indice - iit | instituto de investigacion tecnológica · el diseño de una subestación eléctrica...
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Indice:
1. DATOS DE PARTIDA ................................................................................................3
2. ANÁLISIS DE CONFIGURACIONES DE SUBESTACIONES................................3
2.1. CONFIGURACIONES POSIBLES ........................................................................7
2.2. ESTUDIO DE FIABILIDAD ..................................................................................9
2.2.1. SIMPLE BARRA ..................................................................................................12
2.2.2. SIMPLE BARRA PARTIDA CON SECCIONADOR O INTERRUPTOR DE
UNIÓN O DE ACOPLAMIENTO ......................................................................................14
2.2.3. SIMPLE BARRA CON SECCIONADOR DE BY-PASS EN SALIDA ..............15
2.2.4. JUEGO DE BARRAS SIMPLE CON BARRA DE TRANSFERENCIA ............16
2.2.5. DOBLE JUEGO DE BARRAS .............................................................................18
2.2.6. DOBLE JUEGO DE BARRAS CON SECCIONADOR DE BY-PASS...............19
2.2.7. DOBLE JUEGO DE BARRAS CON BARRA DE TRANSFERENCIA .............20
2.2.8. DOBLE JUEGO DE BARRAS CON DOS BARRAS DE TRANSFERENCIA ..21
2.2.9. DOBLE JUEGO DE BARRAS CON DOBLE INTERRUPTOR .........................22
2.2.10. TRIPLE BARRA ..............................................................................................23
2.2.11. EMBARRADO EN ANILLO...........................................................................24
2.2.12. INTERRUPTOR Y MEDIO .............................................................................26
3. CONFIGURACIÓN ELEGIDA.................................................................................28
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4. CARACTERÍSTICAS GENERALES........................................................................29
4.1. TENSIÓN NOMINAL ..........................................................................................29
4.2. INTENSIDAD NOMINAL ...................................................................................29
4.3. INTENSIDADES DE CORTOCIRCUITO...........................................................30
4.4. NIVEL DE AISLAMIENTO.................................................................................31
4.5. DISTANCIAS DE AISLAMIENTO.....................................................................32
4.6. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES POR CAUSA DEL TIPO DE
APARATOS A INSTALAR................................................................................................33
4.6.1. SECCIONADORES ..............................................................................................33
4.6.1. INTERRUPTORES ...............................................................................................34
4.6.2. PARARRAYOS O AUTOVÁLVULAS ...............................................................34
5. APARAMENTA ........................................................................................................34
5.1. TRANSFORMADORES.......................................................................................35
5.2. APARAMENTA CONVENCIONAL...................................................................35
5.2.1. INTERRUPTOR....................................................................................................35
5.2.2. SECCIONADOR...................................................................................................36
5.2.3. TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD........................................................39
5.2.4. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN...............................................................40
5.2.5. AUTOVÁLVULAS...............................................................................................40
6. EMBARRADOS ........................................................................................................41
7. ESTRUCTURAS........................................................................................................41
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1. Datos de partida
Son los datos a partir de los cuales se parte para hacer la subestación. El cliente
es quien da la información necesaria para poder comenzar el proceso de diseño de
la subestación. En este proyecto se tomaron como datos de partida:
- Tensión nominal: 230kV, 132kV, 66kV
- Intensidad de cortocircuito: 32kA, 25.2kA, 25.2kA
- Aceleraciones sísmicas (en caso de aplicación de esfuerzo sísmico):
las aceleraciones sísmicas se toman como una fracción de la gravedad
y depende del caso de estudio y del país donde se localice la
subestación.
- Esfuerzos por viento: se tomarán do valores de velocidad de viento:
120km/h y 160km/h.
2. Análisis de configuraciones de subestaciones
El diseño de una subestación eléctrica consiste esencialmente en la distribución
de un cierto número de componentes (transformadores de potencia,
transformadores de intensidad para medidas, interruptores, seccionadores, etc.),
de acuerdo con las funciones a desarrollar y con ciertas reglas de espacio a
respetar, respetando también el diagrama unifilar y el sistema de barras del
sistema.
En la elección del tipo más adecuado de subestación para una aplicación
determinada, influyen muchos factores. Entre estos se encuentra 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; a parte,
debe prever su futura ampliación sin la interrupción del servicio y permitir un
funcionamiento flexible, con costes iniciales y finales reducidos.
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Además los criterios para el proyecto pueden variar según los distintos sistemas.
Las condiciones que se imponen en el trazado de las líneas de transporte
condicionan muchas veces el emplazamiento de la subestación y la disposición de
los embarrados. El lugar elegido debe permitir la disposición adecuada de las
líneas.
Para tener regularidad de servicio, las subestaciones deben 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.
Con el continuo aumento general 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 las subestaciones están constituidos por los
transformadores de potencia, interruptores y seccionadores, la disposición del
embarrado y de las conexiones determina el número de interruptores y
seccionadores necesarios.
Una subestación eléctrica está comúnmente compuesta de un determinado
número de circuitos similares, cada uno de los cuales suele incluir una sección del
sistema de barras, una parte del conjunto de interruptores, transformadores, etc.;
por esta razón es suficiente para determinar la configuración de la subestación
eléctrica una parte básica del circuito en primera instancia y dejar los detalles
para una etapa posterior del diseño.
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El grado de complejidad en la configuración adoptada por una subestación
eléctrica está también en el tamaño de la misma o, en otras palabras, en las
tensiones que se manejan.
La manera más simple de unir un determinado número de circuitos, a una misma
tensión todos, es hacer llegar todos a un sistema de barras colectoras.
Con el objeto de mejorar la seguridad, facilitar el mantenimiento y aumentar la
flexibilidad de operación de los sistemas de potencia se han elaborado distintas
configuraciones a lo largo de los años; cabe considerar diferentes soluciones
según se de preferencia a los factores de regularidad del servicio, economía,
seguridad y sencillez como consecuencia de la función e importancia de la
subestación.
A parte pueden existir distintas disposiciones de una fase con respecto a otra, por
ejemplo en un sistema de doble barra puede haber cuatro configuraciones
distintas según la distribución de las barras de fase.
En este análisis de configuraciones hay que tener en cuenta lo que ocurre con la
calidad del servicio y la seguridad tanto en la ejecución de las maniobras como de
las instalaciones.
Es conveniente mencionar que la topología global del sistema es un elemento muy
importante a tener en cuenta tanto para el grado de confianza del sistema como
para la complejidad de las maniobras. En este sentido se sabe que:
� Los sistemas radiales son de forma inherente los que menos calidad
del servicio y seguridad aportan ya que una falta sobre las barras
afecta a todas las líneas conectadas a ella.
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� Los circuitos en malla o lazo son mejores ya que cada carga en teoría
se puede alimentar por dos trayectorias distintas.
� Las redes son las que más calidad del servicio y seguridad aportan ya
que cada carga se puede alimentar por varias trayectorias distintas,
pero también son más caras.
Uno de los principales aspectos a considerar en el diseño de las subestaciones y,
por tanto, en la disposición a usar es la calidad del servicio; se debe analizar la
probabilidad de la falta en los diferentes elementos y en el arreglo de ellas en
función de una continuidad deseada en el servicio que normalmente es regulada
por un criterio de calidad del suministro.
La disposición de las barras colectoras es producto de un análisis de este tipo, que
se conjuga también con la importancia que tendrá la subestación en la instalación
o el sistema eléctrico del que forma parte.
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2.1. Configuraciones posibles
Las configuraciones de subestación que se tendrán en cuenta son las siguientes:
Tipo de configuraciónTipo de configuraciónTipo de configuraciónTipo de configuración DesignaciónDesignaciónDesignaciónDesignación
Simple barra SB
Barra partida BP
Simple barra con by-pass SB BP
Simple barra con barra de transferencia SB BT
Doble barra DB
Doble barra con by-pass DB BP
Doble barra con barra de transferencia DB BT
Doble barra con dos barras de transferencia DB DBT
Interruptor y medio IYM
Doble barra y doble interruptor DB DI
Triple barra TB
Anillo AN
A continuación se muestran los elementos de potencia que componen cada una de
las partes de los distintos esquemas.
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SB
SB
SBSB
BP
BP
BP
BP
SBBP
SBBP
SBBP
SBBP
SBBT
SBBT
SBBT
SBBT
DB
DB
DB
DB
DBBP
DBBP
DBBP
DBBP
DBBT
DBBT
DBBT
DBBT
DBDBT
DBDBT
DBDBT
DBDBT
TBTB TBTB
DBDI
DBDI
DBDI
DBDI
IYM
IYM
IYM
IYM
** **
AN
AN
AN
AN
En una Posición de línea
InterruptoresInterruptoresInterruptoresInterruptores 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1,5 1
Seccionadores con P.A.T.Seccionadores con P.A.T.Seccionadores con P.A.T.Seccionadores con P.A.T. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T. 1 1 1 1 0 1 0 0 0 3 3 2
Seccionadores pantógrafosSeccionadores pantógrafosSeccionadores pantógrafosSeccionadores pantógrafos 0 0 1 1 2 3 3 3 3 0 0 0
Transformadores de intensidadTransformadores de intensidadTransformadores de intensidadTransformadores de intensidad 3 3 3 3 3 3 3 3 3 6 4,5 3
Transformadores de tensiónTransformadores de tensiónTransformadores de tensiónTransformadores de tensión 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
Tramos Barras Principales Tramos Barras Principales Tramos Barras Principales Tramos Barras Principales 1 1 1 1 2 2 2 2 3 2 2 0
Tendido AltoTendido AltoTendido AltoTendido Alto 0 0 1 0 0 1 0 0 0 1 1 0
Posición de transformador
InterruptoresInterruptoresInterruptoresInterruptores 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1,5 1
Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T. 1 1 1 1 0 1 0 0 0 3 3 2
Seccionadores pantógrafosSeccionadores pantógrafosSeccionadores pantógrafosSeccionadores pantógrafos 0 0 1 1 2 3 3 3 3 0 0 0
Transformadores de intensidadTransformadores de intensidadTransformadores de intensidadTransformadores de intensidad 3 3 3 3 3 3 3 3 3 6 4,5 3
Tramos Barras Principales Tramos Barras Principales Tramos Barras Principales Tramos Barras Principales 1 1 1 1 2 2 2 2 3 2 2 0
Tendido AltoTendido AltoTendido AltoTendido Alto 0 0 1 0 0 1 0 0 0 1 1 0
Posición de barras
Transformadores de tensiónTransformadores de tensiónTransformadores de tensiónTransformadores de tensión 3 6 3 3 6 6 6 6 6 6 9 0
Transformadores de intensidadTransformadores de intensidadTransformadores de intensidadTransformadores de intensidad 0 0 0 3 3 3 3 6 0 0 6 0
AutoválvulasAutoválvulasAutoválvulasAutoválvulas 3 6 3 6 6 6 9 12 6 6 9 0
Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T.Seccionadores sin P.A.T. 0 1 0 2 2 2 4 7 0 0 8 0
Tramos Barra PrincipalTramos Barra PrincipalTramos Barra PrincipalTramos Barra Principal 0 0 0 1 2 2 2 4 0 0 6 0
Tramos Barra SecundariaTramos Barra SecundariaTramos Barra SecundariaTramos Barra Secundaria 0 0 0 1 0 0 1 4 0 0 0 0
InterruptorInterruptorInterruptorInterruptor 0 0 0 1 1 1 1 2 0 0 2 0
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* Para la configuración de interruptor y medio se divide el número de
aparatos en un diámetro entre las dos posiciones que lo ocupan. Entre dos
posiciones, hay tres interruptores y cada posición usa uno y comparten el de en
medio.
