fuerzas entre conductores

8/17/2019 Fuerzas Entre Conductores

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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

SUBESTACIÓN DE 230 KV PARA LA

RED DE TRANSPORTE EN

COSTA RICA.

ESTER PEREGRINA MAYORAL

MADRID, junio de 2009


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Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Ester Peregrina Mayoral

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Gerardo Fernández Magester

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román

Fdo: Fecha:


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Resumen iii

Resumen

Dado que en la actualidad, la electricidad es uno de los principales vectoresenergéticos, su transporte, reparto y distribución es de elevada importancia. Las

subestaciones eléctricas son, por tanto, una pieza clave del sistema eléctrico.

Estas instalaciones son dispositivos de interconexión y control de los puntos de

confluencia de la red mallada por la que se realiza la transmisión de energía. Por otro

lado, las subestaciones realizan la transformación de tensión de los niveles más bajos

de generación y distribución al nivel elevado de transporte.

Actualmente, existe una gran cantidad de subestaciones diferentes con

particularidades tanto en la tecnología empleada como en la disposición y naturaleza

propias de la instalación.

Esta gran diversidad determina la posibilidad de adaptarse a las necesidades de

cada proyecto de subestación eléctrica, en función de lo que precise el cliente,

permitiendo una oferta adecuada.

En particular, las subestaciones de tipo AIS o aisladas en aire, dado que son las

más comunes y requieren una gran cantidad de componentes, precisan un estudio más

detallado de los aspectos de ingeniería y montaje, siendo también un aspecto clave su

necesidad de grandes superficies de terreno.

En este proyecto se detallan los aspectos constructivos, técnicos y de diseño de

una subestación eléctrica en Costa Rica, con configuración de interruptor y medio,

aislada en aire, con dos posiciones de generación y dos posiciones de línea paraconexión con el sistema de transporte. El esquema de interruptor y medio se ha elegido

por ser un esquema seguro y flexible. Normalmente, este esquema se considera

adecuado para subestaciones importantes y dado que interviene una línea troncal de

transmisión desde el polo de generación atlántico hacia el centro del país, donde se

concentra cerca de la mitad de la demanda de energía que consume Costa Rica, se

considera una decisión acertada.

El objetivo es analizar las bases de cálculo y diseño para determinar una opción

constructiva lo más adecuada posible, desde distintos puntos de vista, como son el


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Resumen iv

económico y la fiabilidad. Se ha escogido este tipo de subestación como objeto del

estudio debido a que se trata de un proyecto que se llevará a cabo a lo largo del

próximo año, lo que resulta una excelente oportunidad para aunar estudio teórico y

práctico.

Dicha subestación permitirá la evacuación de la energía generada en la central

hidráulica de Torito a la red de transporte nacional, por lo que tendrá una doble

misión:

• Conectar la central con la red, realizando el aumento de la tensión

de 13.8 kV que corresponde con el nivel de generación, a 230 kV,

que corresponde al nivel de transporte.

• Proteger tanto la red de transporte como la central de generación

ante posibles faltas y cortocircuitos, tanto en un lado de la

subestación como en el otro.

Para diseñar la subestación se han seguido un elevado número de normas y

recomendaciones internacionales, con el fin de que el diseño sea lo más seguro posible.

En el caso de obtener distintos resultados por una norma o reglamento y otra, se ha

optado por aquél valor que aporte un mayor coeficiente de seguridad.

En concreto, se han calculado:

• las corrientes nominales y de cortocircuito, mediante los datos

de la red de transporte facilitados por el Instituto Costarricense

de la Electricidad.

•

las distancias eléctricas y de seguridad según el Reglamento de

Alta Tensión.

• el tipo de embarrado necesario, según la decisión de utilizar

tubo en vez de cable.

• la protección contra descargas atmosféricas, en función del nivel

de aislamiento.


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Resumen v

• la red de tierras, resultando idóneo instalar una malla, de 10x10

metros cada cuadrado, enterrada a 0,5 metros de profundidad

sin picas de puesta a tierra.

Por ello, se ha obtenido un diseño que cumple las normativas, seguro y fiable.

La subestación proyectada tendrá configuración de interruptor y medio, con dos líneas

de entrada y dos de salida. Será de tipo AIS, con aparamenta aislada en aire de tipo

convencional. El nivel de aislamiento será de 900 kV, la intensidad nominal de 970 A y

de cortocircuito de 31,5 kA y 60 Hz de frecuencia. Para el embarrado se utilizará tubo

de aluminio 120/106, y aisladores C5; mientras que los pararrayos serán Pexlim-Q de

la casa ABB o similar.


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Summary vi

Summary

Nowadays, electricity is one of the most important energy vectors, that is whyits transportation and distribution acquires a high relevance. Electric substations are a

key aspect in the electrical system.

These systems interconnect and control every junction in the electrical

transmission grid. Moreover, substations turn low generation voltage into distribution

high voltage.

These days, substations differ enormously from each other, because of their

particularities, in the technologies and arrangements employed and the installation ´s

own nature.

This big diversity determines the possibility of adaptation to the needs of each

electrical substation project, in order to satisfy the client needs, allowing an appropriate

offer.

Particularly, AIS substation, or air insulated substation, due to its general use

and requiring a big amount of components, need a more detailed engineering and

assembly study. Moreover, the surface needed for them, represent another key aspect

to take into account.

In this project the Costa Rica substation construction, technical and design

aspects are detailed. It will be a breaker and a half arrangement, air insulated, with two

admission and two departure lines. This arrangement has been selected because of its

safety and reliability. Normally, this arrangement is used in important substation, andthis one is connected to a main distribution line, which connects Atlantic generation to

the centre of the country, where half of the Costa Rica’s electricity is demanded.

The objective is to analyse the calculus and design basics, in order to determine

the constructive option most suitable, from different points of view, such as the

economic and reliability. This substation has been elected because it is a project which

will be built next year, so it represents an excellent opportunity to mix theoretical and

practical study.


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Summary vii

This substation will allow the evacuation of energy produced in the Torito

hydraulic station to the transportation national grid, so it will have a double mission:

• To connect the station to the grid, increasing voltage from the

generation 13,8 kV to 230 Kv, which corresponds to

transportation level.

• To protect the transportation grid and generation station in case

of possible faults and short circuit.

To design the substation, a number of recommendations and basics have been

taken into account, so the final design is as secure as possible. If different results are

obtained with a standard or other, the one with a higher security level is the one takeninto consideration.

The following items have been calculated:

• Nominal and short circuit currents, through the Instituto

Costarricense de la Electricidad transportation grid data.

• Electrical and security distances, by the high voltage regulation.

• The type of bars needed, taking into account the decision

between bar o electrical rope.

• Atmospheric discharges protection, according to the insulation

level.

• earth grid, finally, it will be a rectangular grid, 10 x 10 metres

each square, buried at 0,5 metres under the surface level, with no

earth pikes.

a design which is consistent with international standards, secure and reliable.

The substation designed will have a breaker and a half arrangement, with two

admission and two departure lines. It will be AIS, with air insulated equipment. The

insulation level will be 900 kV, the nominal current will be 970 A and the short circuit

current will be 31,5 kA, 60 Hz frequency. The bars will be aluminium 120/106, and C5

insulators; while the surge arresters will be Pexlim-Q, by ABB or similar.


