Proyecto Fin de Carrera - Universidad de...

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Equation Chapter 1 Section 1

Proyecto Fin de Carrera

Ingeniería Industrial

Diseño de dos subestaciones eléctricas de tracción y

sus centros de autotransformación asociados

Autor: María Lourdes Gantes Pedraza

Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández

Dep. de Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2017

iii

Proyecto Fin de Carrera

Ingeniería Industrial

Diseño de dos subestaciones eléctricas de tracción y

sus centros de autotransformación asociados

Autor:

María Lourdes Gantes Pedraza

Tutor:

Juan Manuel Roldán Fernández

Profesor Sustituto Interino

Dep. de Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2017

v

Proyecto Fin de Carrera: Diseño de dos subestaciones eléctricas de tracción y sus centros de

autotransformación asociados

Autor: María Lourdes Gantes Pedraza

Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2017

El Secretario del Tribunal

vii

A mis padres

A mis hijos

ix

Resumen

En el presente proyecto se realiza el diseño de las dos subestaciones eléctricas de tracción y los centros de

autotransformación asociados que podrían alimentar la futura catenaria de la línea Bobadilla-Algeciras.

La idea de llevar a cabo dicho diseño surge ante el desarrollo de dos planes estratégicos de conexión ferroviaria,

uno de ellos comprendido en el denominado programa RTE-T de la UE y otro impulsado por el Gobierno de

España en el PEIT.

La remodelación de la línea Bobadilla-Algeciras es prioritaria en ambos planes dada la importancia de unir,

mediante una línea ferroviaria de altas prestaciones, el primer puerto en tráfico de mercancías de España y del

mar Mediterráneo con las principales ciudades europeas.

Este proyecto podría englobarse dentro de la parte eléctrica del proyecto constructivo de remodelación de dicha

línea.

xi

Abstract

In the present project, the design of the two electric traction substations and the associated autotransformation

centers were carried out, which could feed the future catenary of the Bobadilla-Algeciras line.

The idea of carrying out this design arises from the development of two strategic railway connection plans, one

of them included in the so-called EU TEN-T program and another one promoted by the Government of Spain

in PEIT.

The refurbishment of the Bobadilla-Algeciras line is a priority in both plans, given the importance of joining,

through a high-performance rail line, the first port in the freight traffic of Spain and the Mediterranean Sea with

the main European cities.

This project could be included within the electrical part of the construction project of remodeling of said line.

xiii

Índice

Resumen ix

Abstract xi

Índice xiii

Índice de Tablas xvii

Índice de Figuras xix

Notación xxi

1 Prefacio 1 1.1 Antecedentes 1 1.2 Objeto 2 1.3 Alcance 2

2 Sistemas de Alimentación en Tracción Ferroviaria 3 2.1 Introducción a los sistemas de alimentación en tracción eléctrica ferroviaria 3 2.2 Sistemas de alimentación a la tracción 3 2.2.1 Sistemas de alimentación en corriente continua 4 2.2.2 Sistemas de alimentación en corriente alterna a 50 Hz 4

2.3 Conclusión 8

3 Dimensionamiento Eléctrico 9 3.1 Objeto del estudio de dimensionamiento eléctrico 9 3.2 Simulador 9 3.3 Condiciones de diseño 10 3.4 Estudio de dimensionamiento eléctrico 10 3.4.1 Datos de partida 10 3.4.2 Escenario previo 10 3.4.3 Simulación 11 3.4.4 Escenario definitivo 11 3.4.5 Escenarios degradados 11

3.5 Configuración adoptada 12

4 Análisis del Sistema de Alimentación 2x25 kV 15 4.1 Introducción 15 4.2 Modelo del sistema 2x25 kVca 16 4.3 Subestación de Cañete la Real, 400 kV 18 4.3.1 Datos de partida 18 4.3.2 Cálculo de las variables generales de la subestación 19 4.3.3 Subestación de tracción en vacío 19 4.3.4 Subestación de tracción en carga 21

4.4 Subestación de Jimena de la Frontera, 220 kV 25 4.4.1 Datos de partida 25 4.4.2 Cálculo de las variables generales de la subestación 26 4.4.3 Subestación de tracción en vacío 26 4.4.4 Subestación de tracción en carga 27

xiv

5 Configuración General del Sistema 31 5.1 Conexión con la red trifásica de transporte 31 5.2 Configuración de las subestaciones de tracción 31 5.2.1 Estructuras metálicas 32 5.2.2 Parque exterior de 400 kV 32 5.2.3 Parque exterior de 220 kV 33 5.2.4 Edificio de control 34 5.2.5 Caseta de transformadores anillo de energía 35 5.2.6 Pórtico de salida de feeder 35 5.2.7 Armario de barra cero 35

5.3 Configuración de los centros de autotransformación 35 5.3.1 Centros de autotransformación finales 2x27,5/55 kV 36 5.3.2 Centro de autotransformación intermedios 2x27,5/55 kV 37

6 Descripción de los Equipos de Alta Tensión 39 6.1 Parque exterior de 400 kV 39 6.1.1 Seccionadores de línea y puesta a tierra de 400 kV 39 6.1.2 Transformadores de tensión para medida y control 41 6.1.3 Transformadores de intensidad para medida y control 43 6.1.4 Interruptor automático de protección de entrada de línea de 400 kV 46 6.1.5 Transformadores de intensidad para protección 49 6.1.6 Autoválvulas de protección 50 6.1.7 Transformadores de tracción de 30 MVA, 400 kV/ 2x27,5 kV 51

6.2 Parque exterior de 220 kV 55 6.2.1 Seccionadores de línea y puesta a tierra de 220 kV 55 6.2.2 Transformadores de tensión para medida y control 57 6.2.3 Transformadores de intensidad para medida y control 58 6.2.4 Transformadores de tensión para protección 59 6.2.5 Interruptor automático de protección de entrada de línea de 220 kV 60 6.2.6 Transformadores de intensidad para protección 62 6.2.7 Autoválvulas de protección 63 6.2.8 Transformadores de tracción de 30 MVA, 220 kV/ 2x27,5 kV 63

7 Descripción de los Equipos de Media Tensión 67 7.1 Subestación de tracción 67 7.1.1 Celdas de MT 67 7.1.2 Pórtico de salida de catenaria y feeder 69 7.1.3 Pórtico de salida del transformador de tracción 72 7.1.4 Armario de barra “0” 72 7.1.5 Cable de MT 72 7.1.6 Retornos de alta y baja tensión 73

7.2 Centros de autotransformación 73 7.2.1 Autotransformadores 73 7.2.2 Celdas de MT 76 7.2.3 Pórtico de salida de catenaria y feeder 77 7.2.4 Armario de barra “0” 77 7.2.5 Cable de MT 78 7.2.6 Retornos de alta y baja tensión 78

8 Instalaciones Auxiliares 79 8.1 Servicios auxiliares 79 8.1.1 Transformadores de servicios auxiliares 79 8.1.2 Transformadores anillo de energía en subestación 84 8.1.3 Grupos electrógenos 85 8.1.4 Servicios auxiliares de corriente alterna 86 8.1.5 Servicios auxiliares de corriente continua 89

xv

8.2 Instalación de alumbrado y fuerza 90 8.3 Climatización y ventilación 91 8.4 Aire acondicionado y calefacción 92 8.4.1 Características del sistema de climatización 92

8.5 Sistema de detección de incendios y extinción manual 93 8.5.1 Sistema de detección 93 8.5.2 Descripción de los equipos 93 8.5.3 Señalización 93 8.5.4 Extinción manual 93

8.6 Sistema de seguridad y control de acceso 94 8.7 Sistema integrado de control distribuido, protecciones y enclavamientos 94 8.7.1 Descripción de la arquitectura de control 94 8.7.2 Niveles de control y mando 96 8.7.3 Funcionalidades del sistema integrado de control distribuido 96 8.7.4 Volumen estimado de E/S 97 8.7.5 Descripción de los equipos de control y mando 98 8.7.6 Descripción de modos de funcionamiento 107

8.8 Equipos de medida 112 8.8.1 Equipos de medida principal 112 8.8.2 Equipos de medida redundante 113 8.8.3 Equipos comunes a la medida principal y comprobante 113

8.9 Sistema de calidad de la energía 113

9 Cálculos Eléctricos 115 9.1 Subestación de tracción de 400 kV 115 9.1.1 Datos básicos diseño del parque de 400 kV 115 9.1.2 Embarrado general parque de 400 kV 117 9.1.3 Autoválvulas 400 kV 128 9.1.4 Equipos para medida y protección 131

9.2 Subestación de tracción de 220 kV 134 9.2.1 Datos básicos diseño del parque de 220 kV 134 9.2.2 Embarrado general parque de 220 kV 136 9.2.3 Autoválvulas 220 kV 145 9.2.4 Equipos para medida y protección 148

10 Red de Tierras 153 10.1 Introducción 153 10.2 Terminología aplicada 153 10.3 Tensiones máximas aplicables al cuerpo humano 153 10.4 Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra 154 10.4.1 Corrientes máximas de puesta a tierra en las subestaciones 154 10.4.2 Corrientes máximas de puesta a tierra en los centros de autotransformación 155

10.5 Subestación de tracción de 400 kV 156 10.5.1 Malla de cálculo 156 10.5.2 Datos de cálculo 156 10.5.3 Resistencia del electrodo 156 10.5.4 Elevación máxima de potencial de la malla 157 10.5.5 Cálculo de las tensiones de contacto y paso 157

10.6 Subestación de tracción de 220 Kv 158 10.6.1 Malla de cálculo 158 10.6.2 Datos de cálculo 158 10.6.3 Resistencia del electrodo 159 10.6.4 Elevación máxima de potencial de la malla 159 10.6.5 Cálculo de las tensiones de contacto y paso 159

10.7 Centro de autotransformación intermedio 161

xvi

10.7.1 Malla de cálculo 161 10.7.2 Datos de cálculo 161 10.7.3 Resistencia del electrodo 161 10.7.5 Elevación máxima de potencial de la malla 162 10.7.6 Cálculo de las tensiones de contacto y paso 162

10.8 Centro de autotransformación final 163 10.8.1 Malla de cálculo 163 10.8.2 Datos de cálculo 163 10.8.3 Resistencia del electrodo 164 10.8.4 Elevación máxima de potencial de la malla 164 10.8.5 Cálculo de las tensiones de contacto y paso 164

10.9 Resultados 166

11 Presupuesto 167 11.1 Presupuesto de Ejecución Material 167 11.2 Presupuesto de base de licitación 171

Referencias 173

ANEXOS

Anexo A. Estudio de Seguridad y Salud

Anexo B. Pliego de Condiciones técnicas

Anexo C. Planos

xvii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1- Comparativa de los sistemas de alimentación 1x25 kVca y 2x25 kVca 7

Tabla 3.1- Configuración adoptada para las subestaciones y centros de autotransformación 12

Tabla 4.1- Datos de partida de la subestación de 400 kV 18

Tabla 4.2- Datos resultantes de la subestación de 400 kV en vacío 20

Tabla 4.3- Datos resultantes de la subestación de 400 kV en carga 24

Tabla 4.4- Datos de partida de la subestación de 220 kV 25

Tabla 4.5- Datos resultantes de la subestación de 220 kV en vacío 27

Tabla 4.6- Datos resultantes de la subestación de 220 kV en carga 30

Tabla 6.1- Características nominales de los seccionadores de 400 kV 40

Tabla 6.2- Características constructivas de los seccionadores de 400 kV 40

Tabla 6.3- Características de los transformadores de tensión para medida y control de 400 kV 42

Tabla 6.4- Características de los transformadores de intensidad para medida y control de 400 kV 43

Tabla 6.5- Características de los transformadores de tensión para protección de 400 kV 45

Tabla 6.6- Características de los interruptores automáticos de protección de 400 kV 47

Tabla 6.7- Características de los transformadores de intensidad para protección de 400 kV 49

Tabla 6.8- Características de las autoválvulas de protección de 400 kV 51

Tabla 6.9- Características de los transformadores de tracción, 400 kV/ 2x27,5 kV 52

Tabla 6.10- Tabla clase normalizada IXB para transformadores de tracción 54

Tabla 6.11- Características nominales de los seccionadores de 220 kV 55

Tabla 6.12- Características constructivas de los seccionadores de 220 kV 55

Tabla 6.13- Características de los transformadores de tensión para medida y control de 220 kV 57

Tabla 6.14- Características de los transformadores de intensidad para medida y control de 220 kV 58

Tabla 6.15- Características de los transformadores de tensión para protección de 220 kV 59

Tabla 6.16 Características de los interruptores automáticos de protección de 220 kV 60

Tabla 6.17- Características de los transformadores de intensidad para protección de 220 kV 62

Tabla 6.18- Características de las autoválvulas de protección de 220 kV 63

Tabla 6.19- Características de los transformadores de tracción, 220 kV/ 2x27,5 kV 64

Tabla 6.20- Tabla clase normalizada IXB para transformadores de tracción 66

Tabla 7.1- Características de las celdas de 55 kV 67

Tabla 7.2- Número de celdas de 55 kV a instalar en cada subestación 68

Tabla 7.3- Características de las celdas de 36 kV 68

Tabla 7.4- Número de celdas de 36 kV de cada bloque a instalar en cada subestación 69

xviii

Tabla 7.5- Equipos instalados en cada pórtico de salida de catenaria y feeder 69

Tabla 7.6- Características de los seccionadores de los pórticos de salida de catenaria y feeder 69

Tabla 7.7- Características de las autoválvulas de los pórticos de salida de catenaria y feeder 71

Tabla 7.8- Características de los aisladores de los pórticos de salida de catenaria y feeder 71

Tabla 7.9- Equipos a instalar en los pórticos de salida del transformador de tracción 72

Tabla 7.10- Número de autotransformadores a instalar en cada centro de autotransformación 73

Tabla 7.11- Número de autotransformadores que podría albergar cada centro de autotransformación 73

Tabla 7.12- Características de los autotransformadores 73

Tabla 7.13 Tabla clase normalizada IXB para autotransformadores 76

Tabla 7.14- Número de celdas de 55 kV a instalar en cada ATI 76

Tabla 7.15- Número de celdas de 55 kV a instalar en cada ATF 77

Tabla 8.1- Características de los transformadores de servicios auxiliares 80

Tabla 8.2- Tabla de tolerancias para los transformadores de servicios auxiliares 83

Tabla 8.3- Características principales de los grupos electrógenos 85

Tabla 8.4- Volumen estimado de E/S de las subestaciones de tracción 97

Tabla 8.5- Volumen estimado de E/S del centro de autotransformación final 97

Tabla 8.6- Volumen estimado de E/S de los centros de autotransformación intermedio 98

Tabla 9.1- Datos básicos de diseño de parque de 400 kV 115

Tabla 9.2- Características del cable tipo RAIL 118

Tabla 9.3- Temperaturas máximas recomendadas, para un conductor durante un cortocircuito 127

Tabla 9.4- Características de las autovávulas del parque de 400 kV 129

Tabla 9.5- Niveles de protección de las autoválvulas del parque de 400 kV 130

Tabla 9.6- Intensidades nominales primarias de los transformadores para medida y control de 400 kV 131

Tabla 9.7- Datos básicos de diseño de parque de 220 kV 134

Tabla 9.8- Características del cable tipo RAIL 136

Tabla 9.9- Temperaturas máximas recomendadas, para un conductor durante un cortocircuito 145

Tabla 9.10- Características de las autovávulas del parque de 220 kV 147

Tabla 9.11- Niveles de protección de las autoválvulas del parque de 220 kV 147

Tabla 9.12- Intensidades nominales primarias de los transformadores para medida y control de 220 kV 149

Tabla 10.1- Intensidades de cortocircuito en los diferentes puntos analizados 155

Tabla 10.2- Intensidades de cortocircuito de diseño para las diferentes instalaciones 155

Tabla 10.3- Datos de cálculo para la red de tierra de la subestación de 400 kV 156

Tabla 10.4- Datos de cálculo para la red de tierra de la subestación de 220 kV 158

Tabla 10.5- Datos de cálculo para la red de tierra de los centros de autotransformación intermedios 161

Tabla 10.6- Datos de cálculo para la red de tierra del centro de autotransformación final 163

Tabla 10.7- Resultados obtenidos de tensión de contacto y paso para la red de tierras 166

Tabla 11.1- Presupuesto de Ejecución Material 167

Tabla 11.2- Presupuesto de base de licitación 171

xix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1- Conexión sin compensación del desequilibrio 5

Figura 2.2- Conexión alternada de las fases para compensar el desequilibrio de forma indirecta 5

Figura 2.3- Conexión alternada de las fases con las subestaciones funcionando en paralelo 6

Figura 2.4- Diseño básico del sistema de alimentación 2x25 kV 7

Figura 3.1- Esquema de la configuración adoptada para el sistema de alimentación 13

Figura 4.1- Esquema equivalente del tramo alimentado por uno de los transformadores de la SET 16

Figura 4.2- Equivalente Thévenin en barras de 55 kV 17

Figura 4.3- Equivalente Thévenin del cortocircuito en el secundario de la SET-1 en vacío 20

Figura 4.4- Esquema del tramo de la semi-subestación de 400 kV alimentando un ATI y un ATF 22

Figura 4.5- Esquema del tramo de la semi-subestación de 400 kV alimentando dos ATI y un ATF 23

Figura 4.6- Equivalente thevenin del cortocircuito en el secundario de la SET de 220 kV en vacio 26

Figura 4.7- Esquema del tramo de la semi-subestación de 220 kV alimentando un ATI y un ATF 28

Figura 4.8- Esquema del tramo de la semi-subestación de 220 kV alimentando dos ATI y un ATF 29

Figura 9.1- Configuración simple del conductor RAIL en el parque de 400 kV 121

Figura 9.2- Configuración dúplex del conductor RAIL en el parque de 400 kV 122

Figura 9.3- Figura 7 de la norma UNE-EN 60865-1 para la determinación del factor ψ 126

Figura 9.4- Configuración simple del conductor RAIL en el parque de 220 kV 139

Figura 9.5- Figura 7 de la norma UNE-EN 60865-1 para la determinación del factor ψ 144

xxi

Notación

ADIF Administrador de Infraestructuras Ferroviarias

APBA

AT

Autoridad Portuaria de la Bahía de Algeciras

Alta tensión

ATF Centro de autotranformación final

ATI Centro de autotransformación intermedio

EN Norma Europea

FO Fibra óptica

MT

PEIT

Media tensión

Plan Estratégico de Infraestructuras y Transporte

PK Punto kilométrico

POL Puesto de operación local

RASE Red de Área de Subestación

REE Red Eléctrica Española

RTE-T Red Transeuropea de Transporte

SET Subestación eléctrica de tracción

SF6 Hexacloruro de azufre

SICD Sistema integrado de control distribuido

SSAA Servicios auxiliares

UCPA Unidad de control de puesto de autotransformación

UCP Unidad de control de posición

UCS Unidad de control del sistema

UE Unión Europea

UIC Unión Internacional de Ferrocarriles (Union Internationale des Chemins de Fer)

UNE Una Norma Española

ADIF Administrador de Infraestructuras Ferroviarias

APBA

AT

Autoridad Portuaria de la Bahía de Algeciras

Alta tensión

ATF Centro de autotranformación final

ATI Centro de autotransformación intermedio

EN Norma Europea

1

1 PREFACIO

1.1 Antecedentes

La red transeuropea de transporte (RTE-T), mencionada por primera vez en el Tratado de Maastricht en 1992,

es un conjunto de redes de transporte que conectan todas las regiones de la Unión Europea contribuyendo al

crecimiento del mercado interior.

El programa RTE-T consiste en cientos de proyectos, cuyo último propósito es asegurar la cohesión,

interconexión e interoperabilidad de la red transeuropea de transporte. Estos proyectos se localizan en todos los

países miembros de la UE e incluyen todos los medios de transporte.

En el programa RTE-T 2007-2013 se establecieron 30 proyectos prioritarios, cuya finalización está prevista para

2020. En el puesto decimosexto se encuentra el proyecto “Freight railway axis Sines/Algeciras-Madrid-París”,

cuyo objetivo es desarrollar la capacidad de las líneas ferroviarias de mercancías y viajeros que unen dos puertos

claves, el de Algeciras al sur de España y el de Sines al suroeste de Portugal, con el centro de la UE.

Dentro del eje Algeciras-Madrid-París se encuentra la línea Bobadilla-Algeciras, 176 km de vía única en ancho

convencional sin electrificar construida a finales del siglo XIX con un trazado sinuoso y fuertes pendientes que

limitan mucho las velocidades y la carga máxima transportada.

Entre las actuaciones establecidas en el programa para la remodelación de la línea, se incluye el suministro de

potencia eléctrica para equipos e instalaciones.

La modernización de la línea Bobadilla-Algeciras figura también en el Plan Estratégico de Infraestructuras y

Transporte (PEIT). El PEIT, aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de 15 de julio de 2005, fue

concebido para impulsar el desarrollo económico y la cohesión social y territorial.

El Plan define las directrices básicas de actuación en materia de infraestructura y transporte estatal con un

horizonte a medio y largo plazo (2005-2020). Las actuaciones ferroviarias concentran más del 48% de las

inversiones totales del Plan, siendo uno de los ejes básicos de actuación el desarrollo de una ambiciosa red de

altas prestaciones.

El proyecto de adaptación de la línea Bobadilla-Algeciras a la red de altas prestaciones, divide la línea en dos

tramos: Bobadilla-Ronda-Algeciras. Dividiendo, a su vez, los 106 km del tramo Ronda-Algeciras en tres tramos:

Ronda-Cortes de la Frontera-San Pablo de Buceite-Algeciras.

Las obras realizadas hasta el momento en toda la línea se han concentrado en los tramos Ronda-Cortes de la

Frontera-San Pablo de Buceite. Entre los trabajos realizados, destaca la renovación completa de la vía única

mediante la instalación de traviesas de hormigón preparadas para acoger un tercer carril. Estas traviesas,

montadas en ancho convencional con dos carriles, permite la futura fijación de un tercer carril a una distancia de

ancho UIC de uno de los carriles existentes. Además, se ha realizado la ampliación del gálibo vertical de los 14

túneles de estos tramos para permitir la futura electrificación de la línea.

A finales del 2013 se firmó un acuerdo entre ADIF y la APBA para la mejora de ramal de Isla Verde, que une

la Estación de Algeciras con la infraestructura ferroviaria del Puerto de la Bahía de Algeciras. Las obras de

mejora, que no incluyen la electrificación del ramal, se han llevado a cabo y la vía se encuentra actualmente en

servicio.

En el momento de redacción de este proyecto, las obras se encuentran paradas debido a la baja inversión

económica destinada a la renovación de esta línea.

Sin embargo, dada la importancia de esta línea puede preverse la ampliación a doble vía, siendo una de ellas de

ancho internacional y la otra de ancho mixto, y la electrificación de todo el trayecto.

Prefacio

2

1.2 Objeto

El objeto del presente proyecto es el diseño de las subestaciones eléctricas de tracción y centros de

autotransformación asociados del sistema de alimentación de la presumible electrificaión de la línea Bodabilla-

Algeciras.

1.3 Alcance

El alcance del Proyecto comienza en los pórticos de entrada de cada instalación y termina en los pórticos de

salida de catenaria y feeder.

El número y emplazamiento de las subestaciones y centros de autotransformación, así como la potencia instalada

de los mismos, se determinan mediante el Estudio de Dimensionamiento Eléctrico. La realización de dicho

Estudio, dada la complejidad y la falta de datos necesarios para llevarlo a cabo, queda fuera del alcance de este

proyecto. Sin embargo, en el tercer capítulo se pormenoriza el proceso de elaboración del mismo.

No se considera parte del proyecto la obra civil asociada, el sistema de mando, control y protecciones, así como

los servicios auxiliares de alumbrado, ventilación, climatización, instalaciones de seguridad y protección contra

incendios. No obstante, se realizará una breve descripción y se especificará su funcionalidad.

3

2 SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN EN TRACCIÓN

FERROVIARIA

2.1 Introducción a los sistemas de alimentación en tracción eléctrica ferroviaria

La función de la tracción eléctrica ferroviaria es el transporte fiable y seguro de las personas y mercancías,

mediante el uso de líneas ferroviarias electrificadas.

El objetivo de los sistemas de alimentación es suministrar la energía eléctrica necesaria para asegurar el

funcionamiento de los vehículos con tracción eléctrica que transportan a dichas personas y mercancías.

Desde el punto de vista más amplio, los sistemas de alimentación en tracción eléctrica comprenden la

subestación generadora, la red de transporte, la subestación de tracción, la línea aérea de contacto y el

pantógrafo, un dispositivo situado en la parte superior de los trenes eléctricos para la toma de corriente.

En la mayoría de los casos, la subestación generadora y la red de transporte pertenecen a la Compañía Eléctrica

y la subestación de tracción y la línea aérea de contacto al administrador de las infraestructuras ferroviarias.

La principal diferencia entre un sistema de alimentación a un consumidor desde una red pública y un sistema de

alimentación a un vehículo con tracción eléctrica, es que en este último caso el consumidor está en movimiento.

Por lo tanto, el sistema de alimentación en tracción eléctrica tiene que tener unas características especiales para

afrontar esta situación particular.

Todas las instalaciones de alimentación a la tracción eléctrica tienen que diseñarse, construirse y funcionar de

manera que cumplan los requisitos que establece la norma EN-50126 sobre fiabilidad, disponibilidad,

mantenibilidad y seguridad.

2.2 Sistemas de alimentación a la tracción

El tipo de corriente eléctrica es la característica que generalmente se especifica para distinguir los distintos

sistemas de alimentación a la tracción eléctrica.

Al principio, se utilizaba únicamente la corriente continua ya que la curva esfuerzo velocidad de los motores de

conmutación serie de corriente continua era más favorable en las aplicaciones ferroviarias. Sin embargo, los

sistemas de alimentación a la tracción eléctrica en corriente continua tienen la desventaja de usar valores de

tensión bajos, que requieren corrientes elevadas cuando los vehículos de tracción demandan elevadas potencias.

Debido a que el tráfico de trenes se incrementa cada día y la potencia requerida por cada uno de ellos cada vez

es mayor, la tendencia es ir subiendo los valores de tensión con objeto de reducir las pérdidas y aumentar el

rendimiento. Aunque se ha intentado aumentar los niveles de tensión, el elevado coste de fabricar equipos

especiales y la dificultad de despejar potencias de cortocircuito elevadas en corriente continua han motivado el

paso a corriente alterna cuando se demandan grandes potencias.

En Alemania, los esfuerzos para resolver este problema se orientaron hacia un sistema de alimentación

monofásico en corriente alterna a una frecuencia de 16,7 Hz, donde la energía eléctrica se generaba y distribuía

de forma monofásica a esta frecuencia en una red de alta tensión propia del ferrocarril. Este sistema también fue

adoptado por Austria, Suiza, Noruega y Suecia.

La experiencia inicial con un sistema de tracción en corriente alterna a 50 Hz se consiguió en el llamado

Sistemas de Alimentación en Tracción Ferroviaria

4

Ferrocarril del Valle del Infierno (Höllentalbahn, Alemania), aproximadamente en el año 1940.

Debido a los enormes progresos conseguidos en la electrónica de potencia, el sistema de tracción del tipo

corriente alterna 25 kV 50 Hz es el preferido por los países que inician la electrificación de sus líneas ferroviarias

en corriente alterna.

En España, ADIF explota dos tipos de subestaciones eléctricas de tracción:

• Subestaciones de 3 kVcc:

Destinadas a la alimentación eléctrica de líneas de ancho convencional y alimentadas desde la red de

distribución de la Compañía Suministradora con tensiones nominales de 15, 20, 30, 45 y 66 kV.

• Subestaciones de 25 kVca 50 Hz:

Destinadas a la alimentación de las líneas de Alta Velocidad en ancho de vía UIC y alimentadas

directamente desde la red de transporte a tensiones nominales de 132, 220 y 400 kV.

2.2.1 Sistemas de alimentación en corriente continua

La tensión trifásica suministrada por la Compañía Eléctrica se transforma en la subestación rectificadora a los

valores de corriente continua requeridos por la línea de contacto.

Las tensiones que normalmente se utilizan en los sistemas de metro y tranvía son de 600 y 750 V. Las

subestaciones se encuentran distanciadas entre 1,5 y 6 km y las potencias instaladas en las subestaciones son de

dos grupos rectificadores de entre 1 y 3 MW cada uno de ellos.

En el resto de sistemas ferroviarios de corriente continua, las tensiones son de 1500 y 3000 V. La distancia entre

las subestaciones varía de 15 a 30 km y la potencia instalada en cada grupo rectificador de la subestación está

comprendida entre 3 y 6 MW.

En el caso de los rectificadores de potencias mayores o iguales a 3 MW, los transformadores del grupo disponen

de un primario que se conecta directamente a la red de alta tensión y dos secundarios, conectados uno en estrella

y otro en triángulo, para conseguir un desfase de las tensiones de 30° y una pulsación dodecafásica. Cada

secundario del transformador de potencia alimenta a un rectificador de onda completa constituido por diodos,

los cuales se montan formando dos puentes de Graetz trifásicos.

En el caso de ADIF, cada uno de los puentes de Graetz suministra una tensión de 1500 V cc. Conectándolos en

serie se obtiene la tensión de 3000 Vcc para alimentar la catenaria.

2.2.2 Sistemas de alimentación en corriente alterna a 50 Hz

2.2.2.1 Sistema de alimentación en 1x25 kV

La energía eléctrica requerida para alimentar las subestaciones eléctricas de tracción monofásicas a 50 Hz se

obtiene de dos fases de la red de transporte trifásica. Esta carga bifásica provoca desequilibrios en la tensión y

corriente de la red de transporte. Estos desequilibrios provocan que la vida útil de los motores asíncronos

alimentados de la red disminuya. Para minimizar los efectos desfavorables de estos desequilibrios, la norma EN-

60034-1 establece unos valores de desequilibrio permitidos.

5 Diseño de dos subestaciones eléctricas de tracción y sus centros de autotransformación asociados

Aunque la manera ideal para la explotación sería conectar las subestaciones como se indica en la figura 2.1.

En la práctica, las subestaciones se conectan alternativamente a las fases de la red trifásica para limitar los

desequilibrios, tal como se muestra en la figura 2.2.

Este tipo de conexión nos plantea varios problemas en la explotación:

• Existencia de zonas neutras de separación de fases entre subestaciones colaterales.

• Cuando el desfase es de 120 °, la diferencia de tensión entre subestaciones es de √3 × 25 𝑘𝑉.

• Caídas de tensión elevadas en los extremos de los tramos alimentados por las subestaciones.

• Menor rendimiento del frenado por recuperación debido a que la sección alimentada por la subestación

es menor y por tanto existen menos trenes en ese tramo que puedan aprovechar la energía suministrada

por los trenes durante el frenado.

La alimentación mostrada en la figura 2.2 se utiliza en la línea de Alta Velocidad Madrid-Sevilla.

R

S

T

LAC

Vía

SET 1 SET 2 SET 3

R

S

T

SET 1 SET 2 SET 3

LAC

Vía

Figura 2.1- Conexión sin compensación del desequilibrio

Figura 2.2- Conexión alternada de las fases para compensar el desequilibrio de forma indirecta


6

En Rusia, los transformadores de potencia de cada subestación se conectan como se indica en la figura 2.3,

corrigiendo parcialmente el desequilibrio de la red. Aunque en este caso también es necesario colocar zonas de

separación de fases en la línea aérea de contacto, estas se sitúan delante de la subestación permitiendo que las

subestaciones trabajen en paralelo. Esto nos ayuda a conseguir, en determinadas condiciones de tráfico, una

elevada compensación del desequilibrio.

2.2.2.2 Sistema de alimentación en 2x25 kV

Para aumentar la longitud del tramo alimentado por una subestación de tracción, se desarrolló el sistema de

alimentación 2x25 kVca.

En este sistema la tensión entre la línea aérea de contacto y el carril sigue siendo de 25 kV 50 Hz. Sin embargo,

el secundario de los transformadores de potencia de las subestaciones tiene una toma central. La tensión entre

cada extremo del transformador y la toma central es de 25 kV con un desfase de 180°. Un extremo del secundario

del transformador se conecta a la línea aérea de contacto, el otro extremo al feeder negativo o de retorno que va

instalado a lo largo de la línea y la toma central se conecta al carril La diferencia de tensión entre la línea aérea

de contacto y el feeder negativo es, por tanto, de 50 kV.

Este sistema de alimentación necesita que se instalen centros de autotransformación a lo largo de la línea. La

transmisión de potencia entre la subestación y el autotransformador anterior a donde se encuentra el tren es como

si fuera un sistema bifásico funcionando a 50 kV. Esto implica que, al ser mayor la tensión en este tramo, la

corriente es menor y las caídas de tensión también son menores, pudiéndose aumentar la longitud del tramo

alimentado por la subestación. Además, en esta sección casi toda la corriente retorna por el feeder negativo en

vez de por el carril disminuyendo las interferencias sobre líneas adyacentes.

R

S

T

LAC

Vía

SET 1 SET 2 SET 3

Figura 2.3- Conexión alternada de las fases con las subestaciones funcionando en paralelo


El diseño básico de este sistema puede verse en la figura 2.4.

Este sistema se utiliza en España, Francia, Italia, Japón, Rusia y cada vez en más países.

2.2.2.3 Comparativa de los sistemas 1x25 kVca y 2x25 kVca

Tabla 2.1- Comparativa de los sistemas de alimentación 1x25 kVca y 2x25 kVca

1x25 kVca 2x25 kVca

Explotación del sistema

Fácil de explotar debido a que la

instalación consta únicamente de

la catenaria y del circuito de

retorno.

Difícil de explotar por la

existencia del feeder negativo y la

necesidad de instalar centros de

autotransformación cada 12 km

aproximadamente.

Perturbaciones electromagnéticas

Altas, ya que la corriente que

circula por el terreno es muy

elevada. Es necesario recurrir a

apantallamientos.

Pequeñas, ya que no circula

apenas corriente por los carriles y

el autotransformador situado antes

del tren.

Distancias máximas entre

subestaciones

Del orden de unos 25 km, para no

superar las caídas de tensión

máximas en punta.

Del orden de unos 50 km, ya que

las caídas de tensión son menores

y, por tanto, existen menores

pérdidas.

Aparellaje de maniobra y

protecciones

Son muy sencillas. Costosas y difíciles de tarar debido

a la existencia del feeder negativo.

La decisión de instalar un sistema u otro debe basarse en un estudio económico y en un estudio que evalúe las

posibles perturbaciones electromagnéticas.

220

kV

LAC (25 kV)

Vía

Feeder (-25 kV)

T AT1 AT2 AT3 AT4

45,4

A

Sn=10 MVA

200 A 300 A 100 A

400 A

200 A200 A

100 A

100 A

100 A

100 A

100 A200 A

200 A

25 kV

25 kV

50 kV

Figura 2.4- Diseño básico del sistema de alimentación 2x25 kV


8

2.3 Conclusión

Como se menciona en los antecedentes del proyecto, en el PEIT se persigue la adaptación de la línea Bobadilla-

Algeciras a una ambiciosa red ferroviaria de altas prestaciones.

La elección del sistema de alimentación a la tracción para esta línea se basará en el concepto de red ferroviaria

de altas prestaciones definido en el Glosario de dicho plan, el cual se reproduce a continuación:

“La red ferroviaria de altas prestaciones del PEIT está integrada por:

• líneas de alta velocidad,

• con doble vía electrificada,

• ancho UIC y

• en general, capaces de canalizar tráfico mixto de viajeros y mercancías, si bien se contemplan algunas

líneas para tráfico exclusivo de viajeros.

De manera transitoria algunas líneas de la red ferroviaria de altas prestaciones pueden mantener el ancho

ibérico.”

Dada la elevada potencia que demandan los trenes de alta velocidad circulando simultáneamente en ambos

sentidos, se descarta el sistema de alimentación en corriente continua ya que se producirían grandes pérdidas de

energía.

Aunque en el presente proyecto no se incluye ni estudio económico ni estudio de evaluación de perturbaciones

electromagnéticas que justifiquen la elección de uno de los dos sistemas de alimentación en corriente alterna, el

sistema 2x25 kVca resuelve dos inconvenientes importantes como son las interferencias sobre líneas adyacentes

y las elevadas caídas de tensión en los extremos de las secciones de alimentación.

Por estos motivos, se ha decidido que sea este sistema de alimentación el que se implante en la línea Bobadilla-

Algeciras.

9

3 DIMENSIONAMIENTO ELÉCTRICO

3.1 Objeto del estudio de dimensionamiento eléctrico

El objeto de este estudio es documentar las razones técnicas por las que se establece el número de subestaciones

eléctricas de tracción y centros de autotransformación asociados necesario para el suministro de energía eléctrica

a la tracción de una línea ferroviaria, la ubicación de los mismos, la potencia instalada de cada uno de ellos y la

sección de los conductores.

Aunque la realización de este estudio se hace inviable dada la complejidad y la falta de datos necesarios, a

continuación, se describen las herramientas informáticas utilizadas para llevarlo a cabo, las normas que

establecen las condiciones de diseño a satisfacer por los resultados del estudio y la estructura que habitualmente

presenta dicho estudio.

3.2 Simulador

Las empresas, dedicadas a la ejecución de este tipo de proyectos, suelen desarrollar sus propios programas de

simulación. Estos programas les permiten verificar si la solución adoptada cumple con las condiciones de diseño

establecidas. Como ejemplo de simulador, podemos nombrar SIMTRENAC, desarrollado por TIFSA para la

simulación de líneas ferroviarias alimentadas en corriente alterna.

En el programa de simulación se introducen los datos correspondientes a los modelos de los distintos elementos

del sistema eléctrico. Dichos elementos se pueden dividir en dos tipos:

• Trenes:

El material rodante queda definido por parámetros como peso y longitud de la composición, velocidad y

aceleración máxima, potencia de servicios auxiliares, tensión mínima, máxima y nominal de

funcionamiento, modelo de conducción y modelo de esfuerzo resistente.

• Esquema y conexionado eléctrico:

El esquema eléctrico se elabora utilizando datos como impedancia y longitud de la catenaria, puntos de

conexión de feeders a catenaria, impedancia de feeders, impedancia interna de los grupos transformadores,

impedancia equivalente de la red primaria e impedancia del circuito de retorno.

Los resultados que arroja el simulador son de dos tipos:

• Variables cinemáticas:

Posición, velocidad y aceleración de cada tren en cada instante de tiempo.

• Variables eléctricas:

Trenes: Tensión pantógrafo-carril, intensidad instantánea y potencia instantánea.

Subestaciones: Proporciona tres archivos por cada zona de alimentación, los datos que

contienen los archivos son: tensión en pórtico de salida, intensidad y potencia demandada al

grupo transformador.

Dimensionamiento Eléctrico

10

Los cálculos dinámicos se realizan a intervalos de 0,1 segundos y los cálculos eléctricos a intervalos de 1

segundo, intervalos de tiempos razonables para calcular con precisión el circuito eléctrico.

3.3 Condiciones de diseño

Las condiciones de diseño de este estudio vienen impuestas en las siguientes normas:

• UNE-EN 50163 “Aplicaciones ferroviarias. Tensiones de alimentación de las redes de tracción”.

• UNE-EN 50388 “Aplicaciones ferroviarias. Alimentación eléctrica y material rodante. Criterios

técnicos para la coordinación entre sistemas de alimentación (subestación) y el material rodante para

alcanzar la interoperabilidad”.

3.4 Estudio de dimensionamiento eléctrico

Para comenzar el estudio necesitamos introducir en el simulador unos datos de partida que permitirán modelizar

en el simulador la línea y material rodante objeto de estudio en cuestión.

Definiremos un escenario previo, que una vez constatada su viabilidad mediante simulación, modificaremos

para adaptarlo a las ubicaciones que se han considerado técnicamente viables tras las visitas a campo. A partir

de estas nuevas ubicaciones y sucesivas simulaciones, se obtiene el escenario definitivo.

3.4.1 Datos de partida

Los datos de partida que son necesarios introducir para modelizar el sistema se ordenan en cuatro grupos:

• Características generales de la línea férrea: trazado (rampas, curvas, túneles), puntos de arranque,

parada y paso de circulaciones.

• Características del circuito de tracción: se detallan la configuración de la línea aérea de contacto

(sección y/o tipo de cable empleado para el hilo de contacto, hilo sustentador, cable de retorno, feeder

negativo, carril y, si es necesario utilizarlo, feeder positivo) y la matriz de impedancias de la catenaria.

En función de los resultados de las simulaciones se modificará la sección del cable de retorno y del

feeder negativo.

Para determinar la matriz de impedancias también se utilizan programas informáticos.

• Características del material rodante: se utilizan las características de los trenes que realizarán el

recorrido, tales como peso de la unidad, resistencia al avance, potencia en llanta, factor de potencia y

diagrama esfuerzo-velocidad.

• Premisas de explotación: velocidad máxima que alcanzarán los trenes e intervalos de tiempo en los que

se lanza una unidad desde cada extremo de la línea.

3.4.2 Escenario previo

El escenario previo constituye la solución inicial a simular para comprobar su viabilidad. En este escenario

quedan definidos:

• Número de subestaciones y centros de autotransformación asociados a cada una de ellas.

• Ubicación de las subestaciones y centros de autotransformación, correspondiente a una distribución

equiespaciada de las mismas a lo largo de la línea.

• Número de grupos transformadores de cada instalación; así como la potencia instalada y tramo de

alimentación de cada uno de ellos.


3.4.3 Simulación

Tras la simulación, el programa muestra una serie de gráficas donde se reflejan los resultados de dicha

simulación. Aunque en el apartado dedicado al simulador se indica que tipo de resultados arroja, a continuación

se va a detallar el contenido de cada gráfica:

• Potencia media cuadrática demandada a cada grupo. Se ha de comprobar que en ningún grupo se supere

los valores de la potencia instalada.

• Tensiones mínimas en pantógrafo para todos los trenes a lo largo del trazado y las tensiones medias de

la línea aérea de contacto. En nuestro caso, al estar diseñando un sistema de alimentación 2x25 kV, no

se permiten tensiones mínimas inferiores a 19 kV ni tensiones medias inferiores a 22,5 kV.

• Comportamiento de los trenes en cada sentido, correspondiente al periodo de máximo tráfico. Estas

gráficas reflejan velocidad, tensión y potencia aparente demandada, junto al perfil del trazado de la

línea.