2.2. Estudio de fiabilidad
La fiabilidad de una subestación deriva de la probabilidad de que funcione
correctamente, cumpliendo la misión que tiene encomendada. Esta misión es
mantener la conexión entre nudos de generación y de suministro para permitir el
transporte de energía.
Es evidente que una subestación será más fiable cuanto más lo sean los
elementos que la componen, o cuanto más sistemas redundantes existan.
Cualquiera de las dos opciones implica una mayor inversión en equipos, lo cual
puede no ser económicamente viable. Por lo tanto, se debe llegar a un
compromiso entre fiabilidad y economía.
Por otro lado, la finalidad a la que esté destinada una subestación influye en el
nivel de exigencia, es decir, no se exige la misma fiabilidad a una subestación
secundaria de 45 kV que a una de transporte de 400 kV. Como la fiabilidad de una
subestación depende de la configuración de la misma, se comparará en este
apartado la fiabilidad de las distintas configuraciones para seleccionar la
disposición más correcta en cada caso.
Las subestaciones tendrán los siguientes elementos comunes:
- 6 posiciones de línea.
- No tienen ningún transformador (no se considera posición de
transformador)
- Todas las posiciones de línea tienen los mismos elementos
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Los elementos que pueden provocar un fallo en la subestación que impida el
funcionamiento de una línea son:
- Interruptor
- Seccionador
- Barras
Aunque en las subestaciones existen otros elementos que pueden ocasionar
discontinuidades en el servicio (Trafos de intensidad, de tensión,...) un análisis de
sensibilidad demuestra que su influencia en los índices de discontinuidad es
pequeña.
Otras suposiciones son:
- El fallo de cualquier aparato de una posición de línea impide que
funcione la línea, pero no impide que funcionen las barras
- El fallo de cualquier aparato que conectado a un juego de barras
impida que estas funcionen está recogido en la probabilidad de fallo de
barras
- No se tiene en cuenta el periodo de mantenimiento de los aparatos
Ante estas suposiciones se determinará la probabilidad de que funcionen un
número determinado de posiciones.
El siguiente gráfico muestra la probabilidad de que funcione un número de
posiciones en una subestación con seis posiciones de línea.
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Disponibilidad de las posiciones según distintos esquemas
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
0 1.50% 0.06% 1.50% 1.50% 0.02% 0.02% 0.02% 0.02% 0.02% 0.00% 0.00% 0.00%
1 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%
2 0.03% 0.56% 0.03% 0.00% 0.02% 0.02% 0.00% 0.00% 0.00% 0.02% 0.00% 0.00%
3 0.52% 2.91% 0.52% 0.07% 0.35% 0.35% 0.05% 0.03% 0.00% 0.35% 0.01% 0.01%
4 5.27% 5.17% 5.27% 0.96% 4.17% 4.17% 0.67% 0.54% 0.03% 4.15% 0.22% 0.18%
5 28.50% 28.07% 28.50% 7.41% 26.29% 26.29% 6.00% 4.04% 2.78% 26.27% 3.13% 2.46%
6 64.18% 63.22% 64.18% 90.05% 69.15% 69.15% 93.26% 95.36% 97.16% 69.21% 96.64% 97.35%
Simple
Barra
Barra
Partida
SB+ByP
ass
SB+B
Trans
Doble
Barra
DB+ByP
ass
DB+B
Trans
DB+2 B
Trans
DB+ 2
Int
Triple
Barra
Int y
medioAnillo
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A continuación se analizará cada una de las disposiciones, indicando las ventajas e
inconvenientes de cada una. Se tendrán en cuenta en la descripción las siguientes
características:
� Fiabilidad.
� Coste.
� Operación.
� Mantenimiento.
� Ampliaciones futuras.
Es necesario realizar este estudio porque debido al tipo de configuración que se
esté utilizando tendremos más o menos aparatos de corte y maniobra y ello
conllevará a tener más o menos estructuras de soporte lo que me llevará a un
mayor o menor coste en acero.
2.2.1. Simple barra
Esta disposición es la más simple de todas y parte de una definición simplista de lo
que es una subestación: “ punto en la red en el cual se conectarán diferentes
circuitos eléctricos”.
Esta disposición no es segura ante una falta en barras o el mantenimiento de las
barras o de cualquier aislador de éstas, ya que para cualquier revisión en los
aparatos conectados a las barras debe ponerse fuera de servicio toda la
instalación. Si la revisión se realiza en el interruptor de línea o en el conjunto
interruptor-transformador, sólo debe ponerse fuera de servicio el aparato
afectado, con lo cual quedaría sin servicio la instalación alimentada mediante
dicho aparato.
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Esta disposición no suele emplearse en las subestaciones principales porque
carece de flexibilidad y está expuesta a una parada total. Se puede emplear en
plantas generadoras termoeléctricas o hidroeléctricas con una capacidad
relativamente baja y que no formen parte fundamental del suministro de energía
eléctrica del sistema. También se suele emplear en niveles de tensión no muy
altos ya que es una de las configuraciones más baratas.
Respecto a la operación, esta disposición es simple y cómoda de operar (abrir
cualquier línea supone únicamente abrir su interruptor). Si se desea realizar
mantenimiento de un interruptor de línea se pierde la línea y para mantener un
trafo de protección y medida o un seccionador de barras se pierde toda la barra.
Realizar ampliaciones en esta subestación requiere que la dejemos fuera de
servicio.
La probabilidad de que funcionen todas las posiciones en este tipo de
configuración depende la calidad de los elementos que la componen, ya que deben
funcionar todos.
El elemento más crítico de la subestación es el embarrado, ya que el fallo del
mismo ocasiona la pérdida de toda la subestación. Este punto se repite en las
otras configuraciones de barra simple
Esta es la configuración más sencilla que se puede realizar y por tanto la más
barata; sólo lleva un interruptor y dos seccionadores por posición de línea y
además como es muy compacta ocupa poco terreno. Comparando el resto de
configuraciones con esta, se examinará que beneficios se obtienen de complicar
más la subestación.
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Puede tener algunas variantes como el uso de interruptores longitudinales que
fraccionarían la barra ofreciendo algunas de las ventajas que tiene un sistema de
doble barra; de esta forma se pueden reducir el número de circuitos que quedan
fuera de servicio. En este caso la configuración se la subestación se llamaría barra
simple partida.
2.2.2. Simple barra partida con seccionador o interruptor de unión o
de acoplamiento
Esta configuración se diferencia únicamente de la barra simple en el seccionador
que divide las barras en dos. Este hecho hace que exista una menor probabilidad
de perder toda la subestación, ya que deberían fallar las dos barras; esto teniendo
en cuenta que el seccionador o interruptor de unión o de acoplamiento esté
abierto. En este caso se comportaría como dos subestaciones de simple barra
distintas, si el interruptor de acoplamiento está cerrado la subestación se
comporta como una de simple barra.
En caso de que fallase sólo una se aislaría la otra abriendo el seccionador. Esto se
observa en la probabilidad relativamente grande de tener tres posiciones de línea
en funcionamiento.
Normalmente este tipo de configuración se utiliza para reducir la corriente de
cortocircuito en caso de que sea muy elevada.
Como el seccionador de acoplamiento está normalmente abierto, en caso de fallo
de una de las semibarras se podrá mantener en funcionamiento la otra parte de la
subestación y además se pueden separar las fuentes alimentadoras poniendo una
en cada semibarra.
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Respecto a la operación, esta disposición es simple y cómoda de operar. Es sólo un
poco más complicada que la de simple barra ( abrir cualquier línea supone
únicamente abrir su interruptor). Si se desea realizar mantenimiento de un
interruptor de línea se pierde la línea, y para mantener un trafo de protección y
medida o un seccionador de barras se pierde sólo una semibarra, quedando en
funcionamiento el 50% de la subestación.
Esta disposición se usa en media tensión, pero no se puede usar en alimentaciones
críticas.
2.2.3. Simple barra con seccionador de by-pass en salida
Con el fin de evitar uno de los inconvenientes de la simple barra, se instala en
paralelo con cada módulo, un seccionador llamado de by-pass.
Esta disposición se diferencia únicamente de la de barra simple en que cualquier
interruptor se puede aislar para su mantenimiento sin perder la continuidad si se
cierra el seccionador de by-pass. Mientras el servicio esté por by-pass la
instalación queda sin protecciones y en el supuesto de una perturbación
dispararán los interruptores de cabecera de las líneas de alimentación.
El hecho de tener un seccionador no hace variar la probabilidad de funcionamiento
o fallo de la subestación, ya que estos seccionadores sólo se utilizan en periodos
de mantenimiento.
Debido a que no hemos contemplado los periodos de mantenimiento en nuestro
análisis la disponibilidad es la misma que la de simple barra. Esta disposición tenía
sentido antiguamente, cuando los tiempos de mantenimiento de los interruptores
eran muy elevados y se corría el riesgo de dejar sin servicio la línea durante largos
periodos de tiempo.
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Este tipo de configuración está en desuso debido a que los periodos de
mantenimiento de los interruptores son cada vez más cortos y esta configuración
es más cara que la de simple barra, hay que comprar un seccionador más por
línea.
2.2.4. Juego de barras simple con barra de transferencia
Esta disposición es una evolución de las barras simples con by-pass. Es
básicamente un sistema con barra simple al cual se le agregan una barra de
transferencia y un módulo (interruptor y dos seccionadores de barras, pantógrafos
generalmente) de acoplamiento entre ambas barras, facilidades para puentear
cualquier interruptor bajo carga con la conservación de la protección del circuito
que concierna; esta protección recae sobre el interruptor de acoplamiento entre
barras y debido a esto sólo puede haber un circuito cada vez conectado a la barra
de transferencia.
Si se quisieran mantener más interruptores simultáneamente se podrían instalar
más barras de transferencia con módulos de acoplamiento pero esto no es
rentable, en ese caso es mejor usar otro tipo de configuraciones (como dos barras
principales).