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Índice viii

Índice

1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 2

1.1 Introducción y objetivo del proyecto...............................................................2

1.2 El sistema eléctrico costarricense. ....................................................................5

1.3 Configuraciones de subestaciones eléctricas. ................................................. 9

1.3.1 Topologías más comunes. 10

1.3.1.1 Simple barra.................... ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 10

1.3.1.2 Barra partida. ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... ................. 11

1.3.1.3 Simple barra con by-pass. ......................................................................................................12

1.3.1.4 Simple barra con barra de transferencia...............................................................................13

1.3.1.5 Doble barra. .................... ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 14

1.3.1.6 Doble barra con by-pass. .................... ..................... ...................... ..................... .................... 15

1.3.1.7 Doble barra con barra de transferencia. .................... ..................... ..................... ................. 16

1.3.1.8 Doble barra con dos barras de transferencia. ...................... ..................... ..................... ...... 17

1.3.1.9 Doble barra y doble interruptor. ...........................................................................................18

1.3.1.10 Interruptor y medio. .................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...... 19

1.3.1.11 Triple barra. .................... ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 20

1.3.1.12 Anillo. ................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 21

1.3.2 Factores a considerar. 22

1.3.2.1 Regularidad de servicio...................... ..................... ...................... ..................... .................... 24

1.3.2.2 Sencillez.................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...... 25

1.3.2.3 Aspectos económicos. ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 28

1.4 Tecnología de Subestaciones. ......................................................................... 29

1.4.1 Subestaciones AIS 29

1.4.2 Subestaciones GIS 30

1.4.3 Subestaciones prefabricadas 31

1.4.4 Subestaciones Híbridas 32

1.4.5 Soluciones en entornos urbanos 33

1.4.6 Subestaciones móviles. 35

1.5 Tendencias de las subestaciones según la aparamenta............................... 37

1.5.1 Aparamenta de tipo AIS (convencional). 37

1.5.1.1 Interruptores automáticos o interruptores. ..................... ..................... ...................... ......... 37

1.5.1.2 Seccionadores .................... ...................... ..................... ..................... ..................... ................. 44

1.5.1.3 Transformadores de medida. ................... ..................... ...................... ..................... ............. 50

1.5.1.4 Autoválvulas o Pararrayos. ................... ..................... ..................... ..................... ................. 61

1.5.1.5 Bobina de bloqueo.................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 68

1.5.2 Aparamenta de tipo GIS. 70


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Índice ix

1.5.2.1 Hexafluoruro de hidrógeno ................... ..................... ..................... ..................... ................. 70

1.5.2.2 Interruptor .................. ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 71

1.5.2.3 Seccionador. .................... ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 72

1.5.2.4 Transformadores de medida de intensidad..................... ..................... ...................... ......... 72

1.5.2.5 Transformadores de medida de tensión..............................................................................73

1.5.2.6 Descargadores. .................. ...................... ..................... ..................... ..................... ................. 73

2 MEMORIA........................................................................................................................................... 2

2.1 Objeto y antecedentes. .......................................................................................2

2.2 Titular, emplazamiento y plazo de ejecución................................................. 2

2.3 Reglamentos y disposiciones oficiales.............................................................2

2.4 Descripción de la subestación........................................................................... 3

2.4.1

Características 3

2.4.2 Situación 4

2.4.3 Condiciones ambientales 4

2.4.4 Características básicas de diseño. 4

2.4.4.1 Tensiones....................................................................................................................................4

2.4.4.2 Intensidades...............................................................................................................................4

2.4.4.3 Frecuencia ..................................................................................................................................5

2.4.4.4 Línea de fuga .............................................................................................................................5

2.4.4.5 Tensiones auxiliares..................................................................................................................5

2.4.5 Equipos y materiales 5

2.4.5.1 Montaje, pruebas en fábrica, pruebas en campo y puesta en servicio. ..............................9

2.4.5.2 Sistema integrado de protección, control y comunicación ................................................11

2.4.5.3 Cables y Canalizaciones ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 13

2.4.5.4 Instalaciones auxiliares.................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 14

2.4.6 Ensayos 15

2.4.6.1 Ensayos con equipo CBT-4 o similar. .................... ...................... ..................... .................... 15

2.4.6.2 Ensayos en obra..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ............. 16

2.5 Especificaciones técnicas. ................................................................................17

2.5.1 Transformador de Potencia 17

2.5.1.1 Tipos de transformadores y forma de operación ................................................................18

2.5.1.2 Cambio de relación de transformación ................................................................................20

2.5.1.3 Transporte, instalación y pruebas ................... ...................... ..................... ..................... ...... 21

2.5.1.4 Protecciones propias de los transformadores...................... ..................... ..................... ...... 24

2.5.2 Protecciones de la posición de línea 30

2.5.2.1 Protección de distancia.................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 30

2.5.2.2 Zonas de protección..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...... 31

2.5.2.3 Principio de funcionamiento. ................... ..................... ...................... ..................... ............. 31 2.5.2.4 Protección de sobretensión y subtensión. .................... ...................... ..................... ............. 32

2.5.3 Parque de 230 kV 34


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Índice x

2.5.3.1 Embarrados..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 34

2.5.3.2 Protección del embarrado. .....................................................................................................42

2.5.4 Estructuras metálicas. 52

2.5.4.1 Estructura en celosía .................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...... 52

2.5.4.2 Estructura empresillada ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 53 2.5.4.3 Estructura de alma llena..................... ..................... ...................... ..................... .................... 54

2.5.4.4 Estructura tubular .................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 55

2.5.4.5 Estructura metálica de aparamenta .................... ..................... ..................... ...................... .. 56

2.5.4.6 Pórticos de línea .................... ..................... ..................... ...................... ..................... ............. 57

2.5.4.7 Pórticos de barra.................... ..................... ..................... ...................... ..................... ............. 57

2.5.5 Servicios Auxiliares 59

2.5.5.1 Servicios auxiliares de corriente alterna...............................................................................59

2.5.5.2 Fuentes de apoyo. .................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 59

2.5.5.3 Distribución de corriente alterna. ................... ...................... ..................... ..................... ...... 60 2.5.5.4 Servicios auxiliares de corriente continua............................................................................60

2.5.5.5 Distribución de corriente continua. .................... ..................... ..................... ...................... .. 60

2.5.6 Telecontrol y telecomunicación 62

2.5.6.1 Sistema de Onda Portadora ................... ..................... ..................... ..................... ................. 62

2.5.6.2 Sistema de Fibra Óptica................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 62

2.5.6.3 Enlaces vía radio ................... ..................... ..................... ...................... ..................... ............. 62

2.5.7 Protección contra incendios 63

2.5.8 Fuerza y alumbrado 65

2.5.8.1 Fuerza y alumbrado exterior .................................................................................................65

2.5.8.2 Fuerza y alumbrado interior..................... ..................... ...................... ..................... ............. 66

2.5.9 Climatización y ventilación. 67

2.5.10 Antiintrusismo. 67

2.5.11 Insonorización. 67

2.5.12 Instalaciones de Puesta a Tierra. 70

2.5.13 Obra civil. 75

2.5.13.1 Vallado exterior. .................... ..................... ..................... ...................... ..................... ............. 75

2.5.13.2 Puertas principales de acceso a los recintos..................... ..................... ...................... ......... 76 2.5.13.3 Viales. ................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 76

2.5.13.4 Drenajes.................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...... 76

3 CÁLCULOS. ........................................................................................................................................ 2

3.1 Corrientes nominales. ........................................................................................2

3.2 Corrientes de cortocircuito................................................................................4

3.3 Distancias eléctricas y distancias de seguridad. ............................................7

3.3.1 Distancias mínimas reglamentarias según el Reglamento de Alta Tensión. 7

3.3.1.1 Distancias mínimas entre fases y entre fase y tierra. ............................................................7


