruptor automático de 10 A: 8 137,29 € 1098,32 € Interruptor diferencial 2P, 80 A y 300 mA.


Presupuesto.

- 456 -


1 365,13 € 365,13 € Interruptor diferencial 2P, 15 A y 300 mA. 1 142,51 € 142,51 €

Interruptor diferencial 2P, 20 A y 300 mA. 2 163,35 € 326,7 € Interruptor diferencial 4P, 40 A y 300 mA. 1 274,95 € 274,95 € Interruptor diferencial 2P, 1 A y 300 mA.

1 84,26 € 84,26 € Interruptor automático de 16 A: 4 138,4 € 553,6 €

5703,08 € 40 Cuadro de fuerza y alumbrado.

Suministro e instalación de un cuadro para fuerza y alumbrado con las siguientes protecciones:

Interruptor automático de 80 A: 1 357,32 € 357,32 € Interruptor automático de 40 A: 1 157,91 € 157,91 € Interruptor automático de 25 A: 2 117,94 € 235,88 € Interruptor automático de 20 A: 6 116,49 € 698,94 € Interruptor automático de 10 A: 1 115,47 € 115,47 € Interruptor automático de 6 A:


Presupuesto.

- 457 -


2 105 € 210 € Interruptor automático de 3 A: 4 92,5 € 370 € Interruptor automático de 1 A: 3 84,16 € 252,48 € 2398 €

TOTAL PARTIDA DE ARMARIOS Y CUADROS DE BT: 17644,96 €

7.2.4 Armarios de corriente continua. 41 Armario de rectificadores y baterías.

Suministro y montaje de un armario con dos equipos de rectificación para una tensión de entrada en alterna de 230 V (tensión compuesta) y 50 Hz para alimentar baterías de Ni – Cd de 200 Ah y 110 V de tensión de salida que alimentan las distintas salidas del armario de servicios auxiliares de continua. Equipos de rectificación:

2 7419,11 € 14838,23 € Baterías: 1 9300 € 9300 € 24138,23 € 42 Armario de servicios auxiliares de continua.

Suministro y montaje de un armario de servicios auxiliares de continua con un convertidor de 110 V a 24 V para alimentar los circuitos de control y PLCs, un inversor y una serie de dispositivos de protección para el resto de las salidas. Convertidor:

1 11175,12 € 11175,12 €


Presupuesto.

- 458 -


Interruptor automático de 2x63:

1 324,31 € 324,31 €


1 117,94 € 117,94 €


2 113,86 € 227,72 €


4 115,68 € 462,72 € Inversor:

1 9773,98 € 9773,98 € 22081,79 € TOTAL PARTIDA DE ARMARIOS DE CORRIENTE CONTINUA: 46220,02 € 7.2.5 Conductores. 43 147 AL1/34 ST1A (LA – 180).

Suministro y montaje de conductores desnudos unipolares de aluminio – acero de sección igual a 181,6 mm2 cuya composición es 30 x 2,5 + 7 x 2,5 para alimentar nuestra subestación desde dos líneas eléctricas aéreas y para interconectar dispositivos y equipos exteriores entre si del parque intemperie de alterna. Línea eléctrica de entrada 1:

3 272,4 € 817,2 € Línea eléctrica de entrada 2:

3 340,5 € 1021,5 €

Interconexiones (grapas de amarre – transformadores):

6 350,71 € 2104,29 €

Interconexiones (embarrado – transformadores de tensión):


Presupuesto.

- 459 -


3 37,53 € 112,6 €

4055,59 €

44 RHZ1 3,6/6 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 400 mm2 para conectar a través de una instalación directamente enterrada en una zanja, las seis salidas del transformador de potencia destinado a tracción con el rectificador.

24 697,81 € 16747,59 € 45 RHZ1 6/10 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 300 mm2 para conectar el positivo del rectificador con el pórtico de feeders. Conexión rectificador – celdas de feeders:

6 890,63 € 5343,82 €

Conexión celdas de feeders – pórtico de feeders: 12 719,57 € 8634,88 €

13978,71 €

46 C - 300.

Suministro y montaje de conductores desnudos unipolares de cobre de sección igual a 300 mm2 para conectar el pórtico de feeders con el pórtico de cruce y con la catenaria así como para conformar la malla de tierras de protección. Conductores entre el pórtico de feeders y el pórtico de cruce:

8 1123,75 € 8990,04 € Conductores de la malla de protección:

1 45944,13 € 45944,13 € 54934,18 €


Presupuesto.