El procedimiento es semejante a duplicar algunas funciones como el usado en un
sistema de doble barra.
Esta configuración tiene una probabilidad de que funcionen todas las posiciones
mucho mayor que las otras configuraciones de barra simple. Esto se debe a que la
barra de transferencia se puede considerar como una posición de reserva para
toda la subestación.
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Cuando se retira de servicio un interruptor de un circuito para su mantenimiento,
se emplea el interruptor de enlace de barras para mantener en 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 debido a su baja selectividad.
Otra solución satisfactoria consiste en conectar la línea y los relés de las barras a
los transformadores de intensidad situados en las líneas en lugar de hacerlo a los
interruptores.
Con esta disposición, el sistema de relés de la línea y de la barra no necesitan ser
transferidos cuando se retira de servicio un interruptor de circuito para su
mantenimiento, empleándose el interruptor de enlace entre barras para mantener
el circuito en tensión.
Este esquema técnicamente se puede decir que es más cómodo y seguro ya que
cada línea puede permanecer en servicio aún cuando su interruptor se encuentre
fuera de servicio por mantenimiento o reparación ya que el interruptor de
transferencia adopta estas funciones.
El hecho de la existencia de la barra de transferencia no reduce la probabilidad de
fallo de toda la subestación, ya que un fallo en el embarrado supondría la pérdida
de la subestación.
Aunque esta disposición es de bajo coste, no posee los altos grados de seguridad
de servicio y flexibilidad requeridos por el sistema actualmente.
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2.2.5. Doble juego de barras
Esta disposición es más compleja que las anteriores y se prefiere en las
subestaciones eléctricas más importantes (red de transporte) de un sistema en
donde no sólo se requiere realizar el mantenimiento o la revisión de la instalación
sin la interrupción del servicio, sino que también se requiere el funcionamiento de
algunas partes del sistema intercambiando las salidas indistintamente sobre las
barras.
Cada circuito tiene la capacidad de conectarse a cualquiera de las dos barras,
gracias a un módulo (interruptor y dos seccionadores de barras, pantógrafos
generalmente) de acoplamiento entre ambas.
Todos los circuitos pueden trabajar con una barra o la mitad de los circuitos
pueden funcionar desde cualquier barra. En el primer caso la subestación
quedaría fuera de servicio en el caso de fallo de la barra o de interruptor. En el
segundo caso sólo la mitad de los circuitos.
En algunos casos los circuitos funcionan con las dos barras y el interruptor de
barras está normalmente cerrado.
La configuración de doble barra reduce la probabilidad de fallo de toda la
subestación en dos órdenes de magnitud. La probabilidad de que no podamos
trasvasar energía se reduce considerablemente, aunque mantenemos una
pequeña probabilidad de fallo.
Las ventajas de la doble barra son las siguientes:
- Permite separar circuitos eléctricos reduciendo la corriente de
cortocircuito.
- Permite alimentar cualquier línea desde cualquiera de las dos barras.
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- Permite mantener la subestación funcionando al completo en caso de
fallo de una de las barras.
Por otro lado, la probabilidad de que funcionen todas las posiciones de la
subestación no se incrementa mucho con el doble embarrado, ya que la
disponibilidad de la misma sigue dependiendo del interruptor de la línea.
También existe la posibilidad no nula de fallo de las dos barras, lo cual dejaría la
subestación sin funcionamiento.
Respecto a la operación es más versátil que los sistemas de simple barra, pero las
maniobras de seccionamiento se complican mucho, siendo posible que ocurran
fallos del operario, daños y posible parada. La seguridad de servicio del esquema
es relativamente baja.
Existen algunas variantes de este sistema como es el caso de seccionamiento
longitudinal y el transversal que aumentan la flexibilidad de servicio y ofrecen
algunas de las ventajas de las que se tienen con sistemas de barras triples.
2.2.6. Doble juego de barras con seccionador de by-pass
Esta disposición consta de un doble juego con un by-pass en las posiciones de
línea o de transformador, que puede alimentarse en cualquiera de las dos barras.
Presenta las ventajas apuntadas en los esquemas anteriores: reparto de cargas
entre ambas barras, 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 las maniobras.
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Al igual que con la barra simple con by-pass la disponibilidad de la subestación no
se modifica con la adición de un seccionador de by-pass. Esto se debe a que no
tenemos en cuenta en el estudio los periodos de mantenimiento de la subestación.
Esta disposición tenía sentido antiguamente, cuando los tiempos de
mantenimiento de los interruptores eran muy elevados y se corría el riesgo de
dejar sin servicio la línea durante largos periodos de tiempo.
Esta configuración está en desuso debido a que los periodos de mantenimiento de
los interruptores son cada vez más cortos y es más cara que la de doble barra, hay
que comprar un seccionador más por línea.
2.2.7. Doble juego de barras 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 sendos seccionadores, y se dispone de un
módulo (interruptor y varios seccionadores de barras, pantógrafos generalmente)
de acoplamiento entre las barras principales y que permite además el uso de la
barra de transferencia.
Esto da facilidades para puentear cualquier interruptor bajo carga con la
conservación de la protección del circuito que concierna; esta protección recae
sobre el circuito cada vez que está conectado a la barra de transferencia.
Si se quisieran mantener más interruptores simultáneamente se podría instalar
más barras de transferencia con más módulos de acoplamiento y transferencia,
como se verá a continuación.
Este esquema se puede decir que es más cómodo y seguro, ya que cada línea
puede permanecer en servicio aún cuando su interruptor se encuentre fuera de
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servicio por mantenimiento o por reparación ya que el interruptor de transferencia
adopta estas funciones.
Con este tipo de esquema conseguimos dos objetivos, disminuir notablemente la
probabilidad de fallo total de la subestación y aumentar la disponibilidad de la
subestación completa.
Esta disposición tiene las siguientes ventajas:
- La barra de transferencia se puede utilizar como una posición auxiliar
que permite la continuidad en servicio de una de las líneas en caso de
que haya fallado el interruptor de línea.
- La doble barra permite separar cargas para reducir la corriente de
cortocircuito del nudo.
- La doble barra asegura la continuidad en caso de fallar una de las
barras.
Pero presenta el inconveniente de que las maniobras son bastante complicadas.
La probabilidad de fallo de las dos barras es muy pequeña pero no despreciable.
Existen configuraciones mejores para asegurar la continuidad en servicio.
2.2.8. Doble juego de barras con dos barras de transferencia
Este tipo de embarrado dispone de un doble juego de barras donde se conectan las
líneas y transformadores, a través de sendos seccionadores, y se dispone de un
módulo (interruptor y varios seccionadores de barras, pantógrafos generalmente)
de transferencia, que consta de un interruptor y de 3 seccionadores y otro de
transferencia y acoplamiento, que consta de un interruptor y de 4 seccionadores.
22
Esto permite el uso de las dos barras de transferencia, lo que da facilidades para
puentear dos interruptores cualesquiera bajo carga simultáneamente con la
conservación de la protección de los circuitos que concierna.
Esta protección recae sobre los interruptores de acoplamiento y transferencia
entre barras y debido a esto sólo puede haber dos circuitos cada vez, conectados
uno a cada barra de transferencia.
Utilizando una barra de transferencia para cada tres líneas aumentamos algo más
la disponibilidad de la subestación. Mejora tanto la probabilidad de que funcione
toda la subestación como que funcionen cinco líneas. La cuestión sería si este
pequeño aumento de la fiabilidad merece el esfuerzo económico.
Esta configuración tiene las siguientes ventajas:
- La doble barra permite separar circuitos, reduciéndose la corriente de
cortocircuito.
- Se puede alimentar desde cualquiera de las dos barras.
- Cada una de las barras de transferencia funciona como una posición
de emergencia en caso de fallar el interruptor de línea. Están
disponibles para el funcionamiento hasta dos líneas en las que halla
fallado el interruptor de la posición.
2.2.9. Doble juego de barras con doble interruptor
Este tipo de esquema tiene un cambio notable con los otros esquemas, ya que
hasta ahora sólo se había utilizado un único interruptor por posición. Este hecho,
unido a la utilización de la doble barra para evitar el fallo total de la subestación da
lugar que la probabilidad de que funcionen menos de cinco líneas sea casi nula.
23
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.
Este sistema es usado generalmente en media tensión. En la práctica, no es que
toadas las líneas dispongan de dos interruptores, eso sería muy caro; si no que se
deja el hueco y existen varios interruptores de reserva, lo que permite sustituir por
uno de estos el que se quiera revisar o reparar.
Algunas ventajas de esta configuración son:
- Existen dos interruptores por posición, por lo que la línea puede seguir
funcionando en caso de fallo de uno de los dos interruptores.
- La doble barra permite separar circuitos, pudiendo reducirse la
corriente de cortocircuito del sistema.
- Se puede alimentar una línea desde cualquiera de las dos barras.
- Desde el punto de vista de la seguridad, puedo alimentar
indistintamente cada una de las barras, lo que permite el
mantenimiento de barras o interruptores. Cuando todos los circuitos
están conectados a ambas barras el grado de seguridad es elevado.
El único punto algo negativo de esta configuración es que se mantiene una
probabilidad no despreciable de fallo total de la subestación al fallar las dos
barras, además de que el costo de esta configuración es bastante elevado.
2.2.10. Triple barra
La configuración de triple barra consta de tres barras principales y un módulo de
acoplamiento con un interruptor y cuatro seccionadores.
24
La configuración de triple barra reduce aún más la posibilidad de que falle la
subestación al completo. Por otro lado, la probabilidad de que funcionen todas las
posiciones es casi igual que la doble barra, ya que el fallo de las posiciones
depende en gran medida de los interruptores de las líneas.
Esta configuración se podría usar en caso de que tengamos intensidades de
cortocircuito muy altas. En este caso se podría dividir en tres grupos las líneas que
llegan a cada punto.
Esta configuración es muy poco utilizada debido al alto coste de la misma, que
viene principalmente de los seccionadores que hay que añadir (uno más por
posición) y a la complicación de sus maniobras.
2.2.11. Embarrado en anillo
En el esquema en anillo los interruptores están dispuestos con los circuitos
conectados entre ellos. Hay 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 y si uno
de ellos no funciona, para aislar el fallo, un circuito más se disparará por la acción
de los relés de protección de fallo de interruptor.
Esta disposición da una seguridad mayor que el sistema de barras simple debido a
que da varias alternativas para trayectorias alrededor del anillo; sin embargo el
resultado inmediato de una falta en las barras, estando los interruptores y
seccionadores cerrados, es el mismo que para un sistema de barras simple ya que
en un principio se pierden todos los circuitos.