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Índice xi

3.3.1.2 Distancias mínimas en pasillos y zonas de protección. ........................................................9

3.3.2 Distancias adoptadas en la instalación. 13

3.4 Cálculo de embarrados. ...................................................................................14

3.4.1 Barras 14

3.4.1.1 Cable ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 14

3.4.1.2 Tubos .................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 15

3.4.2 Materiales 17

3.4.2.1 Cobre..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 17

3.4.2.2 Aluminio ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 18

3.4.3 Conectores. 19

3.4.3.1 Juntas de expansión. .................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...... 19

3.4.3.2 Conectores Principales .................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 19

3.4.3.3 Conectores de derivación.......................................................................................................22

3.4.3.4 Conectores secundarios................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 23

3.4.4 Embarrados a utilizar. 23

3.4.4.1 Disposición física................... ..................... ..................... ...................... ..................... ............. 23

3.4.4.2 Cálculos .................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ...... 24

3.4.4.3 Cálculo dinámico. .................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 36

3.4.4.4 Cálculo de los aisladores. .......................................................................................................38

3.5 Selección de autoválvulas. .............................................................................. 40

3.5.1 Niveles de aislamiento. 40

3.5.2 Selección del pararrayos. 41

3.5.2.1 Características eléctricas..................... ..................... ...................... ..................... .................... 41

3.5.2.2 Características mecánicas.......................................................................................................43

3.5.3 Margen de protección contra rayos. 47

3.5.4 Cálculo del margen de protección por rayo 48

3.6 Cálculo de tierras.............................................................................................. 49

3.6.1 Consideraciones en el diseño de sistemas de puesta a tierra. 49

3.6.2 Dimensionado térmico del cable. 50

3.6.2.1 Según el ICE.................... ..................... ..................... ...................... ..................... .................... 50 3.6.2.2 Dimensionado térmico del cable según MIE-RAT 13....................... ..................... ............. 51

3.6.3 Tensiones de paso y contacto máximas admisibles. 52

3.6.3.1 Tensiones de paso y contacto según el ICE. .................... ..................... ...................... ......... 52

3.6.3.2 Tensiones de paso y contacto según MIE-RAT 13. .............................................................54

3.6.4 Cálculo de la red y de las tensiones de paso y contacto en la red de tierras. 55

3.6.4.1 Comprobación. .................. ...................... ..................... ..................... ..................... ................. 56

3.6.5 Conclusiones. 61

3.6.6 Puestas a tierra de servicio. 62

3.6.7 Mantenimiento de los sistemas de puesta a tierra en subestaciones. 64

4 PLIEGO DE CONDICIONES........................................................................................................... 2


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Índice xii

4.1 Condiciones técnicas de los materiales. ..........................................................2

4.1.1 General 2

4.1.2 Aguas 3

4.1.3 Arenas 3

4.1.4 Grava para hormigones 3

4.1.5 Cementos utilizables 3

4.1.6 Hormigones 3

4.1.7 Aceros para armar 4

4.1.8 Aceros Laminados 5

4.2 Condiciones técnicas de ejecución de trabajos. ..............................................6

4.2.1 General 6

4.2.2 Ingeniería 6

4.2.3 Replanteo 6

4.2.4 Movimiento de tierras 8

4.2.5 Cimentaciones 8

4.2.6 Armaduras de hormigón 8

4.2.7 Encofrados 9

4.2.8 Estructura 9

4.2.9 Ensayos y puesta en servicio 10

4.2.10 Cableado en MT 10

4.2.11 Interconexión de los cuadros de control 10

4.2.12 Conexionado de los cuadros de control 11

4.3 Control de calidad. ........................................................................................... 12

4.3.1 Control de materiales 12

4.3.2 Inspecciones y ensayos de frabricación y montaje 14

4.3.3 Pruebas de suministro 14

4.4 Simultaneidad y coordinación entre suministradores................................ 15

5 PLANOS ............................................................................................................................................... 2 5.1 Plano de situación. ............................................................................................. 2

6 PRESUPUESTO .................................................................................................................................. 2

6.1 Selección de aparamenta de intemperie de la subestación. ......................... 2

6.2 Presupuesto. ........................................................................................................4

6.2.1 Obra civil. 4

6.2.1.1 Demoliciones y movimiento de tierras. ml ............................................................................4

6.2.1.2 Demoliciones y movimiento de tierras. ml ............................................................................4

6.2.1.3 Cimentaciones. m3.....................................................................................................................4

6.2.1.4 Cimentaciones. m3.....................................................................................................................5


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Índice xiii

6.2.1.5 Cimentaciones. m3.....................................................................................................................5

6.2.1.6 Cimentaciones. m3.....................................................................................................................5

6.2.1.7 Cimentaciones. kg .....................................................................................................................5

6.2.1.8 Cimentaciones. m3.....................................................................................................................6

6.2.1.9 Cimentaciones. m3.....................................................................................................................6

6.2.1.10 Cimentaciones. kg .....................................................................................................................6

6.2.1.11 Cimentaciones. m3.....................................................................................................................7

6.2.1.12 Estructuras metálicas. ml .........................................................................................................7

6.2.1.13 Estructuras metálicas de hormigón. m3..................................................................................7

6.2.1.14 Estructuras metálicas de hormigón. kg ..................................................................................8


6.2.1.16 Estructuras metálicas de hormigón. kg ..................................................................................8


6.2.1.18 Pavimentos. m3..........................................................................................................................9

6.2.1.19 Pavimentos. m2..........................................................................................................................9

6.2.1.20 Pavimentos. ml ..........................................................................................................................9

6.2.1.21 Instalaciones de evacuación. u ..............................................................................................10

6.2.1.22 Instalación eléctrica. ml ................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 10

6.2.1.23 Instalación eléctrica. ml ................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 10

6.2.2 Conductores. 11

6.2.2.1 Al-Ac (54+7)*381,55mm2*1.2768kg/m. ml ...........................................................................11

6.2.2.2 Conductor de cobre Tubular 60/50 mm. ml.................... ..................... ...................... ......... 11

6.2.2.3 Subterráneo Cu*2*500 mm2*9,8kg/m. ml ............................................................................11 6.2.2.4 Subterráneo Cu 240 mm2*2,5 kg/m. ml ...............................................................................11

6.2.2.5 Pirepoll 10 mm2. ml.................. ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 12

6.2.2.6 Pirepoll 6 mm2. ml.................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 12

6.2.2.7 Pirepoll 4 mm2. ml.................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 12

6.2.2.8 Cable de guarda de Acero 50 mm2. ml .................................................................................13

6.2.2.9 Conductor de Cobre 95 mm2. ml...........................................................................................13

6.2.3 Interruptores. 14

6.2.3.1 HP 514/4F. VATECH u ................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 14

6.2.4 Transformadores de potencia. 15

6.2.4.1 ABB Trafosur 230±10%/13,8 kV. Ynd1. 33 MVA u ................... ..................... .................... 15

6.2.5 Transformadores de tensión. 16

6.2.5.1 Transformador de tensión inductivo. u .................... ..................... ..................... ................. 16

6.2.5.2 Transformador de tensión capacitivo. u ..............................................................................16

6.2.6 Transformadores de intensidad. 17

6.2.6.1 Transformador de intensidad. u ...........................................................................................17

6.2.6.2 Transformador de intensidad. u ..........................................................................................17

6.2.7 Seccionadores. 18 6.2.7.1 Seccionador rotativo tripolar. u.............................................................................................18

6.2.7.2 Seccionador rotativo tripolar con puesta a tierra. u................... ..................... .................... 18