- 460 -


47 RZ1 0,6/1 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 300 mm2 para conectar el negativo del rectificador con los carriles o juntas inductivas. Conexión rectificador – armario de negativos:

6 840,51 € 5043,11 €

Conexión armario de negativos – carriles o juntas inductivas: 12 579,85 € 6958,21 € 12001,32 € 48 Barras tubulares de aluminio.

Suministro y montaje de barras de aluminio de sección circular hueca de 741 mm2 para la distribución de energía desde las líneas de alimentación a las derivaciones del parque de alterna (tracción y servicios auxiliares).

3 94,76 € 284,28 € 49 Pletinas de cobre.

Suministro y montaje de pletinas de cobre de sección rectangular para la acometida de continua y para la red de tierras. Barra ómnibus (100 x 10 mm):

2 458,09 € 916,19 €

Barras de bypass (100 x 10 mm): 2 527,31 € 1054,62 €

Barras del armario de negativos (100 x 10 mm): 3 106,86 € 320,58 €

Barra de tierra de las autoválvulas de CC (20 x 5 mm):

1 41,82 € 41,82 €

Barra de masa de grupo (20 x 5 mm): 1 33,21 € 33,21 €

Barra de masa de las celdas de feeder (20 x 5 mm):


Presupuesto.

- 461 -


1 49,41 € 49,41 €

Barra de masa del pórtico de feeders (20 x 5 mm): 1 64,45 € 64,45 € 2480,32 € 50 RZ1 0,6/1 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 95 mm2 para conectar los neutros del transformador de potencia y las autoválvulas con el armario de negativos. Conexión de los neutros con el armario de negativos:

2 348,22 € 696,44 €

Conexión de las autoválvulas con el armario de negativos: 1 290,27 € 290,27 €

986,72 €

51 RZ1 0,6/1 kV.

Suministro y montaje de conductores aislados unipolares de cobre de sección igual a 120 mm2 para conectar cada pletina de masa con el armario de negativos. Cable de masa de grupo:

1 378,95 € 378,95 €

Cable de masa de las celdas de feeder: 1 310,19 € 310,19 €

Cable de masa del pórtico de feeders: 1 102,8 € 102,8 € 791,95 € 52 Electrodos de puesta a tierra.

Suministro y montaje de picas bimetálicas de puesta a tierra para la malla de protección.


Presupuesto.

- 462 -


90 693,57 € 62421,3 € TOTAL PARTIDA DE CONDUCTORES: 166201,66 € 7.2.6 Aisladores, herrajes y accesorios. 53 Aisladores U160 BS de Sant Gobain.

Suministro de aisladores de vidrio de caperuza y vástago para cadenas de amarre de las dos líneas eléctricas aéreas que suministran energía a la subestación. 30 20,96 € 628,8 €

54 Aisladores C4 - 325 de Poinsa.

Suministro y montaje de aisladores de porcelana para aislar y soportar cada una de las barras que conforman el embarrado de 66 kV. 9 78,51 € 706,59 €

55 Aisladores E100 RZV de Sant Gobain.

Suministro de aisladores de vidrio de caperuza y perno para cadenas de amarre de cada una de las salidas de feeders de los pórticos de feeders y de cruce. 24 31,07 € 745,68 €

56 Horquilla en V de Arruti.

Suministro de horquillas en V para unir las cadenas de amarre de las líneas al pórtico de entrada y para conectar la cadena de aisladores con cada feeder de salida. 18 2,52 € 45,36 €

57 Rótulas de Arruti.

Suministro de rotulas para conectar las cadenas de aisladores con las grapas de amarre de las líneas de entrada. 6 2,34 € 14,04 €


Presupuesto.