25
La diferencia fundamental consiste en que una falta se puede aislar abriendo
secciones de barra permitiendo la operación o restablecimiento de la mayoría de
los circuitos, de manera que la continuidad de operación se puede aumentar
seccionando de forma conveniente el anillo.
Durante el mantenimiento de un interruptor el anillo queda roto pero todas las
líneas siguen en servicio.
Hay que tener cuidado en el proyecto para que los circuitos estén dispuestos de
forma que las fuentes generadoras alternen con las cargas.
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.
Esta configuración tiene la mayor fiabilidad de todas según los criterios de estudio.
Esta fiabilidad se debe a las siguientes razones:
- Las líneas son alimentadas por dos posiciones. En caso de fallo de uno
de los interruptores de la línea puede seguir en funcionamiento.
- No existen barras, por lo que desaparecen los elementos críticos. Para
que se pierda la subestación es necesario que fallen varios elementos,
con lo que disminuye la probabilidad de fallo.
Un sistema de anillo requiere un mayor espacio que un sistema de barras simple,
particularmente cuando se duplican secciones de barras y por esta razón su uso
está restringido a subestaciones de tensiones reducidas.
26
Esta configuración es de coste económico, posee buena regularidad de servicio, es
seguro y flexible y normalmente se considera adecuada para subestaciones
importantes hasta un máximo de 5 circuitos.
Tiene los inconvenientes de que el sistema de relés de protección es más complejo
que en el caso de los esquemas anteriores y que no hay posibilidad de ampliación
de la subestación manteniendo el servicio.
Es práctica común construir las subestaciones inicialmente en anillo, para
convertirlas posteriormente en el esquema de interruptor y medio.
2.2.12. Interruptor y medio
Esta disposición combina la seguridad inherente y facilidades de puenteo con
interruptores de un sistema en malla con algunas de las flexibilidades que brinda
el sistema de barras doble. Esta disposición, llamada a veces de triple conexión,
tiene tres interruptores en serie entre las barras principales y dos circuitos están
entre los tres interruptores.
Esta disposición se repite a lo largo de las barras principales, de manera que para
circuito se emplea interruptor y medio.
Se emplea medio interruptor más por circuito que en el sistema de barras doble
con tres seccionadores, pero se ahorra el uso de los interruptores de
acoplamiento entre barras.
En condiciones normales de funcionamiento todos los interruptores están
cerrados y las dos barras están con tensión. Se desconecta un circuito abriendo
los dos interruptores que le corresponden y cuando se presenta un fallo en el
interruptor de enlace quedará otro circuito fuera de servicio, pero no se producirá
27
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 sin interrumpir el
funcionamiento de la subestación. Con los generadores colocados enfrente de los
centros de consumo, se puede incluso trabajar con ambas barras fuera de servicio.
El mantenimiento de los interruptores se puede hacer sin pérdida de servicio y
mediante una maniobra sencilla en los seccionadores de los interruptores.
En este tipo de configuración se alcanza una probabilidad de funcionamiento de
todas las posiciones parecida a la de doble interruptor, y reduciéndose además a
un porcentaje despreciable la probabilidad de fallo total de la subestación.
En esta disposición se alcanza una probabilidad de funcionamiento de todas las
posiciones parecida a la de doble interruptor, y reduciéndose además a un
porcentaje casi despreciable la probabilidad de fallo total de la subestación.
La alta fiabilidad de la subestación deriva de las siguientes características:
- Posibilidad de interconectar directamente, sin pasar por barras de la
subestación, las dos salidas de la línea asociada a tres interruptores
(las dos líneas de un diámetro o calle)
- Posibilidad de conectar cualquier línea a una u otra o a las dos barras
a través de interruptor en todos los casos.
- Cualquier diámetro hace las veces de calle de acoplamiento de barras.
- En situación normal (todos los interruptores cerrados) no se pierde
ninguna línea por defecto en una de las barras de la subestación.
- Cualquier línea se puede mantener en servicio con defecto en uno de
los dos interruptores ligados a ellas.
28
En un sentido el sistema de interruptor y medio es un arreglo multiseccionado en
el canal cada par de circuitos se encuentra en una sección de barra separada (esto
es lo que se denomina calle) y es posible operar este con cualquier par o grupo de
pares separados del resto del circuito.
Sin embargo, para cubrir todas las contingencias de desconexión, los interruptores
y otros equipos deben ser capaces de manejar corrientes de cargas combinadas de
dos circuitos.
Esta configuración es de coste superior a otras, excepto la de doble barra doble
interruptor. Sin embargo, es superior en regularidad de servicio, seguridad y
flexibilidad.
Debido a su alta seguridad contra pérdidas de suministro el sistema de interruptor
y medio es recomendable para subestaciones elevadoras asociadas a plantas
generadoras y aquellas subestaciones en que se manejan grandes cantidades de
potencia sobre circuito individuales.
3. Configuración elegida
A la hora de elegir una configuración de barras, se ha realizado un pequeño
estudio entre las ofertas realizadas en Soluziona en cada nivel de tensión en el que
se realizará el estudio de las estructuras. Tras este estudio, se llegó a los
resultados siguientes:
- Para subestaciones de 230 kV, la configuración más utilizada es Doble
Barra.
- En el caso de 132 kV, Doble Barra.
- Para subestaciones de 66 kV, la configuración es Simple Barra.
29
4. Características generales.
4.1. Tensión nominal
La tensión nominal de cada uno de los sistemas debe ser un dato aportado por el
cliente.
Las tensiones nominales más usuales dependen del país en el que se pretenda
localizar la subestación.
Tensión nominal delTensión nominal delTensión nominal delTensión nominal del
sistema kVsistema kVsistema kVsistema kV
EuropaEuropaEuropaEuropa AméricaAméricaAméricaAmérica
Tensión máxima paraTensión máxima paraTensión máxima paraTensión máxima para
el material kVel material kVel material kVel material kV
45 - 52
66 69 72.5
110 115 123
132 138 145
150 161 170
220 230 245
Los elementos se diseñan para la tensión máxima del material.
4.2. Intensidad nominal
La intensidad nominal fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una
instalación eléctrica, en las condiciones de operación más desfavorables. Sirve
para determinar la sección de los embarrados y las características de conducción
de corriente de los interruptores, seccionadores, transformadores de medida, etc.
La intensidad nominal puede ser suministrada por el cliente pero en caso de que
30
este dato no sea proporcionado por el cliente se puede obtener de la siguiente
tabla de los valores estándar obtenidos de Unión Fenosa.
Potencia nominal porPotencia nominal porPotencia nominal porPotencia nominal por
circuitocircuitocircuitocircuito245 kV245 kV245 kV245 kV 145 kV145 kV145 kV145 kV 72.5 kV72.5 kV72.5 kV72.5 kV 52 kV52 kV52 kV52 kV
Mínima (MVA)Mínima (MVA)Mínima (MVA)Mínima (MVA) 300 100 50 33
Máxima (MVA)Máxima (MVA)Máxima (MVA)Máxima (MVA) 600 185 90 62
La intensidad nominal en cada sistema, en función de los datos de esta tabla.
Intensidad nominal porIntensidad nominal porIntensidad nominal porIntensidad nominal por
circuitocircuitocircuitocircuito245 kV245 kV245 kV245 kV 145 kV145 kV145 kV145 kV 72.5 kV72.5 kV72.5 kV72.5 kV 52 kV52 kV52 kV52 kV
Mínima (A)Mínima (A)Mínima (A)Mínima (A) 790 420 420 420
Máxima (A)Máxima (A)Máxima (A)Máxima (A) 1575 790 790 790
El cálculo de la intensidades nominales de los embarrados se hará en función de
las aportaciones de todas las líneas y transformadores conectados a las barras.
4.3. Intensidades de cortocircuito
La intensidad de cortocircuito, en mi caso, es un dato proporcionado por el cliente.
La intensidad de cortocircuito determina los esfuerzos electrodinámicos máximos
que pueden soportar los embarrados y los tramos de conexión, siendo también
una parámetro importante en el diseño de la red de tierra.
Las intensidades de cortocircuito que se tomarán son:
230 kV 132 kV 66 kV
Intensidad de
cortocircuito en kA
32 25.2 25.2
31
4.4. Nivel de Aislamiento.
El nivel de aislamiento de una subestación se fija en función de la tensión nominal
de operación, de las normas correspondientes y de los niveles de sobretensiones
existentes en el sistema. Para hacer el diseño de una subestación es necesario
determinar el nivel básico de asilamiento (B.I.L.).
Existen unos niveles de aislamiento estandarizados para las distintas tensiones de
estudio del proyecto.
Tensión másTensión másTensión másTensión más
elevada para elelevada para elelevada para elelevada para el
materialmaterialmaterialmaterial
Tensión soportadaTensión soportadaTensión soportadaTensión soportada
nominal a impulsosnominal a impulsosnominal a impulsosnominal a impulsos
tipo rayotipo rayotipo rayotipo rayo
Tensión soportadaTensión soportadaTensión soportadaTensión soportada
nominal de corta duraciónnominal de corta duraciónnominal de corta duraciónnominal de corta duración
a frecuencia industriala frecuencia industriala frecuencia industriala frecuencia industrial
DistanciaDistanciaDistanciaDistancia
mínimamínimamínimamínima
fase-tierrafase-tierrafase-tierrafase-tierra
DistanciaDistanciaDistanciaDistancia
mínima fase-mínima fase-mínima fase-mínima fase-
fasefasefasefase
kV efkV efkV efkV ef KV crestaKV crestaKV crestaKV cresta kV efkV efkV efkV ef mmmmmmmm mmmmmmmm
52525252 250 95 480 480
72.572.572.572.5 325 140 630 630
123123123123 450 185 900 900
145145145145 550 230 1100 1100
170170170170 650 275 1300 1300
245245245245 750 325 1500 1500
850 360 1700 1700
950 395 1900 1900
1050 460 2100 2100
32
4.5. Distancias de aislamiento
Las mínimas distancias de aislamiento que he tenido en cuenta, han sido las del
reglamento R.C.E. Debemos tener en cuenta que estas distancias cambian según
la subestación se encuentre por encima o por debajo de 1000 m.s.n.m, a partir de
los cuales hay que tener en cuenta la formación de hielo. En este proyecto la
formación de hielo no afecta mucho debido a que los soportes soportan pesos de
hasta 1000 kg y el peso adicional que se puede dar por hielo es despreciable.
Según el nivel de tensión del que se esté hablando se tomarán las siguientes
distancias de seguridad:
Subestación de 230 kV.
A partir de los 1050 kV cresta, para el valor de la tensión soportada frente a
impulsos tipo rayo en 245, y como ya se a dicho aplicando el R.C.E y para altitudes
máximas de 1000 m.s.n.m, las distancias mínimas que se tomarán son:
- distancia mínima fase-tierra: 2100mm
- distancia mínima fase-fase: 2100mm
Por cada 100 m que se superen los 1000m, hasta 3000m, se añadirán a esta
cantidad 26.5 mm.