• Picos de potencia y potencia media demandada a la que se ven sometidos cada uno de los grupos que

forman las subestaciones y los centros de autotransformación. La potencia media demandada tiene que

ser menor que la potencia instalada. Sin embrago, si pueden existir valores pico que superen la potencia

instalada, no suponiendo un problema si estas sobrecargas son de corta duración.

Si alguna de las variables simuladas no cumpliese con las condiciones de diseño, tendría que modificarse el

número de subestaciones y/o centros de autotransformación, ubicación de los mismos, potencia instalada de los

grupos transformadores y/o la sección del cable de retorno y del feeder negativo.

Una vez que las variables cumplan con las condiciones de diseño, se procederá a establecer y simular el escenario

definitivo.

3.4.4 Escenario definitivo

Este escenario es básicamente el mismo que el escenario previo, salvo modificaciones en alguna de las

instalaciones por problemas de viabilidad.

La simulación de este escenario proporciona las mismas gráficas que la simulación del escenario previo,

verificando los resultados las condiciones de diseño.

Una vez obtenido el escenario definitivo se estudian los escenarios degradados, aquellos en los que alguna de

las subestaciones falla, teniendo su tramo de alimentación que ser abastecido desde otra u otras subestaciones.

3.4.5 Escenarios degradados

En estos escenarios las premisas de explotación se modifican, disminuyendo la frecuencia de lanzamientos

simultáneos de unidades desde cada extremo de la línea.

De estas simulaciones se obtienen las caídas de tensión en la línea aérea de contacto. No se muestran las

demandas de potencia ni los comportamientos de los trenes ya que, al ser los intervalos de lanzamiento de las

unidades mucho mayores, las demandas de potencia son más que admisibles y los comportamientos son

idénticos a los observados en el funcionamiento normal.

Dimensionamiento Eléctrico

12

3.5 Configuración adoptada

Para alimentar los 176 km de línea, el sistema de alimentación constará de dos subestaciones eléctricas de

tracción, compuesta por dos transformadores de potencia monófasicos cada una. La longitud de la sección de

alimentación de cada transformador es de unos 44,25 km.

Las subestaciones se alimentarán desde las subestaciones de transporte de REE, existiendo para cada subestación

dos acometidas trifásicas constituidas por conductores aéreos. Dado que cada transformador necesita únicamente

dos fases, una de las tres fases terminará en el polo de entrada del seccionador tripolar de entrada al parque de

A.T. de la subestación de tracción. REE indicará cuáles serán las fases que alimentarán el primario de cada

transformador para no superar los valores de desequilibrios admisibles.

Se instalarán un total de diez centros de autotransformación intermedios y uno final. Cada centro de

autotransformación constará de un autotransformador, menos el centro de autotransformación final que constará

de dos autotransformadores.

Se ha tomado una distribución equiespaciada de las instalaciones a lo largo de la línea. En la tabla 3.1 se muestra

la configuración adoptada del sistema, especificando denominación, ubicación, relación de transformación y

potencia nominal de las subestaciones eléctricas de tracción y centros de autotransformación asociados que

conforman el sistema de alimentación de la línea.

Tabla 3.1- Configuración adoptada para las subestaciones y centros de autotransformación

Número Denominación Ubicación (PK) Relación de

transformación (kV)

Potencia nominal

(MVA)

101.1 ATI 0+000 55/27,5 10

101.2 ATI 15+000 55/27,5 10

101.3 ATI 30+000 55/27,5 10

SET-101 S/E-Cañete la Real 44+250 400/27,5-27,5 30x30

101.4 ATI 58+500 55/27,5 10

101.5 ATI 73+500 55/27,5 10

101.6/102.1 ATF 88+500 55/27,5 10x10

102.2 ATI 103+500 55/27,5 10

102.3 ATI 118+500 55/27,5 10

SET-102 S/E-Jimena de la

Frontera

132+750 220/27,5-27,5 30x30

102.4 ATI 147+000 55/27,5 10

102.5 ATI 162+000 55/27,5 10

102.6 ATI 177+000 55/27,5 10


En la figura 3.1 se muestra un esquema de la configuración del sistema.

SET

101

PK

44+

250

Sube

stac

ión

de

Cañ

ete

la R

eal

SET

102

PK

132

+75

0Su

best

ació

n de

Ji

me

na d

e la

Fro

nte

ra

ATI

101

.1P

K 0

+000

ATI

101

.2P

K 1

5+00

0A

TI 1

01.3

PK

30+

000

ATI

101

.4P

K 5

8+50

0A

TI 1

01.5

PK

73+

500

ATF

101

.6/1

02.1

PK

88+

500

ATI

102

.2P

K 1

03+5

00

ATI

102

.3P

K 1

18+5

00

ATI

102

.4P

K 1

47+0

00

ATI

102

.5P

K 1

62+0

00

ATI

102

.6P

K 1

77+0

00

Fig

ura

3.1

- E

squem

a de

la c

onfi

gura

ción a

dopta

da

par

a el

sis

tem

a de

alim

enta

ción

15

4 ANÁLISIS DEL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN

2X25 KV

4.1 Introducción

El sistema de electrificación 2x25 kVca se caracteriza por la existencia de dos conductores, uno es la catenaria

y el otro es el feeder negativo, destinados a la alimentación del material móvil. La tensión entre cada uno de

estos dos conductores y la vía es de 25 kV, estando ambas tensiones desfasadas 180º. Para la alimentación del

sistema se dispone de subestaciones de tracción (SET) con dos transformadores monofásicos en cada una, cuyos

primarios se conectan a dos fases diferentes de la red de alta tensión, 220 kV o 400 kV. El secundario de los

transformadores es de 55 kV y tiene una toma intermedia, resultando dos secundarios de 27,5 kV; estos valores

superan a los valores teóricos de 50 kV y 25 kV para compensar las posibles caídas de tensión que se dan a lo

largo de la línea. Una toma extrema se conecta a la catenaria y la otra al feeder negativo, mientras que la toma

media se conecta a la vía. Esta conexión a la vía hace que en las tomas extremas aparezcan las tensiones

comentadas anteriormente.

En este proyecto se denomina catenaria a la línea aérea de contacto, aunque en algunas ocasiones se hace

referencia al conjunto de conductores que están a tensión postiva; dentro de ellos se encuentran:

• La línea aérea de contacto: Es el conductor en el que el pantógrafo hace contacto. Este conductor debe

estar en una superficie paralela a la vía, para facilitar la captación de corriente. Se suelen emplear

conductores de cobre o de aleaciones de cobre.

• El sustentador: Es el conductor que se diseña para soportar el peso del hilo de contacto a través de las

péndolas. Se suelen emplear conductores de cobre o de bronce.

• El feeder positivo: Se añade como conductor de refuerzo sólo en los casos en los que es necesario. Su

uso permite reducir la impedancia, y aumentar el límite de corriente admisible de la catenaria. Se suelen

emplear conductores de aluminio con alma de acero.

Cuando se habla de la vía, se incluyen los conductores de neutro:

• Los railes: Además de punto de apoyo del tren, sirven de captadores de las corrientes que salen de los

trenes. Dichos conductores son de acero.

• Los cables de retorno: Se usan como refuerzo de los raíles. Debido a su menor impedancia, recogen la

mayor parte de las corrientes de retorno, alejándolas de los railes. De este modo es posible reducir las

perturbaciones que dichas corrientes de retorno de tracción puedan producir en algunos sistemas de

señalización que también emplean los raíles. Se suelen emplear conductores de aluminio con alma de

acero.

El material móvil (trenes, unidades tractoras, etc.) de las líneas electrificadas a 2x25 kVca está alimentado a una

tensión nominal de 25 kV entre la catenaria y la vía. Por lo tanto, este material puede trabajar indistintamente en

sistemas de 1x25 kVca ó 2x25 kVca.

Análisis del Sistema de Alimentación 2x25 kV

16

El cantonamiento (división de la línea en diferentes tramos-cantones) de los conductores y la vía tiene como

objetivo que cada cantón pueda ser alimentado por uno de los transformadores de potencia de cada SET, cuyo

devanado de alta tensión se conecta a una fase diferente a la de los cantones contiguos. De esta manera se intenta

que el desequilibrio generado a la red de transporte sea el mínimo posible.

Dicho cantonamiento se realiza mediante la existencia, a la altura de cada SET, de una zona neutra de separación

de fases (zona neutra de subestación), para evitar que el material móvil pueda cortocircuitar la catenaria con los

pantógrafos delantero y posterior. También, en los puntos intermedios entre dos SET, existirán zonas neutras

para aislar eléctricamente los tramos alimentados por los diferentes transformadores de cada SET (zona neutra

entre subestaciones).

Para que el sistema 2x25 kVca pueda funcionar, son necesarios una serie de centros de autotransformación

distribuidos a lo largo del trazado, típicamente cada 10 ó 15 km. Las tomas extremas de los autotransformadores

se conectan a la catenaria y al feeder negativo, y la toma media a la vía y a tierra.

La función de estos centros de autotransformación es evitar el retorno de corriente por la vía en los tramos donde

no circula el tren. Esto se consigue redistribuyendo las intensidades de retorno que penetran por la toma media

de los autotransformadores hacia el feeder negativo, el cual se convierte así en el cable de retorno de la intensidad

principal.

Los centros de autotransformación serán de tipo “intermedio” cuando estén en un punto intermedio de un cantón,

o de tipo “final” cuando se encuentren situados en el final, en la zona neutra entre subestaciones de tracción.

Para dimensionar las subestaciones de tracción y los centros de autotransformación asociados se deben calcular

las tensiones e intensidades en condiciones normales de operación y las existentes en caso de defecto. Para ello,

se debe disponer de un modelo adecuado para cada uno de los elementos de los que se compone el sistema

eléctrico de tracción, así como el equivalente de Thévenin de la red de alimentación de A.T.

4.2 Modelo del sistema 2x25 kVca

El esquema equivalente del tramo alimentado por uno de los transformadores de las subestaciones, sería:

Un/

Un/ Un/

Zred

ZredZred

REE

Zc Zc Zc

Zr Zr Zr

Zf Zf Zf

Transformador de potencia

Un/55 kV

SET ATI ATI ATF

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

27,5 kV

27,5 kV

a

a'

b c

b' c'

Figura 4.1- Esquema equivalente del tramo alimentado por uno de los transformadores de la SET


Donde,

𝑍𝑟𝑒𝑑 es la impedancia directa de la red de la compañia hasta el punto de conexión con ADIF.

𝑍𝑐 es la impedancia compleja de la catenaria.

𝑍𝑟 es la impedancia compleja de retorno.

𝑍𝑓 es la impedancia compleja del feeder.

𝑍𝑎𝑢𝑡 es la semi-impedancia interna de cada autotransformador.

El equivalente Thévenin en barras de 55 kV sería, por tanto:

Donde 𝑍2 sería la semi-impedancia equivalente bifásica del sistema vista desde el secundario del transformador

de potencia, la cual tiene en cuenta la impedancia de la red de la compañía y la impedancia del transformador

de potencia. Es decir:

𝑍2 =2 ∙ 𝑍𝑟𝑒𝑑 55𝑘𝑉 + 𝑍𝑐𝑐

2

La impedancia de red referida al lado de 55 𝑘𝑉 y la impedancia de cortocircuito se calculan como sigue:

𝑍𝑟𝑒𝑑 55𝑘𝑉 =𝑍𝑟𝑒𝑑𝑛2

=

𝑐 ∙ 𝑈𝑛2

𝑆𝑘𝑛2

=

𝑐 ∙ 𝑈𝑛√3𝐼𝑘𝑛2

𝑍𝑐𝑐 =𝑈𝑐𝑐100

∙𝑈𝐿𝑉2

𝑆𝑛

La semi-impedancia interna de cada autotransformador se obtiene de:

𝑍𝑎𝑢𝑡 =

𝑈𝑐𝑐100 ∙

𝑈𝐿𝑉2

𝑆𝑛 𝑎𝑢𝑡2

Zc ZcZc

Zaut Zaut Zaut

Zaut Zaut

Zr ZrZr

Zf Zf Zf

Z2

Z2

VthZaut

Vth

Figura 4.2- Equivalente Thévenin en barras de 55 kV


18

Para los valores de las impedancias complejas de catenaria, retorno y feeder, ADIF ha facilitado unos valores

dependientes de las distancias entre subestación y centros de autotransformación o entre centros de

autotransformación. La distancia media entre implantaciones en este Proyecto es de 15 km, por tanto, temenos

los siguientes valores:

𝑍𝑐 = 0,1 + 𝑗 ∙ 0,25 (Ω

𝑘𝑚) = 1,5 + 𝑗 ∙ 3,75 Ω

𝑍𝑟 = 0,02 + 𝑗 ∙ 0,069(Ω

𝑘𝑚) = 0,3 + 𝑗 ∙ 1,035 Ω

𝑍𝑓 = 0,31 + 𝑗 ∙ 0,375 (Ω

𝑘𝑚) = 4,65 + 𝑗 ∙ 5,625 Ω

4.3 Subestación de Cañete la Real, 400 kV


Teniendo en cuenta que la empresa transportista es REE se han tomado como referencia los datos generales

aportados en el documento de “Instalaciones conectadas a la red de transporte”.

Tabla 4.1- Datos de partida de la subestación de 400 kV

Datos de la red de transporte

Tensión nominal de la red 400 kV

Tensión minima de servicio 390 kV

Tensión máxima de servicio 420 kV

Frecuencia 50 Hz

Intensidad de cortocircuito impuesta por REE 50 kA

Potencia de cortocircuito trifásico:

• Mínima prevista

• Máxima prevista

3943 MVA

5153 MVA

Datos de los transformadores de potencia

Número de transformadores 2

Potencia nominal 30 MVA

Número arrollamientos secundarios 2

Tensión de cada arrollamiento secundario 27,5 kV

Ucc% (referido al 100% Sn) 10 %

Relación de impedancias (X7R) 30


Datos de los autotransformadores


Tensión del secuandario 27,5 kV

Ucc% (referido al 100% Sn) 1%

Relación de impedancias (X/R) 15

4.3.2 Cálculo de las variables generales de la subestación

Desde la table de datos de partida, se pretende calcular las variables eléctricas generales de la subestación de

Cañete la Real, tales como intensidades nominales, impedancias de cortocircuito, intensidades de cortocircuito

y sobrecargas.

En el cálculo de la intensidad de cortocircuito se pretende estudiar el caso más desfavorable en caso de falta.

Para ello se consideran dos casos diferenciados:

• Subestación de tracción en vacío: En esta situación, la subestación de tracción se alimenta desde la red

de transporte pero se mantiene desconectada del sistema de tracción y de los centros de

autotransformación asociados.

• Subestación de tracción en carga: En esta situación la subestación de tracción se alimenta desde la red

de transporte y el sistema de tracción y los centros de autotransformación asociados están conectados a

la misma.

Para el cálculo de las intensidades de cortocircuito no se contempla la existencia de una carga, es decir, no se

considera la circulación de ningún tren. De esta manera se está contemplando una situación más desfavorable,

ya que la circulación de un tren conlleva una reducción de la corriente de cortocircuito.

4.3.3 Subestación de tracción en vacío

4.3.3.1 Intensidad de cortocircuito en el primario del transformador

Las intensidades de cortocircuito máximas y mínimas calculadas a partir de las potencias de cortocircuito

previstas se calculan con:

𝐼𝑐𝑐 =𝑆𝑐𝑐

𝑈𝑛 ∙ √3

A partir de dichas intensidades se pueden obtener los valores de las intensidades de cortocircuito bifásico:

𝐼𝑐𝑐−2𝑓 =√3

2𝐼𝑐𝑐


20

4.3.3.2 Intensidad de cortocircuito en el secundario

El equivalente Thévenin en barras de 55 kV sería el siguiente:

El valor de la intensidad de cortocircuito en el secundario es:

|𝐼𝑐𝑐| = |27,5 𝑘𝑉

𝑍2 Ω| = 5,3526 𝑘𝐴

4.3.3.3 Datos resultantes con la subestación en vacío

Mediante las expresiones y datos anteriormente expuestos y la herramienta de software matemático MATLAB

se obtienen los siguientes resultado:

Tabla 4.2- Datos resultantes de la subestación de 400 kV en vacío

Primario del transformador de potencia

Intensidad de cortocircuito trifásica:

• Mínima

• Máxima

• Impuesta

5,4202 kA

7,6274 kA

50 kA

Intensidad de cortocircuito bifásica:

• Mínima

• Máxima

• Impuesta

4,6940 kA

6,6064 kA

43,301 kA

Secundario del transformador de potencia

Intensidad de cortocircuito bifásica 5,3526 kA

Z2

27,5 kV

Z2

27,5 kV

Figura 4.3- Equivalente Thévenin del cortocircuito en el secundario de la SET-1 en vacío


4.3.4 Subestación de tracción en carga


En el primario del transformador de potencia de la SET, las intensidades de cortocircuito trifásica y bifásica son

las mismas que en la situación de la subestación en vacío.

4.3.4.2 Intensidad dinámica

La intensidad dinámica que circula por el primario del transformador se calcula a partir del valor de la intensidad

térmica de cortocircuito impuesta por REE.

𝐼𝑑𝑖𝑛 = 1,8 ∙ √2 ∙ 𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎

4.3.4.3 Intensidad nominal del primario

La intensidad nominal del primario del transformador de potencia se calcula según:

𝐼𝑛 =𝑆𝑛𝑈𝑛

4.3.4.4 Intensidad de sobrecarga

Se debe tener en cuenta que el transformador, por ser clase de servicio IXB según la norma UNE-EN 50329,

admite sobrecargas del 131,5 durante 2 horas y de 193,7% durante 5 minutos.


Se consideran las corrientes más desfavorables, desde el punto de vista de potencia de cortocircuito. Por ello, los

cálculos se llevarán a cabo considerando los siguientes escenarios:

• Primer caso: alimentación desde la subestación teniendo conectados un centro de

autotransformación intermedio y uno final.

• Segundo caso: alimentación desde la subestación teniendo conectados dos centros de

autotransformación intermedios y uno final.


22

Primer caso

El esquema equivalente de la semi-subestación sería:

Si se simplifica el circuito mediante el equivalente Thevenin y se calcula el cortocircuito a la salida de la

subestación (se inserta una conexión con impedancia nula entre a-a’) se obtiene una intensidad de cortocircuito

(en módulo) de:

𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑎′ = 4,9863 𝑘𝐴

Análogamente, si se simplifica ahora el circuito mediante el equivalente Thevenin y se calcula el cortocircuito

a la llegada del primer ATI (se inserta una conexión con impedancia nula entre b-b’) se obtiene una intensidad

de cortocircuito (en módulo) de:

𝐼𝑐𝑐−𝑏𝑏′ = 3,4303 𝑘𝐴

Finalmente, si se simplifica ahora el circuito mediante el equivalente Thevenin y se calcula el cortocircuito a la

llegada del ATF (se inserta una conexión con impedancia nula entre c-c’) se obtiene una intensidad de

cortocircuito (en módulo) de:

𝐼𝑐𝑐−𝑐𝑐′ = 458,9448 𝐴

400/ 3

400/ 3400/ 3

Zred

ZredZred

REE

Zc Zc Zc

Zr Zr Zr

Zf Zf Zf

Transformador de potencia 400/55 kV

SET ATI ATF

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

27,5 kV

27,5 kV

a

a'

b

b'

c

c'

Figura 4.4- Esquema del tramo de la semi-subestación de 400 kV alimentando un ATI y un ATF


Segundo caso

El esquema equivalente de la semi-subestación en este caso sería:



(en módulo) de:

𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑎′ = 4,9887 𝑘𝐴




𝐼𝑐𝑐−𝑏𝑏′ = 3,4078 𝑘𝐴




𝐼𝑐𝑐−𝑐𝑐′ = 196,957 𝐴

4.3.4.6 Intensidad nominal en el secundario

La intensidad nominal del secundario del transformador de potencia se calcula según:

𝐼𝑛_𝑚𝑖𝑛 =𝑆𝑛

27,5 𝑘𝑉 ∙ (1 +%𝑈𝑛) ∙ 2

𝐼𝑛_𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 =𝑆𝑛

27,5 𝑘𝑉 ∙ 2

𝐼𝑛_𝑚𝑎𝑥 =𝑆𝑛

27,5 𝑘𝑉 ∙ (1 −%𝑈𝑛) ∙ 2

Donde,

%𝑈𝑛: tanto por ciento de tensión regulable del transformador.

400/ 3

400/ 3400/ 3

Zred

ZredZred

REE

Zc Zc Zc

Zr Zr Zr

Zf Zf Zf


SET ATI ATI ATF

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

27,5 kV

27,5 kV

a

a'

b c

b' c'

Figura 4.5- Esquema del tramo de la semi-subestación de 400 kV alimentando dos ATI y un ATF


24

4.3.4.7 Datos resultantes con la subestación en carga

Tabla 4.3- Datos resultantes de la subestación de 400 kV en carga



• Mínima

• Máxima

• Impuesta

5,4202 kA

7,6274 kA

50 kA


• Mínima

• Máxima

• Impuesta

4,6940 kA

6,6064 kA

43,301 kA

Intensidad dinámica de cortocircuito trifásica 127,28 kA

Intensidad nominal 75 A

Intensidad de sobrecarga:

• 131,5% In

• 193,7% In

98,6250 A

145,2750 A



Intensidad nominal 545,4545 A


4.4 Subestación de Jimena de la Frontera, 220 kV


Teniendo en cuenta que la empresa transportista es REE, se han tomado como referencia los datos generales

aportados en el documento de “Instalaciones conectadas a la red de transporte”.

Tabla 4.4- Datos de partida de la subestación de 220 kV

Datos de la red de transporte


Tensión minima de servicio 205 kV


Frecuencia 50 Hz

Intensidad de cortocircuito impuesta por REE 40 kA

Potencia de cortocircuito trifásico:

• Mínima prevista

• Máxima prevista

2360 MVA

2360 MVA

Datos de los transformadores de potencia

Número de transformadores 2


Número arrollamientos secundarios 2

Tensión de cada arrollamiento secundario 27,5 kV

Ucc% (referido al 100% Sn) 10 %

Relación de impedancias (X7R) 30

Datos de los autotransformadores


Tensión del secuandario 27,5 kV

Ucc% (referido al 100% Sn) 1%

Relación de impedancias (X/R) 15


26

4.4.2 Cálculo de las variables generales de la subestación

Al igual que en la subestación de 400 kV, desde la table de datos de partida, se pretende calcular las variables

eléctricas generales de la subestación de Cañete la Real, tales como intensidades nominales, impedancias de

cortocircuito, intensidades de cortocircuito y sobrecargas.

En el cálculo de la intensidad de cortocircuito se pretende estudiar el caso más desfavorable en caso de falta.

Para ello se consideran dos casos diferenciados:

• Subestación de tracción en vacío: En esta situación, la subestación de tracción se alimenta desde la red

de transporte pero se mantiene desconectada del sistema de tracción y de los centros de

autotransformación asociados.

• Subestación de tracción en carga: En esta situación la subestación de tracción se alimenta desde la red

de transporte y el sistema de tracción y los centros de autotransformación asociados están conectados a

la misma.

Para el cálculo de las intensidades de cortocircuito no se contempla la existencia de una carga, es decir, no se

considera la circulación de ningún tren. De esta manera se está contemplando una situación más desfavorable,

ya que la circulación de un tren conlleva una reducción de la corriente de cortocircuito.

4.4.3 Subestación de tracción en vacío


Las intensidades de cortocircuito máximas y mínimas calculadas a partir de las potencias de cortocircuito

previstas se calculan con:

𝐼𝑐𝑐 =𝑆𝑐𝑐

𝑈𝑛 ∙ √3

A partir de dichas intensidades se pueden obtener los valores de las intensidades de cortocircuito bifásico:

𝐼𝑐𝑐−2𝑓 =√3

2𝐼𝑐𝑐


El equivalente Thevenin en barras de 55 kV sería el siguiente:

El valor de la intensidad de cortocircuito en el secundario es:

|𝐼𝑐𝑐| = |27,5 𝑘𝑉

𝑍2 Ω| = 5,2282 𝑘𝐴

Z2

27,5 kV

Z2

27,5 kV

Figura 4.6- Equivalente thevenin del cortocircuito en el secundario de la SET de 220 kV en vacio


4.4.3.3 Datos resultantes con la subestación en vacío

Tabla 4.5- Datos resultantes de la subestación de 220 kV en vacío



• Mínima

• Máxima

• Impuesta

5,5614 kA

6,6466 kA

40 kA


• Mínima

• Máxima

• Impuesta

4,8163 kA

5,7561 kA

34,641 kA



4.4.4 Subestación de tracción en carga


En el primario del transformador de potencia de la SET, las intensidades de cortocircuito trifásica y bifásica son

las mismas que en la situación de la subestación en vacío.

4.4.4.2 Intensidad dinámica

La intensidad dinámica que circula por el primario del transformador se calcula a partir del valor de la intensidad

térmica de cortocircuito impuesta por REE.

𝐼𝑑𝑖𝑛 = 1,8 ∙ √2 ∙ 𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎

4.4.4.3 Intensidad nominal del primario

La intensidad nominal del primario del transformador de potencia se calcula según:

𝐼𝑛 =𝑆𝑛𝑈𝑛

4.4.4.4 Intensidad de sobrecarga

Se debe tener en cuenta que el transformador, por ser clase de servicio IXB según la norma UNE-EN 50329,

admite sobrecargas del 131,5 durante 2 horas y de 193,7% durante 5 minutos.


28


Se consideran las corrientes más desfavorables, desde el punto de vista de potencia de cortocircuito. Por ello, los

cálculos se llevarán a cabo considerando los siguientes escenarios:

• Primer caso: alimentación desde la subestación teniendo conectados un centro de

autotransformación intermedio y uno final.

• Segundo caso: alimentación desde la subestación teniendo conectados dos centros de

autotransformación intermedios y uno final.

Primer caso

El esquema equivalente de la semi-subestación sería:



(en módulo) de:

𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑎′ = 4,8644 𝑘𝐴




𝐼𝑐𝑐−𝑏𝑏′ = 3,3868 𝑘𝐴




𝐼𝑐𝑐−𝑐𝑐′ = 453,7744 𝐴

220/ 3

220/ 3220/ 3

Zred

ZredZred

REE

Zc Zc Zc

Zr Zr Zr

Zf Zf Zf


SET ATI ATF

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

27,5 kV

27,5 kV

a

a'

b

b'

c

c'

Figura 4.7- Esquema del tramo de la semi-subestación de 220 kV alimentando un ATI y un ATF


Segundo caso

El esquema equivalente de la semi-subestación en este caso sería:



(en módulo) de:

𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑎′ = 4,8667 𝑘𝐴




𝐼𝑐𝑐−𝑏𝑏′ = 3,3646 𝑘𝐴




𝐼𝑐𝑐−𝑐𝑐′ = 194,7544 𝐴

4.4.4.6 Intensidad nominal en el secundario

La intensidad nominal del secundario del transformador de potencia se calcula según:

𝐼𝑛_𝑚𝑖𝑛 =𝑆𝑛

27,5 𝑘𝑉 ∙ (1 +%𝑈𝑛) ∙ 2

𝐼𝑛_𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 =𝑆𝑛

27,5 𝑘𝑉 ∙ 2

𝐼𝑛_𝑚𝑎𝑥 =𝑆𝑛

27,5 𝑘𝑉 ∙ (1 −%𝑈𝑛) ∙ 2

Donde,

%𝑈𝑛: tanto por ciento de tensión regulable del transformador.

220/ 3

220/ 3220/ 3

Zred

ZredZred

REE

Zc Zc Zc

Zr Zr Zr

Zf Zf Zf


SET ATI ATI ATF

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

Zaut

27,5 kV

27,5 kV

a

a'

b c

b' c'

Figura 4.8- Esquema del tramo de la semi-subestación de 220 kV alimentando dos ATI y un ATF


30

4.4.4.7 Datos resultantes con la subestación en carga

Tabla 4.6- Datos resultantes de la subestación de 220 kV en carga



• Mínima

• Máxima

• Impuesta

5,5614 kA

6,6466 kA

40 kA


• Mínima

• Máxima

• Impuesta

4,8163 kA

5,7561 kA

34,641 kA

Intensidad dinámica de cortocircuito trifásica 101,82 kA


Intensidad de sobrecarga:

• 131,5% In

• 193,7% In

179,3182 A

264,1364 A




31

5 CONFIGURACIÓN GENERAL DEL SISTEMA

5.1 Conexión con la red trifásica de transporte

La subestación eléctrica de tracción de Cañete la Real (SET-101) se alimentará desde la red trifásica de transporte

propiedad de Red Eléctrica de España, a la tensión de 400 kV en corriente alterna. La SET-101 es bifásica, por

lo que REE definirá cuál de las tres fases se quedará en punta en el seccionador tripolar de entrada a la

subestación.

La subestación eléctrica de tracción de Jimena de la Frontera (SET-102) se alimentará desde la red trifásica de

transporte propiedad de Red Eléctrica de España, a la tensión de 220 kV en corriente alterna. La SET-102 es

bifásica, por lo que REE definirá cuál de las tres fases se quedará en punta en el seccionador tripolar de entrada

a la subestación.

La alimentación a cada subestación de tracción se realizará mediante dos acometidas trifásicas procedentes de

una subestación de transporte, que se construirá contigua a cada subestación de tracción.

La conexión entre las subestaciones de transporte y las subestaciones de tracción se realizará mediante cable

desnudo de aluminio-acero para los conductores activos y cable de aluminio para el hilo de guarda.

5.2 Configuración de las subestaciones de tracción

Las subestaciones de Cañete la Real (SET-101) y de Jimena de la Frontera (SET-102) tienen unas dimensiones

exteriores aproximadas de 90 m x 65 m y de 80 m x 60 m respectivamente. Se encuentran rodeadas por un

vallado formado por módulos estructurales de perfil PDS 26 con protección galvánica y malla de alambre de 4

mm, formando marcos de 2,70 m de altura por 2,50 m de ancho anclados a postes en U que se sustentan sobre

zapatas de hormigón en masa H250 y de medidas 0,60x0,40x0,40.

Cada subestación está dotada de dos puertas correderas de 5 m de largo y 2,40 m de alto para entrada de vehículos

y dos puertas peatonales, independientes de las puertas correderas, de una hoja abatible de 1,00 m de ancho y

2,40 m de alto. También existe una puerta peatonal para el acceso a la vía desde el interior de la subestación de

Cañete la Real (SET-101). Tanto las puertas correderas como las puertas peatonales cuentan con zócalo inferior

y tres líneas de suplemento de espino.

De modo general, cada subestación de tracción está constituida por un parque exterior de 400 kV y 220 kV

respectivamente, un edificio de control, unos pórticos de salida de feeder de 55 kV y un armario de barra “0”.

En el exterior de las subestaciones está previsto realizar dos plataformas de maniobras, una delante de cada

puerta de acceso, la mejora del camino, el cruce de cuneta, el cruce de vía y la canalización para el cable de

retorno.

Configuración General del Sistema

32

5.2.1 Estructuras metálicas

5.2.1.1 Estructuras del parque de 400 kV, 220 kV y 55 kV

Todos los equipos del parque de alta tensión de las subestaciones se instalarán sobre estructuras metálicas de

acero en perfiles laminados en caliente tipo S 275 JR con un límite elástico de 2800 kp/cm2 correspondientes a

275 N/mm2 y galvanizado en caliente. El espesor mínimo del galvanizado será de 85 m.

La altura mínima de las estructuras metálicas será de 2,3 m, de forma que no pueda estar ninguna parte en tensión

a una altura inferior tal como se indica en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en

Centrales, Subestaciones y Centros de Transformación e Instrucciones Técnicas Complementarias (Orden de 6

de julio de 1984. B.O.E. 1/8 de 1984).

5.2.1.2 Estructuras del edificio de control

Los armarios y celdas del edificio de control se situarán sobre estructuras metálicas apoyadas en el suelo firme

del edificio. Se podrán regular en altura de forma que se puedan conseguir nivelar con el falso suelo situado a

50 cm de altura aproximadamente. Una vez regulado se dará a las patas de la estructura un punto de soldadura

de forma que se quede ajustado a este nivel.

El material a utilizar será acero S 275 JR galvanizado en caliente.

5.2.2 Parque exterior de 400 kV

La subestación de tracción de Cañete la Real (SET-101) se sitúa contigua a la plataforma de las vías y se alimenta

desde la Red de Transporte a través de dos acometidas trifásicas de tensión nominal 400 kV cuyo origen es una

subestación eléctrica de transporte propiedad de Red Eléctrica.

Cada línea de alimentación trifásica acomete a un pórtico de entrada. A continuación del pórtico se instala un

seccionador tripolar giratorio de tres columnas unipolares de 400 kV, 3150 A y 50 kA al que llega la acometida

de Red Eléctrica. Una de las fases se queda en punta mientras que las otras dos son las que alimentan al

transformador de tracción. El seccionador tripolar giratorio a instalar dispondrá de una única puesta a tierra del

lado de la subestación de ADIF, mediante el cual podrá ponerse a tierra el primario del transformador de tracción

y todo el parque de 400 kV.

A continuación del seccionador tripolar se instalan los siguientes equipos:

• Embarrados: Cable aluminio acero tipo RAIL de 483,42 mm2 de sección de aluminio y 33,42 mm2 de

sección de acero para los conductores activos. Cable de aluminio AWG-7 Nº7 para el hilo de guarda.

• 4 transformadores de tensión inductivos de 1 devanado primario y 2 devanados secundarios para medida

principal y redundante, de relación de transformación 400

√3𝑘𝑉/

110

√3𝑉 −

110

√3𝑉, 50 VA y clase de

precisión 0,2.

• 4 transformadores de intensidad con 2 devanados primarios y 2 devanados secundarios para medida

fiscal principal y redundante, de relación de transformación 50-100 A/ 5-5 A, potencia nominal 20 VA

y clase de precisión 0,2S.

• 4 transformadores de tensión inductivos de 1 devanado primario y 1 devanado secundario para

protección, con relación de transformación 400

√3𝑘𝑉/

110

√3𝑉, 50 VA y clase de precisión 3P.

• 2 interruptores bipolares automáticos de tensión nominal 400 kV, intensidad nominal 2500 A y poder

de corte 50 kA.

• 4 transformadores de intensidad de 1 devanado primario y 4 secundarios con protección 3000/ 5-5-5-5

A. Los devanados S2 y S3 cuya señal de intensidad será enviada a REE son de potencia nominal 50 VA

y clase de precisión 5P20. Por su parte, los devanados S1 y S4, utilizados para la protección interna de

la subestación son de potencia nominal 30 VA y clase de precisión 5P20.


• 4 autoválvulas de protección de 336 kV y 10 kA.

• 2 transformadores de tracción de potencia 30 MVA y relación de transformación 405 kV±7,4%/ 2x27,5

kV.

A parte de los equipos de alta tensión en el parque de alta existen también los siguientes sistemas eléctricos:

• Red aérea de tierras.

• Red subterránea de tierras.

• Alumbrado y fuerza.

• Contadores de medida.

• Canalizaciones eléctricas y arquetas de registro.

Exteriormente a los edificios existe una malla de tierras enterrada realizada con cable de cobre de 150 mm2 de

sección. La red en el interior del edificio está formada también por cable de cobre de 95 mm2 tendido por el

interior de las canaletas. Las dos redes están interconectadas en varios puntos.

5.2.3 Parque exterior de 220 kV

La subestación de tracción de Jimena de la Frontera (SET-102) se sitúa contigua a la plataforma de las vías y se

alimenta desde la Red de Transporte a través de dos acometidas trifásicas de tensión nominal 220 kV cuyo origen

es una subestación eléctrica de transporte propiedad de Red Eléctrica.

Cada línea de alimentación trifásica acomete a un pórtico de entrada. A continuación del pórtico se instala un

seccionador tripolar giratorio de tres columnas unipolares de 220 kV, 2000 A y 40 kA al que llega la acometida

de Red Eléctrica. Una de las fases se queda en punta mientras que las otras dos son las que alimentan al

transformador de tracción. El seccionador tripolar giratorio a instalar dispondrá de una única puesta a tierra del

lado de la subestación de ADIF, mediante el cual podrá ponerse a tierra el primario del transformador de tracción

y todo el parque de 220 kV.

A continuación del seccionador tripolar se instalan los siguientes equipos:

• Embarrados: Cable aluminio acero tipo RAIL de 483,42 mm2 de sección de aluminio y 33,42 mm2 de

sección de acero para los conductores activos. Cable de aluminio AWG-7 Nº7 para el hilo de guarda.

• 4 transformadores de tensión inductivos de 1 devanado primario y 2 devanados secundarios para medida

principal y redundante, de relación de transformación 220

√3𝑘𝑉/

110

√3𝑉 −

110

√3𝑉, 50 VA y clase de

precisión 0,2.

• 4 transformadores de intensidad con 2 devanados primarios y 2 devanados secundarios para medida

fiscal principal y redundante, de relación de transformación 75-150 A/ 5-5 A, potencia nominal 20 VA

y clase de precisión 0,2S.

• 4 transformadores de tensión inductivos de 1 devanado primario y 1 devanado secundario para

protección, con relación de transformación 220

√3𝑘𝑉/

110

√3𝑉, 50 VA y clase de precisión 3P.

• 2 interruptores bipolares automáticos de tensión nominal 220 kV, intensidad nominal 2500 A y poder

de corte 40 kA.

• 4 transformadores de intensidad de 1 devanado primario y 4 secundarios con protección 2000/ 5-5-5-5

A. Los devanados S2 y S3 cuya señal de intensidad será enviada a REE son de potencia nominal 50 VA

y clase de precisión 5P20. Por su parte, los devanados S1 y S4, utilizados para la protección interna de

la subestación son de potencia nominal 30 VA y clase de precisión 5P20.

• 4 autoválvulas de protección de 192 kV y 10 kA.

• 2 transformadores de tracción de potencia 30 MVA y relación de transformación 220 kV±8%/ 2x27,5

kV.


34

A parte de los equipos de alta tensión en el parque de alta existen también los siguientes sistemas eléctricos:

• Red aérea de tierras.

• Red subterránea de tierras.

• Alumbrado y fuerza.

• Contadores de medida.

• Canalizaciones eléctricas y arquetas de registro.



interior de las canaletas. Las dos redes están interconectadas en varios puntos.

5.2.4 Edificio de control

El edificio de control de las subestaciones se construye a partir de paneles de hormigón prefabricado de

dimensiones aproximadas 26,5 m x 9 m. Está dividido en las salas o dependencias indicadas a continuación, las

cuales contienen, entre otros, los siguientes equipos:

Oficina de telecomunicaciones.

• Armario del puesto de operación local (POL).

• Armario de control (UCS).

• Repartidor de F.O.

• Equipos de medida de calidad de la energía.

• Equipos de seguridad y salud.

Sala de media-baja tensión.

• 8 celdas blindadas de 55 kV de SF6 de protección de transformador y salida de feeder.

• 6 celdas blindadas de 36 kV monofásicas de SF6 de servicios auxiliares.

• Cuadros de 220 Vca de servicios auxiliares.

• Cuadros de 125 Vcc de servicios auxiliares.

• Equipos rectificadores y baterías.

• Armarios de control y protección.

Sala de transformadores auxiliares.

• Transformadores monofásicos de potencia nominal 250 kVA y relación de transformación 27,5

kV/230 V de servicios auxiliares.

Almacén.

Aseos.

• Depósito 50 l de agua sanitaria.

• Calentador.


Además, el edificio cuenta con las siguientes instalaciones:

• Instalación de alumbrado, normal y de emergencia.

• Instalación de fuerza.

• Instalación de climatización y ventilación.

• Instalación de detección de incendios.

• Instalación de extinción manual de incendios.

• Red de tierras interior al edificio.

5.2.5 Caseta de transformadores anillo de energía

Se instalará en el parque exterior una caseta en la que se ubicarán los transformadores de apoyo al anillo de

energía y su cuadro de SSAA.

5.2.6 Pórtico de salida de feeder

Existen dos pórticos de alimentación a la catenaria y al feeder. Cada uno alimenta el tramo correspondiente de

vía entre la zona neutra de la subestación y la zona neutra de mitad de trayecto entre subestaciones colaterales.

En cada uno de los pórticos se instalan los siguientes equipos:

• 1 seccionador de apertura lateral bipolar 55 kV, 2000 A.

• 2 autoválvulas.

• 2 aisladores de 55 kV.

5.2.7 Armario de barra cero

Situado entre los pórticos de salida de feeder-catenaria se encuentra el armario de barra “o”, a él llegan los cables

de retorno procedentes de los transformadores, los cuales continúan hasta los carriles de tierra de la vía donde

se conectan. En este armario se conecta también la tierra de la subestación. Está equipado con transformadores

de intensidad para la lectura de la corriente que regresa a la subestación por tierra y por los carriles.

5.3 Configuración de los centros de autotransformación

Los centros de autotransformación están constituidos, de modo general, por un parque exterior rodeado por un

cerramiento metálico de 2,7 m de altura de las mismas características que el de las subestaciones. Dentro de este

recinto se encuentran las siguientes instalaciones:

• Un edificio de control.

• Los autotransformadores adosados al edificio de control. Se instalan dos unidades para centros finales

y una unidad para centros intermedios. Aunque la obra civil quede preparada para albergar cuatro

unidades para centros finales y dos unidades para centros intermedios.

• Un depósito de recogida de aceite.

• Dos o cuatro pórticos de salida de feeder en centros intermedios o finales, respectivamente.

• Un armario de barra “0”.

• Canalizaciones de cables, de recogida de aceite y de drenaje.


36

Están dotados de una puerta corredera de 5 m de largo y 2,40 m de alto para entrada de vehículos, y una puerta

peatonal independiente de la puerta corredera, de una hoja abatible de 1,00 m de ancho y 2,40 m de alto, así

como una puerta peatonal para acceso a vía en el centro de autotransformador final.

En el exterior de cada centro se construirá una plataforma de maniobras y se mejorará el camino de acceso a los

mismos. También se construirán los cruces de cuneta, los cruces de vía y las canalizaciones de los cables de

retorno.