- 463 -


58 Grapas de amarre de Arruti.

Suministro de grapas de amarre para conectar cada fase de las líneas de entrada con la cadena de aisladores y la aparamenta asociadas a la misma 6 3,23 € 19,38 €

59 Tensores de rosca de Arruti.

Suministro de tensores de rosca para unir las cadenas de aisladores de los feeders al pórtico de feeders o de cruce según corresponda. 12 14,13 € 169,56 €

60 Anillas de bola de Arruti.

Suministro de anillas en forma de bola para conectar el tensor de rosca con la cadena de aisladores de cada feeder. 12 2,14 € 25,68 €

61 Botellas terminales.

Suministro de botellas terminales para el paso de las acometidas aéreas – subterráneas de las salidas de los transformadores. 6 454,19 € 2725,14 €

62 Mano de obra y equipos auxiliares para las cadenas de aisladores de los feeders.

En esta unidad se incluye el transporte, ensayos, montaje, mano de obra, los equipos auxiliares y el tendido de todas las cadenas de aisladores asociados a cada feeder. 1 2006,94 € 2006,94 €

63 Mano de obra y equipos auxiliares cadenas de aisladores de líneas

eléctricas de entrada. En esta unidad se incluye el transporte, ensayos, montaje, mano de obra,

los equipos auxiliares y el tendido de todas las cadenas de aisladores asociados a cada fase de las líneas de alimentación. 1 1156,54 € 1156,54 €

TOTAL PARTIDA DE AISLADORES, HERRAJES Y ACCESORIOS: 8243,71 €


Presupuesto.

- 464 -


7.2.7 Dispositivos de medida. 64 Amperímetros.

Suministro y montaje de amperímetros de 1 VA para medida de corrientes en el lado de alterna (transformadores de intensidad). 12 53,8 € 645,6 €

65 Amperímetros.

Suministro y montaje de amperímetros de 2 VA para medida de corrientes en el lado de continua (transductores de intensidad). 6 53,8 € 322,8 €


Suministro y montaje de contadores de energía activa de 3 VA conectados al núcleo de medida de los transformadores y al circuito secundario de los transductores de intensidad. 18 84,15 € 1514,7 €


Suministro y montaje de contadores de energía activa de 5 VA conectados a los secundarios de medida de los transformadores de tensión. 3 84,15 € 252,45 €


Suministro y montaje de contadores de energía reactiva de 2 VA conectados a los secundarios de medida de los transformadores de intensidad. 12 81,34 € 976,08 €


Suministro y montaje de contadores de energía reactiva de 4 VA conectados a los secundarios de medida de los transformadores de tensión. 3 81,34 € 244,02 €


Presupuesto.

- 465 -


70 Voltímetros.

Suministro y montaje de voltímetros de 4 VA para medida de tensiones en el embarrado de 66 kV. 3 54,76 € 167,28 €

71 Vatímetros.

Suministro y montaje de vatímetros de 4 VA para medida de potencias en el embarrado de 66 kV. 3 74,53 € 223,59 €

72 Frecuencímetros.

Suministro y montaje de frecuencímetros de 3 VA para tomar medidas de frecuencia. 3 85,96 € 257,88 €

TOTAL PARTIDA DE DISPOSITIVOS DE MEDIDA: 4604,4 €

7.2.8 Dispositivos de protección. 73 Relés de sobreintensidad de tiempo inverso.

Suministro y montaje de relés de sobreintensidad a tiempo inverso de 6 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a las líneas de entrada para protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos. 6 241,26 € 1447,56 €

74 Relés de sobreintensidad instantáneos.

Suministro y montaje de relés de sobreintensidad instantáneos de 4 VA para los secundarios de protección de todos los transformadores de intensidad y para los extrarrápidos de las celdas de feeders. 18 90,76 € 1633,68 €


Presupuesto.