Subestación de 132 kV.
A partir de los 650 kV cresta, para el valor de la tensión soportada frente a
impulsos tipo rayo en 145, y como ya se a dicho aplicando el R.C.E y para altitudes
máximas de 1000 m.s.n.m, las distancias mínimas que se tomarán son:
- distancia mínima fase-tierra: 1300mm
- distancia mínima fase-fase: 1300mm
Por cada 100 m que se superen los 1000m, hasta 3000m, se añadirán a esta
cantidad 16.5 mm.
33
Subestación de 66 kV.
A partir de los 325 kV cresta, para el valor de la tensión soportada frente a
impulsos tipo rayo en 72.5, y como ya se a dicho aplicando el R.C.E y para altitudes
máximas de 1000 m.s.n.m, las distancias mínimas que se tomarán son:
- distancia mínima fase-tierra: 630mm
- distancia mínima fase-fase: 630mm
Por cada 100 m que se superen los 1000m, hasta 3000m, se añadirán a esta
cantidad 8 mm.
4.6. Distancia mínima entre fases por causa del tipo de aparatos a
instalar
A la hora de la disposición de la aparamenta en la subestación, es preciso tener en
cuenta las limitaciones impuestas por los distintos fabricantes de aparamenta de
los datos de partida de los parques:
4.6.1. Seccionadores
Para un seccionador tripolar de tres columnas con apertura horizontal, y
comprobando entre distintos fabricantes, se tiene:
Tensión (kV)Tensión (kV)Tensión (kV)Tensión (kV) Mínima m Máxima m Longitud m
245 3.5 4.5 3.63
145 2.5 4.5 2.73
72.5 1.5 1.5 1.59
Para los seccionadores pantógrafos, tomando como fabricante MESA, no tengo
limitación más restrictiva que la expuesta para los seccionadores horizontales.
34
4.6.1. Interruptores
En el caso de los interruptores y dado que se tomará solamente un interruptor
tripolar para 245 de Siemens, es obligatorio mantener:
- Distancia entre polos: 2.8 m.
- Longitud: 0.8 m
- Alto: 5.22 m
- Ancho: 6.6 m
4.6.2. Pararrayos o autoválvulas
En el caso de los autoválvulas, las distancias fase-fase y fase tierras a respetar,
con anillo de guarda incluido son:
Tensión kV Distancias mínimas m
245 2
145 1.4
72.5 0.8
5. Aparamenta
A continuación se describirán los aparatos utilizados en las distintas posiciones.
- Seccionadores
- Autoválvulas
- Interruptores
- Transformadores de intensidad
- Transformadores de tensión
- Tranformadores (a la hora del estudio de la estructura de soporte, este
transformador no será tenido en cuenta ya que para su soporte se
35
utiliza una bancada y este tipo de soporte no es objeto de este
proyecto).
5.1. Transformadores
Los transformadores son uno de los elementos más importantes de la
subestaciones de transporte y distribución ya que permiten elevar o descender el
valor de la tensión según sea conveniente en cada caso.
Normalmente, a los niveles de tensión considerados en este proyecto, es el cliente
el que da las especificaciones técnicas del transformador al fabricante para que
éste pueda suministrarlo, debido a que según el tipo de subestación que se realice
se necesitará un transformador de unas características determinadas.
5.2. Aparamenta convencional
Como aparamenta convencional se entienden aquellos aparatos de corte,
maniobra y medida.
5.2.1. Interruptor
Es el elemento más importante, debe ser capaz de poder abrir el circuito en
condiciones de carga y en condiciones de falta.
A la hora de seleccionar el tipo de interruptor que se instalará en la subestación,
hay que tener en cuenta una serie de parámetros.
1. Tensión nominal de la subestación
2. Corriente nominal que circulará por la posición, si el interruptor se
localiza en una posición, o por los embarrados, si el interruptor se
encuentra entre barras.
36
3. Nivel de aislamiento: que fija el aislamiento que deben soportar los
elementos dependiendo de la tensión a la que se opere en la
subestación.
4. Frecuencia de operación de la red.
En este proyecto se usarán interruptores de intemperie para tensiones superiores
a 66 kV.
Nivel de tensión (kV) 230 132 66
Interruptor 3AP1-F1 245 de
Siemens
ABB LTB-D 170kV ABB EDF SK36 84 kV
Las esecificaciones técnicas se adjuntan en el anexo A.
5.2.2. Seccionador
Los seccionadores son elementos que aseguran un corte visible entre circuitos.
Estos elementos no pueden abrir en carga.
37
A. Seccionadores giratorios de tres columnas:
Las estructuras soportes estudiadas serán para seccionadores giratorios de tres
columnas. La siguiente tabla muestra las características generales de los
seccionadores Mesa.
MESAMESAMESAMESA
Seccionador de 3 Columnas Seccionador de 3 Columnas Seccionador de 3 Columnas Seccionador de 3 Columnas
ModeloModeloModeloModelo SG3CT 72/1250 SG3CT 145/2000 SG3CT 245/2000
Tension nominal kVkVkVkV 72.572.572.572.5 145145145145 245245245245
Intensidad nominal AAAA 1250 2000 2000
Valor cresta de la intensidad kAkAkAkA 80 100 125
Tensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 microsTensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 microsTensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 microsTensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 micros
A tierra kVkVkVkV 325 650 1050
entre contactos kVkVkVkV 375 750 1200
Tensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 minTensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 minTensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 minTensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 min
A tierra kVkVkVkV 140 275 460
entre contactos kVkVkVkV 160 315 530
AisladorAisladorAisladorAislador C4-325 C4-650 C4-1050
Altura según CEIAltura según CEIAltura según CEIAltura según CEI mmmmmmmm 770 1500 2300
PesoPesoPesoPeso kgkgkgkg 580 1505 2160
B. Seccionadores Pantógrafos:
Se usan cuando en una subestación, se deben conectar aparatos a varios
embarrados o tendidos altos en paralelo. El seccionador pantógrafo permite
establecer una derivación, además ocupa menos superficie que el de columnas ya
que se coloca directamente debajo de las barras. El seccionador pantógrafo se
suele usar para niveles de tensión superiores o iguales a 132 kV, en este proyecto
38
para el nivel de tensión de 66 kV se tiene una configuración de Simple barra, por
estas dos razones no se incluye en la aparamenta ni de 132 ni de 66kV.
La tabla siguiente muestra las características generales de los seccionadores
pantógrafos elegidos.
MesaMesaMesaMesa
Seccionador PantógrafoSeccionador PantógrafoSeccionador PantógrafoSeccionador Pantógrafo
ModeloModeloModeloModelo SP-132/2000 SP-245/4000
Tensión nominal kVkVkVkV 145145145145 245245245245
Intensidad
nominal AAAA 2000 2000
Tensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 microsTensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 microsTensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 microsTensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 micros
a tierra kVkVkVkV 650 1050
entre contactos kVkVkVkV 750 1200
Tensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 minTensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 minTensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 minTensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 min
a tierra kVkVkVkV 275 460
entre contactos kVkVkVkV 315 530
AisladorAisladorAisladorAislador C4-650 C4-1050
Altura según CEIAltura según CEIAltura según CEIAltura según CEI mmmmmmmm 1500 2300
PesoPesoPesoPeso kgkgkgkg 210 250
39
5.2.3. Transformadores de Intensidad
Su función es la medida y la protección. El tipo de transformador que se utilizará
será normalmente de doble secundario.
La relación de transformación será aquella que se ajuste a la intensidad nominal
del sistema. La forma de ajustar es que se mida en el último cuarto de escala la
tensión nominal del sistema, sin sobrepasar la intensidad nominal del aparato.
La intensidad nominal del secundario será de 5 A de forma estándar, que es el
valor común en España, también se podría usar el valor de 1 A como se hace de
forma habitual en otros países.
Los equipos de medida, se montarán en uno de los secundarios. Se utilizarán
normalmente equipos de una clase de precisión de 0.2S, para poder medir ente el
20% y 120% con error asegurado.
Los equipos de protección irán instalados en un secundario distinto a los de
medida. La clase de precisión que se utilizará normalmente será de 5P20,
pudiendo variarse el límite superior en función de la corriente de cortocircuito.
En el proyecto los transformadores de intensidad que se han elegido para realizar
el estudio de la estructura son:
230 kV 132 kV 66 kV
Transformadores de
intensidad
CA-245 Arteche CA-145 Arteche CA-72 Arteche
40
5.2.4. Transformadores de tensión.
Los transformadores de tensión tendrán varios secundarios para poder separar
los circuitos de medida de los de protección.
La tensión nominal del primario será la tensión nominal del sistema fase-tierra, y
la del secundario 110/√3 para cada uno de los secundarios, salvo que se indique lo
contrario. El tipo de transformador a usar será de tipo inductivo hasta una tensión
de 66 kV y capacitivo para tensiones mayores de 66 kV. En este proyecto se ha
cogido tanto un transformador de tensión capacitivo como inductivo para cada
tensión y como se verá más tarde a nivel de estructura no influye el tipo de
transformador de tensión tomado porque las estructuras son iguales. Los
transformadores de tensión elegidos son:
230 kV 132 kV 66 kV
Transformador
Inductivo
UTF 245 Arteche UTE 145 Arteche UTC 72 Arteche
Transformador
Capacitivo
DFK 245 Arteche DBD 145 Arteche DBD 72 Arteche
5.2.5. Autoválvulas
Los pararrayos o autoválvulas escogidos en este proyecto, son suministrados por
siemens. Salvo que se indique lo contrario, y según la recomendación de CEI 99-5,
Recomendación para la selección y utilización de pararrayos, se utilizarán
pararrayos preferentemente con una capacidad nominal de descarga de 10 kA. Los
pararrayoe elegidos son:
230 kV 132 kV 66 kV
Pararrayos (siemens) 3EQ1 3EP4 3EP4
41
6. Embarrados
Los embarrados deben ser diseñados en cada paso , en función de las
características de la subestación. Los parámetros que más influyen a la hora de
diseñar los embarrados son:
- Tensión nominal
- Intensidad de cortocircuito
- Nivel de asilamiento
En este proyecto se ha elegido la opción de utilizar tubo en lugar de cable. Antes
de tomar esta solución se hizo un estudio de lo más utilizado en las subestaciones
que se ofertan en la empresa Soluziona y también se consultó a personas
especializadas en subestaciones.
Para calcular los embarrados se deberá determinar el diámetro del tubo, su
sección y las distancias entre fase y tierra. Se deberá realizar un cálculo eléctrico y
mecánico del conductor. Este estudio se incluye en los cálculos realizados en el
proyecto ya que uno de los esfuerzos que influyen a la hora de dimensionar una
estructura es el esfuerzo producido por cortocircuitos.