5.3.1 Centros de autotransformación finales 2x27,5/55 kV

Los edificios de control de los centros de autotransformación finales son de planta rectangular con dimensiones

14,5 m x 10,5 m aproximadamente, y constan de las siguientes salas técnicas o dependencias, de las cuales se

indican los equipos principales a instalar en las mismas:

Sala de media-baja tensión. En esta sala se instalan los siguientes equipos:

• 8 celdas de SF6 de 55 kV.

• Rectificadores, baterías y cuadros de SSAA. de 220 Vca y 125 Vcc.

• 4 celdas de 36 kV de SF6, dos de acometida dese la barra de -27,5 kV, y dos para la

alimentación de los transformadores de servicios auxiliares.

Sala para la ubicación de los transformadores de SSAA, en la cual se instalarán los transformadores

de 27,5 kV/ 230 V para la alimentación de los servicios auxiliares del centro.

1 sala para oficina-telecomunicaciones, que contiene los armarios de control (UCPA). Dos armarios

redundantes.

En el exterior del edificio y cerrados por una valla metálica están situados los dos autotransformadores de 10

MVA.

Los cables de conexión a catenaria y feeder salen subterráneos hasta los cuatro pórticos de salida de feeder donde

se conectan, cada uno de ellos, a un seccionador bipolar, 2 autoválvulas y dos seccionadores.

En el exterior y próximo al pórtico está situado el armario de barra “0”.

La bancada de los autotransformadores se conecta al depósito de recogida de aceites a través de una red de

recogida de aceites.



interior de las canaletas. Las dos redes están interconectadas en varios puntos. Los equipos interiores al edificio

se conectarán a la red aérea de sección 95 mm2 con cable de cobre de sección 50 mm2.


5.3.2 Centro de autotransformación intermedios 2x27,5/55 kV

El edificio de control de los centros de autotransformación intermedios es también de planta rectangular y de

dimensiones 14,5 m x 8 m aproximadamente y consta de las siguientes salas técnicas:

Sala de media-baja tensión. Esta sala contiene los siguientes equipos:

• 3 celdas de SF6 de 55 kV.

• Rectificadores, baterías y cuadros de SSAA. de 220 Vca y 125 Vcc.

• 3 celdas de 36 kV de SF6, una de acometida dese la barra de -27,5 kV, y dos para la

alimentación de los transformadores de servicios auxiliares.

Sala para la ubicación de los transformadores de SSAA, en la cual se instalarán los transformadores

de 27,5 kV/ 230 V para la alimentación de los servicios auxiliares del centro.

Una sala para oficina-telecomunicaciones, que contiene los armarios de control (UCPA). Dos

armarios redundantes.

En el exterior del edificio y cerrados por una valla metálica está situado un autotransformador de 10 MVA.

Los cables de conexión a catenaria y a feeder salen subterráneos hasta los pórticos de salida de feeder donde se

conectan, cada uno de ellos, a un seccionador bipolar, 2 autoválvulas y dos seccionadores.

Existe también un armario de barra “0” en el exterior, del que salen los cables de retorno hacia carriles

conectados a tierra.

La bancada de los autotransformadores se conecta al depósito de recogida de aceites a través de una red de

recogida de aceites.



interior de las canaletas. Las dos redes están interconectadas en varios puntos. Los equipos interiores al edificio

se conectarán a la red aérea de sección 95 mm2 con cable de cobre de sección 50 mm2.

39

6 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE ALTA

TENSIÓN

6.1 Parque exterior de 400 kV

6.1.1 Seccionadores de línea y puesta a tierra de 400 kV

En cada una de las SET se instalarán dos seccionadores tripolares giratorios de tres columnas unipolares (uno

por calle). Este tipo de seccionador es el utilizado en instalaciones eléctricas de más de 30 kV. Su función será

la de separar eléctricamente la subestación de distribución de REE de la subestación de tracción.

Están compuestos por tres columnas, dos exteriores fijas y una en la parte media giratoria. Esta última, al girar,

cierra o abre el circuito mediante una barra instalada en la parte superior, haciendo de contacto móvil.

Los seccionadores tripolares de entrada a instalar en la subestación dispondrán de cuchillas de puesta a tierra en

el lado de salida hacia el transformador, de forma que existe un enclavamiento mecánico entre las cuchillas

principales y las de puesta a tierra, que impida conectar éstas a tierra si las principales no están abiertas, y que

no permita conectar las cuchillas principales si la puesta a tierra está conectada.

Solamente con el seccionador principal tripolar abierto y las cuchillas de puesta a tierra conectadas, será posible

–con garantía plena– efectuar tareas de mantenimiento en los transformadores de medida y en el propio

transformador de tracción.

El accionamiento de este seccionador tripolar dispondrá de su correspondiente enclavamiento eléctrico, de modo

que su maniobra se efectúe siempre en vacío, para lo cual será necesario que el interruptor de potencia que se

encuentra instalado “aguas abajo” del mismo, se encuentre abierto.

Además del enclavamiento mecánico existente entre las cuchillas principales del seccionador y las cuchillas de

puesta a tierra, el seccionador principal y el de puesta a tierra del lado de la subestación de tracción se encuentran

enclavados mecánicamente respecto de la posición de los interruptores por medio de un sistema de candados

montados sobre un disco metálico con taladros periféricos en los ejes de transmisión de los accionamientos de

las cuchillas de seccionamiento principales y de las cuchillas de puesta a tierra.

Los contactos de los seccionadores a utilizar deberán tener una elevada presión de contacto (150N±15), y estar

exentos de envejecimiento, para garantizar una resistencia de paso muy reducida, así como un fuerte “agarre”,

incluso cuando deben de conducir elevadas corrientes de cortocircuito. Deberán también tener efecto

autolimpiante.

El conjunto de los mecanismos de movimiento, tanto en el momento de la separación de los contactos, como en

el establecimiento del mismo durante la apertura y el cierre del seccionador, deben de facilitar que tanto con el

accionamiento eléctrico como con la manivela se consiga el máximo par de giro, garantizándose su maniobra

incluso en las peores condiciones.

No debe ser necesario ajuste posterior alguno de la presión de contacto en el lugar de montaje.

Los cojinetes giratorios deben encontrarse totalmente protegidos contra las influencias climáticas, estando

dotados de engrase permanente.

Las líneas de corriente principal estarán construidas con cobre electrolítico puro, fuertemente plateado en las

superficies de contacto.

Descripción de los Equipos de Alta Tensión

40

Las zonas metálicas estarán galvanizadas por inmersión en caliente, o en su caso, construidas de acero

inoxidable.

Los seccionadores precisarán de un mínimo mantenimiento, aconsejándose una revisión de los mismos (en

ningún modo un desmontaje, ni sustitución de piezas) después de cinco (5) años en servicio, que consistiría en

un simple control de funcionamiento, la realización de algunas maniobras completas y verificar el aspecto

general (corrosión, pintura y signos de calentamiento).

Las características de los seccionadores son las siguientes:

Tabla 6.1- Características nominales de los seccionadores de 400 kV

Características nominales

Tensión de servicio 400 kV


Frecuencia nominal 50 Hz

Corriente asignada 3150 A

Intensidad admisible de corta duración 50 kA - 1 s

Intensidad admisible de corta duración 125 kA (valor cresta)

Neutro de la red de 400 kV Rígido a tierra

Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo 1,2/50 µs 1425 kV (cresta)

Tensión soportada a los impulsos tipo maniobra (250/2500 µs) 1050 kV (cresta)

Tabla 6.2- Características constructivas de los seccionadores de 400 kV

Características de construcción

Seccionador

Ejecución del seccionador Rotativa de 3 columnas (la central

giratoria, doble ruptura lateral)

Instalación Intemperie

Disposición Tripolar

Tipo de montaje Horizontal sobre bancada metálica

Terminaciones superficiales de los aparatos:

• Bancadas, enclavamientos y transmisora

• Líneas de corriente, contactos

Galvanizada y sin pintar

Plateados

Aisladores

Material Porcelana


Color Marrón

Línea de fuga (obligado cumplimiento 31 mm/kV (sobre valor tensión

compuesta 420 kV)

Bornas de A.T.

Tipo Planas

Material Aluminio

Mecanismos de Accionamiento del seccionador principal y de la puesta a tierra

Tipo de accionamiento para ambos seccionadores Motor eléctrico

Tensión nominal del motor 125 V cc

Potencia absorbida por el motor < 1000 W

Con resistencia de caldeo del accionamiento 20 W – R1

Grado de protección del armario IP54

Entrada de cables Prensaestopas en la zona inferior

Pulsadores 4; 1 para abrir y 1 para cerrar el

seccionador de línea; 1 para abrir y

1 para cerrar el seccionador de tierra

Dispositivo de contactos auxiliares de ambos accionamientos 10 NA+ 10 NC para las posiciones

abierto / cerrado, del seccionador de

línea y del seccionador de tierra

Selector de posición Local/Remoto con 10 contactos NA/NC

El accionamiento manual por manivela bloqueará el funcionamiento

del motor, cortando la alimentación al mismo.

6.1.2 Transformadores de tensión para medida y control

Estos transformadores están destinados a la medición de tensión de la medida fiscal, a efectos de los Consumos

y Tránsito de Energía Eléctrica (R.D. 385/2002 de 26 de abril por el que se modifica el R.D. 2018/1997, de 26

de diciembre por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Transito de Energía

Eléctrica).

En cada una de las SET se instalarán cuatro transformadores monofásicos de tensión para medida y control (en

cada fase de cada calle), con doble secundario, uno para medida fiscal y otro para el control de medida, ambos

con clase de precisión de secundario de 0,2 y 50 VA de potencia.

El transformador de tensión para medida fiscal será de tipo inductivo, por ser muy económico cuando se trata

de realizar medidas en alta tensión.


42

Carga conectada

La carga conectada de un transformador de tensión se expresa en VA y corresponde a la división entre el

cuadrado de la tensión nominal en voltios y la impedancia de la carga conectada en ohmios.

La potencia adoptada debe ser como máximo un 50% superior a la carga conectada. Se adopta una potencia de

precisión de 50 VA. Además, el cableado de conexión será tal que no permita una caída de tensión mayor al 0,1

por mil.

Clase de precisión

La clase de precisión adoptada para los transformadores para medida de tensión es de 0,2.

Estas características son las siguientes:

Tabla 6.3- Características de los transformadores de tensión para medida y control de 400 kV

Modalidad Transformador de tensión

inductivo (en circuito inductivo

antiresonante)

Conexión Fase- Tierra

Aislamiento Aceite mineral

Ejecución Intemperie

Altitud de instalación Hasta 1000 m.s.n.m.

Terminales primarios Aluminio

Carga de resistencia estática 1.500 N




Relación de Transformación 400:3 kV / 0,110:3 kV-

0,110:3 kV

Potencia devanados 50 VA

Clase de precisión 0,2

Coseno PHI 0,8

Tensión soportada a frecuencia ind. 50 Hz durante 1 minuto 630 kV ef.

Tensión soportada a fr. 50 Hz, durante 1 minuto, secundario 3 kV ef.

Tensión soportada a fr. 50 Hz, N-X-P2/Tierra durante 1 minuto 3 kV ef.

Tensión de impulso tipo rayo 1,2/50 µs 1425 kV ef. cresta


Tensión de impulso tipo maniobra 250/2500 µs 1050 kV cresta

Aislador Porcelana Marrón

Línea de fuga mínima 31 mm/kV, base 420 kV

Provisto de indicador de aceite y válvula para toma de muestra Si

Peso total aproximado incluido aceite 1.784 kg

Peso aproximado del aceite 556 kg

Caja de conexiones IP54, Prensaestopas en la zona

inferior

El cableado entre las bornas de los secundarios de estos transformadores y el equipo de medida estará realizado

con hilo flexible de cobre de 6 mm2 de sección, garantizándose que la caída de tensión no superará en ningún

caso el uno por mil (c.d.t.<1‰).

6.1.3 Transformadores de intensidad para medida y control

En cada una de las SET se instalarán cuatro transformadores de intensidad monofásicos para medida y control

(en cada fase de cada calle), con doble arrollamiento primario y doble secundario (una para medida fiscal

principal y fiscal redundante y otro para control de medida ADIF) con una clase de precisión del secundario de

0,2S y 20 VA de potencia

Se diseñará para la carga nominal del transformador de potencia, aunque irá provisto de doble arrollamiento

primario para asumir con mínimo error cargas al 50% de la nominal.

Las características de estos transformadores de intensidad, serán las siguientes:

Tabla 6.4- Características de los transformadores de intensidad para medida y control de 400 kV

Modalidad Transformador de intensidad

inductivo

Aislamiento Aceite aislante


Altitud de instalación hasta 1.000 m s.n.m


Temperatura ambiente máx + 40ºC (media

Temperatura ambiente mínima - 10º C

Humedad relativa del aire 40% ÷ 90% (100% con nieblas)

Nivel de nieblas medio

Velocidad del viento hasta 120 km/hora


44

Tensión de servicio AT 400 kV



Intensidad máxima en permanencia A.T. 120%

Intensidad térmica 1 seg. en AT 50 kA (700 In)

Intensidad dinámica asignada en AT 125 kA cresta

Relación de transformación 50-100/5-5 A.

Potencia nominal devanados 20 VA

Clase de precisión 0,2 S

Coseno de phi 0,8

Factor de seguridad 15

Tensión soportada a 50 Hz, 1 min 630 kV ef.



Aislador de porcelana marrón

Provisto de indicador de aceite y válvula de muestra Si

Caja de bornes-secundario (IP-54) 1

La sección del conductor desde las bornas del secundario del transformador de intensidad, hasta los equipos de

medida se realizará con una sección de diez (10) mm2.

Los transformadores serán de seguridad reforzada que cumplan con la exigencia de evitar la explosión, aun en

el caso poco probable de que ocurra un fallo de aislamiento.

6.1.3.1 Transformadores de tensión para protección

En cada una de las SET se instalarán cuatro transformadores monofásicos de tensión para protección (en cada

fase de cada calle), con un devanado secundario para protección de una clase de precisión del secundario de 3P

y 50 VA de potencia.


Las características de los transformadores son las siguientes:

Tabla 6.5- Características de los transformadores de tensión para protección de 400 kV

Modalidad Transformador de tensión inductivo

(en circuito inductivo antiresonante)

Conexión Fase-Tierra



Altitud de instalación Hasta 1000 m.s.n.m.



Temperatura ambiente máx + 40ºC

Temperatura ambiente máx en24 horas +30 º C

Temperatura ambiente mínima –10º C




Relación de Transformación 400:3 kV / 0,110:3 kV

Potencia secundario 50 VA, clase 3P,

cos phi 0,8

Tensión soportada a frecuencia ind. 50 Hz durante 1 minuto 630 kV ef

Tensión soportada a fr ind. 50Hz durante 1 minuto, secundario 3 kV ef.



Aislador Porcelana marrón

Línea de fuga mínima 31 mm/kV, tensión compuesta



Cajas de conexiones IP54, Prensaestopas en la zona

inferior


46

El cableado entre las bornas de los secundarios de estos transformadores y los equipos de medida, control y

protección estarán realizados con hilo flexible de cobre de 6 mm2 de sección, garantizándose que la caída de

tensión no superará en ningún caso el uno por mil (c.d.t.<1‰).

6.1.4 Interruptor automático de protección de entrada de línea de 400 kV

Cada línea de acometida está equipada con un interruptor constituido por dos polos idénticos conteniendo cada

polo dos cámaras de corte autoneumático en SF6.

El agente de extinción y de aislamiento interno es el gas SF6 de excepcionales y muy bien conocidas

características dieléctricas y de extinción del arco. El principio de extinción del arco es autosoplado por pistón

de compresión tipo campana móvil.

Las ventajas que supone este tipo de interruptor, son las siguientes:

• Bajas sobretensiones de maniobra en la interrupción de intensidades capacitivas e inductivas, inherentes

a la utilización del gas SF6 y al principio de extinción elegido.

• Presión de gas en los polos muy reducida, estanqueidad por doble juego de juntas teóricas.

• Ausencia total de riesgos de explosión o incendios. Por tanto, interruptores adecuados para todo tipo de

instalaciones.

• Contactos de intensidad nominal y de extinción separados que aseguran el paso de la intensidad nominal

en condiciones invariables, independientemente de la potencia y el número de maniobras acumuladas

en servicio.

• Elevado número acumulado de maniobras mecánicas, a intensidad nominal, en cortocircuito y en

maniobras de reenganche rápido repetitivo.

Estos interruptores están instalados en la acometida de cada transformador de potencia justo después del

transformador de tensión de protección, con la misión de proteger al transformador de potencia frente

sobrecargas y cortocircuitos.

El control del interruptor será eléctrico y dispondrá de dos bobinas de disparo y una de cierre por cada conjunto

de interruptor bifásico. La maniobra se efectuará por medio de un accionamiento independiente para cada polo.

Con cada polo se suministrará un armario de accionamiento en el cual se alojarán todos los aparatos de mando

y control del mismo. Dicho armario estará alojado físicamente en las proximidades del polo.

Los interruptores deberán presentan las siguientes ventajas:

• Optimización del aprovechamiento de la energía del arco en la desconexión, lo que permite el empleo

de un mando por resortes de pequeña energía. La propia energía generada por el arco se utilizará para

extinguir el mismo.

El muelle de desconexión estará montado dentro del propio polo del interruptor y en su parte inferior,

para aprovechar íntegramente la fuerza proporcionada por el resorte al no existir bielas, ni juegos de

palanca intermedios para trasladar este esfuerzo a la cámara de corte.

• Al estar ubicado el resorte de desconexión en la propia atmósfera de SF6, con ausencia total de oxígeno,

quedan desterrados por principio problemas de eventuales oxidaciones tanto en los resortes como en el

resto de los elementos que posibilitan la desconexión de cada polo.


Los interruptores deberán cumplir en su diseño, fabricación y durante el servicio con las siguientes normas:

Tabla 6.6- Características de los interruptores automáticos de protección de 400 kV

Características


Fluido de aislamiento SF6

Medio de extinción SF6




Tensión de ensayo al impulso tipo rayo1’2/50 µs (en seco) a tierra, y entre

contactos

1.425 kV cresta

Tensión soportada tipo maniobra onda 250/2500 µs a tierra 1050 kV

Intensidad nominal en servicio continuo 2500 A 50 Hz

Poder de corte asignado en cortocircuito 50 kA

Corriente admisible de corta duración asignada 50 kA (1 segundo)

Poder de cierre asignado 125 kA

Valor cresta de la corriente admisible asignada 125 kA

Ciclo de operación (según IEC-56) O-0’3 s–CO-3 m–CO

Nivel de radiointerferencia 500 µV

Línea de fuga:

• Entre piezas bajo tensión y tierra

• Entre bornas de entrada y salida

10070 mm

13480 mm

Accionamiento (por un polo) Eléctrico por motor para tensado

de resortes (1 por polo)

Número de bobinas de cierre 1 por polo

Número de bobinas de apertura 2 por polo

Relé antibombeo 1 por polo

Contactos auxiliares libres 8 NA + 8 NC

Contactos auxiliares totales 12 NA + 12 NC

Pulsadores mecánicos para mando local 2


48

Indicadores de posición 1-0 (CON-DES)

Vigilancia del SF6 mediante 2 densímetros de esfera y 2

manómetros

Resistencias anticondensación Si (en c.a. de 220 V)

Fuga del SF6 admisible < 1% por año

Contador de maniobras Si

Material del armario Aluminio

Grado de protección del armario IP 54

Tensiones auxiliares:

• Bobinas conexión y desconexión

• Motor de tensado de resortes

125 Vcc

125 Vcc

Sección del cableado 1,5 mm2

Aislamiento cables, no propagador de la llama exento de halógenos

Presión del gas SF6 a 20ºC y al nivel del mar 7,5 bar

Presión mínima del gas SF6 a 20ºC al nivel del mar 6,0 bar

Tiempo de rearmado de los resortes inferior a 10 s conexión y

desconexión

El interruptor cumplirá durante su funcionamiento con los siguientes criterios y valores:

• El interruptor no variará de posición de abierto o cerrado ni por efecto de gravedad, viento, trepidaciones

ni por cualquier tipo de vibración externa, estando dotado de los correspondientes enclavamientos para

que, tanto en su posición de “abierto” como de “cerrado” no se puedan realizar maniobras no deseadas.

• El interruptor cumplirá con la condición de que tanto las ordenes de cierre como las de apertura queden

bloqueadas si el interruptor ya se encuentra en la posición que se desea conseguir.

• El interruptor dispondrá de una señalización local del estado de carga de los muelles; esta posición

puede ser enviada a distancia a partir de los contactos auxiliares hasta la regleta de bornas.

• El equipo dispondrá de una válvula de llenado de SF6. Cada polo irá equipado con un manodensostato

que facilite las operaciones a realizar con el SF6.

• Los interruptores dispondrán de un filtro molecular absorbente en cada uno de los polos que recoja y

retenga los productos de descomposición del SF6.

• El interruptor, aguantará las correspondientes pruebas de endurancia mecánica durante 10.000 ciclos

CO.


• El interruptor deberá poder realizar durante su vida en funcionamiento, 3000 interrupciones con la

intensidad nominal de 2500 A., pudiendo en condiciones de cortocircuito interrumpir:

- 40 veces una corriente de 20 kA, o

- 20 veces una corriente de 29 kA, o

- 10 veces una corriente de 40 kA.

6.1.5 Transformadores de intensidad para protección

En cada una de las SET se instalarán cuatro transformadores de intensidad monofásicos para protección (en cada

fase de cada calle), provisto de simple arrollamiento primario calculado no para la carga nominal sino con el

objetivo de poder asumir el enorme valor de corto trifásico impuesto por REE. Dispone de 4 arrollamientos

secundarios (uno para protección de línea ADIF, otro para protección de transformador ADIF y otros dos para

protecciones y control de REE).

Las características que tendrán estos transformadores de intensidad, serán las siguientes:

Tabla 6.7- Características de los transformadores de intensidad para protección de 400 kV

Modalidad Transformador de intensidad

inductivo



Altitud de instalación hasta 1.000 m s.n.m.


Línea de fuga mínima 31 mm/kV

Temperatura ambiente máx + 40ºC (media diaria, máx.

+30ºC)


Humedad relativa del aire 40% ÷ 90% (100% con

nieblas)


Velocidad del viento hasta 120 km/h

Tensión de servicio A.T. 400 kV



Intensidad máxima en permanencia A.T. 120%




50

Relación de transformación 3000/5-5-5-5 A

Primer secundario 30 VA, clase 5P20

Segundo secundario 50 VA, clase 5P20 (REE)

Tercer secundario 50 VA, clase 5P20 (REE)

Cuarto secundario 30 VA, clase 5P20

Coseno de phi 0,8

Factor de seguridad 1er. núcleo 15






Provisto de indicador de aceite y válvula de muestra Si


Estos transformadores incorporarán un diseño de seguridad reforzada en una instalación en redes de A.T. que

cumplan con la exigencia de evitar la explosión aun en el caso de que ocurra un fallo de aislamiento.

6.1.6 Autoválvulas de protección

Se montarán dos pararrayos autoválvulas de resistencia variable de óxido de zinc (ZnO) situados en cada entrada

de las dos acometidas a cada subestación de ADIF, y próximos a los transformadores de tracción de 30 MVA

como protección de éstos contra sobretensiones de origen atmosférico o derivadas de las conexiones y

desconexiones en la red (sobretensiones de maniobra).

Cada autoválvula va equipada con un contador de descargas que registra, mediante un ciclómetro de cuatro

dígitos, el número de descargas a través de la conexión a masa de la autoválvula. Se registran aquellas descargas

cuyo valor es igual o superior a 10 kA.

El registrador no necesita fuente de energía externa y es capaz de realizar hasta 5 registros por segundo.

Cada autoválvula dispone de un miliamperímetro incorporado, con escala adecuada, que mide de forma

continua, la suma de las corrientes a través del propio descargador de sobretensión, y la corriente de fuga

superficial en el exterior del aislador de porcelana.


Las características de estos pararrayos son las siguientes:

Tabla 6.8- Características de las autoválvulas de protección de 400 kV

Tensiones



Tensión asignada 336 kV

Sobretensiones temporales

Duración 1 segundo 392 kV

Duración 10 segundos 374 kV

Frecuencia 50 Hz

Intensidad de cortocircuito soportada, 1 s 50 kA en 1 s.

Tensiones residuales máximas

Corriente nominal de descarga 10 kA

Clase de descarga de línea ≥3

Tensión residual máxima (10 kA 767 kV cresta

Material de la envolvente porcelana

Línea de fuga 31 mm / kV-base 420 kV

Contacto auxiliar del contador Para señalización a

distancia

Velocidad máxima de contaje 5 operaciones/s.

Los pararrayos estarán diseñados para trabajar a la intemperie en temperaturas extremas de + 40 º C y – 10 º C.

6.1.7 Transformadores de tracción de 30 MVA, 400 kV/ 2x27,5 kV

Cada SET, contará con dos transformadores de potencia, uno para cada calle de la SET.

Para la definición de los transformadores de tracción de 30 MVA, 400 kV / 2x27,5 kV será de aplicación todo

lo reflejado en la especificación técnica “ET 03.359.504.2 Transformadores de potencia para subestaciones de

tracción en líneas de alta velocidad. Sistema 2 x 25 kV”. En los párrafos siguientes se hace un pequeño extracto

de la misma, sin que ello suponga que lo no incluido en los mismos no sea de aplicación y en caso de haber

alguna discrepancia con la misma, siempre prevalecerá lo dicho en la mencionada ET 03.359.504.2.


52

Los transformadores se ajustarán a las características nominales siguientes:

Tabla 6.9- Características de los transformadores de tracción, 400 kV/ 2x27,5 kV



Servicio Continuo

Aislamiento dieléctrico Aceite Mineral

Número de fases 2


Modo de refrigeración Natural – ONAN

Devanados: 1 devanado primario, 2 devanados secundarios

• Tensión Nominal primaria en vacío

• Tensión Nominal secundaria en vacío

400 kV

2x27,5 kV

Relación de transformación en vacío 405±7,4%/27,5 - 27,5 kV


Regulador bajo carga en el lado de AT 7,4 %

Variación de tensión entre 2 tomas consecutivas del regulador 0,74% (21 posiciones)

Potencia nominal del primario 30 MVA

Potencia nominal del secundario (garantizadas en todas

las tomas del regulador)

2x15 (30 MVA)

Factor de Potencia 0,97

Corriente de Corto Circuito lado 400 kV

Térmica 50 kA – 1 s

Dinámica 125 kA cresta

Conexión Ii0-Ii6

Número de pasatapas del primario 2

Número de pasatapas del secundario 2 + 1 = 3

Tensión de cortocircuito AT – BT (Ucc%) 10 % (base 30 MVA,

relación 400/27,5-27,5 kV)

Incremento de temperatura del aceite (medido por termómetro) Max. 60ºC


Incremento de temperatura de los devanados

(medido por resistencia)

Max. 65ºC

Nivel de ruido con 100 % carga y 100 % Un 75 dB (A) a 1 m.

Características Dieléctricas

Tensión máxima de servicio primaria 420 kV – 50 Hz

Tensión aplicada devanado secundario L.N durante 1 minuto 105 kV – 50 Hz

Tensión inducida devanado primario L.N. 630 kV – 50 Hz

Tensión de ensayo, al impulso tipo rayo 1,2/50 µs (devanado primario) 1.425 kV cresta (polaridades

positiva y negativa)

Tensión de ensayo, al impulso tipo rayo 1,2/50 µs (devanado secundario) 250 kV cresta (polaridades


Características de Construcción

Disposición del devanado primario Discos

Disposición del devanado secundario Hélices

Línea de fuga (obligado cumplimiento) 31 mm/kV, (base tensión

compuesta)

Características de construcción (medidas aproximadas)

Altura total del transformador 9800 mm

Altura bornas AT 9920 mm

Largo del transformador 7200 mm

Ancho del transformador 6600 mm

Peso total con aceite 149500 kg

Peso del aceite 55000 kg

Peso desencubado 63000 kg

Transporte parte activa Tanque lleno de Aire Seco

Protección de Superficie Desengrasantes e

intermedios aconsejados por

el fabricante el espesor total

no debe ser inferior a 160

m. Pintura RAL 6009.


54

Regulador bajo carga

El regulador bajo carga tiene por misión compensar las eventuales variaciones de tensión que se produzcan en

la alimentación procedente de la compañía suministradora pero no por variación de la carga, por lo que la

actuación del regulador se hará de forma temporizada, de manera que no actúe en caso de variaciones rápidas y

transitorias.

• El regulador bajo carga se accionará mediante motor eléctrico de 125 Vcc, sobre la propia máquina, y

a distancia desde la sala de control de la subestación

• El regulador dispondrá de contactos auxiliares libres de potencial, para indicación remota de

funcionamiento del motor, de su posición y de su estado local-remoto.

• El control se efectúa a 125 Vcc.

Protecciones del transformador de tracción

Cada transformador dispondrá de los siguientes accesorios de protección:

• Termómetro de contacto, dotado de aguja de arrastre para indicación de máxima temperatura y 4

contactos independientes normalmente abiertos: 2 para alarma y 2 para disparo. El termómetro incluirá

una sonda PT100.

• Imagen térmica, dotada de aguja de arrastre para indicación de máxima temperatura y 4 contactos

independientes normalmente abiertos: 2 para alarma y 2 para disparo. Incluirá una sonda PT100,

conectada al secundario de transformador de corriente, con secundario de 5 A.

• Transformador de Intensidad monofásico, 200/5 A, 5P10 – 15 VA, con caja de conexión IP54,

aislamiento 3 kV, para protección de cuba.

• Relé Buchholz de tres (3) pulgadas, con contactos de alarma por flotador y disparo por movimiento de

chapaleta, accionada por fuerte corriente de aceite (1 contacto para alarma y 2 para disparo, libres de

potencial).

• Relé Buchholz de una (1) pulgada para protección del regulador en carga, con 1 contacto para alarma y

1 para disparo, por chapaleta actuado por corriente de aceite, libres de potencial.

• Conjunto de zapatas aislantes y no higroscópicas para mantener aislado el transformador de masa, en

orden a instalar estas separadas eléctricamente de las ruedas de deslizamiento sobre los carriles. Las

zapatas se montarán entre las ruedas del transformador y los carriles de rodadura, de tal manera que el

transformador quede aislado eléctricamente con el contacto rueda-carril.

Clase de servicio

La clase de servicio del transformador corresponderá con la clase normalizada IXB, tal como se define ésta en

el anexo A de la Norma UNE-EN 50329 y se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 6.10- Tabla clase normalizada IXB para transformadores de tracción

Identificación p.u. de IB p.u. de IN Condición Inicial Duración Intervalo

a 1 0,658 - Continua -

b 2 1,315 A 2 h 3 h

c 3 1,937 B 300 s 1800 s


6.2 Parque exterior de 220 kV

6.2.1 Seccionadores de línea y puesta a tierra de 220 kV

Las características de los seccionadores son las siguientes:

Tabla 6.11- Características nominales de los seccionadores de 220 kV




Frecuencia nominal 50Hz

Corriente asignada 2000 A

Intensidad admisible de corta duración 40 kA - 1 seg.

Intensidad admisible de corta duración 100 kA Valor cresta

Neutro de la red de 220 kV rígido a tierra

Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo 1,2/50 µs 1050 kV cresta

Tensión soportada a la frecuencia industrial 460 kV cresta

Tabla 6.12- Características constructivas de los seccionadores de 220 kV

Características de construcción

Seccionador

Ejecución del seccionador Rotativa de 3 columnas (la

central giratoria) (doble

ruptura lateral)


Disposición Tripolar

Tipo de montaje Horizontal sobre bancada

Terminaciones superficiales de los aparatos:

• Bancadas, enclavamientos y transmisora

• Líneas de corriente, contactos

galvanizada y sin pintar

plateados

Aisladores

Material Porcelana

Color Marrón


56

Línea de fuga (obligado cumplimiento) 31 mm / kV (sobre valor

tensión compuesta 245 kV)

Bornas de AT

Tipo Planas

Material Aluminio

Mecanismos de Accionamiento del seccionador principal y de la puesta a tierra

Tipo de accionamiento para ambos seccionadores Motor eléctrico

Tensión nominal del motor 125 V cc


Con resistencia de caldeo del accionamiento 20 W – R1


Entrada de cables Prensaestopas en la zona

inferior

Pulsadores 4; 1 para abrir y 1 para cerrar

el seccionador de línea; 1

para abrir y 1 para cerrar el

seccionador de tierra

Dispositivo de contactos auxiliares de ambos accionamientos 10 NA+ 10 NC para las

posiciones abierto / cerrado,

del seccionador de línea y del

seccionador de tierra


El accionamiento manual por manivela bloqueará el funcionamiento del

motor, cortando la alimentación al mismo.


6.2.2 Transformadores de tensión para medida y control

Estas características son las siguientes:

Tabla 6.13- Características de los transformadores de tensión para medida y control de 220 kV


inductivo (en circuito

inductivo antiresonante)

Conexión Fase- Tierra



Altitud de instalación hasta 1000 mt s.n.m.






Relación de Transformación 220:3 kV / 0,110:3 V-

0,110:3 V

Potencia devanados 50 VA

Clase de precisión 0,2

Coseno PHI 0,8

Tensión soportada a frecuencia ind. 50Hz durante 1 minuto 460 kV ef.

Tensión soportada a fr. 50 Hz, durante 1 minuto, secundario 3 kV ef.

Tensión soportada a fr. 50 Hz, N-X-P2/Tierra durante 1 minuto 3 kV ef.


Aislador Porcelana Marrón

Línea de fuga mínima 31 mm/kV, base 245 kV

Provisto de indicador de aceite y válvula para toma de muestra



Caja de conexiones IP54, Prensaestopas en la

zona inferior

El cableado entre las bornas de los secundarios de estos transformadores y el equipo de medida estará realizado

con hilo flexible de cobre de 6 mm2 de sección, garantizándose que la caída de tensión no superará en ningún

caso el uno por mil (c.d.t.<1‰).


58

6.2.3 Transformadores de intensidad para medida y control

Las características de estos transformadores de intensidad, serán las siguientes:

Tabla 6.14- Características de los transformadores de intensidad para medida y control de 220 kV

Modalidad Transformador. intensidad



Altitud de instalación hasta 1.000 mt s.n.m.



+30ºC)


Humedad relativa del aire 40% ÷ 90% (100% con

nieblas)


Velocidad del viento hasta 120 km/hora




Intensidad máxima en permanencia A.T. 120 %



Relación de transformación 75-150/5-5 A.

Potencia nominal devanados 20 VA

Clase de precisión 0,2 S

Coseno de phi 0,8




Aislador de porcelana marrón

Provisto de indicador de aceite y válvula de muestra si

Caja de bornes-secundario (IP-54) 1.

La sección del conductor desde las bornas del secundario del transformador de intensidad, hasta los equipos de

medida se realizará con una sección de diez (10) mm2.


Los transformadores serán de seguridad reforzada que cumplan con la exigencia de evitar la explosión, aun en

el caso poco probable de que ocurra un fallo de aislamiento.

6.2.4 Transformadores de tensión para protección

Las características de los transformadores son las siguientes:

Tabla 6.15- Características de los transformadores de tensión para protección de 220 kV


inductivo (en circuito

inductivo antiresonante)

Conexión Fase-Tierra



Altitud de instalación hasta 1000 mt s.n.m.



Temperatura ambiente máx + 40ºC

Temperatura ambiente máx en24 horas +30 º C




Frecuencia nominal 50 H

Relación de Transformación 220:3 kV / 0,110:3 V

Potencia secundario 50 VA, clase 3P, cos fi 0,8

Tensión soportada a frecuencia ind. 50Hz durante 1 minuto 460 kV ef.

Tensión soportada a fr ind. 50Hz durante 1 minuto, secundario 3 kV ef.



Línea de fuga mínima 31 mm/kV, tensión

compuesta



60



Cajas de conexiones IP54, Prensaestopas en la

zona inferior

El cableado entre las bornas de los secundarios de estos transformadores y los equipos de medida, control y

protección estarán realizados con hilo flexible de cobre de 6 mm2 de sección, garantizándose que la caída de

tensión no superará en ningún caso el uno por mil (c.d.t. <1‰).

6.2.5 Interruptor automático de protección de entrada de línea de 220 kV

Los interruptores deberán cumplir en su diseño, fabricación y durante el servicio con las siguientes normas:

Tabla 6.16 Características de los interruptores automáticos de protección de 220 kV

Características


Fluido de aislamiento SF6

Medio de extinción SF6




Tensión de ensayo al impulso tipo rayo 1’2/50 µs (en seco) a tierra, y

entre contactos

1050 kV cresta

Tensión soportada a la frecuencia industrial 460KV

Intensidad nominal en servicio continuo 2500 A 50 Hz

Poder de corte asignado en cortocircuito 40KA

Corriente admisible de corta duración asignada 40KA (1 segundo)

Poder de cierre asignado 100KA

Valor cresta de la corriente admisible asignada 100KA

Ciclo de operación (según IEC-56) O-0’3 s–CO-3 m–CO

Nivel de radiointerferencia 500µV

Línea de fuga:

• Entre piezas bajo tensión y tierra

• Entre bornas de entrada y salida

5880 mm

7864 mm


Accionamiento (por un polo) Eléctrico por motor para tensado

de resortes (1 por polo)

Número de bobinas de cierre 1 por polo

Número de bobinas de apertura 2 por polo

Relé antibombeo 1 por pólo

Contactos auxiliares libres 8 NA + 8 NC

Contactos auxiliares totales 12 NA + 12 NC

Pulsadores mecánicos para mando local 2

Indicadores de posición 1-0 (CON-DES)

Vigilancia del SF6 mediante 2 densímetros de esfera y 2

manómetros

Resistencias anticondensación Si (en c.a. de 220 V)

Fuga del SF6 admisible < 1% por año

Contador de maniobras Si

Material del armario Aluminio

Grado de protección del armario IP 54

Tensiones auxiliares:

• Bobinas conexión y desconexión

• Motor de tensado de resortes

125 Vcc

125 Vcc

Sección del cableado 1,5 mm2

Aislamiento cables, no propagador de la llama exento de halógenos

Presión del gas SF6 a 20ºC y al nivel del mar 7,5 bar

Presión mínima del gas SF6 a 20ºC al nivel del mar 6,0 bar

Tiempo de rearmado de los resortes inferior a 10 s conexión y

desconexión


62

6.2.6 Transformadores de intensidad para protección

Las características que tendrán estos transformadores de intensidad, serán las siguientes:

Tabla 6.17- Características de los transformadores de intensidad para protección de 220 kV

Modalidad Transformador. Intensidad



Altitud de instalación hasta 1.000 mt s.n.m.


Línea de fuga mínima 31 mm/kV


+30ºC)


Humedad relativa del aire 40% ÷ 90% (100% con nieblas)


Velocidad del viento hasta 120 km/h




Intensidad máxima en permanencia A.T 120%



Relación de transformación 2000/5-5-5-5 A

Primer secundario 30 VA, clase 5P20

Segundo secundario 50 VA, clase 5P20 (REE)

Tercer secundario 50 VA, clase 5P20 (REE)

Cuarto secundario 30 VA, clase 5P20

Coseno de phi 0,8

Factor de seguridad 1er. núcleo 15


Tensión soportada a 50 Hz, 1 min. 460 kV ef.




Provisto de indicador de aceite y válvula de muestra


Estos transformadores incorporarán un diseño de seguridad reforzada en una instalación en redes de A.T. que

cumplan con la exigencia de evitar la explosión aun en el caso de que ocurra un fallo de aislamiento.

6.2.7 Autoválvulas de protección

Las características de estos pararrayos son las siguientes:

Tabla 6.18- Características de las autoválvulas de protección de 220 kV

Tensiones




Sobretensiones temporales

Duración 1 segundo 221 kV

Duración 10 segundos 210 kV

Frecuencia 50 Hz

Intensidad de cortocircuito soportada, 1 s. 40 kA en 1 s.

Tensiones residuales máximas

Corriente nominal de descarga 10 kA

Clase de descarga 3

Tensión residual máxima (10 kA) 420 kV cresta

Material de la envolvente porcelana

Línea de fuga 31 mm / kV-base 220 kV

Contacto auxiliar del contador para señalización a distancia

Velocidad máxima de contaje 5 operaciones/seg.

Los pararrayos estarán diseñados para trabajar a la intemperie en temperaturas extremas de + 40 º C y – 10 º C.

6.2.8 Transformadores de tracción de 30 MVA, 220 kV/ 2x27,5 kV

Para la definición de los transformadores de tracción de 30 MVA, 220 kV / 2x27,5 kV será de aplicación todo

lo reflejado en la especificación técnica “ET 03.359.504.2 Transformadores de potencia para subestaciones de

tracción en líneas de alta velocidad. Sistema 2 x 25 kV”. En los párrafos siguientes se hace un pequeño extracto

de la misma, sin que ello suponga que lo no incluido en los mismos no sea de aplicación y en caso de haber

alguna discrepancia con la misma, siempre prevalecerá lo dicho en la mencionada ET 03.359.504.2.

Los transformadores se ajustarán a las características nominales siguientes:


64

Tabla 6.19- Características de los transformadores de tracción, 220 kV/ 2x27,5 kV



Servicio Continuo


Número de fases 2



Devanados: 1 devanado primario, 2 devanados secundarios

• Tensión Nominal primaria en vacío

• Tensión Nominal secundaria en vacío

220 kV

2x27,5 kV

Relación de transformación en vacío 220 ± 8 % /27,5 - 27,5 kV


Regulador bajo carga en el lado de AT ± 8 %

Variación de tensión entre 2 tomas consecutivas del regulador 1,76 kV (21 posiciones)

Potencia nominal del primario 30 MVA

Potencia nominal del secundario (garantizadas en todas

las tomas del regulador)

2x15 (30 MVA)

Factor de Potencia 0,97

Corriente de Corto Circuito lado 220 kV

Térmica 40 kA – 1 s


Conexión Ii0-Ii6

Número de pasatapas del primario 2

Número de pasatapas del secundario 2 + 1 = 3

Tensión de cortocircuito AT – BT (Ucc%) 10 % (base 30 MVA, relación

220/27,5-27,5 kV)

Incremento de temperatura del aceite (medido por termómetro) Max. 60ºC

Incremento de temperatura de los devanados

(medido por resistencia)

Max. 65ºC


Nivel de ruido con 100 % carga y 100 % Un 75 dB (A) a 1 m.