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Índice xiv

6.2.8 Autoválvulas. 19

6.2.8.1 Autoválvula PEXLIM-Q 192 kV. u........................................................................................19

6.2.9 Equipos auxiliares. 20

6.2.9.1 Batería y rectificador TUDOR. u ...........................................................................................20

6.2.10 Relés de protección. 21 6.2.10.1 Relé RD3T Ref. 022/01 MAYVASA u.................... ...................... ..................... .................... 21

6.2.10.2 Relé RV-UT. ARTECHE u ......................................................................................................21

6.2.10.3 Relé DISTANCIA. ABB u .......................................................................................................21

6.2.10.4 Relé RV-ITN. ARTECHE u ....................................................................................................22

6.2.10.5 Relé RSD3 Ref. 011/3 MAYVASA u ................... ..................... ..................... ...................... .. 22

6.2.10.6 Relé M.L.A Ref. 007/4 MAYVASA u .................... ...................... ..................... .................... 22

6.2.10.7 Relé RRA-3F Ref. 008/2 MAYVASA u .................................................................................23

6.2.11 Alumbrado. 24

6.2.11.1 Lum. ET-400 Carandini. u ......................................................................................................24

6.2.11.2 Lum. JCH-250 Carandini. u ................... ..................... ..................... ..................... ................. 24

6.2.11.3 Lum. Emerg. Mod. 53063. 20 W. SIMON u..........................................................................24

6.2.11.4 Lum. FBS 498/1.236 2*36 W PHILIPS u .................... ..................... ..................... ................. 24

6.2.11.5 Lum. FBS 105/136 PHILIPS u ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 25

6.3 Resumen Del Presupuesto. ............................................................................. 26

7 ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD ......................................................................................... 2

7.1 Memoria...............................................................................................................2

7.1.1 Objeto de la memoria. 2

7.1.1.1 Interferencias con servicios. .....................................................................................................3

7.1.2 Actividades. 3

7.1.3 Equipos de trabajo. 3

7.1.3.1 Maquinaria.................................................................................................................................4

7.1.3.2 Elementos...................................................................................................................................4

7.1.4 Riesgos laborales y medidas preventivas. 5

7.1.4.1 Actividades. ...............................................................................................................................5

7.1.4.2 Utilización de maquinaria......................................................................................................18 7.1.4.3 Servicios sanitarios y comunes. .............................................................................................19

7.1.4.4 Servicios comunes. ................... ...................... ..................... ..................... ...................... ......... 20

7.1.4.5 Formación. .................. ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... .. 21

7.1.5 Pliego de condiciones. 21


15/307

xv

Índice de Figuras

Figura 1. Central hidroeléctrica en Costa Rica. .................................................... ................................. 4

Figura 2. Sistema eléctrico de Costa Rica (Fuente: ICE).......................................................................8 Figura 3. Simple barra.............................................................................................................................11

Figura 4. Esquema de barra partida......................................................................................................12

Figura 5. Esquema de simple barra con by-pass.................................................................................12

Figura 6. Esquema de simple barra con barra de transferencia........................................................14

Figura 7. Esquema de doble barra................................................................ ........................................ 15

Figura 8. Esquema de doble barra con by-pass...................................................................................16

Figura 9. Esquema de doble barra con barra de transferencia..........................................................17

Figura 10. Esquema de doble barra con dos barras de transferencia...............................................18 Figura 11. Esquema de doble barra y doble interruptor....................................................................19

Figura 12. Esquema de interruptor y medio........................................................................................20

Figura 13. Esquema de triple barra.......................................................................................................21

Figura 14. Esquema en anillo.................................................................................................................22

Figura 15. Subestación AIS.....................................................................................................................29

Figura 16. Subestación GIS.....................................................................................................................31

Figura 17. Subestación prefabricada.....................................................................................................32

Figura 18. Subestación híbrida. ........................................................... .................................................. 33 Figura 19. Subestación de Barbaña (Ourense).....................................................................................35

Figura 20. Subestación móvil.................................................................................................................36

Figura 21. Interruptor automático.........................................................................................................37

Figura 22. Interruptor de desconexión al aire y a presión atmosférica............................................39

Figura 23. Interruptor AIS de autosoplado..........................................................................................43

Figura 24. Seccionador de cuchillas giratorias. .................................................... ............................... 45

Figura 25. Seccionadores de cuchillas deslizantes. ........................................................ ..................... 46

Figura 26. Seccionador de columna giratoria central. ................................................... ..................... 47 Figura 27. Seccionador de dos columnas giratorias............................................................................48

Figura 28. Seccionador de pantógrafo. ......................................................... ........................................ 49

Figura 29. Transformador de intensidad. .................................................... ........................................ 54

Figura 30. Transformador de tensión inductivo. ........................................................... ..................... 56

Figura 31. Transformador de tensión capacitivo. .......................................................... ..................... 58

Figura 32. Transformador óptico. ....................................................... .................................................. 61

Figura 33. Cuernos de arqueo................................................................................................................63

Figura 34. Pararrayos autovalvular. ................................................... .................................................. 64

Figura 35. Pararrayos de óxido de zinc. ....................................................... ........................................ 66


16/307

Índice de Figuras xvi

Figura 36. Bobina de bloqueo. ................................................... ........................................................... . 69

Figura 37. Interruptor tipo GIS..............................................................................................................71

Figura 38. Uso de transformadores.......................................................................................................17

Figura 39. Transformador de potencia. ........................................................ ........................................ 20

Figura 40. Transporte de un transformador de potencia por carretera. .......................................... 22

Figura 41. Realización de pruebas en un transformador...................................................................23

Figura 42. Protección de gases de un transformador. ................................................... ..................... 27

Figura 43. Protección de distancia.........................................................................................................44

Figura 44. Relé de distancia. ...................................................... ........................................................... . 44

Figura 45. Diferencial de barras. Falta interna. .................................................... ............................... 45

Figura 46. Diferencial de barras. Falta externa....................................................................................45

Figura 47. Protección diferencial de barras..........................................................................................47

Figura 48. Protección fallo de interruptor............................................................................................48

Figura 49. Protección de tensión. ........................................................ .................................................. 49

Figura 50. Relé de frecuencia.................................................................................................................50

Figura 51. Relé de sincronismo..............................................................................................................51

Figura 52. Estructura en celosía.............................................................................................................53

Figura 53. Estructura empresillada.......................................................................................................54

Figura 54. Estructura de alma llena. ................................................... .................................................. 55

Figura 55. Estructura tubular.................................................................................................................56

Figura 56. Pórtico de línea......................................................................................................................57

Figura 57. Pórtico de barra.....................................................................................................................58

Figura 58. Incendio en una subestación. ...................................................... ........................................ 64

Figura 59. Detalle de una puesta a tierra..............................................................................................73

Figura 60. Maqueta de una subestación con valla. ........................................................ ..................... 76

Figura 61. Esquema unifilar.....................................................................................................................2

Figura 62. Cortocircuito trifásico...........................................................................................................24

Figura 63. Cortocircuito entre fases. ................................................... .................................................. 25

Figura 64. Modelos..................................................................................................................................30

Figura 65. Características del modelo PEXLIM-Q. ........................................................ ..................... 45

Figura 66. Datos de protección del modelo PEXLIM-Q.....................................................................46

Figura 67.Datos del revestimiento. ..................................................... .................................................. 47

Figura 68. Distribución del presupuesto................................................................................................2

Figura 69. Movimiento de tierras............................................................................................................7

Figura 70. Entibaciones.............................................................................................................................9

Figura 71. No pasar las cargas por encima de las personas...............................................................13

