2.- memoria de cÁlculo -...

PROYECTO DE NUEVA CENTRAL ELÉCTRICA DEL AEROPUERTO DE SEVILLA - SAN PABLO

2.- 2.- MEMORIA DE CÁLCULOMEMORIA DE CÁLCULO

David Luque Jiménez - Septiembre 2012 2-1


Indice del Documento 2: Memoria de Cálculo

2.1.- Estimación de consumos energéticos.....................................................................................4

2.1.A- Medidas de superficie, longitudes y número de elementos............................................4

2.1.B- Determinación de consumos específicos........................................................................5

2.1.C- Cálculo de la potencia eléctrica total..............................................................................9

2.2.- Dimensionamiento de grupos electrógenos..........................................................................12

2.3.- Dimensionamiento de transformadores de distribución y para generación..........................13

2.3.A- Transformadores para generación.................................................................................13

i)Potencia asignada..............................................................................................................13

ii)Tensión de aislamiento y tensión asignada de los arrollamientos primario y secundario.

..............................................................................................................................................13

iii)Tomas para la regulación de tensión...............................................................................14

iv)Grupos de conexión........................................................................................................14

v)Impedancia de cortocircuito.............................................................................................15

vi)Resumen de transformador para generación...................................................................15

2.3.B- Transformadores de los centros de transformación.......................................................15

i)Potencia asignada..............................................................................................................16


..............................................................................................................................................17

iii)Tomas en vacío...............................................................................................................18

iv)Grupos de conexión........................................................................................................18

v)Impedancia de cortocircuito.............................................................................................18

vi)Resumen de los transformadores de distribución...........................................................19

2.4.- Dimensionamiento de cables de alta tensión........................................................................20

2.4.A- Elección del nivel de aislamiento:................................................................................20

2.4.B- Sección mínima de conductor por cortocircuito:..........................................................21

2.4.C- Sección mínima de pantalla:.........................................................................................22

2.4.D- Sección mínima del conductor por calentamiento:.......................................................23



2.4.E- Cálculo de caída de tensión:..........................................................................................34

2.4.F- Acometidas exteriores...................................................................................................37

2.4.G- Cables del lado de alta tensión de los grupos electrógenos..........................................38

2.4.H- Resumen de cableado de alta tensión............................................................................39

2.5.- Dimensionamiento de equipos de puesta a tierra y selección del esquema de puesta a tierra.

.......................................................................................................................................................41

2.5.A- Elección de la intensidad térmica asignada .................................................................41

2.5.B- Tiempo de duración de la intensidad térmica ...............................................................42

2.5.C- Elección de tensiones asignadas para el nivel de aislamiento y ensayos dieléctricos de

los equipos de puesta a tierra ...................................................................................................42

2.5.D- Elección de las características de los equipos de puesta a tierra del sistema de

distribución................................................................................................................................43

i)Conjunto de puesta a tierra reactancia en zig-zag y resistencia........................................43

ii)Características del conjunto resistencia-reactancia en zig-zag de puesta a tierra. ..........44

2.5.E- Equipos de puesta a tierra de generadores de media tensión .......................................45

i)Resistencia directa entre neutro del generador y tierra.....................................................45

ii)Características de la resistencia de puesta a tierra de generador directa..........................46

2.6.- Características de cabinas de alta tensión.............................................................................47

2.6.A- Características de las protecciones................................................................................47

i)Cabinas dotadas de interruptor automático.......................................................................47

ii)Cabinas principales..........................................................................................................48

iii)Protección de transformadores.......................................................................................48



2.1.- Estimación de consumos energéticos.

Para el cálculo de potencias eléctricas de diseño se sigue lo establecido en la normativa NSE

de AENA, en particular el documento NSE-1-1 de Estimación de consumos energéticos. En él se

presentan métodos de cálculos de las cargas de los diferentes servicios aeronáuticos con la

definición de parámetros, superficies y longitudes características, la definición de consumos

específicos (potencia por unidad de referencia) e incluso con sugerencias de consumidores de cada

instalación aeroportuaria.

La metodología utilizada se basa en la medida de parámetros de referencia (número de

elementos, superficies y longitudes), en la elección de consumos específicos de acuerdo a las

características de la instalación, y finalmente en un cálculo de potencia instalada.