Tensión máxima de servicio primaria 245 kV – 50 Hz

Tensión aplicada devanado secundario L.N durante 1 minuto 105 kV – 50 Hz

Tensión inducida devanado primario L.N. 460 kV – 50 Hz

Tensión de ensayo, al impulso tipo rayo 1,2/50 µs (devanado primario) 1050 kV cresta (polaridades


Tensión de ensayo, al impulso tipo rayo 1,2/50 µs (devanado secundario) 250 kV cresta (polaridades


Características de Construcción

Disposición del devanado primario Discos

Disposición del devanado secundario Hélices

Línea de fuga (obligado cumplimiento) 31 mm/kV, (base tensión

compuesta)

Características de construcción (medidas aproximadas)

Altura total del transformador 8300 mm

Altura bornas AT 3600 mm

Largo del transformador 8200 mm

Ancho del transformador 6800 mm

Peso total con aceite 132000 kg

Peso del aceite 48000 kg

Peso desencubado 58000kg

Transporte parte activa Tanque lleno de Aire Seco

Protección de Superficie Desengrasantes e intermedios

aconsejados por el fabricante el

espesor total no debe ser inferior

a 160 m. Pintura RAL 6009.

Regulador bajo carga

El regulador bajo carga tiene por misión compensar las eventuales variaciones de tensión que se produzcan en

la alimentación procedente de la Compañía Suministradora pero no por variación de la carga, por lo que la

actuación del regulador se hará de forma temporizada, de manera que no actúe en caso de variaciones rápidas y

transitorias.


66

• El regulador bajo carga se accionará mediante motor eléctrico de 125 Vcc, sobre la propia máquina, y

a distancia desde la sala de control de la subestación.

• El regulador dispondrá de contactos auxiliares libres de potencial, para indicación remota de

funcionamiento del motor, de su posición y de su estado local-remoto.

• El control se efectúa a 125 Vcc.

Protecciones del transformador de tracción

• Cada transformador dispondrá de los siguientes accesorios de protección:

• Termómetro de contacto, dotado de aguja de arrastre para indicación de máxima temperatura y 4

contactos independientes normalmente abiertos: 2 para alarma y 2 para disparo. El termómetro incluirá

una sonda PT100.

• Imagen térmica, dotada de aguja de arrastre para indicación de máxima temperatura y 4 contactos

independientes normalmente abiertos: 2 para alarma y 2 para disparo. Incluirá una sonda PT100,

conectada al secundario de transformador de corriente, con secundario de 5 A.

• Transformador de Intensidad monofásico, 200/5 A, 5P10 – 15 VA, con caja de conexión IP54,

aislamiento 3 kV, para protección de cuba.

• Relé Buchholz de tres (3) pulgadas, con contactos de alarma por flotador y disparo por movimiento de

chapaleta, accionada por fuerte corriente de aceite (1 contacto para alarma y 2 para disparo, libres de

potencial).

• Relé Buchholz de una (1) pulgada para protección del regulador en carga, con 1 contacto para alarma y

1 para disparo, por chapaleta actuado por corriente de aceite, libres de potencial.

• Conjunto de zapatas aislantes y no higroscópicas para mantener aislado el transformador de masa, en

orden a instalar estas separadas eléctricamente de las ruedas de deslizamiento sobre los carriles. Las

zapatas se montarán entre las ruedas del transformador y los carriles de rodadura, de tal manera que el

transformador quede aislado eléctricamente con el contacto rueda-carril.

• El transformador estará conectado con un equipo de protección contra explosiones. Dicho equipo de

protección debe tener como principios de funcionamientos similares al tipo MTP, implementado por la

compañía SERGI.

Clase de servicio

La clase de servicio del transformador corresponderá con la clase normalizada IXB, tal como se define ésta en

el anexo A de la Norma UNE-EN 50329 y se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 6.20- Tabla clase normalizada IXB para transformadores de tracción



b 2 1,315 A 2 h 3 h

c 3 1,937 B 300 s 1800 s

67

7 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE MEDIA

TENSIÓN

7.1 Subestación de tracción

7.1.1 Celdas de MT

En cada SET, una vez realizada la transformación de alta a media tensión por parte del transformador de

potencia, se tiende el cable hacia el edificio de control a partir de un pórtico de conversión de cable aéreo a

subterráneo. En el edificio de control se ubican las celdas de media tensión, tanto de 55 kV como de 36 kV, así

como los equipos de servicios auxiliares.

Las celdas irán ubicadas dentro del edificio de control de la subestación en la denominada “Sala de media – baja

tensión”.

Se utilizarán celdas bifásicas de 55 kV de tensión máxima de servicio entre fases con aislamiento en SF6 para

el control y la protección de los transformadores de tracción, así como para los pórticos de catenaria y feeder.

Para la definición de las cabinas de 55 kV será de aplicación todo lo reflejado en la especificación técnica “ET

03.359.503.4” Cabinas bifásicas blindadas de 55 kV aisladas en gas SF6. En los párrafos siguientes se hace un

pequeño extracto de la misma, sin que ello suponga que lo no incluido en los mismos no sea de aplicación y en

caso de haber alguna discrepancia con la misma, siempre prevalecerá lo dicho en la mencionada ET

03.359.503.4. Solo cabe una de excepción:

• Las cabinas de 55 kV de los transformadores de tracción estarán dotadas con transformadores de

intensidad cuyos devanados de protección serán ambos de clase 5P20, 20VA por exigencias de REE.

Las celdas de SF6 a instalar tendrán las siguientes características:

Tabla 7.1- Características de las celdas de 55 kV

Tensión servicio de la red 55 kV


Poder de corte asignado 25 kA

Poder de cierre asignado 63 kA

Intensidad nominal barras generales y derivaciones 2.000 A

Intensidad nominal barras generales y derivaciones 2.000 A

La duración de cortocircuito asignada (Tk) 3 s

Tensión de prueba a frecuencia industrial:

• A tierra y entre polos [kV] eficaces

• En la distancia de seccionamiento [kV] eficaces

105 kV

115 kV

Descripción de los Equipos de Media Tensión

68

Tensión de choque adoptada



250 kV

290 kV

Tensión asignada (Ua) control 125 V c.c.

El número de celdas a instalar en cada subestación será el siguiente:

Tabla 7.2- Número de celdas de 55 kV a instalar en cada subestación

Celda de llegada de transformador 2 unidades

Celda de salida a catenaria y feeder 4 unidades

Celda de medida, remonte y acoplamiento 2 unidades

Se instalarán también dos semicabinas laterales para bajada de cables, desde las cuales partirán los conductores

unipolares aislados que alimentarán a las cabinas de 36 kV.

Cada uno de los seccionadores de puesta a tierra de las cabinas de los transformadores de tracción (Q57-T1,

Q57- T2) estará dotado de una cerradura y su correspondiente llave para enclavamiento mecánico.

Cada uno de los seccionadores de puesta a tierra de las cabinas de alimentación a feeders (Q57-C1.1, Q57-C1.2,

Q57-C2.1, Q57-C2.2) estará dotado de una cerradura y su correspondiente llave para enclavamiento mecánico

de acuerdo a lo expresado en el apartado correspondiente del presente documento.

Análogamente las cabinas deben estar dotadas de los enclavamientos eléctricos y mecánicos descritos en el

apartado correspondiente del presente documento.

Las celdas monofásicas de protección de los transformadores auxiliares serán de 36 kV de tensión máxima de

servicio entre fases, con aislamiento en SF6 para el seccionamiento y la protección mediante un ruptofusible.

Las celdas blindadas de 36 kV en SF6, serán unipolares, de configuración en simple barra y tendrán las siguientes

características eléctricas:

Tabla 7.3- Características de las celdas de 36 kV

Configuración Simple barra

Tensión servicio de la red 27,5 kV


Tensión de prueba a frecuencia industrial:



70-95 kV

80-105 kV

Tensión de choque adoptada:



170 kV

195 kV

Tensión asignada (Ua) control 125 V c.c.


Corriente asignada:

• Embarrados

• Derivaciones

800 A

400 A

Corriente límite térmica (3 s) 25 kA

Corriente límite dinámica 63 kA

Aunque las cabinas son de nivel de aislamiento 36 kV y dado que son cabinas monofásicas de tensión de servicio

27,5 kV; las cabinas de 36 kV deben estar preparadas para soportar una tensión de 29 kV fase tierra en régimen

permanente. El fabricante de las mismas deberá aportar los ensayos correspondientes para corroborar que las

cabinas aun siendo de nivel de aislamiento 36 kV aguantan en servicio permanente 29 kV fase tierra. Por

ejemplo, someter a las cabinas al ensayo de frecuencia industrial de cabinas de nivel de aislamiento 52 kV.

Adicionalmente, las cabinas deben estar dotadas de los enclavamientos eléctricos y mecánicos descritos en el

apartado correspondiente del presente documento y representados en los planos.

El tipo de celdas de 36 kV en SF6 a instalar en la subestación será que se describe a continuación. Se instalarán

dos bloques de cabinas cada uno de los cuales estará compuesto de:

Tabla 7.4- Número de celdas de 36 kV de cada bloque a instalar en cada subestación

Celda de acometida 1 unidad

Celda de alimentación a transformador anillo de energía 27,5/0,230 kV 1 unidad

Celda de alimentación a transformador de SS.AA. con ruptofusible 1 unidad

7.1.2 Pórtico de salida de catenaria y feeder

De las celdas de catenaria y feeder de 55 kV saldrá, mediante 4 ternas de cable de 150 mm2 de sección de cobre

XLPE a cada uno de los cuatro pórticos de salida de feeder – catenaria. El cable será aislado 36/66 kV. Estos

conductores discurrirán por el suelo técnico del edificio de control y continuarán enterrados en zanja hasta

acometer en la base del pórtico de salida de catenaria y feeder.

En cada uno de los pórticos se instalarán los siguientes equipos:

Tabla 7.5- Equipos instalados en cada pórtico de salida de catenaria y feeder

Seccionador de apertura lateral bipolar 55 kV, 2000 A 1

Autoválvulas 2

Aisladores de 55 kV 2

Las características de estos equipos serán las siguientes:

Tabla 7.6- Características de los seccionadores de los pórticos de salida de catenaria y feeder

Seccionador bipolar 55 kV, 2000 A de doble apertura lateral y motorizado




70

Corriente asignada 2000 A.


Intensidad admisible de corta duración 25 kA – 1 s

Intensidad admisible de corta duración 63 kA cresta

Tensión soportada a 50 Hz - 1 minuto:

• A tierra y entre polos

• Entre la distancia de seccionamiento

105 kV

115 kV

Tensión de impulso tipo rayo 1,2/50 µs:


• Entre la distancia de seccionamiento

250 kV

290 kV

Ejecución del seccionador Rotativo de 2

Disposición Bipolar

Tipo de montaje Vertical

Material aisladores Porcelana

Color aisladores Marrón

Línea de fuga 31 mm / kV


Tensión Nominal del motor 125 V CC


Pulsadores 2; 1 para abrir y 1 para cerrar

Dispositivo de contactos auxiliares 4 NA + 4 NC


El accionamiento manual por manivela hace pasar el selector a

posición “local”, y “bloqueará” el funcionamiento del motor.

Cada uno de los seccionadores estará dotado de una cerradura y su correspondiente llave para enclavamiento

con los seccionadores de puesta a tierra de la cabina de 55 kV de acuerdo a lo indicado en la memoria.


Tabla 7.7- Características de las autoválvulas de los pórticos de salida de catenaria y feeder

Autoválvula de resistencia variable en óxido de zinc de 55 kV




Corriente asignada de descarga 20 kA

Clase de descarga 4

Tensión funcionamiento continuo 36 kV

Tensión máxima residual para 20 KA (8 /20 µs) de cresta 108-117 kV

Frecuencia 50 Hz

Intensidad de cortocircuito soportada, 0,2 s 40 kA

Terminal de conexión tipo bulón

Base aislante

Tabla 7.8- Características de los aisladores de los pórticos de salida de catenaria y feeder

Aislador de 55 kV

Tensión servicio de la red 27,5 kV (fase-tierra) 55 kV entre

fases

Tensión máxima de servicio 29 kV (fase-tierra) 58 kV entre fases


Intensidad admisible de corta duración 25 kA - 1 s

Tensión soportada a impulso tipo rayo 1,2/50 μs 250 kV

Tensión soportada a 50Hz, 1 minuto 95 kV

Material porcelana

Color marrón

Línea de fuga 31 mm / kV


72

7.1.3 Pórtico de salida del transformador de tracción

De cada uno de los transformadores de tracción de su lado de 55 kV se saldrá mediante 3 ternas de cable de 150

mm2 de sección de cobre XLPE dos ternas a cada la celda de 55 kV de su transformador de tracción

correspondiente y una terna al armario de barra cero. El cable será aislado 36/66 kV de 150 mm2 de sección de

cobre tipo XLPE.

En cada uno de los pórticos se instalarán los siguientes equipos:

Tabla 7.9- Equipos a instalar en los pórticos de salida del transformador de tracción

Autoválvulas 2

Aisladores de 55 kV 14 ó 11

7.1.4 Armario de barra “0”

En el armario de barra cero “0” se prevé la conexión del neutro de los transformadores de potencia, del neutro

de los transformadores de servicios auxiliares, del circuito de retorno y la conexión rígida a la red de puesta a

tierra en las SET.

La salida del punto central de los transformadores de tracción, lado de baja tensión, se conecta a la barra “0” de

un armario situado en intemperie y próximo al pórtico de salida de catenaria y feeder mediante tres (3) cables

de cobre de 1 x 150 mm², y aislamiento RV 36/66 kV. Las dimensiones de este armario serán aproximadamente

de 1600 x 1200 x 500 mm y un grado de protección IP 65 o superior.

La barra esta también conectada con la malla de tierra a través de dos cables de cobre de 120 mm2. A esta misma

barra se conectarán los cables de retorno procedentes de cada uno de los carriles de tierra. La conexión se

efectuará mediante tres (3) cables de cobre de 150 mm² de sección por carril.

Dentro del armario se instalarán dos transformadores de intensidad de relaciones 1200 A /5 A y 400 A /5 A,

respectivamente para distinguir las intensidades que proceden de tierra o vía.

7.1.5 Cable de MT

El cable será aislado de aislamiento 36/66 kV de sección que se designe a continuación de cobre tipo XLPE.

Los cables de aislamiento 36/66 kV tendrán las secciones siguientes:

• Conexión entre transformadores de tracción y cabinas de 55 kV: cada una de las fases del transformador

de tracción en su salida de ± 27,5 kV se realizará con una terna de cables de 150 mm2 de sección

(3x1x150 mm2).

• Conexión entre cabinas de 55 kV y cabinas de 36 kV: cada una de las fases de las cabinas bifásicas de

55 kV se conectará con las cabinas monofásicas simple barra de 36 kV con un cable de 150 mm2 de

sección (1x1x150 mm2).

• Conexión entre cabinas de 55 kV de salida de feeder y su correspondiente feeder: se conectará con una

terna de cables de 150 mm2 de sección (3x1x150 mm2)

• Conexión entre cabinas de 36 kV y los transformadores de SS. AA/transformadores de anillo de energía:

cada una de las cabinas monofásicas de 36 kV se conectará con su correspondiente transformador de

27,5/0,230 kV – 250 kVA con un cable de 120 mm2 de sección (1x1x120 mm2).


7.1.6 Retornos de alta y baja tensión

La salida del neutro del lado de alta tensión de cada uno de los transformadores de SS. AA/anillo de energía de

27,5/0,230 kV – 250 kVA se conecta a la pletina de red de tierras de la sala de transformadores de SSAA/caseta

de anillo de energía mediante un (1) cable de cobre de 1 x 120 mm², y aislamiento XLPE 36 /.66 kV. Dicha

pletina se unirá con el armario de barra “0” mediante un (1) cable de cobre de 1 x 120 mm², y aislamiento RV

0,6 / 1kV.

Cada una de las salidas de baja tensión (fase y neutro) de cada uno de los transformadores de SS.AA. 27,5/0,230

kV – 250 kVA del anillo de energía se conectará con el cuadro de SSAA con cuatro cables cobre de 4 x 1 x 120

mm², y aislamiento RV 0,6 / 1kV (cuatro cables para la fase y cuatro para el neutro). A su vez dicho neutro de

baja tensión se debe referenciar a tierra mediante la conexión del mismo a la pletina de red de tierras de la sala

de transformadores de SS.AA. con mediante un (1) cable de cobre de 1 x 95 mm² desnudo.

7.2 Centros de autotransformación

7.2.1 Autotransformadores

Para la definición de los autotransformadores 55/27,5 kV será de aplicación todo lo reflejado en la especificación

técnica “ET 03.359.505.9” Autotransformadores para centros de autotransformación en líneas de alta velocidad.

En los párrafos siguientes se hace un pequeño extracto de la misma, sin que ello suponga que lo no incluido en

los mismos no sea de aplicación y en caso de haber alguna discrepancia con la misma, siempre prevalecerá lo

dicho en la mencionada ET 03.359. 505.9.

El número de autotransformadores por tipo de centro será el siguiente:

Tabla 7.10- Número de autotransformadores a instalar en cada centro de autotransformación

Centro de autotransformación final 2 unidades

Centro de autotransformación intermedios 1 unidad

Aunque la obra civil asociada a los mismos está preparada para:

Tabla 7.11- Número de autotransformadores que podría albergar cada centro de autotransformación

Centro de autotransformación final 4 unidades

Centro de autotransformación intermedios 2 unidades

Las características de los autotransformadores serán las siguientes:

Tabla 7.12- Características de los autotransformadores

Generalidades



Servicio Continuo



74

Número de fases Monofásico



Devanados Cobre

Tensión Nominal primaria en vacío 55 kV

Tensión Nominal secundaria en vacío 27,5 kV

Relación de transformación en vacío 55 kV/27,5 kV

Neutro Rígido a la tierra


Corriente de cortocircuito lado 55 kV

Térmica 25 kA –3 s


Conexión Ii0

Tensión de cortocircuito AT – BT 1 % (a 75ºC, potencia base 15

MVA, relación 55/27,5 kV)

Otras características técnicas

Incremento de temperatura del aceite sobre la temperatura ambiente

máxima de +40ºC (medido por termómetro)

Máx. 60ºC

Incremento de temperatura de los devanados sobre la temperatura

ambiente máxima de +40ºC (medido por resistencia)

Máx. 60ºC

El límite del nivel de potencia acústica (LWA) de los

autotransformadores

80 dB(A)


Tensión más elevada para el material 60 kV – 50 Hz

Tensión aplicada durante 1 minuto 115 kV – 50 Hz

Tensión de ensayo, al impulso tipo rayo 1,2/50 µs (AT) 280 kV Cresta (polaridades positiva

y negativa)

Características de Construcción (Tolerancias S/DIN-7168)

Disposición de los devanados Capas

Línea de fuga (obligado cumplimiento) 31,5 mm/kV, base tensión


compuesta (55 kV)

Dimensiones aproximadas del autotransformador

Altura total del autotransformador 4000 mm

Largo del autotransformador 3000 mm

Ancho del autotransformador (incluidos radiadores) 3000 mm

Peso total incluido aceite 20000 kg

Protección de superficie

Las superficies y los accesorios externos de los autotransformadores y las superficies internas que no estén

sumergidas en el aceite, deben tener una adecuada protección anticorrosiva, que sea además resistente a la acción

del aceite (líquido aislante) empleado. La preparación de las superficies debe hacerse por medio de tratamientos

mecánicos (chorro de arena o granalla), u otros, como por ejemplo químico (fosfatado). No se establece

procedimiento alguno de pintura. No obstante, la pintura debe de cumplir los requisitos especificados en la

especificación de ADIF para estos equipos de ensayos, y conforme a las características definida en la

mencionada especificación. Se garantizará que el espesor total de la protección anticorrosiva no sea inferior a

170 μm.

Protecciones del autotransformador

• Termómetro de contacto, dotado de aguja de arrastre para indicación de máxima temperatura y

contactos para alarma y disparo por sobretemperatura (1 contacto NA/NC para alarma y 1 para disparo,

libres de potencial)

• Un termostato para detección de temperatura del aceite de la cuba, para alarma y disparo (1 contacto

NA/NC para alarma y 1 para disparo, libres de potencial)

• Un transformador de Intensidad monofásico, 200/5 A, 5P10 - 15 VA, con caja de conexión IP54,

aislamiento 3 kV, para protección de cuba (relé fuera del pedido)

• Un relé Buchholz de dos (2) pulgadas según UNE-EN 50216-2, con 2 contactos de alarma por flotador

y disparo por movimiento de chapaleta por fuerte corriente de aceite (1 contactos NA para alarma y 1

para disparo, libres de potencial)

• Una válvula de alivio con 2 contactos (1 NA + 1 NC, libres de potencial)

• Un conjunto de zapatas aislantes y no higroscópicas para mantener aislado el autotransformador de

masa para instalar estas separadas eléctricamente de las ruedas de deslizamiento sobre los carriles

• Todos los contactos de alarma y de disparo serán conmutados e independientes entre sí.


76

Clase de servicio

La clase de servicio del autotransformador corresponderá con la clase normalizada IXB, tal como se define ésta

en el anexo A de la Norma UNE-EN 50329 y se muestra en la tabla que se muestra a continuación:

Tabla 7.13 Tabla clase normalizada IXB para autotransformadores



b 2 1,315 A 2 h 3 h

c 3 1,937 B 300 s 1800 s

Protección contraincendios de autotransformadores

No se utilizará ningún sistema de extinción automática de incendios.

7.2.2 Celdas de MT

Las celdas irán ubicadas dentro del edificio de control de los centros de autrotransformación en la denominada

sala de celdas de media y baja tensión y estarán conectadas a los autotransformadores mediante dos cables

unipolares de aislamiento 36/66 kV XLPE de 1x150 mm2 de sección de cobre. Estos conductores discurrirán

por el suelo técnico del edificio de control y continuarán enterrados en zanja hasta acometer en los terminales

del autotransformador.

7.2.2.1 Celdas de centros de autotransformación intermedios

En cada centro de autotransformación intermedio, se instalarán celdas bifásicas de 55 kV de tensión máxima de

servicio entre fases con aislamiento en SF6 para el control y la protección de la salida bifásica de 55 kV de los

autotransformadores y la salida bifásica de 55 kV a catenaria y feeder.

El número de celdas blindadas de SF6, de 55 kV de tensión nominal, a instalar en los puestos de

autotransformación intermedios será el siguiente:

Tabla 7.14- Número de celdas de 55 kV a instalar en cada ATI

Celdas de entrada de catenaria y feeder 2 unidades

Celdas de alimentación a Autotransformador 1 unidad



Las características de estas celdas son las mismas a las indicadas en el apartado correspondiente a subestaciones.

Cada uno de los seccionadores de puesta a tierra de las cabinas de alimentación a feeders (Q57-C1, Q57-C2)

estará dotado de una cerradura y su correspondiente llave para enclavamiento mecánico.

Análogamente las cabinas deben estar dotadas de los enclavamientos eléctricos y mecánicos.


7.2.2.2 Celdas de centros de autotransformación final

En el centro de autotransformación final, se instalarán cabinas de SF6 de azufre para el control y la protección

de la salida bifásica de 55 kV de los dos autotransformadores y las salidas bifásicas de 55 kV de catenaria y

feeder.

El número de celdas de SF6, de 55 kV de tensión nominal, a instalar en los centros de autotransformación finales

será el siguiente:

Tabla 7.15- Número de celdas de 55 kV a instalar en cada ATF

Celda de entrada de catenaria y feeder 4 unidades

Celdas de alimentación a Autotransformador 2 unidades

Celda de acoplamiento longitudinal 1 unidades

Celda de remonte longitudinal 1 unidades



Las características de estas celdas son las mismas a las indicadas en el apartado correspondiente a subestaciones.

Cada uno de los seccionadores de puesta a tierra de las cabinas de alimentación a feeders (Q57-C1.1, Q57-C1.2,

Q57-C2.1, Q57-C2.2) estará dotado de una cerradura y su correspondiente llave para enclavamiento mecánico.

Análogamente las cabinas deben estar dotadas de los enclavamientos eléctricos y mecánicos.

7.2.3 Pórtico de salida de catenaria y feeder

Los centros de autotransformación finales e intermedios tendrán, respectivamente, cuatro y dos pórticos de salida

de catenaria y feeder.

En cada uno de los pórticos de los centros de autotransformación se instalará 1 seccionador bipolar de 55 kV, 2

autoválvulas y 2 aisladores idénticos a los instalados en la subestación.

De las celdas de salida a catenaria y feeder de 55 kV se saldrá al pórtico con un cable 120 mm2 de cobre en los

centros de autotransformación intermedios y tres de 150 mm2 en centros de autotransformación finales. El cable

será aislado 36/66 kV de 120 ó 150 mm2 de sección de cobre tipo XLPE. Estos conductores discurrirán por el

suelo técnico del edificio de control y continuarán enterrados en zanja hasta acometer en la base del pórtico de

salida de catenaria y feeder.

7.2.4 Armario de barra “0”

La salida del punto central de los autotransformadores se conecta a la barra “0” de un armario situado a la

intemperie y próximo a los pórticos de salida de catenaria y feeder mediante dos cables de cobre XLPE de 1 x

120 mm2 y aislamiento RV 36/66 kV.

La barra está también conectada con la malla de tierra. A esta misma barra se conectarán los cables de retorno

procedentes de cada uno de los carriles de retorno “0” de la vía.

En los centros de autotransformación finales, se instalarán cuatro transformadores de intensidad, dos de relación

800 A /5 A y 300 A /5 A para distinción de las intensidades que vienen desde tierra y desde vía y otros dos de

relación 400 A /5 A en el neutro de cada uno de los autotransformadores.

En los centros de autotransformación intermedios, se instalarán tres transformadores de intensidad, dos de

relación 400 A /5 A y 200 A /5 A para distinción de las intensidades que vienen desde tierra y desde vía y otro

de relación 400 A /5 A en el neutro del autotransformador.


78

7.2.5 Cable de MT

El cable será aislado 36/66 kV de sección que se designe a continuación, de cobre, tipo XLPE. Las secciones de

los cables son:

• Conexión entre los autotransformadores y cabinas de 55 kV: cada una de las fases del autotransformador

en su salida de ± 27,5 kV se realizará con un cable de 120 mm2 de sección (1x1x120 mm2).

• Conexión entre cabinas de 55 kV de salida de feeder y su correspondiente feeder:

- Centros de autotransformación finales: se conectará con una terna de cables de 150 mm2 de

sección (3x1x150 mm2).

- Centros de autotransformación intermedio: se conectará con un cable de 120 mm2 de sección

(1x1x120 mm2).

• La salida del punto central de cada uno de los autotransformadores, neutro del equipo, se conecta al

armario de barra “0” mediante dos (2) cables de cobre de 1 x 120 mm², y aislamiento RV 36/66 kV.

7.2.6 Retornos de alta y baja tensión

La salida del neutro del lado de alta tensión de cada uno de los transformadores de SSAA de 27,5/0,230 kV –

100 kVA se conecta a la pletina de red de tierras de la sala de transformadores de SSAA mediante un (1) cable

de cobre de 1 x 120 mm², y aislamiento XLPE 36 /66 kV. Dicha pletina se unirá con el armario de barra “0”

mediante un (1) cable de cobre de 1 x 120 mm², y aislamiento RV 0,6 / 1kV.

Las salidas de baja tensión (fase y neutro) de cada uno de los transformadores de SSAA de 27,5/0,230 kV – 100

kVA se conectará con el cuadro de SSAA 230 Vca con cables cobre de 2 (2 x 1 x 120) mm² (dos para la fase y

dos para el neutro), y aislamiento RV 0,6 / 1KV. A su vez dicho neutro de baja tensión se debe referenciar a

tierra mediante la conexión del mismo a la pletina de red de tierras de la sala de ubicación del transformador con

mediante un (1) cable de cobre de 1 x 95 mm² desnudo.

79

8 INSTALACIONES AUXILIARES

8.1 Servicios auxiliares

8.1.1 Transformadores de servicios auxiliares

Se ha previsto dotar a cada subestación con dos transformadores secos para SS.AA. de 250 kVA y relación de

transformación 27,5/ 0,23 kV cada uno, con alimentación independiente desde las celdas de media tensión de

36 kV, estando previsto que cada uno por separado tenga potencia suficiente para dar servicio a dicha

subestación. La conexión se realizará con cable XLPE de cobre de 1x120 mm² y aislamiento 36/66 kV.

Cada transformador estará sometido a las solicitaciones propias del funcionamiento a que se destina. El

arrollamiento del primario estará provisto de tomas que permitan variar la relación de transformación. El cambio

de tomas se realizará sin tensión mediante puentes desmontables cubiertos por tapas de protección.

Existirá un enclavamiento eléctrico y mecánico entre los interruptores del cuadro de baja tensión de servicios

auxiliares y de los transformadores de servicios auxiliares, de modo que sólo puede estar conectado a las barras

de 230 V uno de los dos transformadores. El otro permanecerá en stand-by. En caso de avería de uno de ellos

entrará en funcionamiento el otro transformador.

Cada transformador estará alojado en cerramientos interiores independientes con valla metálica y con acceso

independiente a cada uno mediante respectivas puertas, que tendrán sus correspondientes enclavamientos

mecánicos y eléctricos.

El primario del transformador estará conectado a la salida de la celda de servicios auxiliares (TSA-1 y TSA-2)

a 27,5 kV y alimentará a los servicios auxiliares de la subestación en baja tensión a 230 V - 50 Hz:

• Circuitos de alimentación a calefacciones de armarios del parque de alta tensión.

• Circuito de alimentación motor regulador de transformadores de tracción.

• Circuitos de alimentación motores de las puertas.

• Circuitos de alimentación de las calefacciones de las cabinas de 55/36 kV.

• Alimentación de equipos rectificador-batería 125 Vcc.

• Circuitos de alimentación a SS.AA. de la compañía.

• Cuadro de alumbrado y fuerza que contiene:

- Circuitos de fuerza

- Aire acondicionado en edificio

- Equipo de presión de agua

- Alimentación auxiliar grupo de socorro

- Circuitos de alumbrado y bases interiores

Instalaciones Auxiliares

80

- Alumbrado de intemperie

- Alumbrado de emergencia

- Alumbrado exterior

- Alimentación a equipos de vía

Las protecciones de estos circuitos irán alojadas en los cuadros de Servicios Auxiliares o de alumbrado y fuerza.

Para la definición de los transformadores de SS.AA. será de aplicación todo lo reflejado en la futura

especificación técnica ET 03.359.116.5 “Transformadores para alimentación de los servicios auxiliares en

subestaciones y centros de autotransformación de líneas de alta velocidad sistema 2x25 kV”. En los párrafos

siguientes se hace un pequeño extracto de la misma, sin que ello suponga que lo no incluido en los mismos no

sea de aplicación y en caso de haber alguna discrepancia con la misma, siempre prevalecerá lo dicho en la

mencionada ET 03.359.116.5.


Los transformadores a suministrar deberán tener las siguientes características nominales en las condiciones

ambientales que se citan en la siguiente tabla.

Tabla 8.1- Características de los transformadores de servicios auxiliares


Instalación Interior

Número de fases 2

Potencia 250 kVA

Tensión primaria 27,5 (±2,5%±5%) kV

Tensión secundaria 230 V

Tensión de cortocircuito 6 %

Conexión Ii0

Refrigeración AN

Clase térmica H (según norma UNE-EN 60085)

Frecuencia 50 Hz

Dimensiones y Pesos

Peso aproximado 1.360 kg

Dimensiones estimadas de:

• Altura

• Longitud

• Anchura

1,685 mm

1,100 mm

800 mm

Condiciones ambientales


Clima Seco

Servicio Continuo

Instalación Interior

Temperatura ambiente máxima 40 ºC

-Temperatura ambiente mínima -5 ºC

Altitud Inferior a 1.000 m s.n.m.

Humedad relativa 93 %

Los transformadores deberán estar diseñados para dar la intensidad asignada en régimen continuo, con una

tensión aplicada en el arrollamiento primario igual al 105 % de su tensión asignada sin que el calentamiento del

cobre medido por el método de variación de resistencia exceda en el devanado de A.T. y en el de B.T. de los

valores indicados en la norma. CEI 905 “Guía de Carga para transformadores de potencia tipo seco”.

Los transformadores estarán sometidos a las solicitaciones propias del funcionamiento a que se destina. El

arrollamiento del primario de los transformadores estará provisto de tomas que permitan variar la relación de

transformación. El cambio de tomas se realizará sin tensión mediante puentes desmontables cubiertos por tapas

de protección.

El nivel máximo de ruido admitido será de 62 dB (A) a la distancia de 100 cm, medido según CEI 538 y UNE

EN 60551.

Se considera que las zonas donde están ubicadas algunas de las subestaciones, no están exentas de movimientos

sísmicos de importancia, con lo este aspecto se ha tenido en consideración en los correspondientes centros.

Características Constructivas

El transformador será de tipo seco, con los devanados de A.T. y B.T. encapsulados en resina, para montaje

interior. El sistema de refrigeración será por circulación natural de aire (AN).

El bastidor permitirá soportar el peso del conjunto para el transporte, por medio de las anillas de izado.

Las resinas empleadas estarán clasificadas como material de alta resistencia a la combustión y serán

autoextinguibles, clase térmica H (UNE-EN 60085).

En caso de incendio, los humos o vapores que puedan desprenderse no serán tóxicos ni químicamente agresivos.

El fabricante presentará un certificado del transformador donde se indique los resultados de los Ensayos

Climáticos, especificando:

• Punto de inflamación

• Propagación del fuego

• Combustibilidad

• Comportamiento general en caso de fuego

• Cantidad de gas de combustión y aumento teórico de los arrollamientos.

• Ausencia de halógenos

• Ausencia de dioxinas


82

Los terminales de los devanados de A.T. y B.T. estarán diseñados para conectarles pletinas, trenzas de cobre o

el número necesario de cables de cobre. Las conexiones se realizarán por tornillos.

Se dispondrán los medios necesarios para posibilitar la desconexión de las conexiones de A.T. para labores de

mantenimiento.

El arrollamiento del primario del transformador deberá estar provisto de tomas que permitan variar la relación

de transformación. El cambio de tomas se realizará sin tensión mediante puentes desmontables cubiertos por

tapas de protección. Las tomas deberán estar previstas para la tensión elegida del transformador.

Los sensores de temperatura se colocarán en el extremo superior de las bobinas del B.T., junto al núcleo, que

será el punto accesible más caliente. La detección se realizará por sondas PT100 (cuya resistencia varia

proporcionalmente con la temperatura), una por fase, conectadas a un termómetro digital que irá midiendo

secuencialmente la temperatura en cada fase. Este termómetro dispondrá de dos salidas, contactos N/A, cuyas

temperaturas de consigna (alarma y disparo) son ajustables independientemente. Cuando la temperatura en una

de las dos fases exceda del valor ajustado, se producirá el cierre del contacto y, simultáneamente, se activará la

señal de alarma o desconexión, según proceda.

La placa de características, además de las indicaciones enumeradas en CEI 60.726, llevará una representación

del esquema de conexión. La placa estará atornillada al propio transformador, en un lugar apropiado para poder

leerse estando de frente al transformador.

El transformador dispondrá de ruedas de transporte orientables a 90º y cáncamos de suspensión.

Para la puesta a tierra deberá tener dos bornas adecuadas para conectar un cable de cobre de 95 mm2.

El transformador irá instalado directamente sobre el suelo.

Pruebas y Ensayos de recepción

Los transformadores se someterán a los ensayos de rutinas y se presentará certificado de los de tipo.

Los ensayos de rutinas serán los indicados a continuación, y deberán realizarse sobre la totalidad de los

transformadores que constituyan el pedido:

• Tensión aplicada a frecuencia industrial

• Tensión inducida a frecuencia elevada

• Relación de transformación en todas las tomas

• Resistencia de los arrollamientos

• Pérdidas en vacío

• Pérdidas debidas a la carga y tensión de c.c.

• Medida de descargas parciales

Los ensayos de tipo, serán acordados entre fabricante y cliente, y se realizará sobre uno de los del pedido o se

presentará certificado de ensayo de equipo similar:

• Calentamiento

• Impulso tipo rayo

• Ensayo de nivel de ruido


• Ensayos climáticos

- Choque térmico

- Comportamiento a la polución

- Comportamiento al fuego

Dichos ensayos se harán en base a lo indicado en la norma UNE-EN 20101, siendo de aplicación las siguientes

tolerancias:

Tabla 8.2- Tabla de tolerancias para los transformadores de servicios auxiliares

Relación de transformación ± 0,5 %

Pérdidas totales + 10 %

Pérdidas parciales (de cada una de las perdidas

parciales a condición de que no se supere la tolerancia

de pérdidas totales)

+ 15 %

Tensión de cortocircuito ± 7,5 %

Para el caso de los centros de autotransformación finales e intermedios, se ha previsto dotar a cada subestación,

con dos transformadores para SS. AA de 100 kVA y relación de transformación 27,5 kV / 230 V cada uno, con

alimentación independiente desde las celdas de media tensión de 36 kV, estando previsto que cada uno por

separado tenga potencia suficiente para dar servicio a dicho centro de transformación. La conexión se realizará

con cable XLPE de cobre de 1x120 mm².

Estará sometido a las solicitaciones propias del funcionamiento a que se destina. El arrollamiento del primario

estará provisto de tomas que permitan variar la relación de transformación. El cambio de tomas se realizará sin

tensión mediante puentes desmontables cubiertos por tapas de protección.

Existirá un enclavamiento eléctrico y mecánico entre los interruptores de los transformadores de servicios

auxiliares de modo que sólo puede estar conectado a las barras de 220 V uno de los dos transformadores. El otro

permanecerá en stand-by. En caso de avería de uno de ellos entrará en funcionamiento el otro transformador.


independiente a cada uno mediante respectivas puertas que tendrán sus correspondientes enclavamientos


El primario del transformador estará conectado a la salida de la celda de servicios auxiliares (TSA-1 y TSA-2)

a 27,5 kV y alimentará a los servicios auxiliares del centro de transformación en baja tensión a 230 V - 50 Hz:

• Circuitos de alimentación motores de las puertas

• Circuitos de alimentación de las calefacciones de las cabinas de 55/36 kV

• Alimentación de equipos rectificador-batería 125 Vcc





- Alimentación auxiliar grupo de socorro





84


- Alimentación a equipos de vía


Para la definición de los transformadores de SS. AA de 27,5/0,230 kV – 100 kVA de centros de

autotransformación será de aplicación todo lo dicho para los transformadores de SSAA de las subestaciones de

27,5/0,230 kV – 250 kVA.

8.1.2 Transformadores anillo de energía en subestación

Se ha previsto dotar a cada subestación con dos transformadores secos para el anillo de energía de 250 kVA y

relación de transformación 27,5 /0,23 kV cada uno, con alimentación independiente desde las celdas de media

tensión de 36 kV. La conexión se realizará con cable XLPE de cobre de 1x120 mm² y aislamiento 36/66 kV.

Cada transformador estará sometido a las solicitaciones propias del funcionamiento a que se destina. El

arrollamiento del primario estará provisto de tomas que permitan variar la relación de transformación. El cambio

de tomas se realizará sin tensión mediante puentes desmontables cubiertos por tapas de protección.

Existirá un enclavamiento eléctrico y mecánico entre los interruptores del cuadro de baja tensión anillo de

energía y de los transformadores del anillo de energía, de modo que sólo puede estar conectado a las barras de

230 V uno de los dos transformadores. El otro permanecerá en stand-by. En caso de avería de uno de ellos

entrará en funcionamiento el otro transformador.


independiente a cada uno mediante respectivas puertas, que tendrán sus correspondientes enclavamientos


El primario del transformador estará conectado a la salida de la celda de transformador anillo de energía (TAE-

1 y TAE-2) a 27,5 kV y alimentará el anillo de energía 230 V - 50 Hz.

Para la definición de los transformadores de anillo de energía. será de aplicación todo lo reflejado en la futura

especificación técnica “ET 03.359.116.5 “Transformadores para alimentación de los servicios auxiliares en

subestaciones y centros de autotransformación de líneas de alta velocidad sistema 2 x 25 kV, caso de estar

editada en el momento de adjudicación del presente proyecto. En los párrafos siguientes se hace un pequeño

extracto de la misma, sin que ello suponga que lo no incluido en los mismos no sea de aplicación y en caso de

haber alguna discrepancia con la misma, siempre prevalecerá lo dicho en la mencionada ET 03.359.116.5.


Igual que para transformadores de servicios auxiliares.

Características Constructivas



Pruebas y Ensayos de recepción


8.1.3 Grupos electrógenos

Para los casos de emergencia en los que no funcione ninguno de los transformadores de servicios auxiliares se

instalarán grupos electrógenos monofásicos, móviles, de servicio continuo, de 230 Vca, y potencia 40 kVA en

servicio continuo y 44 kVA en emergencia. Se acopiará un equipo por área.

Existirá un conmutador automático de tensión de forma que solo podrá entrar en funcionamiento el grupo

electrógeno si no está operativo ninguno de los transformadores de servicios auxiliares.

El grupo se instalará dentro del edificio de control en una sala independiente. En la misma sala se instalarán dos

depósitos de combustible.

En todos los casos, los grupos alimentarán exclusivamente los servicios esenciales: conjuntos rectificadores –

baterías, equipos de aire acondicionado y ventilación de las salas y las tomas trifásicas.

El grupo electrógeno será móvil y estará dotado de su correspondiente remolque legalizado para su transporte

por carretera.

Las características principales que ha de cumplir será la siguiente:

Tabla 8.3- Características principales de los grupos electrógenos

General

Frecuencia 50 Hz

Potencia en servicio continuo 40 kVA

Factor 0,8 aprox.

de 50 Hz

potencia 230 monofásica

Frecuencia Gasóleo

Tensión Eléctrico por baterías 12V

Motor Diesel

Velocidad 1.500 r.p.m.

Ciclo de trabajo Diesel a cuatro tiempos

Tiempo de arranque < 10 seg.