Figura 72. Trabajos en altura..................................................................................................................14

Figura 73. Montaje de equipos...............................................................................................................17


17/307

xvii

Figura 74. Puesta en servicio..................................................................................................................18

Figura 75. Vestuarios. ....................................................... ........................................................... ........... 21

Figura 76. Cinta de señalización............................................................................................................26

Figura 77. Advertencia de riesgo eléctrico...........................................................................................28

Figura 78. Advertencia de explosión. ........................................................... ........................................ 28

Figura 79. Advertencia de peligro.........................................................................................................28

Figura 80. Prohibido fumar y llamas desnudas. .................................................. ............................... 29

Figura 81. Prohibido el paso a peatones...............................................................................................29

Figura 82. Protección obligatoria cabeza..............................................................................................29

Figura 83. Protección obligatoria manos..............................................................................................30

Figura 84. Protección obligatoria pies. ......................................................... ........................................ 30

Figura 85. Protección obligatoria vista. ........................................................ ........................................ 30


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Índice de Tablas xviii

Índice de Tablas

Tabla 1. Dimensiones máximas para el transporte en Costa Rica. ................................................... 21

Tabla 2. Propiedades físicas del cobre, aluminio y acero...................................................................38 Tabla 3. Límites sonoros.........................................................................................................................68

Tabla 4. Tensiones soportadas nominales a los impulsos tipo rayo y a frecuencia industrial,

en función de la tensión más elevada para el material.............................................................8

Tabla 5. Distancias mínimas en función de la tensión soportada a los impulsos tipo rayo............9

Tabla 6. Distancias mínimas en pasillos...............................................................................................10

Tabla 7. Valor de "d" en función de la tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo. ...... 11

Tabla 8. Resumen de resultados............................................................................................................12

Tabla 9. Distancias adoptadas en la subestación.................................................................................13 Tabla 10. Propiedades físicas de los metales normalmente utilizados como conductores. .......... 17

Tabla 11. Tipos de conectores. ................................................... ........................................................... . 22

Tabla 12. Nivel de aislamiento. ........................................................... .................................................. 40

Tabla 13. Tensión Ur mínima.................................................................................................................42

Tabla 14. Línea de fuga...........................................................................................................................44

Tabla 15. Sección del conductor. ......................................................... .................................................. 52

Tabla 16. Tensiones máximas de paso y contacto...............................................................................54

Tabla 17. Resumen de las tensiones de paso y contacto.....................................................................61 Tabla 18. Resumen del presupuesto. ................................................... ¡Error! Marcador no definido.


19/307

1Introducción


20/307

1 Introducción 2

1 Introducción

1.1 Introducción y objetivo del proyecto.

Una subestación eléctrica es un conjunto de equipos eléctricos destinados a

dirigir la energía eléctrica, en un punto de la red, en el que confluyen generalmente

generadores, líneas y transformadores. Básicamente las funciones que cumple una

subestación son las siguientes:

- SEGURIDAD: Separar del sistema aquellas partes en las que se haya

producido una falta eléctrica.

- EXPLOTACIÓN: Configurar el sistema eléctrico con el fin de dirigir los

flujos de energía en forma optima, tanto desde el punto de vista de la

seguridad en el servicio, como en la minimización de las perdidas,

permitiendo también las funciones de mantenimiento sobre los equipos.

- INTERCONEXIÓN: Interconectar dos sistemas eléctricos de diferente

tensión, conectar generadores al sistema de transporte o bieninterconectar varias líneas de un mismo nivel de tensión.

Si se analizara el cometido de una subestación en la red, se podrían observar las

siguientes funciones:

- GENERACIÓN: Incorporan a la red las centrales generadoras a través

de los correspondientes transformadores elevadores.

-

TRANSPORTE: Actúan como nudo de interconexión de un número

variable de líneas de transporte.

- DISTRIBUCIÓN: Cumplen la misión de interconectar el sistema de

transporte con sistemas de niveles de tensión inferiores (transporte local,

subtransporte y distribución).

El consumo de energía eléctrica ha crecido de manera muy significativa en los

últimos años, debido al crecimiento tanto de la población como de las tecnologías. Si


21/307

1 Introducción 3

tomamos como referencia los doce últimos meses, de febrero del 2007 a febrero del

2008, la demanda ha ascendido a 262.015 GWh, lo que supone un crecimiento del 3,3 %

respecto al mismo periodo anterior. Corregida la influencia de la laboralidad y la

temperatura, el incremento de la demanda ha sido del 3,7 %; según Red Eléctrica de

España.

Por tanto, resulta necesario tanto una mayor generación como una mejor

distribución. Aquí es donde aparecen las subestaciones y líneas eléctricas, que no sólo

tienen que resolver el problema del alto precio del terreno y el impacto en el medio

dónde se construyen, sino también tener una alta fiabilidad, flexibilidad y seguridad.

Este proyecto se basa en el diseño y construcción de una subestación de

generación eléctrica de 230 kV, conectada a una central hidráulica de 50 MW de

capacidad para la evacuación de energía con el objetivo de dotar de suministro a la

zona a través de una línea de 230 kV.

La instalación constará de dos posiciones de entrada de 13.8 kV, procedentes de

la planta hidráulica, dos transformadores de 33 MVA y una relación de transformación

de 230/13.8 kV y dos posiciones de salida a la línea de 230 kV.

En dicha subestación, se adoptará una configuración de interruptor y medio

con dos posiciones de generación y dos posiciones de línea para conexión con el

sistema de transporte. Nos centraremos en el diseño electromecánico, profundizando

en el cálculo de los esfuerzos que sufren los embarrados, la selección de aislamientos y

el estudio de los sistemas de puesta a tierra.

El esquema de interruptor y medio es de un coste relativamente bajo para la

fiabilidad y operabilidad que proporciona (teniendo en cuenta las opcionescomparables, como la doble barra, la doble barra doble interruptor o el anillo), la

operación es flexible durante el mantenimiento de un interruptor ya que no es

necesario interrumpir la carga. En definitiva, es un esquema seguro y flexible que

normalmente se considera adecuado para subestaciones importantes.


22/307

1 Introducción 4

Figura 1. Central hidroeléctrica en Costa Rica.


23/307

1 Introducción 5

1.2 El sistema eléctrico costarricense.

En 1851 las principales calles de la ciudad de San José se alumbraban con

lámparas de queroseno o canfín (nombre que le dan los costarricenses). Conformeavanzaba el crecimiento urbano y se acentuaban los daños que el tiempo había

ocasionado en los postes, se hacía más evidente que este sistema era obsoleto y

aumentaba la urgencia de establecer un nuevo servicio, acorde con las demandas del

comercio y la industria.

La electricidad a Costa Rica llegó en el año 1884, tan sólo dos años después de

ser iluminada la ciudad de Nueva York. La primera planta hidroeléctrica del país,

llamada Aranjuez y ubicada en el centro de San José, entró en operación en 1884 por la

Compañía Eléctrica de Costa Rica, tenía una fuerza de 75 caballos y generaba 50

kilovatios para 25 lámparas de carbón.

El desarrollo de esta actividad permitió la formación de empresas nacionales y

el arribo de extranjeras, para dedicarse a prestar ese servicio público en las diferentes

ciudades del país.

Por ello, la electrificación en Costa Rica creció de forma desordenada y sincontrol, lo que contribuyó a que la calidad del servicio fuese deficiente y poco a poco se

constituyera un monopolio. La inexistencia de controles para el suministro generaba

costes altos que impedían que la gran mayoría de personas disfrutaran de él.