Paralelamente, y de acuerdo a la naturaleza de las cargas consideradas, se aplicará un factor

de simultaneidad para cada tipo de alimentación (normal, emergencia y en continuidad) para la

estimación de consumo de potencia total en cada situación de funcionamiento.

2.1.A- Medidas de superficie, longitudes y número de elementos.Siguiendo lo expresado en el documento se definen las superficies, longitudes y elementos

que van a ser representativos del sistema eléctrico que se desea alimentar. La medida de cada uno de

ellos se ha realizado teniendo en cuenta la configuración del aeropuerto de diseño planteado en el

apartado de memoria descriptiva. En su mayor parte se corresponden literalmente con parámetros

ya dimensionados en tal apartado (como por ejemplo las superficies de edificios); otros muchos se

han tomado de manera razonada dentro de un rango sugerido en la normativa (como el número de

ascensores de la torre de control); sin embargo algunos tan solo se han podido estimar burdamente a

partir de la situación actual y aplicando un factor de duplicación. La siguiente tabla recoge todas las

medidas consideradas:



Tabla 1: Medidas consideradas para la estimación de consumos elécticos.

Notemos que las cifras recogidas en la anterior tabla contemplan la medida total del sistema

aeroportuario. Por ejemplo, la longitud de eje de pista mostrada, 6680 m, es la suma la de ambas

pistas de vuelos, cada una de 3.340 m.

2.1.B- Determinación de consumos específicos.El cálculo de potencia instalada se realiza en base a las unidades de medida recogidas en la

tabla anterior, y a partir de las cuales se estiman las potencias parciales de cada elemento aplicando


ELEMENTO (unidades) DESCRIPCIÓN MEDIDASUPERFICIES

superficie edificio terminal 60.000 superficie de concesionarios comerciales del edificio terminal 18.000 superficie de central eléctrica 2.100 superficie del SEI 1.500 superficie de la torre de control 1.800 superficie terminal de carga 12.000 superficie de hangares 5.000 superficie de bloque técnico 14.000 superficie de aparcamiento 69.250 superficie de galerías (en planta) 6.250 superficie de plataforma 481.427

LONGITUDES longitud de calzada en urbanización y accesos 2.000 longitud de eje de pista 6.680 longitud de borde de pista 13.360 longitud de zona de toma de contacto 400 longitud de umbral de pista 180 longitud de borde recto de calle de rodaje 10.000 longitud de borde curvo de calle de rodaje 4.000 longitud de eje recto de calle de rodaje 10.000 longitud de eje curvo de calle de rodaje 4.000

NÚMERO DE ELEMENTOS número de ascensores del edificio terminal 15 número de ascensores de la TWR 2 número de escaleras mecánicas del edificio terminal 8 número de pasillos mecánicos del edificio terminal 5 número de pasarelas del edificio terminal 10 número de posiciones del edificio terminal 10 número de balizas empotradas del sistema de aproximación 8 número total de balizas del sistema de aproximación 864 número de cabeceras de pista 4número de barras de parada 14

70

St (m2)Scc_et (m2)

Sce (m )Ssei (m )Stwr (m2)Stc (m2)Sh (m2)

Sbto (m2)Sa (m2)Stg (m2)Spla (m2)

Lcalurb (m)Lrwy (m)Brwy (m)Lztc (m)Urwy (m)

Brecto (m)Bcurvo (m)Erecto (m)Ecurvo (m)

Nasc_twr (ud))Nasc_et (ud)Nescet (ud)

Npasmec_et (ud)Npasarelas (ud)Nposiciones (ud)Nempotradas (ud)

Ntotal (ud)Ncabeceras (ud)

Nbarrasparada (ud)Nletreros (ud) número de letreros de señalización vertical


un consumo específico, medido en potencia por unidad de referencia.

La determinación de dichos consumos específicos se lleva a cabo siguiendo las directrices

marcadas en la normativa NSE-1-1, en la que se encuentran tabulados los valores típicos,

considerando en cada caso las particularidades del edificio al que se relaciona. Para más detalle se

recomienda acudir a dicho documento.