Refrigeración Agua en circuito cerrado

Lubricación Aceite

Tiempo en tomar el 100% de la carga 10 seg

Regulador de velocidad Electrónico


86

Alternador

Tipo Síncrono

Sobrecarga admisible durante 1 h 10%

Factor de potencia 0,8

Tensión 230 monofásica

Aislamiento Clase H

Protección IP-21

El funcionamiento del grupo electrógeno será totalmente autónomo e independiente. Para controlar el estado,

realizar las maniobras y proteger el funcionamiento del grupo, éste contará con los elementos de supervisión,

medida, mando y maniobra, protección y señalización que sean necesarios.

El grupo estará diseñado para servicio continuo, debiendo tener una gran fiabilidad de arranque y

funcionamiento, requerir un mínimo mantenimiento y no necesitar personal de vigilancia.

8.1.4 Servicios auxiliares de corriente alterna

8.1.4.1 Sistema de 230 V de corriente alterna en subestación

Los servicios auxiliares de corriente alterna de la subestación se alimentarán a la tensión monofásica 230 V

desde un cuadro general de corriente alterna equipado con unas barras alimentadas desde los dos

transformadores de 27.500 V / 230 Vca y 250 kVA de potencia. Solamente uno de los transformadores puede

alimentar a las barras. En caso de avería en uno de los transformadores se conmutará al otro. Se prevé que en

caso de avería de los dos transformadores las barras puedan ser alimentadas por un grupo electrógeno móvil de

40 kVA que alimentará los servicios esenciales: conjuntos rectificadores – baterías y equipos de aire

acondicionado.

Puesto que la alimentación será monofásica no se instalarán equipos trifásicos en la subestación, de forma que

todos los servicios auxiliares puedan alimentarse desde fuentes monofásicas.

El cuadro general de c.a. estará situado en la sala de equipos de media - baja tensión del edificio de control.

Se dejará prevista en la subestación una acometida de 230 V c.a y 80 kVA de potencia para suministrar energía,

si fuese necesario, a la compañía suministradora.

La relación de servicios auxiliares a 230 Vca de la subestación son los siguientes:

• Circuitos de alimentación a calefacciones, motores, … de armarios del parque de AT.

• Circuito de alimentación motores de las puertas.

• Alimentaciones a los motores de los seccionadores del pórtico de catenaria.

• Alumbrado y calefacción transformadores.

• Alimentación, alumbrado y calefacción armarios medida.






- Alimentación auxiliar grupo socorro





Las protecciones de estos circuitos irán alojadas en los cuadros de servicios auxiliares o de alumbrado y fuerza.

8.1.4.2 Sistema de 230 V de anillo de energía

La caseta de transformadores del anillo de energía está dotada de un cuadro de corriente alterna a la tensión

monofásica 230 V. Dicho cuadro corriente alterna está equipado con unas barras alimentadas desde los dos

transformadores de 27.500 V / 230 Vca y 250 kVA del anillo de energía. Solamente uno de los transformadores

puede alimentar a las barras. En caso de avería en uno de los transformadores se conmutará al otro.

El cuadro de c.a. de anillo de energía estará situado en la caseta de transformadores del anillo de energía.

La relación de salidas a 230 Vca de la subestación son los siguientes:

• Alimentación circuitos anillo de energía vía I.

• Alimentación circuitos anillo de energía vía II.

• Alimentación SSAA caseta instalaciones de seguridad.

Las protecciones de estos circuitos irán alojadas en los cuadros de corriente alterna.

8.1.4.3 Sistema de 230 V de corriente alterna en centros de autotransformación finales e intermedios

Los servicios auxiliares de corriente alterna de los centros de autotransformación se alimentarán a la tensión

monofásica 230 V desde un cuadro general de corriente alterna equipado con unas barras alimentadas desde los

dos transformadores de 27,5 / 0,230 kVca y 100 kVA de potencia. Solamente uno de los transformadores puede

alimentar a las barras. En caso de avería en uno de los transformadores se conmutará al otro. Se prevé que en

caso de avería de los dos transformadores las barras puedan ser alimentadas por un grupo electrógeno móvil de

40 kVA.

Puesto que la alimentación será monofásica no se instalarán equipos trifásicos en los centros de

autotransformación, de forma que todos los servicios auxiliares puedan alimentarse desde fuentes monofásicas.

El cuadro general de c.a. estará situado en la sala de equipos de media - baja tensión del edificio de control.

La relación de servicios auxiliares a 230 V c.a. de los centros de autotransformación serán las siguientes:

• Circuitos de alimentación a calefacciones de armarios de media tensión.

• Circuito de alimentación motores de las puertas.

• Alimentaciones a los motores de los seccionadores del pórtico de catenaria.


88

• Alumbrado y calefacción de autotransformadores.









8.1.4.4 Sistema de 230 V de corriente alterna seguros

Desde las barras de 125 Vcc del cuadro de servicios comunes en corriente continua se alimentará a un ondulador

(125 Vcc / 230 Vca) de 5 kVA para subestaciones y 3 kVA para centros de autotransformación finales e

intermedios, el cual a su vez alimentará a un conmutador de tensión que dispone de otra alimentación a 230 V

c.a. desde el secundario de transformador de aislamiento cuyo primario está alimentado desde el cuadro de

servicios auxiliares en corriente alterna.

Dado que la autonomía de las baterías es de, al menos, 5 horas, estará garantizada la tensión a 230 V c.a de los

equipos conectados a la instalación de corriente alterna con alimentación ininterrumpida durante, al menos, estas

5 horas.

La salida del conmutador de tensión alimentará a los consumos de corriente alterna con alimentación

ininterrumpida, sin posibilidad de microcortes en su alimentación.

De modo general, los consumos con alimentación ininterrumpida para subestaciones en corriente alterna son los

indicados a continuación:

• Equipos de control 1: POL y UCS.

• Equipos de control 2: servidores.

• Cuadro de control anti – intrusión y videovigilancia.

• Cuadro de control anti - incendios.

• Telecomunicaciones.

En el caso de centros de autotransformación finales e intermedios los consumos con alimentación ininterrumpida

en corriente alterna son los indicados a continuación:

• Equipos de control 1: UCPA.

• Equipos de control 2: servidores.

• Cuadro de control anti – intrusión y videovigilancia.

• Cuadro de control anti - incendios.

• Telecomunicaciones.

Finalmente se dota a los cuadros de SSAA de centros de autotransformación de una barra adicional de esenciales

que se alimenta de los SSAA del centro y del anillo de energía con interruptores motorizados y conmutación

automática regulada por la UCP de SSAA. De dicha barra se alimenta la ventilación y aire acondicionado del


centro y con la conmutación automática se asegura la alimentación de dichos servicios de la c.a. del centro

siempre que esta esté operativa. Esta conmutación se hace innecesaria en las subestaciones, pues estas no sufren

de los cortes nocturnos de catenaria.

8.1.5 Servicios auxiliares de corriente continua

8.1.5.1 Sistema de 125 V de corriente continua para fuerza y control

Se instalarán en las subestaciones dos equipos cargadores- rectificadores, principal y redundante, en el edificio

de control, de 110 A cada uno para alimentar todos los sistemas de control y protecciones, así como el sistema

de fuerza (alimentación de motores de interruptores y seccionadores). Así mismo, se instalarán dos juegos de

baterías de 260 Ah de capacidad C5 (durante cinco horas), designadas como principal y secundaria. En los

centros de autotransformación final e intermedio se instalarán los mismos equipos con la salvedad de que los

cargadores rectificadores serán de 75 A y las baterías de 125 Ah de capacidad (durante cinco horas). Las baterías

deberán tener una autonomía mínima de cinco (5) horas para subestaciones y en centros de autotransformación.

En las subestaciones se instalarán dos equipos cargador-rectificador cada uno con un conjunto de baterías. Cada

equipo cargador-rectificador y su batería alimentará:

• Por una parte, una barra para las protecciones: la barra A alimentará las protecciones principales de

ambos transformadores y ambas líneas, así como las bobinas de disparo de las misma y la barra B las

protecciones secundarias de ambos transformadores y ambas líneas, así como las bobinas de disparo de

las mismas;

• Por otra parte, estará conectado en paralelo a través de un diodo antirretorno (diodos desacoplados) y

un interruptor para poder desconectar cada cargador-rectificador si fuese necesario con el otro, estando

estos interruptores conmutados. La conmutación la controlará la UCP de SSAA. Se pondrá una medida

de tensión en la salida de las baterías. La corriente de carga del cargador debe poder ser limitada por

software.

En los centros de autotransformación finales e intermedios se instalarán dos equipos cargador-rectificador cada

uno con un conjunto de baterías. Cada equipo cargador-rectificador y su batería estará:

• Conectado en paralelo a través de un diodo antirretorno (diodos desacoplados) y un interruptor para

poder desconectar cada cargador-rectificador si fuese necesario con el otro, estando estos interruptores

conmutados. La conmutación la controlará la UCP de SSAA.

• Se pondrá una medida de tensión en la salida de las baterías. La corriente de carga del cargador debe

poder ser limitada por software.

• Uno de los rectificadores estará alimentado de la línea de los 230 Vca del centro de autotransformación

y el otro del anillo de energía para que en todo momento (cortes nocturnos de catenaria) haya un

rectificador alimentado y no se produzca la descarga repetitiva de las baterías todas las noches. La

conmutación anteriormente mencionada y controlada por la UCP de los servicios auxiliares se realizará

sin paso por cero y sin que se descarguen las baterías. Por tanto, se programará la UCP para que realice

la conmutación del rectificador colgado de los SSAA del centro al rectificador alimentado por el anillo

de energía cuando el nivel de tensión de la batería del primer rectificador haya bajado un % muy

pequeño (evitando así su descarga completa).

El cuadro general de corriente continua de 125 V será de tipo normalizado con dos barras independientes.


90

La relación de servicios auxiliares a 125 V c.c. de la subestación es la siguiente:

• Circuitos de cierre de interruptores

• Circuitos de disparo de protecciones

• Unidades de Control de Posición (UCPs) del Sistema de Control Distribuido

• Circuitos de protecciones

• Circuitos de control de cabinas de 55 kV y 36 kV

• Circuitos de alimentación de motores interruptores

• Circuitos de señalización en cuadro de control convencional

• Circuitos de alarma en cuadro de control convencional

• Circuitos de control en cuadros de servicios auxiliares

• Circuitos de control cuadro de distribución 220 Vca.

• Alimentación medida fiscal.

• Alimentación sistema antiincendios.

La relación de servicios auxiliares a 125 Vcc de los centros de autotransformación es la siguiente:

• Circuitos de disparo de protecciones

• Unidades de Control de Posición (UCPs) del Sistema de Control Distribuido

• Circuitos de protecciones

• Circuitos de control de cabinas de 55 kV y 36 kV

• Circuitos de alimentación de motores interruptores

• Circuitos de señalización en cuadro de control convencional

• Circuitos de alarma en cuadro de control convencional

• Circuitos de control en cuadros de servicios auxiliares

• Circuitos de control cuadro de distribución 220 Vca

8.2 Instalación de alumbrado y fuerza

El alumbrado normal del parque de cada subestación se realizará con farolas con luminarias de vapor de sodio

de alta presión de 100 W con cierre de refractor de policarbonato y equipo auxiliar incorporado y que produzcan

la mínima contaminación lumínica. Igualmente se instalarán tomas de corriente de 16, 25 y 32 A.

También se instalarán luminarias idénticas a las anteriores adosadas a los edificios técnicos en subestaciones.

Solamente para trabajos nocturnos en el parque se instalarán proyectores orientables equipados con lámparas de

vapor de sodio alta presión, montados a 2 m de altura, con una potencia de 250 W, y haz semiextensivo. Estos

proyectores estarán normalmente apagados e gualmente se instalarán tomas de corriente de 16, 25 y 32 A.


Las secciones de los cables a utilizar serán las indicadas en los planos.

Para el alumbrado de los parques de los autotransformadores, se instalarán luminarias iguales a las indicadas

para la subestación situadas en las fachadas mayores del edificio de control.

También se instalarán, para trabajos nocturnos proyectores en el parque y en los autotransformadores.

En el interior del edificio de la subestación el alumbrado se realizará con luminarias polivalentes empotradas de

3x36 W, para la sala de celdas de media y baja tensión y sala de telecomunicaciones, luminarias polivalentes

estancas para montaje superficial de 1x36 W en caseta de los transformadores de 27,5/0,230 kV, cuarto de

transformadores auxiliares y almacén. Los aseos llevarán luminarias empotradas de ojo de buey de 1x18 W.

El alumbrado del edificio de los centros de autotransformación se realizará con luminarias polivalentes

empotradas de 3x36 W para la sala de celdas de media tensión y sala de telecomunicaciones y luminarias

polivalentes de 1x36 W para el resto.

Se instalará alumbrado de emergencia en la subestación y centros de autotransformación. Serán luminarias

empotradas de 1x36 W y se instalarán en el mismo equipo que las tres luminarias de alumbrado normal. Su

encendido será automático en caso de fallo del alumbrado normal, por falta de la alimentación. Se instalarán

también tomas de corriente de 16 A y luminarias de emergencia en cada una de las puertas tanto interiores como

exteriores.

Se instalarán tomas de fuerza de 2P+T (32 A), 2P+T (25 A) y 2P+T (16 A) estancas de intemperie ancladas a

pilares próximos a los viales, de forma que cubra el parque de exterior considerando cada conjunto con un radio

de cobertura de 20 m aproximadamente.

Junto a la puerta de acceso a los edificios de control tanto de cada subestación como de los centros de

autotransformación se instalará un cuadro de baja tensión correspondiente a los circuitos de alumbrado y fuerza

de dimensiones aproximadas de 1000 x 500 x 300 mm, de chapa, con puerta con cristal, y con los equipos

eléctricos indicados en los distintos planos unifilares generales.

8.3 Climatización y ventilación

Se instalará un sistema de climatización de tipo industrial constituido por una bomba de calor con condensación

– evaporación por aire y unidades terminales interiores.

La instalación de climatización deberá asegurar las condiciones mínimas para el buen funcionamiento de los

equipos eléctricos y electrónicos instalados en el interior del edificio de la SET y permitir disponer de

condiciones de confort, temperatura, humedad relativa y velocidad del aire, en el interior de las dependencias.

Cada una de las dependencias dispondrá de un termostato de modo que se permita la regulación del

funcionamiento de la instalación de modo independiente.

La operación de los extractores vendrá regulada por medio de estos sensores con el fin de no extraer el aire del

edificio cuando la temperatura exterior sea superior a la del edificio.


92

8.4 Aire acondicionado y calefacción

Se instalarán equipos de climatización en el interior de los edificios de control de la subestación y de los centros

de autotransformación intermedios y final, que permitan unas condiciones de temperatura, humedad relativa y

velocidad del aire adecuadas para cualquier época del año.

Los equipos a instalar en cada centro irán en función de las dimensiones y del número de las salas de que dispone

cada uno de ellos, según se trate de una subestación, de un centro de autotransformación intermedio o un centro

de autotransformación final.

Al tratarse de una instalación de tipo industrial no es preceptivo la aplicación del Reglamento de Instalaciones

Térmicas en los en los Edificios (RITE), no obstante, se seguirán en todo lo posible las directrices marcadas en

dicho reglamento, considerándolo como referencia.

8.4.1 Características del sistema de climatización

El sistema de climatización elegido está constituido por equipos autónomos tipo split con función free - cooling.

Las unidades interiores serán tipo pared, dispondrán filtro y elementos de control adecuados para la función que

se pretende que desempeñen. Las unidades exteriores tendrán control de presión de condensación que garantice

el funcionamiento de la unidad en producción de frío a temperaturas de hasta 0 ºC. Las unidades interiores se

instalarán en los locales de media y baja tensión y la sala de telecomunicaciones.

En la sala de Media - Baja tensión y sala de telecomunicaciones se dispondrá de un sistema de control compuesto

por 1 sonda de temperatura exterior, sondas de temperatura interior (una por cada local) y un controlador de dos

etapas para comparación de temperatura exterior e interior. Cuando la temperatura exterior es inferior a 19 ºC se

activan los ventiladores, si la temperatura es superior a 21 ºC y en el interior de la sala se superan los 22 º C se

paran ventiladores y se ponen en funcionamiento los equipos de aire acondicionado. Para parada de equipos se

sigue el ciclo inverso.

El controlador del equipo permitirá fijar la temperatura de consigna de la sala. Se dispone también de un

termostato que permite fijar la temperatura deseada en cada local.

Para el funcionamiento en free - cooling se prevén bajo cada unidad interior una rejilla de toma de aire exterior,

combinada con rejillas superiores enfrentadas en la sala para salida por sobrepresión del aire caliente. Estas

rejillas de salida dispondrán de compuertas de sobrepresión.

En los locales en los que la temperatura límite de funcionamiento es superior (transformadores auxiliares y

transformadores del anillo de 750V) contarán únicamente con ventilación forzada para ello se instalarán los

correspondientes extractores tipo axial en la parte superior de los recintos y se disponen las rejillas de entrada en

la parte inferior de los mismos. El arranque de los extractores será ordenado por un termostato ambiente en cada

una de las salas.


8.5 Sistema de detección de incendios y extinción manual

8.5.1 Sistema de detección

La detección automática de incendios en los edificios de control se realizará mediante detectores

optoelectrónicos de humos en el ambiente y detectores termovelocimétricos de llamas y térmicos para las salas

de los transformadores.

Una vez que tiene lugar la detección de un incendio, se produce la transmisión de la alarma indicando su zona.

El sistema de detección contra incendios llevará un montaje redundante de forma que una alarma se transmita

cuando haya dos elementos activados como muestra de la veracidad del posible incendio.

La generación de una alarma en cualquiera de los detectores instalados, será transmitida a la central de seguridad,

mediante un concentrador pasará a una Red Ethernet (TCP/lP) que la enviará al Puesto Central de Vigilancia

contra incendios de ADIF.

8.5.2 Descripción de los equipos

• Central de control y señalización con terminal de mando y sistema de alimentación de emergencia.

• Detector de humos con sensor optoelectrónico.

• Detector termovelocimétrico.

• Pulsadores de alarma con protección contra interferencias electromagnéticas.

• Detector térmico de temperatura fija para montaje en extintores, con temperatura de alarma 88º C.

• Sirena exterior con alarma optico-acústica.

• Báculo para soportar el detector de llamas.

• Cuadro secundario de detección de incendios.

8.5.3 Señalización

Se colocará señalización luminiscente acorde con la norma UNE-EN 23033-1:1981, para localización de salidas

de recinto, pulsadores de alarma y campana de alarma.

8.5.4 Extinción manual

La extinción de incendios se realizará mediante la instalación de extintores de 5 y 10 kg de interior y de 25 kg

para exterior con carro soporte.


94

8.6 Sistema de seguridad y control de acceso

Se detalla a continuación las instalaciones referidas para la seguridad y control de accesos previstas en los

recintos de los diferentes centros, definiéndose los criterios adoptados para su diseño:

• Se instalará una central de acceso en cada uno de los edificios técnico de la subestación y centros de

autotransformación, con capacidad para gestionar hasta 30 teclados. Esta central dispone de una

conexión RS232, para obtención y transmisión de datos. En cada puerta interior, conectada a la central

de acceso, se instalará un teclado numérico para controlar la entrada a la sala. En las puertas de acceso

al edificio y al recinto de la SET o del centro de autotransformación se controlará tanto la entrada como

la salida.

• Todas las cerraduras de las puertas controladas por la central de acceso serán eléctricas, tipo fail-unlock

(abierto sin tensión), para permitir la apertura de la puerta en caso de alarma de incendio. En estas

puertas, además del teclado de control de acceso, se instalará un contacto magnético de tres hilos que

permitirá conocer el estado de la puerta (abierta/cerrada).

8.7 Sistema integrado de control distribuido, protecciones y enclavamientos

8.7.1 Descripción de la arquitectura de control

Tanto las subestaciones de tracción como los centros de autotransformación dispondrán de un sistema integrado

de control distribuido (SICD) en el que se integrarán los equipos de control de los diferentes sistemas eléctricos.

El S.I.C.D de las subestaciones de tracción y sus centros de autotransformación asociados tiene como objeto

permitir su funcionamiento automático, fiable y seguro, sin necesidad de personal de operación permanente.

Los elementos que forman la Red de Área de Subestación (RASE) de las subestaciones constarán de una Unidad

de Control de Subestación (UCS) ubicada en cada subestación y una Armario de Control de Centro de

Autotransformación (ACC) por cada Centro de Autotransformación, siendo capaces de gestionar la información

del anillo local de forma independientemente y conectándose entre sí a través de una red en anillo de fibra óptica

Ethernet de 1 Gbit con protocolo IEC 61850 mediante routers redundantes.

La arquitectura de control estará basada en una unidad de control de subestación (UCS), redundante en dos

armarios independientes, que gestionará el intercambio de información de los elementos propios de la

subestación de tracción y de los centros de autotransformación asociados a dicha subestación a través de un

ordenador industrial denominado Puesto de Operación Local (POL). En dicho ordenador se implementará un

sistema SCADA de control, que permitirá visualizar y actuar sobre todos los equipos telemandables.

También se contempla el control de los elementos propios de las subestaciones de tracción y de los centros de

autotransformación asociados a dicha subestación a través de un ordenador portátil que se puede conectar a la

red RASE o a la red local del centro de autotransformación en cualquiera de los routers o switches de cabecera

(de conexión al anillo local) de cada uno de los centros del área. En dicho ordenador se implementará un sistema

SCADA de control, que permitirá visualizar y actuar sobre todos los equipos telemandables de la zona

seleccionada.

El S.I.C.D tendrá una estructura jerarquizada y estará compuesto por un conjunto de autómatas programables

(con módulos de entrada/salida de señales analógicas y digitales) dedicados para cada una de las posiciones

eléctricas, denominados Unidades de Control de Posición (UCP), conectados entre sí por medio de una red de


comunicaciones local en anillo de F.O. único redundante con protocolo IEC 61850, y gobernados superiormente

desde un autómata que ejercerá de maestro de todos. Las UCP se conectarán al anillo a través de los

correspondientes switches (SW) de comunicaciones. Dichos switches serán equipos independientes de las UCP.

Todas las órdenes (a nivel local, POL o telemando) y señales de la posición serán supervisadas por la UCP.

Adicionalmente y tal y como establece la norma IEC 60850 las unidades de protección eléctricas (UPE) de cada

una de las posiciones se conectarán a la mencionada red de comunicaciones local en anillo de F.O. único

redundante con protocolo IEC 61850 y gobernados superiormente desde el mismo autómata que ejercerá de

maestro de las UCP. Cada UPE se conectarán al anillo a través de los correspondientes switches (SW) de

comunicaciones. Dichos switches serán equipos independientes de las UPE y en concreto serán los mismos a

los que se conecta la UCP de la posición.

Las actuaciones (disparos) de las UPE actuarán directamente sobre el interruptor de la posición sin paso por la

UCP. El resto de órdenes y señales generadas por las UPE de la posición serán supervisadas por la UCP.

También se contempla la comunicación de las UCP SSAA y TSA (de control de cabina de TSA y de cuadro de

SSAA) con la remota de telemando de energía que controla los seccionadores de punta de feeders y detectores

de tensión de las salidas de cada centro para recibir de ella la información necesaria. La UCP debe ser capaz de

comunicarse con la remota de telemando con protocolo IEC 60870 -5-101 perfil ADIF.

En condiciones normales las subestaciones de tracción deberán tener control sobre sus centros de

autotransformación asociados y en situaciones de explotación degradada deberán tener capacidad de mando y

control sobre su área y el área de la correspondiente subestación colaterales. Como en este caso solo hay dos

subestaciones en el tramo (Bobadilla – Algeciras); caso de fallar el POL de Cañete la Real (SET-101), debe ser

Jimena de la Frontera (SET-102) la que asuma el control de la misma y viceversa.

Adicionalmente, el POL de cada subestación tendrá capacidad de supervisión (ver); pero no de control de las

dos subestaciones colaterales.

La conexión entre la Red de Área de Subestación (RASE) de cada subestación de tracción con las redes de área

de la subestación colateral se realizará mediante cuatro (4) routers ubicados en los centros de autotransformación

finales.

Adicionalmente, a la mencionada RASE se subirá la información de los equipos de calidad de la energía a través

de sus correspondientes SW conectados a los router de la UCS. La información se pone en la red coorporativa

de ADIF desde donde será enviada a cualquier usuario final autorizado.

Tipos de enlaces físicos:

• Los enlaces de la red RASE entre los routers de los centros y la subestación se realizará con F.O.

• Los enlaces entre los SW de la UCS/ACC y los routers de la RASE se realizarán con cable de red RJ-

45 ó F.O.

• Los enlaces entre las UPE, UCP y SW de la red local se realizarán en F.O.


96

8.7.2 Niveles de control y mando

Funcionalmente, en el sistema de control y protección de cada subestación y de sus centros de

autotransformación asociados, existirán tres (3) niveles de mando:

• Local a pie de equipo. A pie de equipo existirán componentes locales de mando eléctricos o mecánicos

que permitirán la maniobra local del equipo eléctrico (seccionador, interruptor automático, etc.) siempre

y cuando los enclavamientos de seguridad de maniobra y de seguridad del personal permitirán la

ejecución de dicha maniobra localmente.

• Local centralizado. El SICD tendrá una estructura jerárquica y estará compuesto por un conjunto de

Unidades de Control de Posición (UCP) y Unidades de Protección Eléctrica (UPE) asociadas a las

diferentes posiciones eléctricas (línea, acoplamiento de barras, etc), conectados entre si por medio de

una red de comunicaciones local y que intercambian informaciones y órdenes con la Unidad de Control

de Subestación (UCS). En la sala de control de cada subestación se dispondrá de un Puesto de Operación

Local (POL) que permitirá supervisar y controlar todos los equipos telemandables de la subestación de

tracción y de los centros de autotransformación. También se contempla la existencia de un ordenador

portátil que realice la función de POL conectado a las Unidades de Control de Puesto de

Autotransformación (ACC).

• Remoto. Desde el Puesto Central de Telemando de Energía se supervisará y controlará el conjunto de

las Subestaciones y Centros de Autotransformación de la línea.

8.7.3 Funcionalidades del sistema integrado de control distribuido

Las funciones principales del Sistema Integrado de Control Distribuido son:

• Recogida de señales analógicas y digitales para control

• Recogida de la información proporcionada por los relés de protección

• Ejecución de mandos generados localmente (de forma manual o automática) o a distancia.

• Medida digital directa de los parámetros de la instalación eléctrica.

• Generación y tramitación de los parámetros de ajuste de los relés de protección.

• Realización de automatismos programables de las Unidades de Control

• Sincronización de fecha y hora por conexión al reloj externo GPS.

• Emulación de protocolos para comunicación con Centros de Telecontrol externos.

• Emisión de señales de disparo hacia la aparamenta

• Emisión de señales de información hacia la S/E de la compañía distribuidora de energía.


8.7.4 Volumen estimado de E/S

Funcionalmente, las instalaciones eléctricas se dividen en distintas posiciones, cada una de ellas dotada de una

Unidad de Control de Posición (UCP). En la siguiente tabla, se encuentra una estimación del volumen de E/S

que deberá gestionar el Sistema de Integrado de Control Distribuido y desglosadas por tipo de señales (ED

Entradas Digitales, SD Salidas Digitales y EA Entradas Analógicas). No obstante, la siguiente tabla es una

estimación y el volumen final de ED, SD y EA será el que se defina durante la ejecución de la obra y aprueben

especificamente la D.O. y la Propiedad.

Tabla 8.4- Volumen estimado de E/S de las subestaciones de tracción

Subestaciones de Tracción adosada a sub. REE (Cañete la Real (SET-101) y Jimena de la Frontera

(SET-102)

Posición Nº de

Pos.

ED por

Pos.

SD por

Pos.

EA por

Pos.

Entrada de línea AT/transformador de tracción lado AT y

lado MT

2 128 20

16

Salida a Catenaria y Feeders 55 kV 4 56 20 8

Acoplamiento y remonte de barras en 55 kV 1 56 10 8

Acometida cabinas 36 kV - Salida a transformadores de

SSAA 27,5/0,230 kV - Cuadro de SSAA

2 72 20 8

Salida a transformadores de anillo energía/cuadro anillo

energía

2 32 10 8

Tabla 8.5- Volumen estimado de E/S del centro de autotransformación final

Centro de Autotransformación Final

Posición Nº de

Pos.

ED por

Pos.

SD por

Pos.

EA por

Pos.

Autotransformador 55 kV 2 48 10 8

Salida a Catenaria y Feeder 55 kV 4 56 20 8

Acoplamiento y remonte de barras 55 kV 1 56 10 8



2 72 20 8


98

Tabla 8.6- Volumen estimado de E/S de los centros de autotransformación intermedio

Centro de Autotransformación Intermedio

Posición Nº de

Pos.

ED por

Pos.

SD por

Pos.

EA por

Pos.

Autotransformador 55 kV 1 48 10 8

Salida a Catenaria y Feeder 55 kV 2 56 20 8



1 64 20 8

Salida a transformadores de SSAA 27,5/0,230 kV -

Cuadro de SSAA

1 40 20 8

Las Unidades de Control de Posición (UCP´s):

• Realizan la función definidas en los apartados correspondientes del presente documento y estarán

dotadas de mímico para el mando de la aparamenta a nivel de posición (en las UCP´s se podrán

visualizar un mínimo de 8 aparatos de maniobra).

• Comunican por medio del protocolo IEC61850 entre ellas (tanto las del anillo local como el anillo

RASE), las UCS´s y ACC´s para poder activar funciones de señalización y control.

Las órdenes de mando que requieran un tiempo de repuesta de muy corta duración, se realizarán por medio de

la lógica interna propia de la UCP, para ello será preciso el cableado de las entradas y salidas de la UCP, las

cuales se definirán con el listado de E/S del sistema de control.

8.7.5 Descripción de los equipos de control y mando

8.7.5.1 Subestación de tracción

Cada subestación dispondrá de un SICD formado por:

1) Unidad de Control de Subestación (UCS).

2) Puesto de Operación Local (POL).

3) Unidades de Control de Posición (UCP’s).

4) Unidades de Protección Electrica (UPE´s).

5) Red de Comunicación Local.

6) Equipos del sistema de calidad de la energía.

1) Unidad de Control de Subestación (UCS)

La Unidad de Control de Subestación (UCS) estará formada dos (2) armarios redundantes, con capacidad para

recibor la y información y dar ordenes a la subestación y a los centros de autotransformación asociados a su área.


Cada uno de los dos armarios estará dotado de:

• Un SW de comunicaciones del anillo interno de la subestación (red local ethernet 100 Mbit/s IEC

61850).

• Un router de comunicaciones con la RASE (red ethernet 1 Gbit/s IEC 61850). La función del roter,

aparte de la básica de realizar la gestión de redireccionamiento de la información que a él llega, es de

filtro de la información del anillo local de la subestación que se transfiere a la RASE.

• Un gateway conversor de protocolo IEC 61850 a IEC 60870-5-104 (desde RASE a la red corporativa

ADIF).

Las funciones a desarrollar por la UCS serán:

• Recibir toda la información de las posiciones eléctricas de la subestación, tanto de control y medida,

como de protección y de equipos de calidad de la energía. En sentido contrario, la UCS enviará a las

UCP’s las ordenes de accionamiento de aparallaje y a las UPE los parámetros de ajuste de los relés de

protección.

• Recibir toda la información y controlar las instalaciones asociadas al area (centros de

autotransformación intermedios y finales) a través de la RASE.

• Distribuir tanto en sentido ascendente como descendente la información, entre las diferentes posiciones

internas de la subestación (UCP’s) y ela anillo RASE.

• Controlar la parte correspondiente de la subestación colateral, en situaciones de explotación degradada.

Actuar de concentrador de datos entre las UCP (de subestación o centro de autotransformación) y los

niveles superiores, distribuyendo la información tanto en sentido ascendente como descendente, entre

las diferentes posiciones internas de la subestación (UCP y UPE´s) y el sistema externo de control

(Puesto Central de Telemando).

Los equipos se montarán en dos armarios (redundates el uno del otro), ubicado en la sala “Oficina-

Telecomunicaciones” del edificio de cada subestación, desde el cual se conectarán mediante la red de fibra óptica

configurada en anillo a las diferentes Unidades de Control de Posiciones (UCP’s) y Unidaes de Protección

Electrica (UPE´s) de las subestaciones.

A la UCS se le conectará un reloj GPS para sincronización del reloj interno de la unidad. Desde esta unidad se

enviarán los parámetros horarios a las demás unidades de la subestación y resto de unidades del área.

La totalidad de los enclavamientos y automatismos de control a implementar en el sistema serán realizados de

mamera distribuida. Es decir, serán realizados por el conjunto de todas la UCP de los anillos locales de

subestación y centro de autotransformación de área. No sisndo necesaria la instalación de un PLC/UCP dedicado

en exclusiva ala realización de los mencionados enclavamientos y automatismos de control del área.

2) Puesto de Operación Local (POL)

El Puesto de Operación Local (POL) estará formado por un ordenador industrial con software de adquisición y

control de datos (SCADA) con capacidad para gestionar cada subestación de tracción y los centros de

autotransformación asociados (y la subestación o subestaciones colaterales en caso degradado) a través de la

RASE.


100

También existe un ordenador portátil (POL Portátil - uno por área) con capacidad para desarrollar las funciones

del POL al conectarse a cualquier router de la red RASE o switch de la red local de cualquier centro de

autotransformación del área.

Las funciones a desarrollar por el POL de la subestación (POL SE) y el POL portátil serán:

• Gestión de derecho de acceso, con claves para usuarios a distintos niveles.

• Pantalla - Diagrama eléctrico: Diagramas unifilares dinámicos de estado de los elementos de la

instalación, con las medidas correspondientes.

• Pantalla – Sinóptico de control: Diagramas dinámicos de los diferentes componentes del sistema de

control y de las redes de comunicación, con indicador de estado.

• Gestión de alarmas: Aviso por mensaje y señal acústica al recibirse un evento catalogado de alarma.

• Biblioteca de registro de eventos: Proporciona información sobre los eventos relativos a las entradas y

salidas digitales, componentes conectados a la red local del sistema y a la impresora de eventos. Los

eventos serán clasificados y catalogados en la página de eventos.

• Gráficos de tendencias: Magnitudes analógicas proporcionadas por las UPE´s o por las UCP’s,

seleccionadas por los usuarios, serán registradas y visualizadas a intervalos regulares.

• Control de los esquemas de la instalación eléctrica: el aparallaje podrá ser controlado mediante pantalla-

ratón actuando sobre los símbolos de los esquemas eléctricos.

Los equipos del POL SE se montarán en el edificio de la subestación, en un armario independiente, junto a la

UCS, desde la cual se conectará al anillo de fibra óptica a través de los routers.

Independientemente del modo degradado, el POL (SE o portátil) de la subestación n debe poder visualizar (sin

mando) el POL de las subestaciones (n-1) y (n+1). Por tanto:

• El POL de sub. Archidona debe poder visualizar el POL de la sub. Íllora y de la subestación de La Roda

de la LAV Córdoba - Málaga.

• El POL de sub. La Roda debe poder visualizar el POL de la sub. Archidona y de las otras dos aéreas

que ya visualiza (Almodóvar y Cártama) de la LAV Córdoba - Málaga. Para ello habrá que ampliar la

base de datos de sub. La Roda adecuadamente.

• El POL de sub. Íllora debe poder visualizar solamente el POL de la sub. Archidona al ser subestación

final de la línea de alta velocidad.

En el modo degradado, el POL (SE o portátil) de la subestación n debe poder visualizar y controlar la subestación

(n-1) y en algún caso particular la subestación (n+1). Por tanto:

• El POL de sub. Archidona debería poder visualizar y controlar el area de la subestación de La Roda de

la LAV Córdoba - Málaga. Pero esta capacidada se deja a decisión de la D.O y la Propiedad, pues en la

actualidad si el POL de sub. La Roda pierde el control de su área, esta se puede controlar desde POL

sub. Cártama.

• El POL de sub. Íllora debe poder visualizar y controlar el area de la sub. Archidona al ser subestación

final de la línea de alta velocidad.

• El POL de sub. Archidona debe también poder visualizar y controlar el area de la subestación de Íllora,

ya que esta es final de LAV y no existirá nunca una subestación posterio que la visualice y controle en

degradado.


El armario contendrá los siguientes equipos:

• Un Puesto Operador Local (P.O.L.)

• Una unidad central

• Un monitor color de al menos 21’’

• Un teclado

• Un ratón

• Disco duro portátil para almacenamiento de eventos

• Una impresora chorro de tinta a color para impresión de informes.

3) Unidades de control de posición (UCP’s)

En cada subestación de tracción las Unidades de Control de Posición (UCP’s) permitirán el control de una o

varias posiciones eléctricas de la subestación.

Las funciones a desarrollar por las UCP’s serán:

• Controlar todos los elementos de las posiciones asignadas.

• Recibir toda la información de las posiciones asignadas, tanto a nivel de control y medida. En sentido

contrario, las UCP’s enviarán a las posiciones asignadas las ordenes de accionamiento del aparallaje.

• Enviar a la UCS toda la información de las posiciones asignadas, tanto a nivel de control y medida. En

sentido contrario, recibir de la UCS órdenes para actuar sobre las posiciones asignadas.

• Las UCP´s de las posiciones de transformador de tracción también realizarán los automatismos de

regulación automática de tomas del correspondiente transformador de tracción.

Todas las órdenes (a nivel local, POL o telemando) y señales de la posición serán supervisadas por la UCP.

Las Unidades de Control de Posición (UCP’s) estarán ubicadas en:

• Para celdas de media tensión y pórtico de salida de catenaria y feeders: en el armario frontal de las

propias celdas.

• Para posiciones de línea de alta tensión, transformadores de tracción, cuadro de SSAA y cuadro anillo

de energía: en cuadros de control ubicados en el interior del edificio técnico o casta de transformadores

anillo.

La posición “Pórtico de Salida a Catenaria y Feeders”, se agrupa en cada una de las UCP correspondientes de

cabina de 55 kV de salida de catenaria y feeder.

Las unidades del conjunto de las posiciones de las instalaciones internas a la subestación de tracción estarán

conectadas entre si, a través de la red de fibra óptica configurada en anillo bajo protocolo IEC 61850, a la

mediante switches. Existirán dos switches de salida/entrada de información ordenes que se unen a los router del

la UCS o ACC.

Las UCP’s recibirán, a través de la red ethernet y el protocolo IEC 61850, la sincronización procedente de la

UCS. Igual sistema utilizarán las protecciones que deben todas ellas poder comunicar en IEC 61850, asegurando

la sincronización de toda la instalación.


102

Todas las órdenes (a nivel local, POL o telemando) y señales serán supervisadas por la UCP.

Como ya se ha indicado, la totalidad de los enclavamientos y automatismos de control a implementar en el

sistema serán realizados de mamera distribuida. Es decir, serán realizados por el conjunto de todas la UCP de

los anillos locales de subestación y centro de autotransformación de área. No sisndo necesaria la instalación de

un PLC/UCP dedicado en exclusiva a la realización de los mencionados enclavamientos y automatismos de

control del área.

4) Unidades de Protección Eléctrica (UPE’s)

Para cada posición eléctrica de cada subestación de tracción, se utilizarán los relés electrónicos que incorporen

las funciones de protección necesarias.

El reparto y la ubicación de los relés de protección sigue exactamente la misma filosofía que la de las UCP’s.

Las UPE´s del conjunto de las posiciones de las instalaciones internas al centro de autotransformación estarán

conectadas entre si, a través de la red de fibra óptica local configurada en anillo bajo protocolo IEC 61850

mediante switches. Desde los switches de salida de la red local se comunica con los routers de la UCS que

conforman la RASE (igual filosofía que las UCP´s).

Los relés actuarán directamente sobre el aparallaje (actuando directamente sobre los circuitos de disparo de

interruptores, ...) y transmitirán señales de urgencia (p.e. enclavamientos).

Desde el relé se pondrá transmitir a la UCS y desde ahí a la red corporativa ADIF, información como

osciloperturgrafías, registro de disparo de interruptores, …. En el sentido contrario, desde la UCS se podrá enviar

al relé las curvas de disparo de los interruptores, parámetros de ajuste, etc.

Las funciones de protección a implementar en la subestación serán como mínimo las siguientes:

• Protección de entrada de línea a 400 kV. Esta posición poseerá en el edificio de subestación de tracción

su propio armario de protección, medida, control y mando. Dentro de este armario estarán instalados

relés de protección con las funciones siguientes:

- Protección de mínima y máxima tensión (27-59).

- Protección de sobreintensidad instantánea y temporizada de fase (50-51).

- Protección de fallo de interruptor (50S-62).

- Discordancia de polos (2).

- Vigilancia circuitos de disparo (3).

• Protección de Transformador de Tracción lado alta tensión. Esta posición se ubica en el edificio de

subestación de tracción, compartiendo el armario de protección, control y mando con la posición

anterior. Dentro de este armario estarán instalados relés de protección con las siguientes funciones:

- Doble protección diferencial de transformador (87T1 y 87T2). Una de las protecciones

diferenciales irá integrada las protecciones de posición anterior.

- Protección de sobreintensidad de masa cuba (51C).

- Doble relé de enclavamiento (86).

• Protección Transformador de Tracción lado media tensión. Esta posición se ubica en el edificio de

control, compartiendo el armario de protección, medición y control con las dos posiciones anteriores.


En esta posición serán instalados relés de protección con las siguientes funciones:

- Protección de sobreintensidad instantánea y temporizada (50-51). Esta protección irá integrada

en una de las protecciones diferenciales de la anterior posición (transformador de tracción).

• Protección de Salida a Catenaria y Feeder 55 kV. En cada una de las cabinas de 55 kV de salida a

catenaria y feeder, será instalado un relé de protección con las funciones siguientes:


- Protección de distancia de impedancia (21) y reenganchador (79). La protección de distancia

es la específica para la protección de la línea aérea de contacto (L.A.C.).

• Protección de Acoplamiento de Barras de 55 kV. En esta posición será instalado un relé de protección

con las funciones siguientes:


• Protección de Seccionamiento de barras de 55 kV. En esta posición será instalado un relé de protección

con las funciones que abajo se detallan. Este relé puede ser independiente del equipo anterior

(protección de acoplamiento de barras de 55 kV) o estar ambos integrados en el mismo equipo.


• Protección de Salida Transformador anillo de energía 27,5/0,230 kV– 250 kVA.

- Sin relé de protección al proteger mediante ruptofusible.