- 466 -



Suministro y montaje de relés direccionales de 4 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a las líneas de entrada y a la derivación destinada a tracción. 9 493,26 € 4439,34 €

76 Relés de distancia.

Suministro y montaje de relés de distancia de 10 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a las líneas de entrada y para los extrarrápidos asociados a la salidas de cada feeder. 6 898,26 € 5389,56 €

77 Relés de sobreintensidad de tiempo independiente.

Suministro y montaje de relés de sobreintensidad a tiempo independiente de 1 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a la derivación destinada a tracción. 3 90,76 € 272,28 €

78 Relés diferenciales.

Suministro y montaje de relés diferenciales de 7 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a la derivación destinada a tracción. 3 451,26 € 1353,78 €

79 Relés direccionales de tierra.

Suministro y montaje de relés direccionales de tierra de 5 VA para los secundarios de protección de los transformadores de intensidad asociados a la derivación destinada a tracción. 3 493,26 € 1479,78 €

80 Relés de masa.

Suministro y montaje de relés de masa de 5 VA para la protección de las posibles derivaciones a masa de las partes metálicas de la aparamenta de continua. 3 513,26 € 1539,78 €


Presupuesto.

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81 Relés máxima tensión.

Suministro y montaje de relés de máxima tensión de 12 VA para los secundarios de protección de los transformadores de tensión. 3 260,76 € 782,28 €


Suministro y montaje de relés direccionales de 25 VA para los secundarios de protección de los transformadores de tensión. 3 493,26 € 1479,78 €

83 Relés mínima tensión.

Suministro y montaje de relés de mínima tensión de 10 VA para los secundarios de protección de los transformadores de tensión. 3 260,76 € 782,28 €

TOTAL PARTIDA DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN: 20600,1 €

7.2.9 Alumbrado. 84 TCS097 1xTL – D36W HPF O de Philips.

Suministro y montaje de luminarias fluorescentes de 36 W de potencia cada una para la iluminación de todos los recintos interiores que integra el edificio de continua. 33 107,26 € 3539,58 €

85 MVP504 GC 1xCDM – TD150W A/67.5 de Philips.

Suministro y montaje de una luminaria de 150 W de potencia para exterior para iluminar el acceso general al recinto de la subestación 1 582,26 € 582,26 €

86 RVP351 1xSON – T250W A/47.5 de Philips.

Suministro y montaje de proyectores de 250 W de potencia cada uno para iluminar el parque intemperie de alterna y las salidas de feeder en continua. 6 167,29 € 1003,74 €


Presupuesto.

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Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 215 lm para el alumbrado de emergencia de la puerta de acceso general al edificio de continua. 1 80,19 € 80,19 €

88 HYDRA - RE 2C7 TCA de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 300 lm para el alumbrado de emergencia de la sala de grupo y la de servicios auxiliares.

2 180,11 € 360,22 €

89 HYDRA C3 de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 145 lm para el alumbrado de emergencia de la sala de mando y control. 1 99,74 € 99,74 €

90 HYDRA 3C4 de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 115 lm para el alumbrado de emergencia del aseo. 1 116,56 € 116,56 €

91 HYDRA - RE 2C5 de Daisalux.

Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 250 lm para el alumbrado de emergencia de la oficina y la sala de potencia. 3 150,06 € 450,18 €


Suministro y montaje de luminarias de emergencia de 8 W y 450 lm para el alumbrado de emergencia de la sala de potencia.

1 90,32 € 90,32 €

TOTAL PARTIDA DE ALUMBRADO: 6322,79 €


Presupuesto.

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7.3 Presupuesto final. PARTIDA DE OBRA CIVIL: 53314,07 € PARTIDA DE APARAMENTA DE ALTERNA: 362131,58 € PARTIDA DE APARAMENTA DE CONTINUA: 477838,44 € PARTIDA DE ARMARIOS Y CUADROS DE BT: 17644,96 € PARTIDA DE ARMARIOS DE CORRIENTE CONTINUA: 46220,02 € PARTIDA DE CONDUCTORES: 166201,66 € PARTIDA DE AISLADORES, HERRAJES Y ACCESORIOS: 8243,71 € PARTIDA DE DISPOSITIVOS DE MEDIDA: 4604,4 € PARTIDA DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN: 20600,1 € PARTIDA DE ALUMBRADO: 6322,79 € PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL 1163121,76 €

I.V.A. (18 %) 209361,91 € PRESUPUESTO GENERAL TOTAL 1372483,67 € El presupuesto general total asciende a la cantidad de UN MILLÓN TRESCIENTOS SETENTA Y DOS MIL CUATROCIENTOS OCHENTA Y TRES EUROS CON SESENTA Y SIETE CÉNTIMOS.

diseño de subestacion transformacion parra traccion electrica

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