En todos los casos se una una relación proporcional a la unidad de medida del parámetro de

potencia, aplicando la fórmula siguiente:

P (W )=a⋅R+b⋅R2

Fórmula 1: cálculo de potencias parciales.

donde P es la potencia del consumidor expresado en vatios, a y b son dos parámetros definidos en

la normativa y R es un parámetro de referencia. En la mayoría de casos la relación es lineal (b=0),

luego sólo se define el parámetro a, que corresponde pues con un valor de potencia unitaria. Los

valores usados en nuestro cálculo de potencia instalada se listan en la siguiente tabla, donde también

se muestran los valores de potencias parciales obtenidos.

Para completar la información recogida en estas tablas, se especifican aspectos importantes

que se han tenido en cuenta a la hora de interpretar la normativa en el cálculo de potencia eléctrica:

• Para el cálculo de la climatización se ha consultado el documento NBE-CT-79, en

el que se indica que la ubicación del aeropuerto sevillano es una zona climática de

clave W.

• Se desprecia el valor de bombeo para riego de zonas ajardinadas.

• No se considera la existencia de un centro de emisores como tal, por no existir en la

actualidad.

• La antigua depuradora del aeropuerto quedó fuera de funcionamiento al conectar la

salida de saneamiento al colector de EMASESA, luego no se electrificará tal

instalación en la configuración futura.

• Ambas pistas de vuelo se consideran de categoría II/III, de acuerdo a lo considerado

en el Proyecto Fin de Carrera de Molina, A. (2009), en el que se propone el



aumento de categoría de la pista actual.

• Dado el volumen de tráfico considerado en su máximo desarrollo posible, se estima

como aeropuerto grande según la clasificación propuesta en la normativa.

• Por su tipo de tráfico (nacional y estacionario), para el cálculo del sistema de

distribución de combustible se aplica la categoría de corto-largo alcance.

• Se estiman las necesidades de espacio del aparcamiento mediante la asignación de

25 m2 por plaza de aparcamiento, según la ratio actual.



Tabla 2: Estimación de potencias parciales de las cargas consideradas.


CARGAS DEL SISTEMA AEROPORTUARIO PARÁMETRO CONSUMO ESPECÍFICO POTENCIA (W)EDIFICIO TERMINAL DE PASAJEROS 10.991.936

Iluminación 20W/m2 1.200.000a=104,94; b=-5E-5 4.496.400

Ventilación 0,86 W/m2 51.600Agua sanitaria caliente y fría 91.200

Ascensores 375.000Escaleras mecánicas 96.000

Pasillos mecánicos 37.500Tratamiento de equipajes 697.800

Pasarelas de embarque 400.000Mostradores de facturación y embarque 75.600

Sistema de información al pasajero 86.400Puestos de control 30.000

Control de accesos e intrusismo 636Protección contra incendios 97.800

96.000Áreas de restauración y concesionarios comerciales 120 W/m2 2.160.000

Asistencia a aeronaves 1.000.000TORRE DE CONTROL 575.000

Iluminación 15 W/m2 27.000120 W/m2 216.000

Ascensores 32.000Equipos de ayuda a la navegación - aeropuerto grande 100.000

Emisores y receptores - suposición 200.000OTROS EDIFICIOS AEROPORTUARIOS 8.200.893

CENTRAL ELÉCTRICA 225 W/m2 472.500EDIFICIO SEI 1 226 W/m2 339.000EDIFICIO SEI 2 226 W/m2 339.000

TERMINAL DE CARGA 200 W/m2 2.400.000HANGARES 120 W/m2 600.000

COMBUSTIBLES - Corto-medio alcance 55.000BLOQUE TÉCNICO 225 W/m2 3.150.000

APARCAMIENTO DE VEHÍCULOS 746.893en edificio 14,55 W/m2 730.303

en superficie 0,7 W/m2 16.590URBANIZACIÓN Y ACCESOS 36.000

TÚNELES Y GALERÍAS DE SERVICIO 10 W/m2 62.500ÁREA DE MOVIMIENTOS 1.184.050

ILUMINACIÓN DE PLATAFORMA 0,75 W/m2 361.070BALIZAMIENTO DE PISTAS DE VUELO 325.280

luces de aproximación 194.400luces de eje de pista 53.440

luces de borde de pista 53.440luces de umbral y extremo de pista 6000 W/cabecera 24.000