- Termostato para la protección de temperatura. Éste dispondrá de contactos libres de potencial

para la señalización de alarma y disparo. El disparo activará la bobina de disparo de la celda.

• Protección de Salida de Transformador de SSAA 27,5 kV/0,230 kV – 250 kVA.


- Termostato para la protección de temperatura. Éste dispondrá de contactos libres de potencial

para la señalización de alarma y disparo. El disparo activará la bobina de disparo de la celda.

• Protección de cuadro servicios auxiliares de baja tensión.

- Sin relé de protección. La protección se hará a través de interruptores magneto-térmicos y

diferenciales, equipados con módulo de protección propio y con contactos auxiliares de defecto

que se conectarán a la UCP correspondiente y que señalizarán disparo que se produzca.

• Protección de cuadro anillo energía de baja tensión.


diferenciales, equipados con módulo de protección propio y con contactos auxiliares de defecto

que se conectarán a la UCP correspondiente y que señalizarán disparo que se produzca.

• Protección frente a sobreintensidades instantáneas entre barra de 55 kV y Catenaria – Feeder.

- El relé de protección de las cabinas de catenaria – feeder dispondrán de la función de

sincronismo (25) que no permitirá el cierre del interruptor de las cabinas indicadas cuando se

detecte diferencia de tensión entre barras y catenaria – feeder, evitándose en conscuencia, la

aparición de sobreintensidades instantáneas.


104

5) Red de Comunicación Local

Los autómatas constituirán una red de control distribuido con protocolo IEC-61850 en Ethernet TCP/IP,

estableciendo una configuración en anillo simple redundante de fibra óptica mediante switches industriales.

Será una red Ethernet en fibra óptica 100 Mbit/s, con topología en anillo único redundante, con conexión simple

de UCP’s y UPE’s redundante a fallos y de alta disponibilidad que garantice un tiempo máximo de

restablecimiento de las comunicaciones de 100 ms. En cualquier caso, la reconfiguración del anillo deberá

realizarse con lo establecido en la norma IEC 61850.

Cada UCP y UPE asociadas a una o varias posiciones eléctricas se conectarán de manera simple con el anillo

Ethernet en protocolo IEC 61850 mediante el switch industrial de la posición. Los switches serán independientes

de las UCP´s o UPE´s.

La comunicación entre la UCS y la RASE, se realizará directamente a través de los routers instalados en la UCS

(y que conforman la RASE - red ethernet de 1 Gbit/s), en disposición redundante. Desde el POL (en SE o portátil)

se controlará los centros de autotransformación asociados y a traves de un servidor/gateway dedicado conversor

de protocolo 61850 a IEC101 se comunicará con el puesto central de Telemando de Energía.

6) Equipos del sistema de calidad de la energía

Los equipos de este sistema se conectarán en estrella a un swicth de comunicaciones que se conectará de manera

redundante a los routers que conforman la RASE en la UCS.

Se puede acceder a la información de estos equipos de forma individualizada a través de dos router instalados

en la UCS y conectados a la red SDH de ADIF.

8.7.5.2 Centros de autotransformación

Los centros de autotransformación dispondrán de un SICD formado por:

• Armario de Control de Centro de Autotransformación (ACC)

• Unidades de Control de Posición (UCP)

• Unidades de Protección Eléctrica (UPE)

• Red de Comunicación Local

Armario de control de centro de autotransformación

La Armario de Control de Centro de Autotransformación (ACC) estará formada dos (2) armarios redundantes y

con capacidad recibir la información y controlar el centro de autotransformación en cuestión. Adicionalmente

cada uno de los armarios estará dotado de:

• Un SW tipo A de comunicaciones del anillo interno de los centros de autotransformación (red ethernet

100Mbit/s IEC 61850.

• Un router de comunicaciones con la RASE (red ethernet 1 Gbit/s IEC 61850) con funciones de Filtro

de la información del anillo local de la subestación que se transfiere a la RASE.

En el caso de centros de autotransformación finales (excepto 404.1), cada uno de los armarios de ACC estará


dotado de un router adicional para comunicaciones de la RASE del area al que corresponde el centro de

autotranformación final con la RASE de área colateral. Total, dos (2) router adicionales en los armarios de cada

centro.

Las funciones a desarrollar por la ACC serán:

• Recibir toda la información de las posiciones eléctricas del centro de autotransformación, tanto de

control y medida como de protección. En sentido contrario, la ACC enviará a las UCP’s las ordenes de

accionamiento de aparallaje y a las protecciones los parámetros de ajuste de los relés de protección.

• Distribuir tanto en sentido ascendente como descendente la información, entre las diferentes posiciones

internas del centro (UCP’s) y el anillo RASE.

Los equipos se montarán en dos armarios (uno redundante del otro), ubicado en la sala “Oficina-

Telecomunicaciones” del edificio del centro de autotransformación, desde la cual se conectarán mediante la red

de fibra óptica configurada en anillo único redundante a las diferentes UCP’s del centro.

Los centros de autotransformación no comunicarán directamente con el puesto de control de Telemando, sino

que la información pasará a través del servidor/Gateway de la UCS ubicada en la subestación.

Unidad de control de posición

Las funciones a desarrollar por las UCP’s, así como los requisitos de los equipos integrantes de cada UCP de los

centros de autotransformación son exactamente igual que los descritos en apartados anteriores para las

subestaciones.

Las relaciones, comunicaciones, el cableado de las posiciones asignadas a una UCP, etc., siguen también la

misma filosofía que la subestación de tracción.

Unidades de protección eléctrica

Para cada posición eléctrica de cada centro de autotransformación, se utilizarán los relés electrónicos que

incorporen las funciones de protección necesarias.

El reparto y la ubicación de los relés de protección sigue exactamente la misma filosofía que la de las UCP’s.

Las UPE´s del conjunto de las posiciones de las instalaciones internas al centro de autotransformación estarán

conectadas entre si, a través de la red de fibra óptica local configurada en anillo bajo protocolo IEC 61850

mediante switches. Desde los switches de salida de la red local se comunica con los routers del ACC que

conforman la RASE (igual filosofía que las UCP´s).

Los relés actuaran directamente sobre el aparallaje (disparo de interruptores actuando directamente sobre los

circuitos de disparo y transmitirán señales de urgencia (p.e. enclavamientos). Toda esta información quedara

registrada, siendo accesible desde la UCS a través del Puesto de Operación Local (POL) o a través del ordenador

portátil conectado en cualquiera de los centros de transformación del área.

Desde el relé se pondrá transmitir a la UCS, información como osciloperturgrafías, registro de disparo de

interruptores.... En el sentido contrario, desde la UCS se podrá enviar al relé las curvas de disparo de los

interruptores, parámetros de ajuste, etc.

Las funciones de protección a implementar en los centros de autotransformación serán como mínimo las

siguientes:

• Protección de Autotransformador 55 kV. En esta posición serán instalados relés protección con las

siguientes funciones:


106



- Sobreintensidad de masa cuba (51C).

- Protección diferencial de transformador (87T).

• Protección de Salida a Catenaria y Feeder 55 kV.

o En centros de autotransformación finales:


- Protección de distancia de impedancia (21) y reenganchador (79). La protección de

distancia es la específica para la protección de la línea aérea de contacto (L.A.C.).

o En centros de autotransformación intermedios:

- Sin rele de protección.

• Protección de Salida de Transformador de SSAA 27,5 kV – 100 kVA.


- Termostato para la protección de temperatura. Éste dispondrá de contactos libres de potencial para

la señalización de alarma y disparo. El disparo activará la bobina de disparo de la celda.

• Protección de Servicios Auxiliares de baja tensión.


diferenciales, equipados con contactos auxiliares de defecto que se conectarán a la UCP

correspondiente y que señalizarán disparo que se produzca.

• Protección frente a sobreintensidades instantáneas entre barra de 55 kV y Catenaria – Feeder.

- En los centros de autotransformación finales, el relé de protección de las cabinas de catenaria –

feeder dispondrán de la función de sincronismo (25) que no permitirá el cierre del interruptor de las

cabinas indicadas cuando se detecte diferencia de tensión entre barras y catenaria – feeder,

evitándose en conscuencia, la aparición de sobreintensidades instantáneas.

- En los centros de autotransformación inermedios, las cabinas de catenaria – feeder dispondrán de

un relé de tensión que no permitirá el cierre del interruptor de las cabinas indicadas cuando se

detecte diferencia de tensión entre barras y catenaria – feeder, evitándose en consecuencia, la

aparición de sobreintensidades instantáneas.

Red de comunicación local

Los autómatas constituirán una red de control distribuido con protocolo IEC-61850 en Ethernet TCP/IP,

estableciendo una configuración en anillo simple redundante de fibra óptica mediante switches industriales.

Será una red Ethernet en fibra óptica 100 Mbit/s, con topología en anillo único redundante, con conexión simple

de UCP’s y UPE’s redundante a fallos y de alta disponibilidad que garantice un tiempo máximo de

restablecimiento de las comunicaciones de 100 ms. En cualquier caso, la reconfiguración del anillo deberá

realizarse con lo establecido en la norma IEC 61850.

Cada UCP y UPE asociadas a una o varias posiciones eléctricas se conectarán de manera simple con el anillo


Ethernet en protocolo IEC 61850 mediante el switch industrial de la posición. Los switches serán independientes

de las UCP´s o UPE´s.

La comunicación entre la ACC y la RASE, se realizará directamente a través de los routers instalados en la ACC

(y que conforman la RASE - red ethernet de 1 Gbit/s), en disposición redundante. Desde el POL (en SE o portátil)

se controlará los centros de autotransformación asociados y a traves de un servidor/gateway dedicado conversor

de protocolo 61850 a IEC101 se comunicará con el puesto central de Telemando de Energía.

Equipos del sistema de calidad de la energía

No se instarán equipos de calidad de la energía en los centros de autotransformación.

8.7.6 Descripción de modos de funcionamiento

8.7.6.1 Modo de operación normal

Subestación de tracción

En modo de operación normal cada transformador de tracción alimenta su propio, medio juego de barras 55 kV

porque en modo normal los 2 interruptores automáticos 55 kV de entrada al transformador están cerrados y el

interruptor automático de acoplamiento de unión de barras de 55 kV está abierto.

En modo normal y sin fallo de ninguna de las dos subestaciones de tracción colaterales, cada transformador de

tracción, alimenta a las catenarias y feeders de los dos carriles desde la zona neutra de la subestación de tracción

a la zona neutra del puesto de autotransformación final del mismo lado.

En términos de funcionamiento las dos líneas de entrada, son independientes entre ellas (cada conjunto

seccionador-interruptor automático 400 kV, no puede alimentar más que un transformador de tracción a la vez).

En funcionamiento normal de la subestación de tracción cada salida a catenaria y feeder está normalmente

cerrada (4 salidas cerradas), con los 4 seccionadores de salida del pórtico cerrados.

Puesto de autotransformación intermedio

En modo de operación normal un único autotransformador conectado a barras. Habiendo un automatismo de

conmutación de autotransformador en caso de fallo en el autotransformador conectado.

Las dos entradas 55 kV de las dos catenarias y feeders de los 2 carriles también están cerradas.

Los 2 seccionadores de entrada de catenarias y feeder montados sobre pórticos están también cerrados. Es decir,

que en modo normal en los puestos de autotransformación intermedios, las dos catenarias y feeders están puestos

en paralelo.

Puesto de autotransformación final

La diferencia entre un puesto de autotransformación intermedio y un final es que a éste le corresponde una zona

neutra entre dos subtramos de catenarias y feeders que pertenecen a dos subestaciones de tracción colaterales.


108

Como estos puestos de autotransformación finales han sido considerados como la concentración en el mismo

lugar de 2 puestos de autotransformación “Intermedio" perteneciendo cada uno a una de las 2 subestaciones de

tracción situadas a cada lado de la zona neutra del puesto final, en funcionamiento normal operan exactamente

como 2 puestos intermedios físicamente juntos, pero eléctricamente separados, es decir, que cada medio juego

de barras 55 kV funciona con sus dos catenarias y feeders puestos en paralelo, por cada lado de la zona neutra

del puesto de autotransformación final.

Esto se explica por la obligación de separación de dos redes 55 kV no sincronizadas en operación normal, con

el interruptor automático de acoplamiento del puesto de autotransformación final normalmente abierto.

Zonas neutras

En modo de operación normal las zonas neutras no están alimentadas.

Los seccionadores de realimentación de las zonas neutras están normalmente abiertos.

8.7.6.2 Situaciones degradadas

Pérdida de la tensión 55 kV de un solo medio juego de barras de la subestación de tracción

La pérdida de tensión 55 kV de un medio juego de barras 55 kV de la subestación de tracción puede ser causada

por fallos sobre la línea 400 kV al transformador de tracción, por fallo interno del transformador de tracción, o

por disparo del interruptor automático de entrada 55 kV, debido a un cortocircuito sobre el medio juego de barras

55 kV.

Dos casos se presentan:

a) Si hay pérdida de la tensión 55 kV de un medio juego de barras, sin disparo del interruptor automático

55 kV de llegada por sobreintensidad (cortocircuito), se puede utilizar el otro transformador de tracción

de la misma subestación para alimentar a los 2 medios juegos de barras al mismo tiempo y ésto sin

peligro para este transformador.

Este modo de socorro por transferencia de la carga del primer transformador "en fallo", al segundo

estará realizado por una secuencia automática del sistema de control y mando distribuido (SCID) que

consistirá en los puntos siguientes:

1. Detección del fallo de tensión 55 kV por el relé de máxima/mínima tensión (27/59) del medio juego

de barras en fallo.

2. Apertura del interruptor automático de llegada 55 kV del medio juego de barras en fallo de tensión.

3. Cierre del interruptor automático de acoplamiento de unión de barras de la subestación de tracción

(con transferencia de la carga del medio juego de barras en fallo).

b) Si hay pérdida de la tensión 55 kV de un medio juego de barras de subestación de tracción, por razón

de cortocircuito interno, a este medio juego de barras (disparo por sobreintensidad de la llegada 55 kV

del mismo lado), el automatismo previsto en a), no debe ser operado, y debe estar bloqueado totalmente,

para evitar la propagación del mismo al otro medio juego de barras 55 kV todavía "sano", y para evitar

el fallo total de la subestación de tracción.


En este caso la única solución para realimentar las catenarias y feeders del subtramo fuera de servicio, es

realimentarlo por el transformador de tracción de la subestación de tracción colateral, como si la subestación

de tracción con fallo parcial del 55 kV hubiese estado en "fallo total" 55 kV.

Esto justifica que el puesto de autotransformación final a través del cual se va a realizar esta realimentación

de socorro, esté equipado de un acoplamiento por interruptor automático 55 kV (transferencia de carga) en

vez de seccionador.

Este socorro puede resumirse en los puntos siguientes ejecutados por el sistema de control y mando

distribuido (SCID):

1. Apertura de los 2 interruptores de salidas a catenaria y feeders de la subestación de tracción en fallo

parcial de 55 kV, para aislar el fallo interno, al medio juego de barras 55 kV.

2. Cierre en carga del interruptor automático 55 kV de acoplamiento del puesto de autotransformación

final del lado correspondiente. Como estas maniobras están ejecutadas y verificadas por el sistema

de control y mando (SCID) en modo automático, la disponibilidad de la energía de tracción está

optimizada.

3. La situación final es que el transformador de tracción colateral alimenta su propio subtramo, y el

de la subestación de tracción colateral hasta la zona neutra de esta subestación colateral en fallo

parcial de 55 kV.

Fallo total de una subestación de tracción

En este caso los 2 medios juegos de barras 55 kV están en fallo de tensión 55 kV. La situación es casi la misma

que en el apartado b), pero en este caso el sistema de control y mando se puede encargar de hacer las maniobras

automáticas siguientes:

1. Apertura simultanea de las 4 salidas 55 kV a catenarias y feeders (interruptores automáticos 55 kV) para

aislar posibles fallos del juego de barras.

2. Cierre de los dos interruptores de acoplamiento de los puestos de autotransformación finales colaterales.

3. La situación final es la siguiente:

Los dos transformadores de tracción de las 2 subestaciones colaterales alimentan cada uno su propio

subtramo, más el subtramo de la subestación de tracción en fallo total, entre la zona neutra del puesto de

autotransformación final y la zona neutra de la subestación de tracción en fallo total.

El cierre de los acoplamientos de los puestos de autotransformación finales debe hacerse únicamente si los

acoplamientos de las subestaciones de tracción colaterales a los puestos finales están abiertos, para evitar la

puesta en paralelo de 2 redes de transformadores de tracción no sincronizados.

Fallo de un autotransformador de puesto intermedio o final

En caso de fallo del autotransformador conectado a barras, se producirá el disparo del interruptor por la

protección del autotransformador.


110

Fallo o mantenimiento de un interruptor automático de salida a entrada de catenaria y feeder en cualquier subestación de tracción o puesto de autotransformación

1. En caso de disparo de un interruptor automático de salida de subestación de tracción a catenaria y

feeder, por fallo confirmado entre catenaria y tierra o entre catenaria y feeder, o feeder y tierra (detectado

normalmente por la protección de distancia (21)) actuará la función del reenganchador. En caso de

persistir la falta se debe reparar el fallo para hacer desaparecer definitivamente el mismo.

2. En caso de apertura voluntaria del interruptor de salida o de entrada (subestaciones de tracción y puestos

de autotransformación) de catenaria y feeder se pierde la configuración normal del esquema de

alimentación de las dos catenarias por un transformador de tracción, aunque no se pierde la tensión 1 x

27,5 kV sobre esta catenaria, porque está puesta en paralelo con la otra catenaria, a través de los puestos

de autotransformación. En estas circunstancias el subtramo de esta catenaria y feeder en servicio, desde

la subestación de tracción hasta el primer puesto de autotransformación, soportan su propia carga más

la correspondiente a la otra catenaria.

Situaciones especiales del modo degradado

Subestación situada al final de línea

En modo Normal, esta S/E alimenta, como cualquier otra, con sus 2 transformadores los tramos de catenarias

de un lado y otro de la S/E hasta los ATF’s colaterales.

Si falla la alimentación alta tensión de uno de los transformadores de tracción, se aplicará el funcionamiento de

“Modo Degradado 1” descrito anteriormente.

Si fallan las 2 alimentaciones alta tensión de la S/E, sería de aplicación el “Modo Degradado 2”, pero al solo

existir una S/E colateral, ésta alimentaria suplementariamente el tramo de catenarias entre el ATF y la S/E en

fallo, a través del acoplamiento del ATF. Para alimentar el tramo de catenarias situado al otro lado de la S/E en

fallo, se haría circular la corriente procedente de la S/E colateral, a través del juego de barras de 55 kV de la S/E

en fallo y desde aquí, a través del acoplamiento, se alimentaría el tramo de catenarias del otro lado de la S/E. De

este modo se emplearían las protecciones de distancia de la S/E en fallo y el ATF (entre S/E en fallo y SE

colateral) para proteger las catenarias hasta el final de la línea.

En general, los enclavamientos contemplan que un transformador no alimente más de 2 tramos de catenarias

entre zonas neutras. Por consiguiente, en este tipo de subestaciones se anulará estos enclavamientos y el sistema

de control se diseñará para permitir la alimentación asi descrita.

Caso de indisponibilidad de dos (2) subestaciones adyacentes

Sería el caso de una S/E que aún no recibe la alta tensión de REE, por estar ésta en fase de construcción, pero

que tiene en servicio la parte de M.T. alimentándose de la S/E colateral, y que fallara la alta tensión de la S/E

colateral.

En este caso sería la S/E anterior a la colateral la que alimentaría todos los tramos a través de los diferentes

acoplamientos de ATF’s y SS/EE hasta el final de los tramos sin alimentación.

Todos los casos de situaciones especiales del Modo Degradado requierán de un tratamiento particular por las

razones siguientes:

1. Los enclavamientos contemplan que un transformador no alimente más de 2 tramos de catenarias. Por otra

parte, los enclavamientos de la S/E no permiten que ésta reciba alimentación de la catenaria. Por consiguiente,

en los casos especiales se “levantarían” estos enclavamientos. El sistema de control se diseñará para permitir la

modificación inmediata de los enclavamientos.


2. Para evitar la sobrecarga excesiva de un transformador, el operador de telemando deberá cuidar de no permitir

la circulación simultánea de trenes en los tramos en cuestión por encima de lo razonable.

Fallo de un transformador SS/AA, salida 27,5 kV transformador SS/AA

Esta situación degradada consiste en el fallo de uno de los dos transformadores de servicios auxiliares de que

dispone la subestación. Ante el mismo, automáticamente, el sistema de control realizará las siguientes

actuaciones:

- Se abrirá el interruptor de acometida Transformador SS/AA al cuadro 230 V servicios auxiliares, de la

acometida en fallo.

- Se cerrará el interruptor de acometida Transformador SS/AA al cuadro 230 V servicios auxiliares, por

el lado de la otra acometida.

Fallo o corte general servicios auxiliares

Esta situación degradada consiste en el fallo simultáneo de los 2 transformadores de servicios auxiliares, o bien

la caída de tensión de alimentación a los mismos. Ante esta situación degradada, el sistema de control realizará

las siguientes actuaciones:

- Se abrirán los interruptores de cabecera del cuadro de servicios auxiliares de alimentación desde

transformadores. La barra 230 V servicios esenciales quedará alimentada a través del S.A.I.

- En los centros de autotransformación, se abrirán los interruptores del cuadro de servicios auxiliares y se

abrirá y cerrará el correspondiente interruptor para que la barra de 230 V de ventilación y climatización

quede alimentada desde el anillo de energía. Los servicios esenciales quedarán alimentados desde el

S.A.I. y los de continua a través del segundo rectificador.

Fallo de un transformador del anillo de energía, salida 27,5 kV transformador anillo de energía

Esta situación degradada consiste en el fallo de uno de los dos transformadores del anillo de energía de los que

dispone la subestación. Ante el mismo, automáticamente, el sistema de control realizará las siguientes

actuaciones:

- Se abrirá el interruptor de acometida Transformador Anillo de Energía a anillo de energía, de la

acometida en fallo.

- Se cerrará el interruptor de acometida Transformador Anillo de Energía a anillo de energía, por el lado

de la otra acometida.

-

Fallo general anillo de energía

Esta situación degradada consiste en el fallo simultáneo de los 2 transformadores de alimentación al anillo de

energía, o bien la caída de tensión de alimentación a los mismos. Ante esta situación degradada, el sistema de

control realizará las siguientes actuaciones:

- Se abrirán los interruptores de cabecera de alimentación al anillo de energía desde transformadores.


112

Fallo de la U.C.S.

En el supuesto de fallo de las dos U.C.S, todas las maniobras anteriormente descritas tendrán que realizarse

manualmente a pie de equipo, excepto para el caso de la UCP de portico que tienen cableada la apertura del

seccionador desde la posición de salida catenaria/feeder correspondiente.

Fallo del pol de una de las áreas

En este supuesto:

- Si fallase el POL de sub Archidona será el POL de Íllora (control y mando) el que se haga cargo de

ambas subestaciones.

- Si fallase el POL de sub Íllora será el POL de Archidona (control y mando) el que se haga cargo de

ambas subestaciones.

- Si fallase el POL de sub La Roda será el POL de Archidona (control y mando) el que se haga cargo de

ambas subestaciones. Esta última capacidad del sistema se someterá a la decisión de la D.O y la

Propiedad.

8.8 Equipos de medida

En cada subestación de tracción se instalará una caseta en el perímetro del vallado exterior en cuyo interior irán

instalados dos armarios (uno para cada calle) equipados cada uno de ellos con dos equipos contador/registrador

para medida principal y redudante y tres modems para ambas calles.

El equipo de Medida Fiscal y registro es del tipo 1 (consumo superior a 5 GWh por año o cuya potencia

contratada sea igual o superior a 10 MW), en versión para dos líneas de acometida, de acuerdo al artículo 6 del

R.D 385/2002 de 26 de abril por el que se aprueba el reglamento de Puntos de Medida de los consumos y

Tránsitos de Energía Eléctrica, compuesto cada uno de ellos por los siguientes elementos.

8.8.1 Equipos de medida principal

Cada equipo constará de una envolvente metálica y un contador combinado que incluye el contador, el

registrador y el tarificador.

El contador combinado tendrá las siguientes características:

• Clase de precisión energía activa 02S.

• Clase de precisión energía reactiva 0,5.

• Sistema trifásico.

• Número de hilos 4.

• Frecuencia nominal 50 Hz.

• Temperatura de funcionamiento: -20º C a + 60º C.

• Multirrango en tensión: 3x57,7/100 y 3x240/415 V


El registrador incluido en el contador estará conectado a este mediante una vía de comunicación interna. Su

misión será adquirir las magnitudes medidas por el contador y almacenarlas en uno o mas perfiles de carga

integrándolas en periodos de duración prefijada e independientes para cada perfil. Dará apoyo a la preparación

y teletransmisión de los datos acumulados.

El tarificador incluido en el contador realizará la distribución de la energía medida en distintos periodos horarios,

ejecutando los cálculos contractuales definidos y los resúmenes diarios en valor absoluto e incremental.

8.8.2 Equipos de medida redundante

Cada equipo constará de una envolvente metálica y un contador combinado que incluye el contador, el

registrador y el tarificador de las mismas características que el equipo de medida principal.

8.8.3 Equipos comunes a la medida principal y comprobante

Un módem externo, con comunicación GSM, homologado por ADIF para conexión a centros concentradores.

El módem se situará en el interior de uno de los armarios de contadores de medida fiscal principal.

Los dos armarios que contienen los contadores combinados se ubicarán en una caseta prefabricada situada en el

parque de alta tensión y con acceso desde el exterior de la subestación. La caseta será accesible tanto para el

personal de la compañía distribuidora como para el personal de ADIF por lo que la cerradura deberá poderse

maniobrar con distintas llaves.

8.9 Sistema de calidad de la energía

Con el propósito de disponer de información de los parámetros eléctricos de consumo se instalarán en las

subestaciones equipos de medida de calidad de energía.

El sistema deberá ofrecer información suficiente de modo que pueda determinarse la eficiencia energética de la

subestacion, los perfiles de carga y la caracterización energética de la explotación ferroviaria, el grado de

contaminación de las líneas de catenaria y feeder, la calidad de suministro eléctrico de las dos acometidas de

cada subestación, el análisis armónico del sistema, la interrelación y el grado de responsabilidad e influencia

entre las incidencias de calidad de compañía y de catenaria, la investigación, evaluación y registro de los

elementos de protección y control eléctrico, y, por extensión, todas las informaciones relevantes del sistema

eléctrico de la subestación.

El tratamiento estadístico de la Calidad de Red en las subestaciones tracción debe dividirse en:

• Calidad de Energía Percibida.

Recoge los eventos de calidad de la red eléctrica de 400 kV o 220 kV de la que se alimentan las subestaciones

de tracción. El punto de medida debe situarse lo más próximo posible al punto frontera (ó del punto de

agregación), por lo cual deben conectarse los analizadores de calidad en los transformadores de entrada de línea

de Alta Tensión, a ser posible, antes de los interruptores de entrada.


114

Tal como establece el RD 1955/2000 (art. 99), se analizan dos aspectos de la calidad:

- Continuidad del suministro, relativa al número y duración de las interrupciones del suministro. Su

procedimiento de medida se determina en la Orden ECO/797/2000.

- Calidad del producto, relativa a las características de la onda de tensión. Aunque la norma EN-50160

solo es aplicable para tensiones igual a 36 kV, se utiliza como referencia para la medida de la calidad

de onda de tensión.

• Calidad de Energía Suministrada.

Recoge los eventos de calidad de la red eléctrica de tracción a 27,5 kV. Esta sujeta a la normativa general

aplicable y a las normas especificas para sistemas ferroviarios. En este caso, el ADIF actúa como distribuidor

de energía.

Se debe analizar la calidad de la energía que suministrada a la L.A.C. y a los consumidores distribuidos a lo

largo de la plataforma de vías, es decir la calidad de las tensiones de catenaria (para tracción) y de ‘Feeder’

negativo (para tracción y para operadoras comerciales de telefonía).

El punto de medida debería situarse lo más próximo posible al punto frontera (ó del punto de agregación), pero

dada su imposibilidad por la naturaleza móvil de los principales consumidores, se deben situar los analizadores

de calidad en los puntos que nos permitan evaluar la calidad de suministro en toda la Línea. Por ello, deben

situarse analizadores de calidad en la subestación y conectarse a sus respectivos embarrados de 55KV/27,5KV.

Al igual que en el apartado anterior se evalúan dos aspectos de la calidad:

- Continuidad del suministro. Su procedimiento de medida se determina en la Orden ECO/797/2000,

realizándose todas las tareas correspondientes a la empresa suministradora.

- Calidad del producto. Se analiza en función de la norma EN-50163, la cual establece las características.

La aplicación ha de hacer un tratamiento diferenciado en función de si se analiza la calidad percibida o calidad

suministrada.

115

9 CÁLCULOS ELÉCTRICOS

9.1 Subestación de tracción de 400 kV

9.1.1 Datos básicos diseño del parque de 400 kV

Para el diseño del parque de alta tensión de la subestación de Cañete la Real (SET.101), se ha considerado lo

establecido en las normas:

• Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales, Subestaciones y Centros

de Transformación e Instrucciones Técnicas Complementarias (Orden de 6 de julio de 1984. B.O.E. 1/8

de 1984).

• Resolución de 30 de junio de 1998, de la Secretaría de Estado de Energía y Recursos Minerales por la

que se aprueba un conjunto de Procedimientos de Carácter Técnico e Instrumental necesarios para

realizar la adecuada gestión técnica del sistema eléctrico, designada comúnmente como

“Procedimientos de operación de REE”.

Por aplicación de estas normas se han considerado como datos de diseño las siguientes magnitudes eléctricas:

Tabla 9.1- Datos básicos de diseño de parque de 400 kV

Características de la red


Tensión más elevada para el material 420 kV

Corriente térmica de cortocircuito ≥50 kA


Conexión del neutro rígido a tierra (REE)

Tensión máxima fase – tierra (cresta) 340 kV

Condiciones de servicio de la instalación

Tipo de instalación exterior

Temperatura ambiente máxima +40ºC

Temperatura ambiente mínima -25ºC

Temperatura ambiente media máxima (24 h) +35ºC

Cálculos Eléctricos

116

Humedad relativa media máxima (24 h) +95 %

Humedad relativa media máxima (1 mes) +90 %

Altitud máxima sobre el nivel del mar 1000 m

Velocidad máxima del viento 120 km/h

Condiciones generales de la instalación

Tensión nominal 400 kV


Tensión nominal a frecuencia industrial (1 min.):


• A través de la distancia de aislamiento

520 kV

610 kV

Tensión nominal a impulso tipo rayo (1,2/50 µs):



1425 kV

1425+240 kV

Tensión nominal a impulso maniobra (250/2500 µs):



1050 kV

900+345 kV

Intensidad nominal de corta duración ≥50 kA

Intensidad dinámica 125 kA

Duración del cortocircuito 1 s

Tensiones nominales alimentaciones a los circuitos auxiliares y de mando (c.d.)

Motores de los accionamientos:

• De los interruptores

• Del sistema de seccionamiento y p.a.t.

125 V c.c. (+10%-20%)

125 V c.c. (+10%-20%)

Sistema de control local 125 V c.c. (+10%-20%)

Niveles de aislamiento


Tensión soportada a impulso de tipo maniobra 250/2500 µs:

• fase tierra

• fase –fase

1050 kV

1550 kV

Tensión soportada a impulso tipo rayo 1425 kV

Línea de fuga específica 31 mm/kV, muy alta.

Distancias para el diseño del parque de 400 kV (considerando las magnitudes anteriores, y de acuerdo

con la MIE RAT-12, sobre niveles de aislamiento y distancias, se han establecido las siguientes

distancias para el diseño del parque de 400 kV)

Entre ejes de aparellaje (valor medio) 6 m

Anchura de calle 22 m

Altura de embarrados bajos 7,5 m

Altura de los cables de tierra altos 20 m

Anchura de vial perimetral 3,3 m

Altura mínima de partes en tensión 7,5 m

9.1.2 Embarrado general parque de 400 kV

Dimensionamos este cable para la corta zona trifásica (acometida al seccionador tripolar) pues es la más

desfavorable desde el punto de vista de intensidades máximas de cortocircuito. Téngase en cuenta que nunca

puede existir el mismo valor máximo de cortocircuito antes y después del seccionador tripolar pues

sencillamente aguas abajo del seccionador es una instalación bifásica. En consecuencia, los 50 kA máximos

impuestos por Compañía corresponden forzosamente a un corto trifásico pues es el corto bifásico es siempre

inferior al trifásico. De aquí se deduce que la instalación de ADIF aguas abajo del seccionador tripolar podría

dimensionarse para un valor máximo de corto de 43,3 kA sin contradecir la normativa de REE. No obstante, por

homogeneidad con la instalación contigua de REE dimensionaremos toda la equipación eléctrica de 400 kV para

50 kA de corto durante 0,5 s.

9.1.2.1 Características de los conductores

En el caso de los embarrados tensados se utilizará conductores de aluminio-acero que presentan como ventajas

el menor peso del Al, mayor resistencia a la corrosión y menor coste. Además, el alma formada por hilos de

acero que incluye le confieren una capacidad de carga de rotura adecuada para las necesidades de sobrecargas

por viento, hielo y cortocircuito.


118

Adoptamos por tanto el cable tipo RAIL de aluminio-acero de las siguientes características:

Tabla 9.2- Características del cable tipo RAIL

Sección de aluminio 483,8 mm2

Sección de acero 33,54 mm2

Sección total 517,30 mm2

Diámetro exterior 29,61 mm

Alambres de aluminio:

• Número

Diámetro

45 ud

3,70 mm

Alambres de acero:

• Número

Diámetro

7 ud

2,47 mm

Masa de aluminio 1342 kg/km

Masa de acero 262 kg/km

Masa total 1604 kg/km

Carga de rotura 116,10 kN

Resistencia óhmica a 20°C 0,0597 Ω/km

Módulo de elasticidad 6,573 × 1010𝑁/𝑚2

Aislamiento Desnudo

Instalación Aérea

Número de conductores por fase 2

9.1.2.2 Densidad de corriente admisible

La máxima densidad de corriente en los conductores no puede sobrepasar los valores de la tabla 11 de la

instrucción ITC-LAT-07 que figura en el actual Reglamento de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión

(RLAAT).


Para cables de aluminio-acero se tomará en la tabla el valor de la densidad de corriente correspondiente a su

sección total como si fuera de aluminio y su valor se multiplicará por un coeficiente de reducción según la

composición.

𝛿max _𝑎𝑑𝑚 = 𝛿𝑠𝑒𝑐𝑐_𝑎𝑙 ∙ 𝑘 = 1,774 ∙ 0,97 = 1,721 𝐴/𝑚𝑚2

Siendo,

𝛿max _𝑎𝑑𝑚: densidad de corriente máxima admisible para cables de aluminio-acero con una

sección total de 517.30 mm2 (A/mm2).

𝛿𝑠𝑒𝑐𝑐_𝑎𝑙: densidad de corriente máxima admisible para cables de aluminio con una sección total

de 517.30 mm2 (A/mm2).

𝑘: coeficiente de reducción para cables de composición 45+7.

La máxima intensidad bifásica que circulará por el conductor corresponde a una sobrecarga del 193,7%, dado

que la clase de servicio del transformador corresponderá con la clase normalizada IXB, tal como se define en el

anexo A de la norma UNE-EN 50329.

𝐼max _2𝐹 = 𝐼𝑛_2𝐹 ∙ 1,937 = 𝑆𝑛𝑈𝑛 ∙ 1,937 =

30 𝑀𝑉𝐴

400 𝑘𝑉 ∙ 1,937 = 145,275 𝐴

La densidad de corriente máxima que circulará por el conductor será:

𝛿max _400𝑘𝑉 =𝐼max _2𝐹𝑠 × 𝑛

=145,275

517,3 × 2= 0,140 𝐴/𝑚𝑚2

Siendo,

𝐼max _2𝐹: máxima intensidad bifásica que circulará por el conductor, correspondiente a una

sobrecarga del 193,7% (A).

𝑠: sección del conductor (mm2).

𝑛: número de conductores por fase.

Por tanto, es admisible.

9.1.2.3 Efecto corona

Según el apartado 4.3 de la instrucción ITC-LAT-07, se debe comprobar que no se produce efecto corona en los

conductores de las líneas de tensión nominal superior a 66 kV, puesto que este efecto tiene consecuencias

importantes como pérdidas de potencia, radio interferencias, deterioro del material y producción de compuestos

contaminantes.

• Valores máximos exigidos

Para comprobar si se produce o no el efecto corona hay que estudiar el valor del campo en la superficie de los

conductores y compararla con el valor obtenido por la fórmula de Peek, que da el valor del campo crítico, es

decir el valor a partir del cual se produce la descarga. Si con la configuración elegida el campo en la superficie

del conductor es superior al crítico definido por la fórmula de Peek, existe efecto corona. Si, al contrario, el valor

del campo es inferior al campo crítico, no existirá efecto corona.


120

El valor del campo crítico se puede calcular a partir de la ecuación:

𝐸𝑐 = 𝛿 ∙ 𝐸𝑝 ∙ 𝑚 ∙

(

1 +0,308

√𝛿 ∙ 𝑑 2⁄ )

𝐸𝑐 = 0,853 ∙ 31 ∙ 0,68 ∙ (1 +0,308

√0,853 ∙ 1,481) = 22,918 𝑘𝑉/𝑐𝑚

Siendo,

𝐸𝑐: valor del campo crítico (kV/cm).

𝛿: densidad relativa del aire.

𝛿 = 3,921 ∙ ℎ

273 + 𝜃= 3,921 ∙ 67,031

273 + 35= 0,853

donde,

𝜃: temperatura media (°C).

ℎ: presión barométrica en cm de columna de mercurio, cuyo valor se determina con la siguiente

relación:

ℎ = 76

10𝑦

18336

= 76

10100018336

= 67,031

siendo,

𝑦: altitud sobre el nivel del mar (m).

𝐸𝑝: constante de valor 31 kV/cm.

𝑚: coeficiente que tiene en cuenta las condiciones superficiales del conductor y las condiciones ambientales

𝑚 = 𝑚𝑐 ∙ 𝑚𝑡 = 0,85 ∙ 0,8 = 0,68

tomando,

𝑚𝑐: el valor 1 para conductores lisos y entre 0,83 y 0,87 para conductores cableados.

𝑚𝑡: toma el valor 1 para tiempo seco y 0,8 para tiempo lluvioso.

𝑑: diámetro del conductor (cm).


• Campo eléctrico resultante sobre conductor

Para calcular el campo eléctrico en la superficie de los conductores partimos en un principio de una geometría

de conductor RAIL simple en parque intemperie 400 kV según se muestra en figura adjunta:

Figura 9.1- Configuración simple del conductor RAIL en el parque de 400 kV

Se toman los valores s=6m, h=8,5m y D= 28 m, y aplicando el método de las imágenes se calculará el valor del

campo máximo en la superficie de los conductores.

Se obtiene el valor del efecto corona a partir del valor de la carga eléctrica del conductor, con la que se obtendrá

el valor del campo en la superficie.

El valor de la carga se obtiene con la expresión:

𝑄 = (𝑃)−1 ∙ 𝑈

Siendo,

𝑄: carga eléctrica del conductor (kV).

𝑃: matriz de coeficientes de potencial, para determinar el valor de los coeficientes de potencial se

utilizan las expresiones:

𝑝𝑖𝑖 = 1

2 ∙ 𝜋 ∙ 휀ln (

2 ∙ ℎ

𝑟)

𝑝𝑖𝑗 = 1

2 ∙ 𝜋. 휀ln (

𝑑′𝑖𝑗

𝑑𝑖𝑗)


122

Donde,

휀: permitividad o constante dieléctrica.

휀 = 휀𝑟 ∙ 휀0

𝑑′𝑖𝑗: distancia entre el conductor i y el conductor imagen del j.

𝑑𝑖𝑗: distancia desde el conductor i al j.

𝑈: valor de la tensión de la línea.

El campo calculado en la superficie de los cuatro conductores tiene los valores siguientes:

𝐸1 = 24,957 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸2 = 24,266 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸3 = 24,287 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸4 = 25,053 𝑘𝑉/𝑐𝑚

De donde se comprueba que no cumple las condiciones del efecto corona, pues el valor del campo en la

superficie del conductor, para cada uno de los conductores, es superior al valor crítico (22,918 𝑘𝑉/𝑐𝑚). Por

tanto, se concluye que el conductor RAIL simple no es válido para esta instalación.

Una posible solución es utilizar un conductor con configuración dúplex RAIL El embarrado del parque

dispondría ahora de la siguiente geometría:

Figura 9.2- Configuración dúplex del conductor RAIL en el parque de 400 kV

Se toman los valores s=6m, h=8,5m y D= 28 m y d=0,4 m, aplicando el método de las imágenes se calcula el

valor del campo máximo en la superficie de los conductores.


Los resultados del cálculo son los siguientes:

𝐸1 = 19,297 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸2 = 19,803 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸3 = 19,154 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸4 = 18,607 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸5 = 18,626 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸6 = 19,178 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸7 = 19,880 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸8 = 19,372 𝑘𝑉/𝑐𝑚

De donde se comprueba que se cumplen las condiciones del efecto corona, pues el valor del campo en la

superficie del conductor, para cada uno de los conductores, es inferior al valor crítico (22,918 𝑘𝑉/𝑐𝑚). Por

tanto, se concluye que el conductor RAIL dúplex es válido para esta instalación.

9.1.2.4 Resistencia mecánica al cortocircuito

Se calculan los esfuerzos electrodinámicos a los que van a ser sometidos los cables aéreos de AT ante un

cortocircuito. Para ello se considera el caso más desfavorable de intensidad de cortocircuito que se puede

presentar, que en este caso corresponde al valor cresta de la primera onda de intensidad en un cortocircuito

bifásico justo en el momento en el que el valor de la tensión pasa por un 0 (provocando una componente continua

de intensidad de corto en el periodo subtransitorio).

𝐼𝑐𝑟𝑒𝑠 = 1,8 ∙ √2 ∙ 𝐼𝐶𝐶2𝐹 = 1,8 ∙ √2 ∙ 43,301 = 110,227 𝑘𝐴

Siendo,

𝐼𝐶𝐶_2𝐹: intensidad de cortocircuito bifásico.