En 1928 la transnacional estadounidense The Electric Bond and Share

monopolizó los servicios eléctricos en la parte central del país, el mejor mercado

nacional. El interés primordial de esa empresa fue maximizar ganancias con el mínimo

coste. Esta situación generó una crisis energética generalizada y el malestar de amplios

sectores de la sociedad costarricense.

Ya en la década de los veinte los costarricenses se cuestionaban la concesión

eléctrica otorgada por la Municipalidad de San José a la Electric Bond and Share Co. de

los Estados Unidos. Concientes de la falta de garantía en la prestación del servicio

eléctrico, en 1923 José Víctor y Ricardo Moreno Cañas, y José Joaquín Quirós Salazar y

Ricardo Fournier Quirós decidieron junto con el ex presidente Alfredo González Floresconstituir la denominada "LIGA CIVICA NACIONAL"; uno de los movimientos


24/307

1 Introducción 6

políticos más importantes de su época, cuyo objetivo fundamental era defender los

intereses del país frente a la inversión, mal servicio y prepotencia de las empresas

extranjeras, por lo que los miembros de la Liga Cívica conjuntamente con Max Koberg

Bolandi redactaron y propusieron un Proyecto de Ley que buscaba la nacionalización

de las fuerzas hidroeléctricas del país. Como resultado de esa gestión, se promulgó la

Ley 77 del 31 de julio de 1928, que creó el Servicio Nacional de Electricidad (SNE). A

partir de esta acción, una de las primeras de este tipo en toda América Latina, se logró

la nacionalización de las aguas. Mediante la Ley 258 de 1941 al SNE se le dio la

potestad de regular el suministro y calidad de la energía eléctrica.

En 1949 se crea el Instituto Costarricense de Electricidad, en adelante ICE, como

respuesta al clamor por el manejo nacional del desarrollo y la presentación de servicioseléctricos.

• Su Ley Constitutiva designa las siguientes como sus necesidades básicas:

• Construir plantas de generación eléctrica.

• Unificar toda la capacidad instalada en un único sistema.

•

Expandir los servicios mediante la edificación de redes de distribución.

El ICE inició sus labores con un diagnóstico y evaluación integral de la situación

energética del país lo cual generó un Proyecto Nacional de Electrificación, cuyo

desarrolló por etapas se realizó de acuerdo a la entrada en operación de plantas de

generación. Esas etapas fueron cuatro:

1. Dar prioridad al suministro de energía eléctrica a los centros

urbanos de la Zona Central.

2. Resolver el problema de las zonas urbanas del resto del país que

eran servidas en forma aislada por el ICE.

3. Resolver el problema de electrificación rural alrededor de los

centros urbanos ya interconectados.


25/307

1 Introducción 7

4. Solucionar los problemas de pequeños grupos aislados, por

medio de instalaciones que por mucho tiempo operaron

independientemente de los sistemas interconectados.

El desarrollo de la cobertura eléctrica del país a través de los años y como

consecuencia de la obra realizada por el ICE, y otras empresas de distribución eléctrica,

ha tenido un desarrollo vertiginoso en las tres áreas que componen un sistema

eléctrico: Generación, Transmisión y Distribución.

Cuando se creó el Instituto en 1949 aproximadamente el 15% del territorio

nacional tenía cobertura eléctrica. Cincuenta y un año después en el año 2000, ese

porcentaje llegaba a un 94.4%. En 2007, el porcentaje de cobertura energética alcanza el

97.5% del país, un porcentaje comparable al de países desarrollados. En la actualidad,

el 98.1% del territorio dispone de servicio eléctrico. Este alto porcentaje es comúnmente

reconocido como el mérito más importante de esta empresa, pues su carácter estatal le

ha obligado a llevar la distribución de electricidad a zonas dónde no es necesariamente

rentable hacerlo, dada la baja densidad de población en algunas zonas rurales.

En el año 2002 el ICE sufre un drástico ajuste que retrasaría sus inversiones, por

la petición del Gobierno de que debe generar un superávit de 10.000 millones decolones costarricenses (aproximadamente 17.84 millones de dólares) para ayudar a

contener el déficit de las finanzas públicas. Como resultado de esto y la escasez de

lluvias en el verano de 2007 se empiezan a sentir los efectos de la falta de energía,

produciéndose una fuerte caída en la producción de energía en las plantas

hidroeléctricas, lo cuál supuso fuertes cortes eléctricos durante algunas semanas y una

serie de apagones que dejaron a oscuras casi a la totalidad del país. Con la llegada del

invierno la situación se normalizó.

La implementación del Proyecto Nacional de Electrificación sumado a otra serie

de iniciativas paralelas han permitido que en el año 2000 se cuente con 22 plantas de

generación eléctrica: 15 hidroeléctricas, 5 térmicas y 2 geotérmicas, que en conjunto

producen 1,373.070 KW. Esto representa un 80.90 % del total producido en todo el país.

Más de un 80% de la electricidad que el ICE ofrece a los costarricenses proviene

de lo ríos; siendo el proyecto más importante el complejo Arenal-Dengo-Sandillal. Este

esfuerzo aunado a otros en el campo de la producción de energía geotérmica, eólica y


26/307

1 Introducción 8

térmica le permiten a Costa Rica ser uno de los primero países en cobertura eléctrica en

Latinoamérica, exportando electricidad a Nicaragua y Panamá.

La generación y distribución de energía es un monopolio estatal en Costa Rica,

aunque a principios de la década anterior se aprobó una ley que permite a empresas

privadas generar electricidad, la cuál debe ser vendida al ICE para que éste a su vez la

venda al público. Los generadores privados generan cerca del 10% de la energía

consumida en la nación. La intención de la ley era quitar presión al ICE sobre la

necesidad de invertir en generación.

Figura 2. Sistema eléctrico de Costa Rica (Fuente: ICE).


27/307

1 Introducción 9

1.3 Configuraciones de subestaciones eléctricas.

Como parte integrante del sistema de transporte, una subestación funciona

como punto de conexión o desconexión de las líneas de transporte, de las líneas dedistribución, de las centrales de generación y de los transformadores elevadores y

reductores. Los objetivos de las subestaciones son conseguir la máxima seguridad,

flexibilidad y continuidad del servicio con los mínimos costes de inversión que

satisfagan los requisitos del Sistema Eléctrico.

En la elección del tipo más adecuado de subestación para una aplicación

determinada, influyen muchos factores. Entre éstos se encuentran el nivel de tensión, la

capacidad de carga, las consideraciones ambientales, las limitaciones de

emplazamiento y las servidumbres de paso de las líneas de transporte. Además, los

criterios pueden variar según los distintos sistemas.

Con el continuo aumento en los costes de los equipos, mano de obra, terreno y

preparación del emplazamiento, hay que esforzarse al máximo para elegir criterios que

representen la mejor composición para satisfacer los requisitos del Sistema con el coste

mínimo. Como los costes mayores de la subestaciones están constituidos por los

transformadores de potencia, los interruptores y los seccionadores, la disposición del

embarrado y de las conexiones determina el número de seccionadores e interruptores

necesarios.

Es esencial el análisis cuidadoso de los diferentes esquemas de conexión,

especialmente en el nivel de muy alta tensión, de lo cual se pueden conseguir ahorros

importantes mediante la elección del equipo mínimo que satisfaga los requisitos del

Sistema.