7. Estructuras
Una vez que se tienen definidos los aparatos que constituirán la subestación y los
tubos que formarán los embarrados, se pasará al cálculo de las estructuras
soporte de la aparamenta.
El estudio de la estandarización de las estructuras soporte de la aparamenta se ha
basado en la estandarización de las estructuras soporte de subestaciones
realizadas por la empresa Soluziona. Del estudio de las subestaciones ofertadas
por Soluziona se llegó a determinadas conclusiones:
42
1. La configuración de embarrados en cada nivel de tensión es:
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kV
Configuración deConfiguración deConfiguración deConfiguración de
embarradosembarradosembarradosembarrados
Doble Barra Doble Barra Simple Barra
2. Las estructuras sobre las que se va a hacer el estudio, serán estructuras
en apresillado . Se ha elegido esta opción sobre la opción de alma llena debido, a
que estas estructuras son más ligeras y suponen un menor coste en acero. El caso
de estructuras de celosía no se ha considerado debido a que no se ha encontrado
ningún modelo de perfil sobre el cual hacer los estudios para la posterior
estandarización.
3. Un vez elegido el tipo de perfil que tendrá la estructura, se pasa al cálculo
de los esfuerzos que habrá que tener en cuenta para la estandarización de ésta.
Este apartado será desarrollado con mayor detalle en la sección de cálculos.
4. Tras saber los esfuerzos a tener en cuenta para poder realizar el análisis
de la estructura, se procederá a realizar dicho análisis. EL estudio de cada
estructura, se ha llevado a cabo calculando los esfuerzos en tres caso diferentes:
-.Caso uno: Tomando la normativa para estructuras metálicas de España:
� Velocidad del viento = 120km/h
� Sin esfuerzo sísmico
� Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en
cuenta las distancias de separación.
43
-. Caso dos: Tomando normativa para estructuras metálicas de México:
� Velocidad del viento = 160km/h
� Sin esfuerzo sísmico
� Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en
cuenta las distancias de separación.
-. Caso tres: Tomando normativa para estructuras metálicas de México:
� Velocidad del viento = 160km/h
� Con esfuerzo sísmico y una sobrecarga sísmica de 0.5g, considerado para la
zona B que se corresponde con grado de peligrosidad sísmica medio o alto y
una seguridad media. Sobre la estructura se tomarán seis modos. En el
estudio por sismo se considera que los esfuerzos verticales son despreciables
frente a los horizontales que actúan en las direcciones X e Y.
� Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en
cuenta las distancias de separación.
La normativa empleada en cada caso es la que fija los coeficientes de ponderación
que asignan la importancia que cada uno de estos esfuerzos tendrá en las distintas
situaciones estudiadas. Atendiendo a la normativa empleada, los coeficientes de
ponderación serán:
� Caso uno: 1.33* Peso propio + 1.33* sobrecargas de uso + 1.5*esfuerzos de
viento.
� Caso dos: 1.1*Peso propio + 0.583*sobrecargas de uso + 1.1*esf de viento.
� Caso tres: Este caso requiere dos comprobaciones de la estructura:
- Cuando la dirección de vibración del suelo es en el eje X más acusada que
en el eje Y:
44
- 1.1*Peso propio + 0.583*sobrecargas de uso + 0*esf de viento -
1.1*esfuerzos eje X (sismo) - 0.33*esfuerzos eje Y
- Cuando la dirección de vibración del suelo es en el eje Y más acusada que en
el eje X:
- 1.1*Peso propio + 0.583*sobrecargas de uso + 0*esf de viento -
1.1*esfuerzos eje X (sismo) - 0.33*esfuerzos eje Y
Terminado el análisis de las estructura, se comprueba que la estructura diseñada
cumple los tres casos. Existen algunos casos en los que se obtiene una estructura
distinta para el primer caso que para los otros dos, esto es debido a que las
condiciones de los esfuerzos en el primer caso son mucho más leves que en el
segundo y en el tercero. Cuando se ha dado esta situación se ha hecho un estudio
del peso de la estructura y se ha comprobado que coger la estructura más
resistente no suponía un encarecimiento muy grande en el coste del proyecto por
lo que se ha procedido a la extrapolación de la estructura más resistente a los tres
casos como se mostrará en los cálculos del proyecto.
En el caso de las estructuras de los seccionadores pantógrafos, se han
seleccionado de alma llena porque son aparatos donde los esfuerzos debidos al
viento son considerables y hacer una estructura en apresillado no supondría un
gran ahorro en acero y además ocuparía bastante más espacio que el apresillado.
Para el caso del autoválvulas de 66kV no es factible hacer una estructura en
apresillado, debido a que generaría problemas, a la hora de montar la estructura
ya que las uniones entre los perfiles superiores horizontales y las columnas serían
muy complicadas usando perfiles en L.
45
Indice:
1. CÁLCULOS DE EMBARRADO.................................................................................. 47
2. CÁLCULO ESTRUCTURAS ....................................................................................... 57
2.1. ESFUERZOS POR VIENTO ................................................................................... 59
2.2. ESFUERZOS POR CORTOCIRCUITO ................................................................ 60
2.3. PESO PROPIO .......................................................................................................... 60
2.4. PESO DEL APARATO............................................................................................. 61
2.5. ESFUERZOS PRODUCIDOS POR TERREMOTOS (SISMOS) ........................ 61
3. ESFUERZOS EN APARATOS..................................................................................... 61
3.1. SECCIONADORES .................................................................................................. 62
3.2. AUTOVÁLVULAS.................................................................................................... 64
3.3. SECCIONADORES PANTÓGRAFOS................................................................... 65
3.4.3.4.3.4.3.4. INTERRUPTORES................................................................................................... 67
3.5. TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD........................................................... 68
3.6. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN.................................................................. 69
4. ESTRUCTURAS PARA 66 KV .................................................................................... 72
5. ESTRUCTURAS PARA 132 KV .................................................................................. 73
46
6. ESTRUCTURAS PARA 230 KV .................................................................................. 74
47
1. Cálculos de Embarrado
Para realizar el cálculo de los embarrados el estudio se ha basado en un
documento existente en UNION FENOSA; “Normalización del diseño de
Subestaciones Convencionales. Selección de conductores y aisladores”
Las normas aplicabas para la elaboración de este documento son:
- Reglamento sobre centrales eléctricas, centrales y centros de
transformación. R.C.E
- Reglamento de líneas aéreas de alta tensión R.L.A.A.T.
A Características de los materiales a instalar.
Los embarrados que se utilizarán en este proyecto serán de tubo de Aluminio. El
tubo se utiliza por las razones expuestas en la memoria en el apartado 7 de
embarrado y el material utilizado será el Aluminio por ser un material mas ligero
que el cobre y más barato.
B Datos de Partida.
1. Se empleará tubo en las barras principales y en las conexiones entre el
aparellaje de las posiciones. En el caso de emplear cable se utilizará en los
pendolones, en los tendidos altos y en las conexiones de los transformadores
de potencia.
2. El nivel de contaminación de las instalaciones será fuerte o menor, excluyendo
el caso de nivel de contaminación muy fuerte, según normas UNE.
3. La tensión máxima de los tendidos de conductores será de 2000 kg/fase, con
una flecha máxima en general menor a 4% de la luz.
48
4. La flecha teórica máxima de los tubos debido a su propio peso será como
máximo de 1/300 de la luz.
5. Las intensidades tanto nominales, como de cortocircuito se resumen en la
siguiente tabla:
230 132 66Intensidad nominal (A)Intensidad nominal (A)Intensidad nominal (A)Intensidad nominal (A) 4000 2000 1250IntensidadIntensidadIntensidadIntensidadcortocircuito (kA)cortocircuito (kA)cortocircuito (kA)cortocircuito (kA)
32 25.2 25.2
Tabla 1
Sabiendo la intensidad nominal podemos obtener el diámetro del tubo
introduciéndonos en el gráfico de la figura 1 y que a su vez proviene de una
estandarización de los diámetros de tubo comerciales según las intensidades
admisibles que éstos soportan.
49
Figura 1
Tomando las intensidades nominales dadas en la tabla anterior se obtiene que:
Tensión (kV)Tensión (kV)Tensión (kV)Tensión (kV) 230 132 66Intensidad nominal (A)Intensidad nominal (A)Intensidad nominal (A)Intensidad nominal (A) 4000 2000 1250Diámetros exterior delDiámetros exterior delDiámetros exterior delDiámetros exterior deltubo (mm)tubo (mm)tubo (mm)tubo (mm)
150 100 80
Diámetros interioresDiámetros interioresDiámetros interioresDiámetros interiores(mm)(mm)(mm)(mm)
134 94 77
Tabla 2
50
Una vez que se tiene el diámetro exterior, el diámetro interior viene estandarizado
como se puede ver en la siguiente tabla de tubos comerciales 6063-T6 según datos
de INACASA.
Diámetro exteriorDe (mm)
Diámetro interiorDi (mm)
Peso Qpi (kg/m) Momento de inercia(m4)
40 37 0.489 3.367 E-860 57 0.745 1.18 E-780 77 1 2.85 E-7100 94 2.468 1.076 E-6120 106 6.710 3.982 E-6150 134 9.631 9.024 E-6
Tabla 3
Esfuerzos mecánicos en tubos
Es el factor básico a la hora de seleccionar el tipo de tubo a emplear que se puede
descomponer en:
- Solicitaciones verticales:
1. Peso del tubo
2. Pesos adicionales (como pueden ser manguitos de hielo)
- Solicitaciones Horizontales
Transversales (esfuerzos de viento y cortocircuitos)
Longitudinales (esfuerzos térmicos)
A la hora de cuantificar la carga a la que se ve sometido un tubo, a efectos de
respetar la flecha máxima permitida 1/300 de la luz (por su propio peso), no se
tendrán en consideración los esfuerzos de cortocircuito por su corta duración, ni la
dilatación o contracción por esfuerzos térmicos ya que estos son absorbidos
mediante el empleo de conexiones elásticas.
51
Los esfuerzos de cortocircuito si que se tendrían en cuenta a la hora de calcular el
vano máximo. En este proyecto se tendrán en cuenta para el cálculo de
estructuras, ya que es un esfuerzo que tendrá que soportar el aparato que
sostiene la estructura soporte y por tanto será transmitido a ésta.
A continuación, se pasa a calcular los esfuerzos que soportará el embarrado:
22)(
*1000
vicpiti
c
pi
vi
QQQQ
Q
Q
PDe
Q
++=
=
Qvi = carga debida al viento sobre los tubos
Qpi = Carga debida al peso propio
Qc = Carga debida al cable que va por el interior del tubo del embarrado, ocupa 4/3
del vano y tiene como fin el amortiguamento de posibles vibraciones que puedan
producirse en el tubo. En nuestro caso tomaremos como cable un Rail Duplex cuyo
peso = 1.59kg/m
Qti = Carga total mecánica que soportará el embarrado.