BALIZAMIENTO DE CALLES DE RODAJE 216.900luces de borde 29.500

luces de eje 144.000luces de parada 22.400

300 W/modulo 21.000CENTROS DE AYUDA A LA NAVEGACIÓN AÉREA 280.800

ILS CAT II/III 273.600PAPI 3.200

(otros) RVR - 4.000

StClimatización St

StSt a=2,12; b=1E-5

Nasc_et 25 kW/udNescet 12 kW/ud

Npasmec_et 7,5 kW/udSt a=14,03; b=-4E-5

Npasarelas 40 kW/udSt a=1,44; b=-3E-6St a=2,04; b=-1E-5St a=0,8; b=-5E-6St a=7E-3; b=6E-8St a=2,83; b=-2E-5

Megafonía, telefonía y comunicaciones St a=2,08; b=-8E-6Scc_et

Nposiciones 100 kW/ud

StwrClimatización Stwr

Snasc_twr 16 kW/ud

SceSseiSseiStcSh

Sbto

SaSa

Lcalurb 18 W/mStg

Spla

225 W/udNtotal 8 W/mBrwy 4 W/m

Ncabeceras

Brecto; Bcurvo 1,75 W/m recto; 3 W/m curvoErecto; Ecurvo 8 W/m recto; 16 W/m curvoNbarrasparada 1600 W/ud

letreros de señalización vertical Nletreros

Ncabeceras 68400 W/udNcabeceras 800 W/ud

1000 W/ud


2.1.C- Cálculo de la potencia eléctrica total.Aunque el cálculo que se ha mostrado hasta ahora recoge todas las cargas que se estima

estén conectadas a la central eléctrica que estamos diseñando, la suma total no es el valor de la

potencia de diseño sino el de la potencia total instalada. Para conseguir dicho valor de diseño habrá

que aplicar los denominados factores de simultaneidad (ya que no todas van a estar en

funcionamiento a su máximo nivel de carga en el mismo momento) para cada tipo de instalación y

en cada situación de funcionamiento (normal, de emergencia y en continuidad). Para ello se usa la

fórmula siguiente:

Fórmula 2: fórmula de la potencia eléctrica de diseño.

donde Ptotal es la potencia total, Fs es el factor de simultaneidad, y Ff es el factor de funcionamiento

en el régimen de funcionamiento considerado (N: normal, E: emergencia y C: continuidad). El

sumatorio afecta a todas las potencias parciales del elemento considerado.

Los valores de los factores de funcionamiento y de simultaneidad los podemos encontrar

tabulados en la norma NSE, destacando que el factor de funcionamiento normal es siempre igual a

la unidad (FN=1), y que los de emergencia (FE), continuidad (FC) son no superiores a la unidad y

se corresponden con las claves FE y FU, respectivamente, expresadas en la normativa.

El resultado de los cálculos se resumen en la siguiente tabla:


P total=∑ P i⋅Fsi⋅Ff i


Tabla 3: Factores de simultaneidad y de funcionamiento considerados.