Al seleccionar la disposición del embarrado y de las conexiones de una

subestación, hay que considerar diversos factores para satisfacer todos los requisitos

del Sistema. Una subestación debe funcionar con regularidad, debe ser económica,

segura y lo más sencilla posible. Debe estar concebida de modo que permita un alto

nivel de continuidad en el servicio. Además, debe prever su futura ampliación y

permitir un funcionamiento flexible, con costes iniciales y finales reducidos. Hay que


28/307

1 Introducción 10

disponer los medios necesarios para hacer los mantenimientos de las líneas,

interruptores y seccionadores sin interrupciones de servicio ni peligro para el personal.

Las condiciones que se imponen en el trazado de las líneas de transporte,

condicionan muchas veces, el emplazamiento de la subestaciones y la disposición de

los embarrados. El lugar elegido debe permitir la disposición adecuada de las líneas.

Para tener regularidad de servicio, las subestaciones tienen que evitar la

interrupción total originada por fallo de interruptores o defectos en las barras y deben

estar dispuestas de forma que la reanudación del servicio después de un fallo sea

rápida. El diseño de líneas con las centrales generadoras conectadas enfrente facilita la

regularidad de servicio.

La disposición general debe permitir futuras adiciones y ampliaciones sin

interrumpir el servicio.

1.3.1 Topologías más comunes.

1.3.1.1 Simple barra.

Todos los circuitos de la subestación se encuentran conectados a una mismabarra. Dado que el número de dispositivos es bajo, y no ocupa mucho espacio, se trata

de una solución económica; además de sencilla y fácil de proteger, presentando una

gran claridad a la hora de realizar físicamente la instalación.

Sin embargo, presenta un inconveniente básico, y es que para cualquier tarea de

revisión o mantenimiento de la barra, se debe poner fuera de servicio toda la

instalación. Si la revisión se realiza en el interruptor o en el conjunto interruptor-

transformador, sólo debe ponerse fuera de servicio el aparato afectado, con lo que

quedaría sin servicio ni alimentación el circuito conectado a través de dicho aparato.

La disposición de simple barra no suele emplearse en las subestaciones

principales; si no que su uso está más extendido en redes radiales (rurales) de escaso

impacto. El depender de una sola barra principal puede ocasionar paradas graves en el

caso de un fallo en el interruptor o en la barra. Es preciso dejar sin tensión la

subestación para la conservación o ampliación de la barra. Aunque el sistema de relés


29/307

1 Introducción 11

de protección es relativamente sencillo, la disposición de simple barra se considera que

carece de flexibilidad y que está expuesta a parada total.

Esta configuración se utilizó en el año 2005 para la construcción de una

subestación en Cádiz, para la evacuación de energía generada en el parque eólico “El

Pino”.

Figura 3. Simple barra.

1.3.1.2 Barra partida.

Esta topología de simple barra consiste en partir o interrumpir la continuidad

de la misma mediante un aparato de corte (interruptor o seccionador).

Mediante esta solución, se pueden separar las fuentes alimentadoras. Suele ser

una solución empleada en instalaciones de media tensión, pues presenta una

disposición más segura y flexible que el caso anterior.

El mantenimiento de un elemento conectado a barras dejaría sin servicio a la

semibarra correspondiente, es decir, al 50% de la instalación. Se puede hacer también

una transferencia automática, cerrando el interruptor de acoplamiento, en caso de falta

en una de las líneas de alimentación a una de las semibarras.

En el año 2008, construyó una subestación de este tipo para reparto en el polígono

industrial de San Cristóbal en Valladolid.


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1 Introducción 12

Figura 4. Esquema de barra partida.

1.3.1.3 Simple barra con by-pass.

Para evitar uno de los inconvenientes de la simple barra, se instala en paralelo

con cada módulo, un seccionador llamado de by-pass. Esto permite que, en el caso de

tener que realizar trabajos en un interruptor, se pueda dar servicio a la posición

afectada a través del seccionador de by-pass. Mientras el servicio esté por by-pass, la

subestación queda sin protecciones, y en el supuesto de una perturbación, dispararan

los interruptores de cabecera de las líneas de alimentación.

En caso de producirse una falta en la línea con el seccionador de by-pass

cerrado, se produciría la pérdida total del suministro.

En Sevilla, concretamente en el término municipal de El Saucejo, la evacuación

de la energía producida por la planta eólica de Endesa se realiza mediante una

subestación de simple barra con by-pass.

Figura 5. Esquema de simple barra con by-pass.


31/307

1 Introducción 13

1.3.1.4 Simple barra con barra de transferencia.

La disposición de simple barra y barra de transferencia consiste en añadir una

barra de transferencia al esquema de barra única. Se añade un interruptor de enlace de

barras para unir la barra principal y la de transferencia.

Cuando se retira un interruptor de servicio por mantenimiento, se sustituyen

sus funciones por el interruptor de enlace de barras para no dejar sin tensión a ese

circuito. A menos que se efectúe también transferencia en los relés de protección, los

relés de la barra de transferencia deben de ser capaces de proteger las líneas de

transporte o los generadores. Esta se considera una solución poco satisfactoria debida a

la baja selectividad. Otra solución, más satisfactoria, consiste en conectar la línea y los

relés de las barras a los transformadores de intensidad situados en las barras. Con esta

disposición, los sistemas de relés de la línea y de la barra no necesitan ser transferidos

cuando se retira de servicio un interruptor del circuito para su mantenimiento,

empleándose el interruptor de enlace de barras para mantener el circuito en tensión.

Si en alguna ocasión se pone fuera de servicio la barra principal por

mantenimiento, no queda ningún interruptor de circuito para proteger los circuitos de

alimentación. El fallo de cualquier interruptor o el fallo de la barra principal dejaríanfuera de servicio a la subestación. Las maniobras con el sistema de barras principal y

de transferencia pueden ocasionar errores del operador, daños y posible parada.

Por otro lado, se trata de un sistema más caro que la simple barra, pues consta

de más dispositivos y por tanto, necesita más espacio. A pesar de solucionar bastantes

de los problemas de la topología de simple barra, no llega a los altos grados de

seguridad de servicio y flexibilidad requeridos actualmente por Red Eléctrica de

España.

Sin embargo, fuera de nuestras fronteras, varias subestaciones de generación

utilizan este esquema como Chivor, Betania, San Felipe, todas de 230 kV y Torca,

Salitre, Veraguas, Concordia de 115 kV y las de generación de la cadena del río Bogotá:

Salto, Laguneta, Colegio; todas ellas en Colombia.


32/307

1 Introducción 14

Figura 6. Esquema de simple barra con barra de transferencia.

1.3.1.5

Doble barra.

Este esquema emplea dos barras principales y cada circuito posee dos

seccionadores de barras. Un interruptor de acoplamiento de barras conecta las dos

barras y cuando está cerrado permite transferir un circuito de una barra a la otra

manteniendo la tensión mediante el accionamiento de los seccionadores de barras. El

funcionamiento normal de esta topología es con el interruptor de acoplamiento abierto.

Todos los circuitos pueden trabajar con la barra principal o la mitad de loscircuitos pueden funcionar desde cualquier barra. Esta situación, resulta equivalente a

dos nudos diferentes. En el primer caso, la subestación quedaría fuera de servicio en el

caso de fallo de la barra o de interruptor. En el segundo, sólo la mitad de los circuitos.

En algunos casos, los circuitos funcionan con las dos barras y el interruptor de

acoplamiento de barras está normalmente cerrado.

Con este esquema se necesita un sistema de relés protectores muy sensiblespara evitar la parada completa de la subestación en el caso de fallo de cualquiera de las

barras.

Este tipo de subestación presenta el mismo número de dispositivos que el

simple barra y barra de transferencia.