P: presión debida al viento para conductores de diámetro mayor de 16mm según
R.L.A.A.T.(50 kg/m2) para una velocidad de 120 km/h.
El efecto del hielo se dijo que no se tendría en cuenta para el cálculo de las
estructuras porque no era significativo frente a los pesos de los distintos aparatos,
pero en el caso de los tubos del embarrado, el hielo si hay que tenerlo en cuenta
porque aumenta mucho el peso del tubo cuando se forma un manguito de hielo. El
valor de la carga debida al manguito de hielo Qh (kg/m.) se ha calculado de
acuerdo con R.L.A.A.T. mediante las siguientes expresiones:
52
- Para una altura sobre el nivel del mar desde 500 hasta 1000 m:
Qh1=180*SQR(Di) E3 Di: Diámetro exterior (mm.)
- Para una altura sobre el nivel del mar superior a 1000 m.:
Qh2=360*SQR(Di) E3 Di: Diámetro exterior (mm.)
Dado que siempre se emplea una conexión elástica en un extremo del tubo y la
otra fija, el modelo a emplear será de viga libremente apoyada en un extremo y
empotrada en el otro. En este caso, la expresión de la flecha máxima es:
IE
LQf
**185
* 4
=
3
1
*
**185
=
Qf
IEL
f: flecha máxima (m.)
Q: carga total exceptuando cortocircuito (kg/m.)
L: longitud máxima del vano (m.)
E: módulo de elasticidad del tubo (70*108 kg/m2)
I: momento de inercia de la sección respecto a un eje perpendicular a la dirección
del esfuerzo (m4)
Valorando primero la limitación impuesta para la flecha máxima de 1/300 de la luz
por causa de los pesos propios del tubo (Qpi ) y del cable interior a él (1.443 kg/m2)
se obtiene una primera limitación para las longitudes máximas de los vanos de
tubos comerciales más usuales por esfuerzos estáticos, esto es:
Di (mm). 80 100 150Di (mm) 77 94 134Q (kg/m) 2.443 3.911 11.064L (m) 7.95 10.58 15.21
Tabla 4
53
Tras el cálculo de la longitud de vano se pasa a comprobar los valores de flecha
máxima total (debida a todos los esfuerzos estáticos presentes considerando las
condiciones climatológicas más adversas Qti) que se obtiene para las longitudes
máximas de dos vanos de la tabla anterior, para ello se han calculado el resto de
cargas presentes. Los resultados son:
Di(mm) 80 100 150di (mm) 77 94 134L (m) 7.95 10.58 15.21Qvi (kg/m) 4 5 7.5Qh1(kg/m) 1.610 1.800 2.205Qh2(kg/m) 3.220 3.600 4.409Fo 1/156 1/185 1/248f1 1/128 1/155 1/217f2 1/105 1/130 1/193
Tabla 5
Donde:
fo = flecha máxima con sobrecarga debida al viento Qvi (altura sobre el nivel del
mar < 500m)
fl= flecha máxima con sobrecarga debida al viento Qvi y hielo Qh1 (altura sobre el
nivel del mar entre 500 y 1000 m)
f2= flecha máxima con sobrecarga debida al viento Qvi y hielo Qh2 (altura sobre el
nivel del mar superior a 1000 m)
Se comprueba con los resultados anteriores que el caso más desfavorable se da
para tubo de 80/77 con una altitud sobre el nivel del mar mayor de 1000m, y con
sobrecargas debidas a manguito de hielo y viento de 120 km/h incidiendo
horizontal y perpendicularmente a la superficie del conductor, obteniéndose una
flecha máxima menor de 1/100 de la luz, que se puede contrarrestar
cómodamente con la contraflecha que se da a los tubos en el periodo de montaje.
54
Se concluye de esta parte del estudio que no existe ninguna otra limitación por
esfuerzos estáticos aparte de la ya mencionada.
Esfuerzos por cortocircuito en el propio tubo
A la hora de evaluarlos se ha considerado el caso más desfavorable:
- Cortocircuito de resistencia nula, circuito puramente inductivo.
- Red de potencia infinita.
- Circuito en tensión pero sin carga en el momento de la falta.
- Falta bifásica asimétrica que es el caso más desfavorable.
Partiendo de la Ley de Laplace, particularizada para falta bifásica asimétrica, y
conductores cilíndricos paralelos, se tiene la siguiente expresión:
e
IQ cc
cc
2
32,16=
Icc: Intensidad de cortocircuito (kA)
e: Separación entre fases (cm)
55
Con los datos de intensidad de cortocircuito ya mencionados se obtiene la
siguiente tabla:
230 kV 132 kV 66 kVCarga de
cortocircuito(kg/m)41.77 34.34 69
Tabla 6
Para igualar el valor máximo de la fatiga al valor mínimo del límite elástico y así
aprovechar al máximo el material (dado que la falta persiste poco tiempo debido a
la rápida disminución de la corriente), es imprescindible calcular el esfuerzo
mecánico total al que se ve sometido, componiendo con los esfuerzos por
cortocircuito los esfuerzos estáticos ya cuantificados en el apartado anterior (sin
considerar manguito de hielo), esto es:
( ) ( )22ccvcpt QQQQQ +++=
El valor del límite elástico mínimo para tubos de aleación de aluminio es:
σσσσadm = 21*106 (kg/m2),
y la fatiga a la que están sometidos los conductores ( con el centro de gravedad de
la sección transversal a la mitad de la altura) se calcula mediante:
)/(*2
*mkg
I
DMtrb =σ
D: diámetro exterior (m)
I: momento de inercia de la sección respecto a un eje perpendicular a la dirección
del esfuerzo (m4)
56
M: momento máximo en el centro del vano para viga simplemente apoyada (kg*m)
El valor del momento máximo responde a la expresión:
8
* 2LQ
M t=
L: longitud del vano (m)
Qt: carga total (kg/m)
Finalmente, se igualan las expresiones de las fatigas admisibles y de trabajo, y se
obtiene la expresión de las longitudes máximas de vanos por esfuerzos dinámicos
de cortocircuito en el propio tubo:
( ) DeIQ
IL
cct
adm
**
*2*8σ=
e: distancia entre fases de 1.5, 3,ó 4 (m), se han escogido estos valores como un
modelo entre las diferentes distancias entre fases que se pueden dar en cada nivel
de tensión.
Los datos de partida para las intensidades de cortocircuito son:
- 32kA (80% del aparellaje ) en 220kV .
- 25kA (80% del aparellaje ) en 132kV y en 66 kV
Para las distintas separaciones entre fases se obtienen los siguientes valores para
las longitudes máximas de vanos en metros , por esfuerzos de cortocircuito en el
propio tubo:
Tipo de tubo 80/77 100/94 150/134Un = 220 kVIcc= 32 kA
e= 3,5 m 24
57
Icc= 25kA Un =132 kV
e= 3,0 m 9.6
Un = 66 kVIcc = 25 kA
e= 1.5 m 4.5
Tabla 7
2. Cálculo Estructuras
Para el cálculo de las estructuras se tendrán en cuenta los siguientes esfuerzos:
- Esfuerzos de cortocircuito.
- Peso propio de la estructura
- Peso del aparato
- Esfuerzos de viento sobre los tubos.
- Esfuerzos de viento sobre el aparato.
- Esfuerzos de viento sobre la estructura.
- Esfuerzos producidos por sismos.
A la hora de realizar el estudio de las estructuras frente a estos esfuerzos, se han
elegido tres casos de estudio, los coeficientes de ponderación de los distintos
esfuerzos han sido ya expuestos en la memoria:
- Caso uno: Tomando la normativa para estructuras metálicas de España:
• Velocidad del viento = 120km/h
• Sin esfuerzo sísmico
• Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en
cuenta las distancias de separación.
- Caso dos: Tomando normativa para estructuras metálicas de México:
• Velocidad del viento = 160km/h
• Sin esfuerzo sísmico
58
• Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en
cuenta las distancias de separación.
- Caso tres: Tomando normativa para estructuras metálicas de México:
• Velocidad del viento = 160km/h
• Con esfuerzo sísmico y una sobrecarga sísmica de 0.5g, considerado para la
zona B que se corresponde con grado de peligrosidad sísmica medio o alto y
una seguridad media. Sobre la estructura se tomarán seis modos. En el
estudio por sismo se considera que los esfuerzos verticales son despreciables
frente a los horizontales que actúan en las direcciones X e Y.
• Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en
cuenta las distancias de separación.
El estudio de la estructura se ha llevado a cabo mediante el programa de cálculo
de estructuras Cype Arquitectura, Ingeniería y Construcción y dentro de los sub-
programas que engloba, se ha utilizado el Metal – 3D.
Los esfuerzos que intervienen en cada estructura depende mucho de la
subestación de la que se trate (nivel de tensión, distancia entre fases, distancia
entre la distinta aparamenta) y del aparato que soporte.
Las estructuras que se han realizado son en apresillado, ya que suponen un ahorro
de material con respecto a las estructuras de alma llena y también porque en las
ofertas consultadas en la empresa SOCOIN, hay más casos de estructuras
apresilladas que en celosía que era la otra opción a tener en cuenta.
59
2.1. Esfuerzos por viento
Los esfuerzos por viento, son los producidos por el viento al incidir sobre los tubos
del embarrado, la estructura soporte analizada y sobre el elemento que está
soportando la estructura.
Para calcular los esfuerzos por viento sobre la estructura y sobre el aparato se ha
tenido en cuenta la presión ejercida por el viento sobre el área proyectada de la
estructura y del aparato. Los esfuerzos han sido calculados mediante la fórmula:
pvv SPF *=
Pv = Presión ejercida por el viento sobre superficies planas y que depende
de la velocidad de éste.
v = 120 km/h Pv = 100 kg/m^2
v = 160 km/h Pv = 2
2
120 120
160*P = 177.8 kg/m^2
Sp = Área proyectada de la estructura o el aparato y que logicamente
dependerá de la estructura y el aparato que se esté analizando.
Para el cálculo de la fuerza del viento sobre los cables, se ha tomado la ecuación
proporcionada por el R.L.A.A.T por el que :
ccv PDi
F *1000, =
Pc = presión ejercida por el viento sobre los cables. Se obtiene a partir de
la velocidad del viento y según las especificaciones del reglamento:
v = 120 km/h Pc = 50 kg/m^2 porque el diámetro de los tubos es mayor de
16mm
v = 160 km/h Pc = 2
2
120 120
160*P = 88.9 kg/m^2
60
2.2. Esfuerzos por cortocircuito
Estos esfuerzos aparecen cuando se produce un cortocircuito en el embarrado. El
esfuerzo de atracción o repulsión provocado por el cortocircuito, se transmite al
elemento de corte o maniobra (que esté conectado al embarrado) y éste lo
transmite a la estructura soporte.