𝐼𝐶𝐶_2𝐹 = √3

2∙ 𝐼𝐶𝐶_3𝐹 =

√3

2∙ 50 = 43,301 𝑘𝐴

Para realizar los cálculos mecánicos de los conductores se realiza el mismo cálculo establecido para el embarrado

flexible de la norma UNE-EN 60865-1.


124

Dimensiones y parámetros característicos

La carga o fuerza electromagnética característica por unidad de longitud sobre los conductores principales

flexibles en las redes bifásicas está dada por:

𝐹′ =µ02𝜋

∙(𝐼𝑐𝑟𝑒𝑠𝑛 )

2

𝑎∙𝑙𝑐𝑙=4𝜋 × 10−7

2𝜋∙(110.227 × 103

2)2

6∙ 1 = 101,25 𝑁/𝑚 = 10,125 𝑘𝑔/𝑚

Siendo,

µ0: permeabilidad del vacío (4𝜋 × 10−7 𝑁/𝐴2).

𝐼𝑐𝑟𝑒𝑠: valor de intensidad cresta en las condiciones más desfavorables (A).

𝑎: distancia entre conductores de fase (m).

𝑙𝑐: longitud del vano (cm).

𝑙: distancia entre ejes de soportes (cm).


Se aproximará 𝑙𝑐 = 𝑙, omitiendo la longitud de la cadena de aisladores del pórtico de entrada.

La relación entre la fuerza electromagnética bajo condiciones de cortocircuito y la fuerza de gravedad sobre un

conductor, es un parámetro importante dado por:

𝑟 = 𝐹′

𝑛 ∙ 𝑚′𝑠 ∙ 𝑔=

101.24

2 ∙ 1,604 ∙ 9,81= 3,217

Siendo,


𝑚′𝑠: masa por unidad de longitud de cada conductor (kg/m).

𝑔: aceleración de la gravedad (m/s2).

La dirección de la fuerza resultante ejercida sobre el conductor:

𝛿1 = tan−1 𝑟 = tan−1 3,217 = 72,734 °

La flecha estática equivalente del conductor en el medio del vano viene dada por:

𝑓𝑒𝑠 =𝑛∙𝑚′𝑠∙𝑔∙𝑙

2

8∙𝐹𝑠𝑡=

2∙1,604∙9,81∙9,922

8∙157,352= 2,4602 𝑚

Donde,

𝐹𝑠𝑡: fuerza de tracción estática en un conductor principal flexible.

Asumiendo que 𝐹𝑠𝑡 es la fuerza de tense, ésta será de valor:

𝐹𝑠𝑡 = 𝑚′𝑠 ∙ 𝑎 = 1,604 ∙ 10 = 16,04 𝑘𝑔 = 157,352 𝑁


El período T de las oscilaciones del conductor se define por:

𝑇 = 2𝜋√0,8 ∙𝑓𝑒𝑠𝑔= 2𝜋√0,8 ∙

2,01

9,81= 2,814 𝑠

y se aplica en el caso de pequeños ángulos de oscilación sin paso de corriente por el conductor.

El periodo resultante 𝑇𝑟𝑒𝑠 de la oscilación del conductor durante el paso de la corriente de cortocircuito se obtiene

a partir de:

𝑇𝑟𝑒𝑠 =𝑇

√1 + 𝑟24

∙ [1 −𝜋2

64(𝛿190°

)2

]

= 1,705 𝑠

La norma de rigidez viene dada por:

𝑁 =1

𝑆 ∙ 𝑙+

1

𝑛 ∙ 𝐸𝑒𝑓𝑓 ∙ 𝐴𝑠= 1,054 × 10−6 𝑁−1

Siendo,

𝑆: constante de elasticidad resultante de los dos puntos de fijación (100 × 103 𝑁/𝑚).

𝐴𝑠: sección transversal del conductor (m2).

𝐸𝑒𝑓𝑓: módulo de Young real

𝐸𝑒𝑓𝑓 =

𝐸 [0,3 + 0,7 sin (

𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠 ∙ 𝜎𝑓𝑖𝑛

∙ 90°)] 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠

≤ 𝜎𝑓𝑖𝑛

𝐸 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠

> 𝜎𝑓𝑖𝑛

Donde,

𝜎𝑓𝑖𝑛: menor valor de σ cuando el módulo de Young llega a ser constante.

𝜎𝑓𝑖𝑛 = 50 ∙ 106 𝑁/𝑚2

𝐸: módulo de Young (𝑁/𝑚2).

Como,

𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠

=157,352 𝑁

2 ∙ 5,173 ∙ 10−4𝑚2= 1,521 ∙ 105𝑁/𝑚2 ≤ 50 ∙ 106 𝑁/𝑚2

El módulo de Young real se calcula con:

𝐸𝑒𝑓𝑓 = 𝐸 [0,3 + 0,7 sin (𝐹𝑠𝑡

𝑛 ∙ 𝐴𝑠 ∙ 𝜎𝑓𝑖𝑛∙ 90°)] = 3,2158 ∙ 1010 𝑁/𝑚2


126

El factor de tensión mecánica ζ del conductor principal se obtiene a partir de:

휁 =(𝑛 ∙ 𝑔 ∙ 𝑚′𝑠 ∙ 𝑙)

2

24 ∙ 𝐹𝑠𝑡3 ∙ 𝑁

= 1,004 ∙ 103

Durante el paso de la corriente de cortocircuito o al final de él, el vano habrá oscilado un ángulo en relación su

posición en régimen permanente, que se define a partir de:

𝛿𝑒𝑛𝑑 =

𝛿1 [1 − cos (360°𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

)] 𝑝𝑎𝑟𝑎 0 ≤𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

≤ 0,5

2 ∙ 𝛿1 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

> 0,5

El valor de 𝑇𝑘1 se puede aproximar a 0,4T.

Al ser,

𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

= 0,6603 > 0.5

El ángulo de oscilación al final del paso de la corriente de cortocircuito, 𝛿𝑒𝑛𝑑, se calcula como:

𝛿𝑒𝑛𝑑 = 2 ∙ 𝛿1 = 145,468°

Fuerza de tracción 𝑭𝒕,𝒅 provocada por una oscilación durante un cortocircuito en la mitad del vano

El parámetro de carga ϕ se obtiene como sigue:

φ = 3 ∙ (√1 + 𝑟2 − 1) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑇𝑘1 ≥ 𝑇𝑟𝑒𝑠/4

3 ∙ (𝑟 sin(𝛿𝑒𝑛𝑑) + cos(𝛿𝑒𝑛𝑑) − 1) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑇𝑘1 < 𝑇𝑟𝑒𝑠/4

Por tanto,

φ = 7,107

El factor ψ es función de 휁 y φ y se determina en la figura 7 de la norma UNE-EN 60865-1.

Figura 9.3- Figura 7 de la norma UNE-EN 60865-1 para la determinación del factor ψ


El factor ψ relativo a la fuerza de tracción en conductores flexibles tomará un valor aproximado de 1.

La fuerza de tracción 𝐹𝑡,𝑑viene dada por:

𝐹𝑡,𝑑 = 𝐹𝑠𝑡(1 + φ ∙ ψ) = 1275,7 𝑁

La fuerza producida por un defecto sobre el conductor debe ser inferior a la carga de rotura del cable

considerando un margen de seguridad de 1.5. Por tanto:

𝐹𝑡,𝑑 = 1275,7 𝑁 ≤116100

1,5= 77400 𝑁

En consecuencia, los conductores adoptados podrán soportar los esfuerzos electrodinámicos aplicados.

9.1.2.5 Resistencia térmica al cortocirtuito

Según lo especificado en la norma UNE-EN 60865-1, el calentamiento de un conductor debido a un cortocircuito

es función de la duración de la corriente de cortocircuito, de la corriente térmica equivalente de corta duración

y del material constitutivo del conductor.

Las temperaturas más elevadas, recomendadas durante un cortocircuito para diferentes conductores se indican

en la tabla 6 de la citada norma.

Tabla 9.3- Temperaturas máximas recomendadas, para un conductor durante un cortocircuito

Tipo de conductor Temperatura máxima recomendada de un

conductor durante un cortocircuito (°C)

Conductor desnudo, macizo o trenzado:

Cobre, aluminio o aleación de aluminio

200


Acero

300

Para el cálculo de la densidad de corriente por efecto de un cortocircuito no se tendrá en cuenta la sección del

alma de acero de los conductores de aluminio reforzado con acero (ACSR). Como intensidad de cortocircuito

se considerará la intensidad de cortocircuito trifásica.

𝛿𝑐𝑐 =𝐼𝑐𝑐_3𝐹𝑆𝐴𝑙

=

50 ∙ 103

2483,8

= 51,674 𝐴/𝑚𝑚2

Según la norma, la máxima densidad de corriente admisible de un conductor para una temperatura inicial de

80ºC y una temperatura final tras el cortocircuito de 200ºC es de aproximadamente 80 A/mm2, superior a las

densidades de corriente calculadas anteriormente.

El tiempo que tardará en actuar la protección térmica se calcula mediante:

𝑡 = (𝛿𝑎𝑑𝛿𝑐𝑐

)2

= 2,397 𝑠 > 1 𝑠


128

Siendo,

𝛿𝑎𝑑: densidad de corriente admisible a la temperatura máxima (𝐴/𝑚𝑚2).

𝛿𝑐𝑐: densidad de corriente de cortocircuito (𝐴/𝑚𝑚2).

La protección actuará en un tiempo inferior al tiempo necesario para que el conductor alcance la temperatura

máxima del material.

9.1.3 Autoválvulas 400 kV

Las autoválvulas no deben quedar cebadas ante sobretensiones de 50 Hz.

El criterio básico de elección de una autoválvula es el de buscar la menor tensión nominal posible con garantía

de protección eficaz de forma que no opere ante sobretensiones temporales de frecuencia industrial.

El procedimiento de cálculo que se seguirá estará de acuerdo con la norma UNE-EN 60099 y se basará en esta

norma para determinar las sobretensiones temporales de la red a 50 Hz, la tensión de servicio continuo de la

autoválvula y los márgenes de protección de ésta.

Elegiremos para el parque de 400 kV autoválvulas de óxido de zinc con envolvente exterior de porcelana y su

misión fundamental será la protección, contra sobretensiones atmosféricas y de maniobra, del transformador de

potencia por ser el equipo más caro.

9.1.3.1 Sobretensión en condiciones normales

Se parte de la tensión máxima entre fase y tierra en condiciones ideales de explotación de onda senoidal perfecta

(margen de variación de la tensión al nivel de 400 kV de 390 – 420 kV, según el P.O. 1.4).

𝑈𝑚 =420

√3= 242,487 𝑘𝑉

Sin embargo, el valor de cresta de esta tensión puede experimentar incrementos debido a los armónicos

existentes en la red. Se considera este incremento de un 5% (según la norma EN 60099-5). Por lo tanto:

𝑈𝑚 =420

√3∙ 1,05 = 254,611 𝑘𝑉

Esta es la tensión eficaz máxima que puede existir en la SET.1 en condiciones normales de explotación. Este

valor será por tanto la tensión de servicio continuo de nuestra autoválvula de 400 kV.

Sin embargo, pueden existir fenómenos fortuitos que provoquen sobretensiones temporales de frecuencia

industrial en la red como por ejemplo defectos a tierra y pérdidas repentinas de carga. La cuantía de estas

sobretensiones a 50 Hz son las que determinan el coste económico de una autoválvula de forma que

sobretensiones altas provocan autoválvulas más caras. Por consiguiente, es importante determinar con exactitud

estas sobretensiones.

9.1.3.2 Sobretensión temporal por defecto a tierra

Un defecto a tierra provoca sobretensiones de las fases sanas respecto a tierra debido al desplazamiento del

neutro en la estrella de tensiones. Estas sobretensiones son función del régimen del neutro.

La subestación de Cañete la Real (SET.101) estará alimentada desde 2 líneas de 400 kV con neutro conectado

rígidamente a tierra, por tanto, las sobretensiones de las fases sanas en caso de falta monofásica serán mínima,

pero siempre mayores que la tensión simple máxima de la red.

Estas sobretensiones vienen dadas por el coeficiente de puesta a tierra del sistema, 𝐶𝑓. El cálculo de este

coeficiente requiere de datos de partida procedentes de REE, de los que algunos no disponemos como por

ejemplo la resistencia de puesta a tierra de las subestaciones transformadoras de cabecera y la impedancia

homopolar exacta (con módulo y argumento) de la red hasta el parque de ADIF. Por tanto, no podemos calcular

con exactitud la conexión en serie de los esquemas secuenciales directo, inverso y homopolar hasta nuestro


parque y con ello determinar las sobretensiones reales de las fases sanas en caso de avería monofásica, ni el

factor 𝐶𝑓. Tendremos que adoptar por tanto una actitud conservadora.

Con neutro rígido a tierra el factor 𝐶𝑓 no supera nunca el 140%. Es decir:

1 < 𝐶𝑓 < 1.4

Adoptando el valor más desfavorable, 𝐶𝑓 = 1.4, se obtiene el valor de la sobretensión temporal por fallo a tierra:

𝑈𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎_400𝑘𝑉 = 242,487 ∙ 1,4 = 339,482 𝑘𝑉

Se supone que la falta se despejará en un tiempo máximo de 0.5 s, siendo éste el tiempo de actuación de las

protecciones.

9.1.3.3 Sobretensión temporal por pérdidas repentinas de carga

Las pérdidas de carga pueden ser por parte de ADIF o por parte de REE.

Las primeras pueden ser motivadas por desconexiones repentinas del pantógrafo o por descarrilamiento del

material móvil y, en ningún caso, se superaría el 120% de la tensión nominal.

Las segundas son debidas a explotaciones internas de REE y al tratarse de redes grandes pueden dar lugar a

sobretensiones de hasta el 150% de la tensión a tierra nominal (valor estimado por REE). Se elige un valor más

moderado del 135%.

Por tanto, la sobretensión temporal por pérdida de carga se estima como:

𝑈𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎_400𝑘𝑉 = 242,487 ∙ 1,35 = 327,357 𝑘𝑉

Se supone que la duración de la misma puede llegar a ser de varios segundos, aproximadamente de 10 s.

9.1.3.4 Autoválvula adoptada

Con los datos anteriores se puede precisar que una autoválvula con tensión asignada de 336 kV cumple con los

requisitos exigidos debido a que el fabricante garantiza:

Tabla 9.4- Características de las autovávulas del parque de 400 kV

Tensión de servicio continuo 270 kV eficaces

Sobretensión temporal durante 1 s 392 kV eficaces

Sobretensión temporal durante 10 s 374 kV eficaces

Equivalente de frente de onda con cresta en 0,5 µs 823 kV cresta

Máxima tensión maniobra 45/90 µs 652 kV cresta

Tensión residual máxima con onda intensidad 20 ka, 8/20 µs 845 kV

9.1.3.5 Margenes de seguridad

Basándose en la norma UNE-EN 60099 se debe comprobar si los márgenes de protección de las autoválvulas

superan el 33%.

El margen de protección se define como:

𝑀𝑃 = (𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜

𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠− 1) ∙ 100 > 33%


130

Con lo que obtiene los siguientes niveles de protección:

Tabla 9.5- Niveles de protección de las autoválvulas del parque de 400 kV

Datos de partida

Tipo de autoválvula Óxido metálico

Conexión neutro rígido a tierra Si

Tensión máxima material 420 kV

Tiempo máximo duración falta 0,5 s

Tensión de aislamiento material 1425 kV

Datos resultantes de cálculo

Factor de sobretensión temporal máxima (0,5 s) 1,40

Factor de sobretensión por armónicos 1,05

Tensión máxima fase-tierra 242,5 kV

Tensión servicio continuo 254,6 kV

Sobretensión máxima 339 kV

Autoválvula adoptada

Tensión nominal asignada 336 kV

Tensión máxima de servicio continuo 270 kV


Tensión residual equivalente frente a onda 823 kV

Tensión residual sobretensión maniobra 652 kV

Tensión residual onda 8/20 20 kA 845 kV

Protección ofrecida por la autoválvula adoptada

Nivel de protección 845 kV

Margenes de protección:

• Ante onda tipo rayo

• Ante onda 8/20 µs 20 kA

• Ante sobretensiones de maniobra

73 %

69 %

119 %


Con lo que se comprueba que estas autoválvulas garantizan un margen de protección aceptable.

9.1.4 Equipos para medida y protección

En toda instalación eléctrica es necesario tener el control del estado actual del sistema. Para ello se analizan tanto

las intensidades y las tensiones del mismo, regulando los equipos para trabajar en condiciones nominales o, en

caso de ser necesario, cortar el suministro de energía para proteger los equipos.

Existen dos tipos diferentes de equipos instalados destinados al análisis del sistema. Los primeros tienen como

finalidad la medida tanto para el control de calidad como para la medida fiscal y control de la empresa propietaria

de la red de transporte. El segundo grupo tiene como finalidad la protección de los equipos de la instalación,

analizando los valores y actuando sobre las protecciones en caso de ser necesario.

9.1.4.1 Equipos para medida y control

Transformadores de intensidad para medida y control de 400 kV



Dispone por tanto de doble arrollamiento primario y doble secundario (una para medida fiscal principal y fiscal

redundante y otro para control de medida ADIF).

Las intensidades nominales primarias:

Tabla 9.6- Intensidades nominales primarias de los transformadores para medida y control de 400 kV

Intensidad nominal primaria

Mínima 71,429 A

Media (𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙) 75 A

Máxima 76,923 A

Intensidad de sobrecarga

131,5 % 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 98,625 A

193,7 % 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 145,275 A

De acuerdo con los valores estándar de estos equipos se selecciona una intensidad primaria nominal de 75 A.

La intensidad térmica nominal de cortocircuito bifásico es la especificada por REE, que tiene un valor de 43,301

kA. Siendo, entonces, la intensidad dinámica de 110,226 kA.

La relación de transformación propuesta para los transformadores de intensidad para medida fiscal será por tanto

de 75-150/5-5 A.


132

Carga conectada

La carga conectada de un transformador de intensidad se expresa en VA, y corresponde al producto de la

impedancia conectada en el circuito secundario en ohmios por el cuadrado de la intensidad secundaria nominal

en amperios, teniendo en cuenta las perdidas en W que pueda haber en el cable de conexión.

Con una intensidad de 5A circulando por el secundario, un cable de sección de 6 mm² y 80 m de longitud y un

instrumento de medida de 6 VA se obtiene una carga de:

0,0171 ∙80

6∙ 52 + 6 = 11,7 𝑉𝐴

La potencia adoptada debe ser como mínimo un 30 % superior a la calculada, para tener una mayor seguridad

en la precisión de las medidas. Se adopta una potencia nominal de 20 VA (también denominada potencia de

precisión).

Clase de precisión

La clase de precisión define el error máximo que puede introducir el transformador tanto en intensidad (%) como

en ángulo (minutos). Cuando la intensidad del primario es la nominal y la carga conectada al secundario (en

VA) también es la nominal.

Para el tipo de instalación del presente proyecto se necesita la máxima precisión, que se obtiene con el tipo 0,2S.

Factor de seguridad de los aparatos (FS)

Para proteger los instrumentos conectados en el secundario de daños causados por las elevadas intensidades de

cortocircuito, se especifica un factor de seguridad (FS) de 5. Esto significa que la intensidad del secundario se

saturará cuando por el primario del transformador circule una intensidad mayor a 5 veces la intensidad nominal.

De lo que se deduce que el transformador de intensidad para medida se saturará en caso producirse un

cortocircuito en el primario del transformador de potencia, mientras que, si el régimen de trabajo se ve

incrementado por sobrecargas en el transformador de potencia dentro de los tiempos estipulados, no entrará en

saturación.

Transformadores de tensión para medida y control de 400 kV



Dispondrá de dos devanados secundarios, uno para medida fiscal y otro para control.

En aplicaciones exteriores se conecta entre fase y tierra.

La relación de transformación será de 400:3 kV / 0,110:3 kV-0,110:3 kV.

Carga conectada


cuadrado de la tensión nominal en volts y la impedancia de la carga conectada en ohmios.

La potencia adoptada debe ser como máximo un 50% superior a la carga conectada. Se adopta una potencia

nominal de 50 VA.

Clase de precisión


9.1.4.2 Equipos para protección

Transformadores de intensidad para protección de 400 kv

Provisto de simple arrollamiento primario calculado no para la carga nominal sino con el objetivo de poder

asumir el enorme valor de corto trifásico impuesto por REE.


Dispone de 4 arrollamientos secundarios (uno para protección de línea ADIF, otro para protección de

transformador ADIF y otros dos para protecciones y control de REE).

De acuerdo con los valores estándar de estos equipos y las intensidades que circulan por el primario del

transformador de potencia, se selecciona una intensidad primaria nominal de 3000 A.

Dado que la carga de cada secundario de protección no es alta (relé multifunción digital) y la sección de salida

del secundario es de 6 mm², se ha adoptado una intensidad nominal de 5 A para el secundario a pesar de que el

panel de relés no esté junto a los transformadores de intensidad de medida (dista aproximadamente 70m).


de 3000/5-5-5-5 A.

Carga conectada




Con una intensidad de 5 A circulando por el secundario, un cable de sección de 6 mm² y 70 m de longitud y un

instrumento de medida de 0,3 VA se obtiene una carga de:

0,0171 ∙70

6∙ 52 + 0,3 = 5,288 𝑉𝐴


en la precisión de las medidas. Se adopta una potencia nominal de 30 VA (mayor que en el caso para medida

por seguridad).

Clase de precisión




Para el tipo de instalación del presente proyecto se necesita la máxima precisión, que se obtiene con el tipo 5P.

Factor límite de precisión (ALF)

Los transformadores para protección deben poder reproducir las intensidades de falta sin saturarse. Sus núcleos

deben ser lineales hasta, como mínimo, las intensidades de cortocircuito. El factor de sobreintensidad para

núcleos de protección se denomina ALF. En las aplicaciones de protección interesa detectar las puntas de

intensidad (intensidades transitorias no permanentes), lo que significa que el margen de medida en los

transformadores para protección variará entre el 100% de la intensidad nominal del primario y el valor que se

defina como ALF. Se adopta un ALF de valor 20. Este valor indica que el transformador no se saturará hasta

que pase por el primario una intensidad 20 veces la intensidad nominal. De lo que se deduce que el transformador

de intensidad para protección no se saturará en condiciones de sobrecarga ni de cortocircuito.

Transformadores de tensión para protección de 400 kv

El transformador de tensión para protección será de tipo inductivo, por ser muy económico cuando se trata de

realizar medidas en alta tensión. Dispondrá de un único devanado secundario.

La relación de transformación será de 400:3 kV / 0,110:3 kV.

Carga conectada


cuadrado de la tensión nominal en volts y la impedancia de la carga conectada en ohm.


nominal de 50 VA.

Clase de precisión

La clase de precisión adoptada para los transformadores para protección de tensión es de 3P.


134


9.2.1 Datos básicos diseño del parque de 220 kV

Para el diseño de los parques de alta tensión de la subestación de Jimena de la Frontera (SET.102), se ha

considerado lo establecido en las normas:

• Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales, Subestaciones y Centros de

Transformación e Instrucciones Técnicas Complementarias (Orden de 6 de julio de 1984. B.O.E. 1/8 de

1984).

• Resolución de 30 de junio de 1998, de la Secretaría de Estado de Energía y Recursos Minerales por la que

se aprueba un conjunto de Procedimientos de Carácter Técnico e Instrumental necesarios para realizar la

adecuada gestión técnica del sistema eléctrico, designada comúnmente como “Procedimientos de operación

de REE”.

Por aplicación de estas normas se han considerado como datos de diseño las siguientes magnitudes eléctricas:

Tabla 9.7- Datos básicos de diseño de parque de 220 kV

Características de la red

Tensión de servicio 220 kV.


Corriente térmica de cortocircuito ≥40 kA


Conexión del neutro rígido a tierra (REE)

Tensión máxima fase – tierra (cresta) 201 kV

Condiciones de servicio de la instalación

Tipo de instalación exterior

Temperatura ambiente máxima +40ºC

Temperatura ambiente mínima -25ºC

Temperatura ambiente media máxima (24 h) +35ºC

Humedad relativa media máxima (24 h) +95 %

Humedad relativa media máxima (1 mes) +90 %

Altitud máxima sobre el nivel del mar 1000 m.

Velocidad máxima del viento 120 km/h


Condiciones generales de la instalación

Tensión nominal 220 kV


Tensión nominal a frecuencia industrial (1 min.):



460 kV

530 kV

Tensión nominal a impulso tipo rayo (1,2/50 µs):



1050 kV

1050+150 kV

Intensidad nominal de corta duración ≥40 kA

Intensidad dinámica 100 kA

Duración del cortocircuito 1 s

Tensiones nominales alimentaciones a los circuitos auxiliares y de mando (c.d.)

Motores de los accionamientos:

• De los interruptores

• Del sistema de seccionamiento y p.a.t.

125 V c.c. (+10%-20%)

125 V c.c. (+10%-20%)

Sistema de control local 125 V c.c. (+10%-20%)

Niveles de aislamiento

Tensión soportada a frecuencia industrial 460 kV

Tensión soportada a impulso tipo rayo 1050 kV

Línea de fuga específica 31 mm/kV

Distancias para el diseño del parque de 400 kV (considerando las magnitudes anteriores, y de acuerdo

con la MIE RAT-12, sobre niveles de aislamiento y distancias, se han establecido las siguientes

distancias para el diseño del parque de 400 kV)

Entre ejes de aparellaje (valor medio) 4 m

Anchura de calle 15 m


136

Altura de embarrados bajos 6,5 m

Altura de los cables de tierra altos 19 m

Anchura de vial perimetral 3,3 m

Altura mínima de partes en tensión 4,9 m

9.2.2 Embarrado general parque de 220 kV

Dimensionamos este cable para la corta zona trifásica (acometida al seccionador tripolar) pues es la más

desfavorable desde el punto de vista de intensidades máximas de cortocircuito. Téngase en cuenta que nunca

puede existir el mismo valor máximo de cortocircuito antes y después del seccionador tripolar pues

sencillamente aguas abajo del seccionador es una instalación bifásica. En consecuencia, los 40 kA máximos

impuestos por Compañía corresponden forzosamente a un corto trifásico pues es el corto bifásico es siempre

inferior al trifásico. De aquí se deduce que la instalación de ADIF aguas abajo del seccionador tripolar podría

dimensionarse para un valor máximo de corto de 34,64 kA sin contradecir la normativa de REE. No obstante,

por homogeneidad con la instalación contigua de REE dimensionaremos toda la equipación eléctrica de 220 kV

para 40 kA de corto durante 0,5 s.

9.2.2.1 Características de los conductores

En el caso de los embarrados tensados se utilizará conductores de aluminio-acero que presentan como ventajas

el menor peso del Al, mayor resistencia a la corrosión y menor coste. Además, el alma formada por hilos de

acero que incluye le confieren una capacidad de carga de rotura adecuada para las necesidades de sobrecargas

por viento, hielo y cortocircuito.

Adoptamos por tanto el cable tipo RAIL de aluminio-acero de las siguientes características:

Tabla 9.8- Características del cable tipo RAIL

Sección de aluminio 483,8 mm2

Sección de acero 33,54 mm2

Sección total 517,30 mm2

Diámetro exterior 29,61 mm

Alambres de aluminio:

• Número

Diámetro

45 ud

3,70 mm

Alambres de acero:

• Número

7 ud

2,47 mm


Diámetro

Masa de aluminio 1342 kg/km

Masa de acero 262 kg/km

Masa total 1604 kg/km

Carga de rotura 116,10 kN

Resistencia óhmica a 20°C 0,0597 Ω/km

Módulo de elasticidad 6,573 × 1010𝑁/𝑚2

Aislamiento Desnudo

Instalación Aérea

Número de conductores por fase 2

9.2.2.2 Densidad de corriente admisible

La máxima densidad de corriente en los conductores no puede sobrepasar los valores de la tabla 11 de la

instrucción ITC-LAT-07 que figura en el actual Reglamento de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión

(RLAAT).

Para cables de aluminio-acero se tomará en la tabla el valor de la densidad de corriente correspondiente a su

sección total como si fuera de aluminio y su valor se multiplicará por un coeficiente de reducción según la

composición.

𝛿max _𝑎𝑑𝑚 = 𝛿𝑠𝑒𝑐𝑐_𝑎𝑙 ∙ 𝑘 = 1,774 ∙ 0,97 = 1,721 𝐴/𝑚𝑚2

Siendo,

𝛿max _𝑎𝑑𝑚: densidad de corriente máxima admisible para cables de aluminio-acero con una sección total

de 517,30 mm2 (A/mm2).

𝛿𝑠𝑒𝑐𝑐_𝑎𝑙: densidad de corriente máxima admisible para cables de aluminio con una sección total de

517,30 mm2 (A/mm2).

𝑘: coeficiente de reducción para cables de composición 45+7.

La máxima intensidad bifásica que circulará por el conductor corresponde a una sobrecarga del 193,7%, dado

que la clase de servicio del transformador corresponderá con la clase normalizada IXB, tal como se define en el

anexo A de la norma UNE-EN 50329.

𝐼max _2𝐹 = 𝐼𝑛_2𝐹 ∙ 1,937 = 𝑆𝑛𝑈𝑛∙ 1,937 =

30 𝑀𝑉𝐴

220 𝑘𝑉 ∙ 1,937 = 264,136 𝐴


138

La densidad de corriente máxima que circulará por el conductor será:

𝛿max _400𝑘𝑉 =𝐼max _2𝐹𝑠 ∙ 𝑛

=264,136

517,3 ∙ 1= 0,255 𝐴/𝑚𝑚2

Siendo,

𝐼max _2𝐹: máxima intensidad bifásica que circulará por el conductor, correspondiente a una sobrecarga

del 193,7% (A).

𝑠: sección del conductor (mm2).


Por tanto, es admisible.

9.2.2.3 Efecto corona

Según el apartado 4.3 de la instrucción ITC-LAT-07, se debe comprobar que no se produce efecto corona en los

conductores de las líneas de tensión nominal superior a 66 kV, puesto que este efecto tiene consecuencias

importantes como pérdidas de potencia, radio interferencias, deterioro del material y producción de compuestos

contaminantes.

• Valores máximos exigidos

Para comprobar si se produce o no el efecto corona hay que estudiar el valor del campo en la superficie de los

conductores y compararla con el valor obtenido por la fórmula de Peek, que da el valor del campo crítico, es

decir el valor a partir del cual se produce la descarga. Si con la configuración elegida el campo en la superficie

del conductor es superior al crítico definido por la fórmula de Peek, existe efecto corona. Si, al contrario, el valor

del campo es inferior al campo crítico, no existirá efecto corona.

El valor del campo crítico se puede calcular a partir de la ecuación:

𝐸𝑐 = 𝛿 ∙ 𝐸𝑝 ∙ 𝑚 ∙

(

1 + 0,308

√𝛿 ∙ 𝑑 2⁄ )

𝐸𝑐 = 0,853 ∙ 31 ∙ 0,68 ∙ (1 + 0,308

√0,853 ∙ 1,481) = 22,918 𝑘𝑉/𝑐𝑚

Siendo,

𝐸𝑐: valor del campo crítico (kV/cm).

𝛿: densidad relativa del aire.

𝛿 = 3,921 ∙ ℎ

273 + 𝜃= 3,921 ∙ 67,031

273 + 35= 0,8533


siendo,

𝜃: temperatura media (°C).

ℎ: presión barométrica en cm de columna de mercurio, cuyo valor se determina con la siguiente

relación:

ℎ = 76

10𝑦

18336

= 76

10100018336

= 67,031

donde,

𝑦: altitud sobre el nivel del mar (m).

𝐸𝑝: constante de valor 31 kV/cm.

𝑚: coeficiente que tiene en cuenta las condiciones superficiales del conductor y las condiciones

ambientales.

𝑚 = 𝑚𝑐 ∙ 𝑚𝑡 = 0,85 ∙ 0,8 = 0,68

𝑚𝑐: toma el valor 1 para conductores lisos y entre 0,83 y 0,87 para conductores cableados.

𝑚𝑡: toma el valor 1 para tiempo seco y 0.8 para tiempo lluvioso.

𝑑: diámetro del conductor (cm).

• Campo eléctrico resultante sobre conductor

Para calcular el campo eléctrico en la superficie de los conductores partimos de una geometría de conductor

RAIL simple en parque intemperie 220 kV según se muestra en figura adjunta:

Figura 9.4- Configuración simple del conductor RAIL en el parque de 220 kV


140

Se toman los valores s=4m, h=6,24m y D= 24,70 m, y aplicando el método de las imágenes se calculará el valor

del campo máximo en la superficie de los conductores.

Se obtiene el valor del efecto corona a partir del valor de la carga eléctrica del conductor, con la que se obtendrá

el valor del campo en la superficie.

El valor de la carga se obtiene con la expresión:

𝑄 = (𝑃)−1 ∙ 𝑈

Siendo,

𝑄: carga eléctrica del conductor (kV).

𝑃: matriz de coeficientes de potencial, para determinar el valor de los coeficientes de potencial se

utilizan las expresiones:

𝑝𝑖𝑖 = 1

2 ∙ 𝜋 ∙ 휀ln (

2 ∙ ℎ

𝑟)

𝑝𝑖𝑗 = 1

2 ∙ 𝜋 ∙ 휀ln (

𝑑′𝑖𝑗

𝑑𝑖𝑗)

Donde,

휀: permitividad o constante dieléctrica.

휀 = 휀𝑟 ∙ 휀0

𝑑′𝑖𝑗: distancia entre el conductor i y el conductor imagen del j.

𝑑𝑖𝑗: distancia desde el conductor i al j.

𝑈: valor de la tensión de la línea.

Los resultados del cálculo son los siguientes:

𝐸1 = 14,612 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸2 = 12,975 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸3 = 12,995 𝑘𝑉/𝑐𝑚

𝐸4 = 14,670 𝑘𝑉/𝑐𝑚

De donde se comprueba que se cumplen las condiciones del efecto corona, pues el valor del campo en la

superficie del conductor, para cada uno de los conductores, es inferior al valor crítico (22,918 𝑘𝑉/𝑐𝑚). Por

tanto, se concluye que el conductor RAIL simple es válido para esta instalación.


No obstante, debido a razones de homogeneizar las instalaciones con respecto a la SET.101 de Cañete la Real,

así como de optimizar el acopio de materiales la configuración que se utilizará en esta será la dúplex RAIL.

9.2.2.4 Resistencia mecánica al cortocircuito

Se calculan los esfuerzos electrodinámicos a los que van a ser sometidos los cables aéreos de AT ante un

cortocircuito. Para ello se considera el caso más desfavorable de intensidad de cortocircuito que se puede

presentar, que en este caso corresponde al valor cresta de la primera onda de intensidad en un cortocircuito

bifásico justo en el momento en el que el valor de la tensión pasa por un 0 (provocando una componente continua

de intensidad de corto en el periodo subtransitorio).

𝐼𝑐𝑟𝑒𝑠 = 1,8 ∙ √2 ∙ 𝐼𝐶𝐶2𝐹 = 1,8 ∙ √2 ∙ 34,641 = 88,182 𝑘𝐴

Siendo,

𝐼𝐶𝐶_2𝐹: intensidad de cortocircuito bifásico.

𝐼𝐶𝐶_2𝐹 = √3

2∙ 𝐼𝐶𝐶3𝐹 =

√3

2∙ 40 = 34,641 𝑘𝐴

Para realizar los cálculos mecánicos de los conductores se realiza el mismo cálculo establecido para el embarrado

flexible de la norma UNE-EN 60865-1.

Dimensiones y parámetros característicos

La carga o fuerza electromagnética característica por unidad de longitud sobre los conductores principales

flexibles en las redes bifásicas está dada por:

𝐹′ =µ02𝜋

∙(𝐼𝑐𝑟𝑒𝑠𝑛)2

𝑎∙𝑙𝑐𝑙=4𝜋 ∙ 10−7

2𝜋∙(88,182 ∙ 103

2 )2

6∙ 1 = 64,80 𝑁/𝑚 = 6,480 𝑘𝑔/𝑚

Siendo,

µ0: permeabilidad del vacío (4𝜋 ∙ 10−7 𝑁/𝐴2).

𝐼𝑐𝑟𝑒𝑠: valor de intensidad cresta en las condiciones más desfavorables (A).

𝑎: distancia entre conductores de fase (m).

𝑙𝑐: longitud del vano (cm).

𝑙: distancia entre ejes de soportes (cm).


Se aproximará 𝑙𝑐 = 𝑙, omitiendo la longitud de la cadena de aisladores del pórtico de entrada.

La relación entre la fuerza electromagnética bajo condiciones de cortocircuito y la fuerza de gravedad sobre un

conductor, es un parámetro importante dado por:

𝑟 = 𝐹′

𝑛 ∙ 𝑚′𝑠 ∙ 𝑔=

64,80

2 ∙ 1,604 ∙ 9,81= 2,059


142

Siendo,


𝑚′𝑠: masa por unidad de longitud de cada conductor (kg/m).

𝑔: aceleración de la gravedad (m/s2).

La dirección de la fuerza resultante ejercida sobre el conductor:

𝛿1 = tan−1 𝑟 = tan−1 2,059 = 64,096 °

La flecha estática equivalente del conductor en el medio del vano viene dada por:

𝑓𝑒𝑠 =𝑛∙𝑚′𝑠∙𝑔∙𝑙

2

8∙𝐹𝑠𝑡=

2∙1,604∙9,81∙9,922

8∙157,352= 2,460 𝑚

Donde,

𝐹𝑠𝑡: fuerza de tracción estática en un conductor principal flexible.

Asumiendo que 𝐹𝑠𝑡 es la fuerza de tense, ésta será de valor:

𝐹𝑠𝑡 = 𝑚′𝑠 ∙ 𝑎 = 1,604 ∙ 10 = 16,04 𝑘𝑔 = 157,352 𝑁

El período T de las oscilaciones del conductor se define por:

𝑇 = 2𝜋√0,8 ∙𝑓𝑒𝑠𝑔= 2𝜋√0,8 ∙

2,01

9,81= 2,8143 𝑠

y se aplica en el caso de pequeños ángulos de oscilación sin paso de corriente por el conductor.

El periodo resultante 𝑇𝑟𝑒𝑠 de la oscilación del conductor durante el paso de la corriente de cortocircuito se obtiene

a partir de:

𝑇𝑟𝑒𝑠 =𝑇

√1 + 𝑟24

∙ [1 −𝜋2

64 (𝛿190°)

2

]

= 2,018 𝑠

La norma de rigidez viene dada por:

𝑁 =1

𝑆 ∙ 𝑙+

1

𝑛 ∙ 𝐸𝑒𝑓𝑓 ∙ 𝐴𝑠= 1,0381 ∙ 10−6 𝑁−1

Siendo,

𝑆: constante de elasticidad resultante de los dos puntos de fijación (100 ∙ 103 𝑁/𝑚).

𝐴𝑠: sección transversal del conductor (m2).

𝐸𝑒𝑓𝑓: módulo de Young real


𝐸𝑒𝑓𝑓 =

𝐸 [0,3 + 0,7 sin (

𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠 ∙ 𝜎𝑓𝑖𝑛

90°)] 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠

≤ 𝜎𝑓𝑖𝑛

𝐸 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠

> 𝜎𝑓𝑖𝑛

Donde,

𝜎𝑓𝑖𝑛: menor valor de σ cuando el módulo de Young llega a ser constante.

𝜎𝑓𝑖𝑛 = 50 ∙ 106 𝑁/𝑚2

𝐸: módulo de Young (𝑁/𝑚2).

Como,

𝐹𝑠𝑡𝑛 ∙ 𝐴𝑠

=157,352 𝑁

2 ∙ 5,173 ∙ 10−4𝑚2= 0,152 ∙ 106𝑁/𝑚2 ≤ 50 ∙ 106 𝑁/𝑚2

El módulo de Young real se calcula con:

𝐸𝑒𝑓𝑓 = 𝐸 [0,3 + 0,7 sin (𝐹𝑠𝑡

𝑛 ∙ 𝐴𝑠 ∙ 𝜎𝑓𝑖𝑛90°)] = 3,2158 ∙ 1010 𝑁/𝑚2

El factor de tensión mecánica ζ del conductor principal se obtiene a partir de:

휁 =(𝑛 ∙ 𝑔 ∙ 𝑚′𝑠 ∙ 𝑙)

2

24 ∙ 𝐹𝑠𝑡3 ∙ 𝑁

= 1,004 ∙ 103

Durante el paso de la corriente de cortocircuito o al final de él, el vano habrá oscilado un ángulo en relación su

posición en régimen permanente, que se define a partir de:

𝛿𝑒𝑛𝑑 =

𝛿1 [1 − cos (360°𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

)] 𝑝𝑎𝑟𝑎 0 ≤𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

≤ 0.5

2 ∙ 𝛿1 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

> 0.5

El valor de 𝑇𝑘1 se puede aproximar a 0,4T.

Al ser,

𝑇𝑘1𝑇𝑟𝑒𝑠

= 0,5578 > 0.5

El ángulo de oscilación al final del paso de la corriente de cortocircuito, 𝛿𝑒𝑛𝑑, se calcula como:

𝛿𝑒𝑛𝑑 = 2𝛿1 = 128,192°

Fuerza de tracción 𝑭𝒕,𝒅 provocada por una oscilación durante un cortocircuito en la mitad del vano

El parámetro de carga ϕ se obtiene como sigue:


144

φ = 3 ∙ (√1 + 𝑟2 − 1) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑇𝑘1 ≥ 𝑇𝑟𝑒𝑠/4

3 ∙ (𝑟 sin(𝛿𝑒𝑛𝑑) + cos(𝛿𝑒𝑛𝑑) − 1) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑇𝑘1 < 𝑇𝑟𝑒𝑠/4

Por tanto,

φ = 3,867

El factor ψ es función de 휁 y φ y se determina en la figura 7 de la norma UNE-EN 60865-1.

El factor ψ relativo a la fuerza de tracción en conductores flexibles tomará un valor aproximado de 1.