Las maniobras de seccionamiento se complican mucho, siendo posible que

ocurran fallos del operario, daños y posible parada, aunque se intenta evitar con el uso


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1 Introducción 15

de enclavamientos. La seguridad de servicio del esquema doble barra es baja y por ello,

esta disposición no se emplea normalmente en subestaciones importantes.

La subestación de Daganzo y la denominada “St. Fuencarral”, ambas en la

provincia de Madrid, presentan esta configuración.

Figura 7. Esquema de doble barra.

1.3.1.6 Doble barra con by-pass.

Consta de un doble juego de barras con un by-pass en las posiciones de línea o

de transformador, que puede alimentarse en cualquiera de las dos.

Presenta las ventajas de los esquemas anteriores: reparto de cargas y

flexibilidad en las maniobras, lo que permite asegurar el servicio. Por el contrario, su

montaje es más costoso y complicado, y de igual modo la realización de maniobras.

La subestación “Benahadux” en Almería y de Montearenas, en Ponferrada(León), son de doble barra con by-pass.


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1 Introducción 16

Figura 8. Esquema de doble barra con by-pass.

1.3.1.7 Doble barra con barra de transferencia.

Este tipo de embarrado dispone de un doble juego de barras donde se conectan

las líneas y transformadores, a través de los dos seccionadores, y de otros de by-pass a

la barra de transferencia. El módulo de acoplamiento sirve para unir eléctricamente la

barra de transferencia con cualquiera de las otras dos.

El mayor inconveniente de esta topología es que las maniobras soncomplicadas.

Para posibilitar la incorporación a la red de transporte de la energía generada

por la central térmica de ciclo combinado de Castelnou (Teruel) se empleó esta

topología.


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1 Introducción 17

Figura 9. Esquema de doble barra con barra de transferencia.

1.3.1.8 Doble barra con dos barras de transferencia.

En esta configuración se duplican tanto las barras como los interruptores de

cada circuito. Entre todas las configuraciones vistas, ésta es la que presenta la mayor

seguridad, tanto por falta en barras como en interruptores, también brinda una gran

libertad de operación, para trabajos de revisión y para mantenimiento. Con el fin de

lograr la mayor seguridad, cada circuito se conecta a ambas barras, debiendo

permanecer ambas energizadas. En algunos casos los circuitos se pueden separar en

dos grupos, conectando cada uno a una barra; en tal condición la falta en una de las

barras interrumpe el servicio de todo lo que está conectado a ella, perdiéndose la

seguridad que brinda la operación normal y no quedando justificado el coste extra que

supone con respecto a una doble barra.

Representa la más costosa de todas las configuraciones a expensas de suseguridad desde el punto de vista del suministro, por lo cuál su adopción en un caso

particular requiere una justificación cuidadosa.

Ésta es la configuración adoptada en la subestación de 400kV de La Mudarra,

en Valladolid.


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Figura 10. Esquema de doble barra con dos barras de transferencia.

1.3.1.9 Doble barra y doble interruptor.

La disposición de doble barra con doble interruptor tiene dos interruptores por

cada circuito. Normalmente, cada circuito está conectado a las dos barras. En algunos

casos, la mitad de los circuitos pueden trabajar con cada barra. En este caso, el fallo de

una barra o interruptor ocasionaría la pérdida de la mitad de los circuitos. El

emplazamiento de las barras principales debe ser tal que se evite el paso de los fallos a

ambas barras. El empleo de dos interruptores por circuito hace que esta disposición sea

costosa. Sin embargo, cuando todos los circuitos están conectados para poder funcionarcon ambas barras, el grado de seguridad de servicio es elevado.

Este sistema es usado generalmente en media tensión por el precio de los

interruptores. En la práctica, no es que todas las líneas dispongan de un doble

interruptor, sino que existen uno o varios de reserva, lo que permite sustituir por uno

de éstos el que se quiera revisar o reparar. La subestación de “Son Orlandis” en Palma

de Mallorca fue modificada en el año 2005 para pasar a una configuración de doble

barra y doble interruptor.


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1 Introducción 19

Figura 11. Esquema de doble barra y doble interruptor.

1.3.1.10 Interruptor y medio.

La disposición de interruptor y medio, llamada a veces de triple conexión, tiene

tres interruptores en serie entre las barras principales. Dos circuitos están conectados

entre los tres interruptores, de aquí el nombre de interruptor y medio.

Esta disposición se repite a lo largo de las barras principales, de manera que

para cada circuito se emplea interruptor y medio. En condiciones de trabajo normales,

todos los interruptores están cerrados y las dos barras están en tensión. Se desconecta

un circuito abriendo los dos interruptores que le corresponden. Si falla el interruptor

de enlace, quedará otro circuito fuera de servicio, pero no se producirá la pérdida

adicional de un circuito si el disparo de una línea incluye el fallo de un interruptor de

barra.

Cualquiera de las dos barras puede quedar fuera de servicio en cualquier

momento sin interrumpir el servicio. Con los generadores colocados enfrente de los

centros de consumo, se puede trabajar con ambas barras fuera de servicio. El

mantenimiento de los interruptores se puede hacer sin pérdida de servicio, sin cambios

en los relés y mediante una maniobra sencilla en los seccionadores de los interruptores.

La disposición de interruptor y medio es más cara que las otras, excepto para el

caso del esquema doble interruptor doble barra. Sin embargo, es superior en


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flexibilidad, regularidad y seguridad. Los sistemas de relés de protección son más

complejos si se comparan con las otras disposiciones. Se podría considerar una

solución intermedia entre doble barra y doble barra con doble interruptor.

Son muy numerosas las instalaciones españolas que han sido diseñadas en la

configuración de interruptor y medio. Podemos citar las subestaciones de Virtus, en la

provincia de Burgos, Muruarte, en Navarra o Litoral, en Carboneras (Almería),

Figura 12. Esquema de interruptor y medio.

1.3.1.11 Triple barra.

Se emplea frecuentemente para instalaciones con muy altas tensiones. El

sistema comprende dos juegos de barras principales y un juego auxiliar. Cada juego de

barras tiene su protección diferencial independiente para evitar la desconexión total de

la subestación. En caso de fallo, los juegos de barras principales permiten que la mitad

de las líneas se conecten a un juego y la otra mitad al otro. Las barras auxiliares sirven

para que el interruptor de acoplamiento pueda sustituir la operación de cualquier

interruptor del circuito.

Esta solución permite dar mantenimiento o reparación a cualquier interruptor

sustituyéndolo por el de acoplamiento sin alterar el suministro de energía.


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Figura 13. Esquema de triple barra.

1.3.1.12 Anillo.

En el esquema en anillo, los interruptores están dispuestos con los circuitosconectados entre ellos. Cada calle sale de entre dos interruptores. Hay por tanto el

mismo número de circuitos que de interruptores. Durante el funcionamiento normal,

todos los interruptores están cerrados. Cuando se presenta un fallo en un circuito, se

disparan dos interruptores contiguos a la calle donde ha ocurrido la falta y si uno de

los interruptores no funciona, para aislar el fallo, se dispara un interruptor adicional

por la acción de los relés de protección de fallo de interruptor, lo que supone la pérdida

de uno de los circuitos contiguos; es decir, se disparará el siguiente por orden.

Durante el mantenimiento de un interruptor, el anillo queda roto pero todas las

líneas siguen en servicio. Los circuitos conectados al anillo están dispuestos de forma

que los circuitos de generación se alternen con los de carga. Cuando se produce una

parada prolongada, puede abrirse el seccionador de línea y cerrarse el anillo. No son

precisos cambios en los relés de protección para distintas condiciones de trabajo ni

durante el mantenimiento.

8/17/2019 Fuerzas Ent

fuerzas entre conductores

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