En este proyecto se ha considerado el caso más desfavorable de cortocircuito que
es, una falta bifásica asimétrica y se calcula mediante la ecuación empleada en el
cálculo de embarrados:
e
IQ cc
cc
2
32,16= kg/m
Esta ecuación nos da la carga por unidad de longitud para hallar la fuerza lo único
que queda por hacer es multiplicar este resultado por la longitud de separación
entre los aparatos conectados al embarrado. Esta separación depende del nivel de
tensión en el que se está haciendo el estudio y de la disposición de los elementos
conectados al embarrado.
Los esfuerzos de cortocircuito, son esfuerzos que tienen una corta duración pero
que debido a que son esfuerzos bastante importantes hay que tenerlos en cuenta a
la hora de hacer el cálculo de la estructura.
2.3. Peso propio
El peso propio es el peso de propia estructura. Usando el Cype es el propio
programa el que estima el peso de la estructura y lo tiene en cuenta al ahora de
realizar el análisis.
61
2.4. Peso del aparato
Es el peso del aparato que deba soportar la estructura y se obtiene de las
especificaciones técnicas de cada una de los aparatos.
2.5. Esfuerzos producidos por terremotos (sismos)
Los esfuerzos producidos se considerarán solo en la dirección horizontal, ya que la
aceleración en la dirección vertical es despreciable con respecto a la dirección
horizontal.
Los esfuerzos sísmicos se han tomado en el tercer caso, que es el más
desfavorable y bajo la normativa de México, ya que en España la sismicidad es muy
leve.
A la hora de tener en cuenta los esfuerzos sísmico se distinguen tres zonas:
- Zona A: zona de alta peligrosidad sísmica
- Zona B: zona de peligrosidad sísmica media-alta
- Zona C: zona de peligrosidad sísmica baja
En este proyecto se han situado las estructuras en la zona b y con un nivel de
seguridad alto.
A continuación se expondrán los resultados del cálculo de esfuerzos en las
estructuras.
Esfuerzos en aparatos
62
3.1. Seccionadores
Se puede observar que los seccionadores escogidos son con puesta a tierra, puede
darse el caso que el seccionador sea giratorio pero carezca de puesta a tierra, en
cuyo caso la única diferencia a nivel de estructura es que el segundo caso sería un
poco más ligero y la estructura calculada será válida para los dos caso.
MESAMESAMESAMESA
Seccionador de 3 ColumnasSeccionador de 3 ColumnasSeccionador de 3 ColumnasSeccionador de 3 Columnas
SG3CT 72/1250 SG3CT 145/2000 SG3CT 245/2000
Tabla 8
63
Con las especificaciones técnicas de los seccionadores se calculó la superficie
proyectadas que estos oponían a la dirección en la que soplaba el viento y se
obtuvieron los siguientes resultados:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)
Superficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (m2222)))) 1,67 1,57 1,23
F (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 1.638,56 1540,56 1205,4F (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 2.911,72 2.737,58 2.142,00
Tabla 9
Las fuerzas de cortocircuito calculadas en cada caso serán:
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kVCarga deCarga deCarga deCarga de
cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)41.77 34.34 69
Longitud deLongitud deLongitud deLongitud deseparación (m)separación (m)separación (m)separación (m)
2.5 3 1.5
Fuerza deFuerza deFuerza deFuerza decortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)
1.025 1.015 1
Tabla 10
Los esfuerzos sísmicos, son estudiados con la ayuda del CYPE (en todos los casos)
ya que son esfuerzos complicados a la hora de tenerlos en cuenta y se necesita
hacer un análisis modal.
64
Los esfuerzos debidos al peso del seccionador serán:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg) 2160 1505 508Peso (N)Peso (N)Peso (N)Peso (N) 21168 14749 4978,4Por columnaPor columnaPor columnaPor columna 2352 1638,77778 553,155556
Tabla 11
3.2. Autoválvulas
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kVPararrayos (siemens)Pararrayos (siemens)Pararrayos (siemens)Pararrayos (siemens) 3EQ1 3EP4 3EP4
Tabla 12
Los esfuerzos producidos por el viento son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)
Superficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (m2222)))) 0,154 0,273 0,273
F (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 150,1 267,5 267,5F (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 266.7 475,6 475,6
Tabla 13
65
Los esfuerzos por cortocircuito son:
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kVCarga deCarga deCarga deCarga decortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)
41.77 34.34 69
Longitud deLongitud deLongitud deLongitud deseparación (m)separación (m)separación (m)separación (m)
2.5 3 1.5
Fuerza deFuerza deFuerza deFuerza decortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)
1.025 1.015 1
Tabla 14
Los esfuerzos producidos por el peso de las autoválvulas son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg) 2160 1505 508Peso (N)Peso (N)Peso (N)Peso (N) 21168 14749 4978,4
Tabla 15
3.3. Seccionadores pantógrafos
Como ya se ha dicho, en este proyecto se han usado seccionadores pantógrafos
solamente para los niveles de tensión de 230 y 132 kV porque en el caso de 66 kV,
no se suelen usar.
MesaMesaMesaMesa
Seccionador PantógrafoSeccionador PantógrafoSeccionador PantógrafoSeccionador Pantógrafo
ModeloModeloModeloModelo SP-132/2000 SP-245/4000
Tabla 16
66
Los esfuerzos producidos por viento son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV)
Superficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (m2222)))) 0.8832 0.678
F (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 865 664.4F (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 1540 1181.4
Tabla 17
Los esfuerzos de cortocircuito son:
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kVCarga deCarga deCarga deCarga decortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)
41.77 34.34
Longitud deLongitud deLongitud deLongitud deseparación (m)separación (m)separación (m)separación (m)
4 3
Fuerza deFuerza deFuerza deFuerza decortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)
1.64 1.015
Tabla 18
Los esfuerzos producidos por el peso del seccionador pantógrafo son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg) 250 190Peso (N)Peso (N)Peso (N)Peso (N) 2450 2058
Tabla 19
67
3.4.3.4.3.4.3.4. Interruptores
Los interruptores escogidos son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)InterruptorInterruptorInterruptorInterruptor 3AP1 - F1 245
SiemensABB LTB-D
170kVABB EDFSK36 84 kV
Tabla 20
Los esfuerzos producidos por el viento son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)
Superficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (m2222)))) 1.56 1.13 0.822
F (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 1528.8 1107.4 805.56F (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 2178 1968.95 1432
Tabla 21
Los esfuerzos por cortocircuito son:
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kVCarga deCarga deCarga deCarga decortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)
41.77 34.34 69
Longitud deLongitud deLongitud deLongitud deseparación (m)separación (m)separación (m)separación (m)
2.5 3 1.5
Fuerza deFuerza deFuerza deFuerza decortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)
1.025 1.015 1
Tabla 22
68
Los esfuerzos producidos por el peso de los interruptores son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg) 1600 1530 1460Peso (N)Peso (N)Peso (N)Peso (N) 15680 15000 14308
Tabla 23
3.5. Transformadores de intensidad
230 kV 132 kV 66 kVTransformadores deintensidad
CA-245Arteche
CA-145Arteche
CA-72Arteche
Tabla 24
Los esfuerzos producidos por el viento son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)
Superficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (m2222)))) 1.757 1.2 0.654
F (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 1721.6 1176 640.92F (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 3059 2090 1139.5
Tabla 25
69
Los esfuerzos por cortocircuito son:
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kVCarga deCarga deCarga deCarga decortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)
41.77 34.34 69
Longitud deLongitud deLongitud deLongitud deseparación (m)separación (m)separación (m)separación (m)
3.5 3 1.5
Fuerza deFuerza deFuerza deFuerza decortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)
1.435 1.015 1
Tabla 26
Los esfuerzos producidos por el peso de los transformadores son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg) 650 500 335Peso (N)Peso (N)Peso (N)Peso (N) 6370 4900 3283
Tabla 27
3.6. Transformadores de tensión
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kVTransformadores deTransformadores deTransformadores deTransformadores detensión capacitivostensión capacitivostensión capacitivostensión capacitivos
DFK 245Arteche
DBD 145Arteche
DDB 72Arteche
Transformadores deTransformadores deTransformadores deTransformadores detensión inductivostensión inductivostensión inductivostensión inductivos
UTF 245Arteche
UTE 245Arteche
UTC 72Arteche
Tabla 28
70
Los esfuerzos producidos por el viento son:
Capacitivos Capacitivos Capacitivos Capacitivos 230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)
Superficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (m2222)))) 1.3 1 0.582
F (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 1470 980 570,3F (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 2613 1742.4 1014
Tabla 29
Inductivos Inductivos Inductivos Inductivos 230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)
Superficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (mSuperficie proyectada (m2222)))) 1.757 1 0.68
F (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/mF (P=100kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 1721 980 666.8F (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/mF (P=177,7kg/m2222)(N))(N))(N))(N) 3003 1742.4 1185
Tabla 30
Los esfuerzos por cortocircuito son:
230 kV230 kV230 kV230 kV 132 kV132 kV132 kV132 kV 66 kV66 kV66 kV66 kVCarga deCarga deCarga deCarga decortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)cortocircuito(kg/m)
41.77 34.34 69
Longitud deLongitud deLongitud deLongitud deseparación (m)separación (m)separación (m)separación (m)
3.5 3 1.5
Fuerza deFuerza deFuerza deFuerza decortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)cortocircuito (kN)
1.435 1.015 1
Tabla 31
Los esfuerzos producidos por el peso de los transformadores son:
230 (kV)230 (kV)230 (kV)230 (kV) 132 (kV)132 (kV)132 (kV)132 (kV) 66 (kV)66 (kV)66 (kV)66 (kV)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg)Peso (kg) 650 335 245Peso (N)Peso (N)Peso (N)Peso (N) 6370 3300 3283
Tabla 32
A la hora de tener en cuenta todos estos esfuerzos sobre la estructura para hacer
el modelo sobre el cual se realizará el análisis, se ha tomado el caso más
71
desfavorables que es el que todas las fuerzas horizontales estén aplicadas en la
misma dirección y en el mismo sentido.
A continuación se adjuntan las estructuras analizadas y las reacciones de estas
estructuras.
4 Comprobación de que los resultados obtenidos mediante el CYPE son
válidos.
Antes de hacer el análisis de las estructuras mediante el CYPE , se
comprobó
72
5. Estructuras para 66 kV
73
6. Estructuras para 132 kV
74
7. Estructuras para 230 kV