La fuerza de tracción 𝐹𝑡,𝑑viene dada por:

𝐹𝑡,𝑑 = 𝐹𝑠𝑡(1 + φ ∙ ψ) = 765,861 𝑁

La fuerza producida por un defecto sobre el conductor debe ser inferior a la carga de rotura del cable

considerando un margen de seguridad de 1.5. Por tanto:

𝐹𝑡,𝑑 = 765,861 𝑁 ≤116100

1,5= 77400 𝑁

En consecuencia, los conductores adoptados podrán soportar los esfuerzos electrodinámicos aplicados.

9.2.2.5 Resistencia térmica al cortocirtuito

Según lo especificado en la norma UNE-EN 60865-1, el calentamiento de un conductor debido a un cortocircuito

es función de la duración de la corriente de cortocircuito, de la corriente térmica equivalente de corta duración

y del material constitutivo del conductor.

Las temperaturas más elevadas, recomendadas durante un cortocircuito para diferentes conductores se indican

en la tabla 6 de la citada norma.

Figura 9.5- Figura 7 de la norma UNE-EN 60865-1 para la determinación del factor ψ


Tabla 9.9- Temperaturas máximas recomendadas, para un conductor durante un cortocircuito

Tipo de conductor Temperatura máxima recomendada de un

conductor durante un cortocircuito (°C)


Cobre, aluminio o aleación de aluminio

200


Acero

300

Para el cálculo de la densidad de corriente por efecto de un cortocircuito no se tendrá en cuenta la sección del

alma de acero de los conductores de aluminio reforzado con acero (ACSR). Como intensidad de cortocircuito

se considerará la intensidad de cortocircuito trifásica.

𝛿𝑐𝑐 =𝐼𝑐𝑐_3𝐹𝑆𝐴𝑙

=

40 ∙ 103

2483,8

= 41,339𝐴/𝑚𝑚2

Según la norma, la máxima densidad de corriente admisible de un conductor para una temperatura inicial de

80ºC y una temperatura final tras el cortocircuito de 200ºC es de aproximadamente 80 A/mm2, superior a las

densidades de corriente calculadas anteriormente.

El tiempo que tardará en actuar la protección térmica se calcula mediante:

𝑡 = (𝛿𝑎𝑑𝛿𝑐𝑐

)2

= 3,745 𝑠 > 1 𝑠

Siendo,

𝛿𝑎𝑑: densidad de corriente admisible a la temperatura máxima (𝐴/𝑚𝑚2).

𝛿𝑐𝑐: densidad de corriente de cortocircuito (𝐴/𝑚𝑚2).

La protección actuará en un tiempo inferior al tiempo necesario para que el conductor alcance la temperatura

máxima del material.

9.2.3 Autoválvulas 220 kV

Las autoválvulas no deben quedar cebadas ante sobretensiones de 50 Hz.

El criterio básico de elección de una autoválvula es el de buscar la menor tensión nominal posible con garantía

de protección eficaz de forma que no opere ante sobretensiones temporales de frecuencia industrial.

El procedimiento de cálculo que se seguirá estará de acuerdo con la norma UNE-EN 60099 y se basará en esta

norma para determinar las sobretensiones temporales de la red a 50 Hz, la tensión de servicio continuo de la

autoválvula y los márgenes de protección de ésta.

Elegiremos para el parque de 220 kV autoválvulas de óxido de zinc con envolvente exterior de porcelana y su

misión fundamental será la protección, contra sobretensiones atmosféricas y de maniobra, del transformador de

potencia por ser el equipo más caro.


146

9.2.3.1 Sobretensión en condiciones normales

Se parte de la tensión máxima entre fase y tierra en condiciones ideales de explotación de onda senoidal perfecta

(margen de variación de la tensión al nivel de 220 kV de 205 – 245 kV, según el P.O. 1.4).

𝑈𝑚 =245

√3= 141,451 𝑘𝑉

Sin embargo, el valor de cresta de esta tensión puede experimentar incrementos debido a los armónicos

existentes en la red. Se considera este incremento de un 5% (según la norma EN 60099-5). Por lo tanto:

𝑈𝑚 =245

√3∙ 1,05 = 148,523 𝑘𝑉

Esta es la tensión eficaz máxima que puede existir en la SET.102 en condiciones normales de explotación. Este

valor será por tanto la tensión de servicio continuo de nuestra autoválvula de 220 kV.

Sin embargo, pueden existir fenómenos fortuitos que provoquen sobretensiones temporales de frecuencia

industrial en la red como por ejemplo defectos a tierra y pérdidas repentinas de carga. La cuantía de estas

sobretensiones a 50 Hz son las que determinan el coste económico de una autoválvula de forma que

sobretensiones altas provocan autoválvulas más caras. Por consiguiente, es importante determinar con exactitud

estas sobretensiones.

9.2.3.2 Sobretensión temporal por defecto a tierra

Un defecto a tierra provoca sobretensiones de las fases sanas respecto a tierra debido al desplazamiento del

neutro en la estrella de tensiones. Estas sobretensiones son función del régimen del neutro.

La subestación de Jimena de la Frontera (SET.102) estará alimentada desde 2 líneas de 220 kV con neutro

conectado rígidamente a tierra, por tanto, las sobretensiones de las fases sanas en caso de falta monofásica serán

mínima, pero siempre mayores que la tensión simple máxima de la red.

Estas sobretensiones vienen dadas por el coeficiente de puesta a tierra del sistema, 𝐶𝑓. El cálculo de este

coeficiente requiere de datos de partida procedentes de REE, de los que algunos no disponemos como por

ejemplo la resistencia de puesta a tierra de las subestaciones transformadoras de cabecera y la impedancia

homopolar exacta (con módulo y argumento) de la red hasta el parque de ADIF. Por tanto, no podemos calcular

con exactitud la conexión en serie de los esquemas secuenciales directo, inverso y homopolar hasta nuestro

parque y con ello determinar las sobretensiones reales de las fases sanas en caso de avería monofásica, ni el

factor 𝐶𝑓. Tendremos que adoptar por tanto una actitud conservadora.

Con neutro rígido a tierra el factor 𝐶𝑓 no supera nunca el 140%. Es decir:

1 < 𝐶𝑓 < 1,4

Adoptando el valor más desfavorable, 𝐶𝑓 = 1,4, se obtiene el valor de la sobretensión temporal por fallo a tierra:

𝑈𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎_220𝑘𝑉 = 141,451 ∙ 1,4 = 198,031 𝑘𝑉

Se supone que la falta se despejará en un tiempo máximo de 0,5 s, siendo éste el tiempo de actuación de las

protecciones.

9.2.3.3 Sobretensión temporal por pérdidas repentinas de carga

Las pérdidas de carga pueden ser por parte de ADIF o por parte de REE.

Las primeras pueden ser motivadas por desconexiones repentinas del pantógrafo o por descarrilamiento del

material móvil y, en ningún caso, se superaría el 120% de la tensión nominal.

Las segundas son debidas a explotaciones internas de REE y al tratarse de redes grandes pueden dar lugar a

sobretensiones de hasta el 150% de la tensión a tierra nominal (valor estimado por REE). Se elige un valor más

moderado del 135%.


Por tanto, la sobretensión temporal por pérdida de carga se estima como:

𝑈𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎_220𝑘𝑉 = 141,451 ∙ 1,35 = 190,959 𝑘𝑉

Se supone que la duración de la misma puede llegar a ser de varios segundos, aproximadamente de 10 s.

9.2.3.4 Autoválvula adoptada

Con los datos anteriores se puede precisar que una autoválvula con tensión asignada de 192 kV cumple con los

requisitos exigidos debido a que el fabricante garantiza:

Tabla 9.10- Características de las autovávulas del parque de 220 kV

tensión de servicio continuo 152 kV eficaces

sobretensión temporal durante 1 s 221 kV eficaces

sobretensión temporal durante 10 s 210 kV eficaces

equivalente de frente de onda con cresta en 0.5 µs 424 kV cresta

máxima tensión maniobra 45/90 µs 348 kV cresta

tensión residual máxima con onda intensidad 20 kA, 8/20 µs 463 kV

9.2.3.5 Margenes de seguridad

Basándose en la norma UNE-EN 60099 se debe comprobar si los márgenes de protección de las autoválvulas

superan el 33%.

El margen de protección se define como:

𝑀𝑃 = (𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜

𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠− 1) ∙ 100 > 33%

Con lo que obtiene los siguientes niveles de protección:

Tabla 9.11- Niveles de protección de las autoválvulas del parque de 220 kV

Datos de partida

Tipo de autoválvula Óxido metálico

Conexión neutro rígido a tierra Si

Tensión máxima material 245 kV

Tiempo máximo duración falta 0,5 s

Tensión de aislamiento material 1050 kV

Datos resultantes de cálculo

Factor de sobretensión temporal máxima (0,5 s) 1,40

Factor de sobretensión por armónicos 1,05


148

Tensión máxima fase-tierra 141,5 kV

Tensión servicio continuo 148,5 kV

Sobretensión máxima 198 kV

Autoválvula adoptada

Tensión nominal asignada 192 kV

Tensión máxima de servicio continuo 152 kV


Tensión residual equivalente frente a onda 424 kV

Tensión residual sobretensión maniobra 348 kV

Tensión residual onda 8/20 20 kA 463 kV

Protección ofrecida por la autoválvula adoptada

Nivel de protección 463 kV

Margenes de protección:

• Ante onda tipo rayo

• Ante onda 8/20 µs 20 kA

• Ante sobretensiones de maniobra

148 %

127 %

202 %

Con lo que se comprueba que estas autoválvulas garantizan un margen de protección aceptable.

9.2.4 Equipos para medida y protección

En toda instalación eléctrica es necesario tener el control del estado actual del sistema. Para ello se analizan tanto

las intensidades y las tensiones del mismo, regulando los equipos para trabajar en condiciones nominales o, en

caso de ser necesario, cortar el suministro de energía para proteger los equipos.

Existen dos tipos diferentes de equipos instalados destinados al análisis del sistema. Los primeros tienen como

finalidad la medida tanto para el control de calidad como para la medida fiscal y control de la empresa propietaria

de la red de transporte. El segundo grupo tiene como finalidad la protección de los equipos de la instalación,

analizando los valores y actuando sobre las protecciones en caso de ser necesario.

9.2.4.1 Equipos para medida y control

Transformadores de intensidad para medida y control de 220 kV



Dispone por tanto de doble arrollamiento primario y doble secundario (una para medida fiscal principal y fiscal

redundante y otro para control de medida ADIF).

Las intensidades nominales primarias:


Tabla 9.12- Intensidades nominales primarias de los transformadores para medida y control de 220 kV

Intensidad nominal primaria

Mínima 122,449 A

Media (𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙) 136,363 A

Máxima 146,341 A

Intensidad de sobrecarga

131,5 % 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 179,317 A

193,7 % 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 264,135 A

De acuerdo con los valores estándar de estos equipos se selecciona una intensidad primaria nominal de 140 A.

La intensidad térmica nominal de cortocircuito bifásico es la especificada por REE, que tiene un valor de 34,641

kA. Siendo, entonces, la intensidad dinámica de 88,182 kA.


de 75-150/5-5 A.

Carga conectada




Con una intensidad de 5A circulando por el secundario, un cable de sección de 6 mm² y 80 m de longitud y un

instrumento de medida de 6 VA se obtiene una carga de:

0.0171 ∙80

6∙ 52 + 6 = 11,7 𝑉𝐴


en la precisión de las medidas. Se adopta una potencia de precisión de 20 VA (también denominada potencia de

precisión).

Clase de precisión




Para el tipo de instalación del presente proyecto se necesita la máxima precisión, que se obtiene con el tipo 0,2S.

Factor de seguridad de los aparatos (FS)

Para proteger los instrumentos conectados en el secundario de daños causados por las elevadas intensidades de

cortocircuito, se especifica un factor de seguridad (FS) de 5. Esto significa que la intensidad del secundario se

saturará cuando por el primario del transformador circule una intensidad mayor a 5 veces la intensidad nominal.

De lo que se deduce que el transformador de intensidad para medida se saturará en caso producirse un

cortocircuito en el primario del transformador de potencia, mientras que, si el régimen de trabajo se ve

incrementado por sobrecargas en el transformador de potencia dentro de los tiempos estipulados, no entrará en

saturación.


150

Transformadores de tensión para medida y control de 220 kV



Dispondrá de dos devanados secundarios, uno para medida fiscal y otro para control.

En aplicaciones exteriores se conecta entre fase y tierra.

La relación de transformación será de 220:3 kV / 0,110:3 V-0,110:3 V.

Carga conectada


cuadrado de la tensión nominal en volts y la impedancia de la carga conectada en ohmios.


nominal de 50 VA.

Clase de precisión


9.2.4.2 Equipos para protección

Transformadores de intensidad para protección de 220 kV

Provisto de simple arrollamiento primario calculado no para la carga nominal sino con el objetivo de poder

asumir el enorme valor de corto trifásico impuesto por REE.

Dispone de 4 arrollamientos secundarios (uno para protección de línea ADIF, otro para protección de

transformador ADIF y otros dos para protecciones y control de REE).

De acuerdo con los valores estándar de estos equipos y las intensidades que circulan por el primario del

transformador de potencia, se selecciona una intensidad primaria nominal de 2000 A.

Dado que la carga de cada secundario de protección no es alta (relé multifunción digital) y la sección de salida

del secundario es de 6 mm², se ha adoptado una intensidad nominal de 5 A para el secundario a pesar de que el

panel de relés no esté junto a los transformadores de intensidad de medida (dista aproximadamente 70m).


de 2000/5-5-5-5 A.

Carga conectada




Con una intensidad de 5 A circulando por el secundario, un cable de sección de 6 mm² y 70 m de longitud y un

instrumento de medida de 0,3 VA se obtiene una carga de:

0,0171 ∙70

6∙ 52 + 0,3 = 5,288 𝑉𝐴


en la precisión de las medidas. Se adopta una potencia de precisión de 30 VA (mayor que en el caso para medida

por seguridad).

Clase de precisión




Para el tipo de instalación del presente proyecto se necesita la máxima precisión, que se obtiene con el tipo 5P.


Factor límite de precisión (ALF)

Los transformadores para protección deben poder reproducir las intensidades de falta sin saturarse. Sus núcleos

deben ser lineales hasta, como mínimo, las intensidades de cortocircuito. El factor de sobreintensidad para

núcleos de protección se denomina ALF. En las aplicaciones de protección interesa detectar las puntas de

intensidad (intensidades transitorias no permanentes), lo que significa que el margen de medida en los

transformadores para protección variará entre el 100% de la intensidad nominal del primario y el valor que se

defina como ALF. Se adopta un ALF de valor 20. Este valor indica que el transformador no se saturará hasta

que pase por el primario una intensidad 20 veces la intensidad nominal. De lo que se deduce que el transformador

de intensidad para protección no se saturará en condiciones de sobrecarga ni de cortocircuito.

Transformadores de tensión para protección de 220 kV

El transformador de tensión para protección será de tipo inductivo, por ser muy económico cuando se trata de

realizar medidas en alta tensión. Dispondrá de un único devanado secundario.

La relación de transformación será de 220:3 kV / 0,110:3 V.

Carga conectada


cuadrado de la tensión nominal en volts y la impedancia de la carga conectada en ohm.


nominal de 50 VA.

Clase de precisión

La clase de precisión adoptada para los transformadores para protección de tensión es de 3P.

153

10 RED DE TIERRAS

10.1 Introducción

La MIE-RAT 13 “Instalaciones de puesta a tierra” del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de

seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión establece la necesidad de disponer de una instalación de

tierra diseñada en forma tal que, en cualquier punto normalmente accesible en el interior o exterior de la

instalación eléctrica donde las personas puedan circular o permanecer, éstas queden sometidas como máximo a

las tensiones de paso y contacto que resulten de la aplicación de las fórmulas que se recogen en la citada

instrucción.

Las redes de tierra consisten en una malla de conductores enterrados que se extienden a lo largo de toda la

superficie ocupada por el centro.

Esta malla se utilizará como un electrodo de puesta a tierra de protección, proporcionando una tierra común para

todas las estructuras metálicas, y prevendrá la elevación por encima de los límites admisibles del gradiente del

potencial superficial en caso de una falta a tierra, es decir, un cortocircuito entre catenaria y tierra o feeder y

tierra.

10.2 Terminología aplicada

Tensión de puesta a tierra: Tensión que aparece a causa de un defecto de aislamiento, entre una masa y tierra.

Tensión de contacto: Es la fracción de la tensión de puesta a tierra que puede ser puenteada por una persona

entre la mano y un punto del terreno situado a un metro de separación o entre ambas manos.

Tensión de contacto aplicada: Es la parte de la tensión de contacto que resulta directamente aplicada entre dos

puntos del cuerpo humano, considerando todas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose la

del cuerpo humano en 1000 ohmios.

Tensión de paso: Es la parte de la tensión a tierra que aparece en caso de un defecto a tierra entre dos puntos del

terreno separados un metro.

Tensión de paso aplicada: Es la parte de la tensión de paso que resulta directamente aplicada entre los pies de

un hombre, teniendo en cuenta todas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose la del cuerpo

humano en 1000 ohmios.

10.3 Tensiones máximas aplicables al cuerpo humano

La tensión máxima de contacto aplicada, en voltios, que se puede aceptar se determina en función del tiempo de

duración del defecto, según la fórmula:

𝑉𝑐𝑎 =𝐾

𝑡𝑛= 144 𝑉

Red de Tierras

154

Siendo,

𝐾 = 72 y 𝑛 = 1 para tiempos inferiores a 0.9 segundos.

𝑡: duración de la falta en segundos.

A partir de la fórmula anterior se pueden determinar las máximas tensiones de paso y contacto admisibles en

una instalación, considerando todas las resistencias que intervienen en el circuito.

A efectos del cálculo de proyecto se podrán emplear, para la estimación de las mismas, las siguientes

expresiones:

• Tensión máxima de paso admisible en el interior de la malla:

𝑉𝑚𝑝𝑎𝑖 = 10 ∙ 𝑉𝑐𝑎 ∙ (1 +6 ∙ 𝜌𝑠1000

) = 27360 𝑉

Siendo,

𝜌𝑠: resistividad superficial (3000 Ω ∙ 𝑚 para el hormigón).

• Tensión máxima de paso admisible en el exterior de la malla:

𝑉𝑚𝑝𝑎𝑒 = 10 ∙ 𝑉𝑐𝑎 ∙ (1 +6 ∙ 𝜌𝑡1000

) = 1958,4 𝑉

Siendo,

𝜌𝑡: resistividad del terreno, se estimará en 60 Ω ∙ 𝑚.

• Tensión máxima de contacto admisible:

𝑉𝑚𝑐𝑎 = 𝑉𝑐𝑎 ∙ (1 +1,5 ∙ 𝜌𝑠1000

) = 792 𝑉

10.4 Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra

10.4.1 Corrientes máximas de puesta a tierra en las subestaciones

Para el dimensionamiento de la retícula de la red de tierra de las SET, debe tomarse única y exclusivamente las

intensidades de cortocircuito en 400 kV y 220 kV, que son las que retornan por el terreno buscando el neutro de

la compañía eléctrica y, por lo tanto, las únicas que producen diferencias de potencial que dan lugar a las

tensiones de paso y contacto.

De acuerdo con los resultados del cálculo de cortocircuitos, el valor de las corrientes es de 5352,6 A y 5228,2 A

para la SET-101 y SET-102, respectivamente.

Las corrientes de cortocircuito que retornarán al neutro de la compañía eléctrica, lo harán tanto por el terreno,

como por los cables de guarda y los raíles. A la hora de dimensionar las mallas de la red de tierras, interesa

únicamente la parte que retorna por el terreno. Tomando como hipótesis que el 30% de la intensidad de falta

retornará por el cable de guarda y que se considera despreciable la parte de la falta que retorna a través de los

raíles, se tiene:

• Intensidades de diseño: 3746,82 A (SET-101) y 3659,74 A (SET-102).


10.4.2 Corrientes máximas de puesta a tierra en los centros de autotransformación

En los centros de autotransformación (ATI y ATF), la tensión de trabajo es de 55 kV (27,5 kV). Al encontrarse

estos centros a distintas distancias con respecto a las SET que los alimentan, se requiere de un cálculo previo de

intensidades de cortocircuito para poder determinar en primer lugar cuál es el valor de las faltas a tierra en cada

una de ellas y pasar luego a calcular la parte de esas faltas que retorna a través del terreno.

El valor de las intensidades de cortocircuito ha sido obtenido según el cálculo de cortocircuito. En dicho cálculo,

se ha obtenido el valor de la intensidad de cortocircuito para el caso de falta entre catenaria y tierra o feeder y

tierra teniendo en cuenta la SET que alimenta el tramo calculado, es decir, la SET conectada a un cantón de 45

km aproximadamente con dos centros de transformación intermedios y un centro de autotransformación final

en el extremo del cantón. Los valores de intensidad obtenidos se han realizado según el punto de origen de la

falta respecto SET en carga. Los diferentes puntos analizados son:

Tabla 10.1- Intensidades de cortocircuito en los diferentes puntos analizados

SET 400 kV SET 220 kV

Falta a la entrada del primer ATI

estando los tres AT conectados

3407.8 A

3364.6 A

Falta a la entrada del primer ATI

estando dos AT conectados

3430.3 A

3386.8 A

Falta a la entrada del ATF estando

los tres AT conectados

196.957 A

194.754 A

Falta a la entrada del primer ATF

estando los tres AT conectados

458.944 A

453.774 A

La intensidad de falta a tierra, volverá buscando el neutro de los transformadores de potencia de las SET a través

de tres caminos: cable de retorno, carriles y terreno. Por lo tanto, se trata de determinar el porcentaje de las

intensidades de falta anteriores que volverá por el terreno.

Dado que no sabemos ni el número de apoyos de 400 kV ni de 220 kV desde la línea de transporte hasta el

parque contiguo de REE, ni la configuración de la malla de tierras de compañía, ni la resistencia de puesta a

tierra exacta de los carriles de la línea ferroviaria Bobadilla - Algeciras no podemos determinar los valores

exactos de las intensidades de falta a tierra que retornarán por el cable de retorno, carriles y terreno. Se recurrirá

a estimaciones basadas en la experiencia, buscándose la situación más desfavorable

Se tomará como porcentaje que retorna por el terreno el 57,4% de la intensidad de falta. En principio, el

porcentaje sería diferente en función de la impedancia de la malla de puesta a tierra con respecto a la impedancia

del retorno.

Los valores de diseño a considerar son:

Tabla 10.2- Intensidades de cortocircuito de diseño para las diferentes instalaciones

Intensidad de cortocircuito de diseño

SET 1 3746.82 A

SET 2 3659.74 A

ATI 1968.99 A

ATF 263.43 A

Red de Tierras

156


10.5.1 Malla de cálculo

Para el presente cálculo se considera que se realizará una malla de cable de cobre desnudo de 150 mm2 de

sección, enterrada a una profundidad de 0,8 m., con una separación entre conductores transversales de 10 m y

entre conductores longitudinales de 8,75 m en un área de 90 x 70 m. La malla se ubicará centrada al perímetro

de la subestación de forma que el perímetro de la malla sobresalga un mínimo de 2 m respecto a la valla exterior.

10.5.2 Datos de cálculo

Tabla 10.3- Datos de cálculo para la red de tierra de la subestación de 400 kV

Resistividad a 0,8 m (ρ) 60 ohmio x m

Resistividad superficial (Ps) 3000 ohmio x m

Intensidad difundida a tierra (Ig) 3746,82 A máximos

Tiempo de defecto (T) 0,5 s

Tensión de servicio (U) 400 kV

Profundidad de la malla (h) 0,8 m

Separación conductores trasnversal (D) 10 m

Separación conductores longitudinal (D) 8,75 m

Área de la malla ADIF (A) 6300 m2

Long. Malla (Subestación) (Lm) 1510 m

Picas (Se instalarán 0 picas a 2 m) (Lp) 0 m

Conexiones cerramiento y estructura (Lx) 512 m

10.5.3 Resistencia del electrodo

Para calcular la resistencia del electrodo se aplica la expresión establecida en el documento IEEE Std 80-2000:

𝑅𝑔 = 𝜌 ∙

[ 1

𝐿𝑡+

1

√20 ∙ 𝐴∙

(

1 +1

1 + ℎ ∙ √20𝐴 )

]

= 0,3705 Ω

El valor de 𝐿𝑡 se obtiene mediante la ecuación:

𝐿𝑡 = 𝐿𝑚 + 𝐿𝑝 = 1510 𝑚


10.5.4 Elevación máxima de potencial de la malla

El paso de la máxima corriente de difusión al terreno produce una elevación de la tensión que se obtiene mediante

la expresión:

∆𝑉𝑔 = 𝐼𝑔 ∙ 𝑅𝑔 = 1388,2 𝑉

10.5.5 Cálculo de las tensiones de contacto y paso

Las tensiones de contacto y paso se obtendrán a partir de las expresiones indicadas en la Norma IEEE 80.

Tensión de contacto

La fórmula que posibilita la obtención de dicha tensión es:

𝐸𝑚𝑎𝑙𝑙𝑎 = 𝜌 ∙ 𝐾𝑚 ∙ 𝐾𝑖 ∙𝐼𝑔

𝐿= 258,863 𝑉

Donde,

𝐾𝑖: es un factor de corrección de irregularidad, para permitir la no uniformidad de circulación de

corriente, desde distintas partes de la malla, su valor es:

𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656

siendo,

𝑛: media geométrica del número de conductores en cada dirección.

𝑛 = √𝑛𝑎 ∙ 𝑛𝑏

siendo 𝑛𝑎 y 𝑛𝑏 el número de conductores en paralelo de la malla en cada dirección.

𝜌: resistividad media del terreno en Ω m.

𝐼𝑔: corriente eficaz máxima total en amperios, que circula entre la red de tierra y la tierra.

𝐿: suma de la longitud total del conductor.

𝐾𝑚: es un coeficiente que tiene en cuenta el efecto del número, espaciamiento D, diámetro d y

profundidad de enterramiento h, de los conductores de la red. Su valor es:

𝐾𝑚 =1

2𝜋[ln (

𝐷2

16 ∙ ℎ ∙ 𝑑+(𝐷 + 2 ∙ ℎ)2

8 ∙ 𝐷 ∙ 𝑑−

ℎ

4 ∙ 𝑑) +

𝐾𝑖𝑖𝐾ℎ

∙ ln (8

𝜋(2𝑛 − 1))]

Donde,

𝐾𝑖𝑖 =12𝑛2𝑛⁄ , para una malla sin picas enterradas. En caso de tener una serie de picas

perimetrales de apoyo en el perímetro de la malla se podría considerar (según Norma ENDESA)

que 𝐾𝑖𝑖 = 1, pero en el cálculo se puede mantener el valor obtenido de la fórmula sin picas por

seguridad.

Red de Tierras

158

𝐾ℎ: factor de profundidad de la malla, de valor:

𝐾ℎ = √1 + ℎ

Tensión de paso

La fórmula que permite estos cálculos es:

𝐸𝑝𝑎𝑠𝑜 = 𝜌 ∙ 𝐾𝑠 ∙ 𝐾𝑖 ∙𝐼𝑔

𝐿= 69,752 𝑉

Donde,

𝐾𝑠: es un coeficiente que tiene en cuenta el efecto del número (n) de conductores enterrados paralelos

a los lados de la malla; del espaciamiento D y de la profundidad de enterramiento h. Su valor es:

𝐾𝑠 =1

𝜋[1

2ℎ+

1

𝐷 + 𝑑+1

𝐷(1 − 0,5(𝑛−2))]

𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656

𝑛 = máx (𝑛𝑎, 𝑛𝑏)

10.6 Subestación de tracción de 220 Kv



sección, enterrada a una profundidad de 0,8 m., con una separación entre conductores transversales de 6,58 m y


de la subestación de forma que el perímetro de la malla sobresalga un mínimo de 2 m respecto a la valla exterior.


Tabla 10.4- Datos de cálculo para la red de tierra de la subestación de 220 kV







Separación conductores trasnversal (D) 6,58 m

Separación conductores longitudinal (D) 7,125 m


Área de la malla ADIF (A) 4,503 m2

Long. Malla (Subestación) (Lm) 1,452 m




𝑅𝑔 = 𝜌 ∙

[ 1

𝐿𝑡+

1

√20 ∙ 𝐴∙

(

1 +1

1 + ℎ ∙ √20𝐴 )

]

= 0,4308 Ω


𝐿𝑡 = 𝐿𝑚 + 𝐿𝑝 = 1460 𝑚



la expresión:

∆𝑉𝑔 = 𝐼𝑔 ∙ 𝑅𝑔 = 1576,8 𝑉






𝐿= 318,849 𝑉

Donde,



𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656

siendo,





Red de Tierras

160





𝐾𝑚 =1

2𝜋[ln (

𝐷2

16 ∙ ℎ ∙ 𝑑+(𝐷 + 2 ∙ ℎ)2

8 ∙ 𝐷 ∙ 𝑑−

ℎ

4 ∙ 𝑑) +

𝐾𝑖𝑖𝐾ℎ

∙ ln (8

𝜋(2𝑛 − 1))]

Donde,




seguridad.


𝐾ℎ = √1 + ℎ

Tensión de paso



𝐿= 113,0495 𝑉

Donde,



𝐾𝑠 =1

𝜋[1

2ℎ+

1

𝐷 + 𝑑+1

𝐷(1 − 0,5(𝑛−2))]

𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656



10.7 Centro de autotransformación intermedio



sección, enterrada a una profundidad de 0,8 m, con una separación entre conductores transversales de 3 m y


del centro de forma que el perímetro de la malla sobresalga un mínimo de 2 m respecto a la valla exterior.


Tabla 10.5- Datos de cálculo para la red de tierra de los centros de autotransformación intermedios



Intensidad difundida a tierra (Ig) 3000 ohmio x m

Tiempo de defecto (T) 1968.99 A máximos

Tensión de servicio (U) 0,3 s

Profundidad de la malla (h) 55 kV

Separación conductores trasnversal (D) 0,8 m.

Separación conductores longitudinal (D) 3 m

Área de la malla ADIF (A) 2,75 m

Long. Malla (Subestación) (Lm) 990 m2




𝑅𝑔 = 𝜌 ∙

[ 1

𝐿𝑡+

1

√20 ∙ 𝐴∙

(

1 +1

1 + ℎ ∙ √20𝐴 )

]

= 0,8877 Ω


𝐿𝑡 = 𝐿𝑚 + 𝐿𝑝 = 765 𝑚

Red de Tierras

162



la expresión:

∆𝑉𝑔 = 𝐼𝑔 ∙ 𝑅𝑔 = 1747,9 𝑉






𝐿= 292,2178 𝑉

Donde,



𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656

siendo,









𝐾𝑚 =1

2𝜋[ln (

𝐷2

16 ∙ ℎ ∙ 𝑑+(𝐷 + 2 ∙ ℎ)2

8 ∙ 𝐷 ∙ 𝑑−

ℎ

4 ∙ 𝑑) +

𝐾𝑖𝑖𝐾ℎ

∙ ln (8

𝜋(2𝑛 − 1))]

Donde,




seguridad.



𝐾ℎ = √1 + ℎ

Tensión de paso



𝐿= 195,2818 𝑉

Donde,



𝐾𝑠 =1

𝜋[1

2ℎ+

1

𝐷 + 𝑑+1

𝐷(1 − 0,5(𝑛−2))]

𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656


10.8 Centro de autotransformación final



sección, enterrada a una profundidad de 0,8 m., con una separación entre conductores transversales de 3,66 m y

entre conductores longitudinales de 4 m en un área de 44 x 32 m. La malla se ubicará centrada al perímetro del

centro de forma que el perímetro de la malla sobresalga un mínimo de 2 m respecto a la valla exterior.


Tabla 10.6- Datos de cálculo para la red de tierra del centro de autotransformación final







Separación conductores trasnversal (D) 3,66 m

Separación conductores longitudinal (D) 4 m

Red de Tierras

164

Área de la malla ADIF (A) 1408 m2

Long. Malla (Subestación) (Lm) 812 m




𝑅𝑔 = 𝜌 ∙

[ 1

𝐿𝑡+

1

√20 ∙ 𝐴∙

(

1 +1

1 + ℎ ∙ √20𝐴 )

]

= 0,7571 Ω


𝐿𝑡 = 𝐿𝑚 + 𝐿𝑝 = 820 𝑚



la expresión:

∆𝑉𝑔 = 𝐼𝑔 ∙ 𝑅𝑔 = 199,4545 𝑉






𝐿= 36,5842 𝑉

Donde,



𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656

siendo,










𝐾𝑚 =1

2𝜋[ln (

𝐷2

16 ∙ ℎ ∙ 𝑑+(𝐷 + 2 ∙ ℎ)2

8 ∙ 𝐷 ∙ 𝑑−

ℎ

4 ∙ 𝑑) +

𝐾𝑖𝑖𝐾ℎ

∙ ln (8

𝜋(2𝑛 − 1))]

Donde,




seguridad.


𝐾ℎ = √1 + ℎ

Tensión de paso



𝐿= 18,3870 𝑉

Donde,



𝐾𝑠 =1

𝜋[1

2ℎ+

1

𝐷 + 𝑑+1

𝐷(1 − 0,5(𝑛−2))]

𝐾𝑖 = 0,172 ∙ 𝑛 + 0,656


Red de Tierras

166

10.9 Resultados

Los valores obtenidos del cálculo son los siguientes:

Tabla 10.7- Resultados obtenidos de tensión de contacto y paso para la red de tierras

Valores calculados (V) Valores máximos

admisibles (V)

SET.101 400 kV

Tensión de contacto 258,86 792

Tensión de paso 69,75 1958,4

SET.102 220 kV



ATI



ATF



Los valores de tensión de paso y contacto obtenidos están dentro de los valores máximos permitidos en la

instalación. Por lo tanto, el dimensionado de las mallas es correcto para un tiempo de operación de las

protecciones no superior a 0,5 segundos.

167

11 PRESUPUESTO

11.1 Presupuesto de Ejecución Material

El presupuesto de ejecución material para la ejecución de las obras de instalación y montaje de las instalaciones

eléctricas de las subestaciones de tracción y centros de autotransformación asociados del presente proyecto es

de:

Tabla 11.1- Presupuesto de Ejecución Material

Código Resumen Medición Precio Importe (€)

1 Subestaciones de tracción y centros de

autotransformación

15249469,9

1.1 Equipos y aparamenta eléctrica

12930581,96

1.1.1 Equipos de 400 kV-220 kV

5237140,06

Transformador de tracción 405/27.5-27.5 kV de 30

MVA

2 1056673,01 2113346,02

Transformador de tracción 220/27.5-27.5 kV de 30

MVA

2 881327,73 1762655,46

Autoválvula de 400 kV 4 7619,59 30478,36

Autoválvula de 220 kV 4 4413,49 17653,96

Interruptor automático bipolar de 400 kV 2 95340,14 190680,28

Interruptor automático bipolar de 220 kV 2 62080,35 124160,7

Seccionador tripolar 400 kV 2 58020,26 116040,52

Seccionador tripolar 220 kV 2 27528,14 55056,28

Transformador de intensidad de protección de 400

kV

4 23385,31 93541,24

Transformador de intensidad de protección de 220

kV

4 15863,39 63453,56

Transformador de intensidad para medida fiscal de

400 kV

4 72162,52 288650,08

Transformador de intensidad para medida fiscal de 4 14847,7 59390,8

Presupuesto

168

220 kV

Transformador de tensión para protección de 400

kV

4 23419,16 93676,64

Transformador de tensión para protección de 220

kV

4 16492,15 65968,6

Transformador de tensión para medida fiscal de

400 kV

4 23379,26 93517,04

Transformador de tensión para medida fiscal de

220 kV

4 17217,63 68870,52

1.1.2 Equipos de 55 kV-36 kV

5183992,88

Autoválvula de 55 kV 36 900 32400

Seccionador bipolar de 55 kV 18 6503,6 117064,8

Aislador de 55 kV 36 597,06 21494,16

Autotransformador de 10 MVA 12 103157,39 1237888,68

Celda de 36 kV para remonte de cable 13 13342,01 173446,13

Celda de 36 kV para seccionamiento y protección

del transformador de SSAA

22 12668,27 278701,94

Transformador 27,5/20 kV 4 43255,8 173023,2

Cabina de 24 kV transformador de 27,5/20 kV 4 34492,38 137969,52

Cabina de 24 kV salida anillo 20 kV 4 39548,58 158194,32

Cabina de 24 kV de acoplamiento 2 33252,18 66504,36

Cabina de 24 kV de remonte 2 33252,18 66504,36

Cabinas de 36 kV con interruptor 4 38188,75 152755

Celdas de 55 kV 54 46423,13 2506849,02

Armario barra cero SET 2 4315,92 8631,84

Armario barra cero ATI 10 4733,59 47335,9

Armario barra cero ATF 1 5229,65 5229,65

1.1.3 Calidad de energía

84225,26

Sistema de control calidad de energía en

subestación

2 42112,63 84225,26

1.1.4 Medida fiscal subestación REE adosada

87642,02


Equipos de medida fiscal y redundante 2 43821,01 87642,02

1.1.5 Servicios Auxiliares

2337581,74

Transformador de SSAA de 250 kVA 14 13423,28 187925,92

Equipo rectificador-bateria de 110 A 14 56128,24 785795,36

Transformador de SSAA de 100 kVA 14 10574,52 148043,28

Cuadro de SSAA 230 Vca en SET 2 34440,09 68880,18

Cuadro de SSAA 230 Vca en ATI 10 33580,16 335801,6

Cuadro de SSAA 230 Vca en ATF 1 33580,16 33580,16

Equipo rectificador-bateria de 75 A 14 38564,24 539899,36

Cuadro de SSAA 125 Vcc en SET 2 15451,9 30903,8

Cuadro de SSAA 125 Vcc en ATI 10 12314,34 123143,4

Cuadro de SSAA 125 Vcc en ATF 1 12314,34 12314,34

Cuadro anillo de energía 2 16946,38 33892,76

Grupo electrógeno de 40 kVA 2 18700,79 37401,58

1.2 Cables, Conductores y Terminales

354769,71

1.2.1 Cables

266075,6

Botella terminal 55 kV 228 339,41 77385,48

Cable de cobre 120 mm2 de 26/45 kV aislamiento

XLPE

1705 24,06 41022,3


XLPE

2805 27,06 75903,3


XLPE

1860 35,85 66681

Conductor dúlpex RAIL 416 12,22 5083,52

1.2.2 Bandejas

10079,71

Bandejas portacables de rejilla de acero

galvanizado 100x300 mm

111 39,03 4332,33

Bandejas portacables de rejilla de acero

galvanizado 100x200 mm

163 35,26 5747,38

1.2.3 Tubos

78614,4

Presupuesto

170

Tubo de cobre 60/50 mm 380 206,88 78614,4

1.3 Mando, Control y Protección

1416176,21

1.3.1 Sistema de supervisión central 1 333348,1 333348,1

1.3.2 Sistema de control y protección 1 673523,41 673523,41

1.3.3 Telemando 1 13508,28 13508,28

1.3.4 Desarrollo de software y licencias 1 395796,42 395796,42

1.4 Instalaciones y Sistemas de Seguridad

397689,99

1.4.1 Alumbrado y Fuerza

195885,55

Alumbrado y Fuerza en SET 2 25254,41 50508,82

Alumbrado y Fuerza en ATI 10 13040,66 130406,6

Alumbrado y Fuerza en ATF 1 14970,13 14970,13

1.4.2 Detección y extinción manual de Incendios

48430,3

Detector de humos 148 71,71 10613,08

Sirena de alarma 11 40,27 442,97

Pulsador de alarma 38 40,5 1539

Detector termovelocimétrico 22 56,71 1247,62

Central de control y señalización 9 2725,19 24526,71

Cuadro secundario 2 580,07 1160,14

Extintor de CO2 5 kg 22 110,07 2421,54

Extintor de CO2 10 kg 11 258,99 2848,89

Extintor de polvo polivalente ABC de 25 kg 17 180,16 3062,72

Señal fotoluminescente 51 11,13 567,63

1.4.3 Ventilación y Climatización

153374,14

Calefactor eléctrico para aseos de 2000 W 2 114,36 228,72

Extractor mural de 2900 m3/h 22 811,39 17850,58

Extractor mural de 450 m3/h 2 463,34 926,68

Aire acondicionado tipo split 8,4 kW 31 3691,92 114449,52


Aire acondicionado tipo split 6,4 kW 7 2845,52 19918,64

1.5 Red de Tierras y Masas

106386,09

Cable unipolar de Cu desnudo duro de 1x150 mm2 2962 12,66 37498,92

Cable unipolar de Cu desnudo duro de 1x120 mm2 1569 11,21 17588,49

Picas de tierra en SET 4 540,53 2162,12

Picas de tierra en ATI 40 1116,74 44669,6

Picas de tierra en ATF 4 1116,74 4466,96

1.6 Interface con Suministrador

43865,94

Armario contadores acometida S/E 2 18008,35 36016,7

Armario frontera ADIF-REE 2 2911,9 5823,8

Interface con REE en subestación adosada 2 1012,72 2025,44

El presupuesto de Ejecución Material asciende a la cantidad de QUINCE MILLONES, DOSCIENTOS

CUARENTA Y NUEVE MIL, CUATROSCIENTOS SESENTA Y NUEVE EUROS CON NOVENTA

CÉNTIMOS (15.249.469,9 €).

11.2 Presupuesto de base de licitación

Incrementando el presupuesto de Ejecución Material en el 15% de su valor, en concepto de 9% en Gastos

Generales y 6% de Beneficio Industrial, se obtiene el presupuesto de Base de Licitación:

Tabla 11.2- Presupuesto de base de licitación

Presupuesto Ejecución Material 15.249.469,9 €

15 % Gastos Generales y Beneficio Industrial 2.287.420,49 €

Presupuesto Base Licitación 17.536.890,39 €

El Presupuesto de Base de Licitación, asciende a la cantidad de DIECISIETE MILLONES QUINIENTOS

TREINTA Y SEIS MIL OCHOCIENTOS NOVENTA EUROS CON TREINTA Y NUEVE

CÉNTIMOS (17.536.890,39 €).

173

REFERENCIAS

[1] Kiessling / Pluschmann / Schmieder / Vega. Líneas de contacto para ferrocarriles electrificados.

SIEMENS AG 2008.

[2] Eduardo Pilo de la Fuente. Diseño óptimo de la electrificación de ferrocarriles de alta velocidad. (Tesis

doctoral 2003).

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