CARGAS DEL SISTEMA AEROPORTUARIO FS FE FCEDIFICIO TERMINAL DE PASAJEROS

Iluminación 0,7 0,5 0,50,75 0,5 0

Ventilación 0,65 0,3 0Agua sanitaria caliente y fría 0,6 1 0

Ascensores 0,6 1 0Escaleras mecánicas 0,54 1 0,2

Pasillos mecánicos 0,54 1 0,2Tratamiento de equipajes 0,8 1 1

Pasarelas de embarque 0,6 1 0,1Mostradores de facturación y embarque 0,8 1 1

Sistema de información al pasajero 0,8 0,6 0,1Puestos de control 0,8 1 1

Control de accesos e intrusismo 1 1 1Protección contra incendios 1 1 0

1 1 1Áreas de restauración y concesionarios comerciales 0,75 1 0,5

Asistencia a aeronaves 0,6 1 0,1TORRE DE CONTROL

Iluminación 0,8 1 10,8 1 1

Ascensores 0,8 1 0Equipos de ayuda a la navegación 1 1 1

Emisores y receptores 0,8 1 1OTROS EDIFICIOS AEROPORTUARIOS

CENTRAL ELÉCTRICA 0,7 0,5 0,3EDIFICIO SEI 1 0,7 0,65 0,3EDIFICIO SEI 2 0,7 0,65 0,3

TERMINAL DE CARGA 0,7 0,5 0,2HANGARES 0,7 0,6 0,2

COMBUSTIBLES 0,7 0,3 0,2BLOQUE TÉCNICO 0,7 0,3 0,2

APARCAMIENTO DE VEHÍCULOSen edificio 1 1 0

en superficie 1 0,5 0URBANIZACIÓN Y ACCESOS 1 0,5 0

TÚNELES Y GALERÍAS DE SERVICIO 0,65 1 0,2ÁREA DE MOVIMIENTOS

ILUMINACIÓN DE PLATAFORMA 1 1 0BALIZAMIENTO DE PISTAS DE VUELO

luces de aproximación 1 1 1luces de eje de pista 1 1 1

luces de borde de pista 1 1 1luces de umbral y extremo de pista 1 1 1

BALIZAMIENTO DE CALLES DE RODAJEluces de borde 1 1 1

luces de eje 1 1 1luces de parada 1 1 1

1 1 1CENTROS DE AYUDA A LA NAVEGACIÓN AÉREA

ILS CAT II/III 1 1 1PAPI 1 1 1

(otros) RVR 1 1 1

Climatización

Megafonía, telefonía y comunicaciones

Climatización

letreros de señalización vertical


Para concluir resumimos en una tabla más sencilla y cómoda los resultados de potencias

totales de diseño consideradas en nuestro sistema eléctrico aeroportuario para cada uno de los

regímenes de funcionamiento definidos:

Tabla 4: Resumen de potencias (kW) consideradas en el diseño del sistema eléctrico para los diferentes regímenes de funcionamiento.

Podemos concluir que la potencia de diseño del aeropuerto de Sevilla, en su configuración

de máximo desarrollo posible, es de 15.600 kW, calculada a partir de los valores dictados por la

normativa NSE. Notemos que resulta considerablemente superior (un 23%) a la potencia

inicialmente estimada en el Documento 1: Memoria Descriptiva (apartado 1.5.C) mediante consulta

de bibliografía especializada en sistemas eléctricos aeroportuarios, lo que hace indicar que el diseño

resultante estará del lado de la seguridad, garantizando el correcto funcionamiento y calidad del

sistema eléctrico del aeródromo.


EDIFICIOS E INSTALACIONES POTENCIA INSTALADA RÉGIMEN NORMAL RÉG. EMERGENCIA RÉG. CONTINUIDADEDIFICIO TERMINAL DE PASAJEROS 10.991.936 7.964 5.807 2.075TORRE DE CONTROL 575.000 480 480 454OTROS EDIFICIOS AEROPORTUARIOS 8.200.893 5.972 3.036 1.118ÁREA DE MOVIMIENTOS 1.184.050 1.184 1.184 823TOTAL 20.951.879 15.600 10.507 4.470


2.2.- Dimensionamiento de grupos electrógenos.Consideramos por un lado una potencia total necesaria en caso de emergencia estimada en

10.506,84 kW, que considerando el factor de potencia sugerido en la normativa de 0,9 resulta que

hay que instalar grupos electrógenos para cubrir una potencia mínima de 11.674,26 kVA.

Por otro lado tenemos en cuenta en la elección de grupos electrógenos los ya existentes (De

reciente implantación) de 2.250 kVA, resultando pues necesario un mínimo de 6 unidades para

satisfacer la demanda. Sin embargo, para cumplir con la normativa, se instalará un grupo

electrógeno adicional de las mismas características.

Para el cálculo de capacidad mínima de los depósitos nodriza se han consultado las

especificaciones de un grupo electrógeno del catálogo de Caterpillar, en concreto el modelo

STANDBY 1800 ekW (2250 kVA , 50 Hz, 1500 rpm, 400 Volts ), en el que se declara un consumo

en régimen de plena carga de 457,5 litros/hora, por lo que para cubrir el consumo de los 7 grupos

previstos durante 24 horas se debe contemplar la posibilidad de almacenar al menos 3.202.5 litros.

Como conclusión se extrae que se instalarán un total de 7 grupos electrógenos de 2.250

kVA cada uno de potencia aparente, así como depósitos nodriza de al menos 3.203 litros de

capacidad total para almacenamiento del combustible.



2.3.- Dimensionamiento de transformadores de distribución y para generación.

2.3.A- Transformadores para generaciónEn este apartado se sigue el documento NSE-2-1 en el que se exponen los criterios para la

elección de los parámetros que definen los transformadores:

• potencia asignada

• tensión de aislamiento

• tensión asignada de los arrollamientos primario y secundario

• tomas para la regulación de tensión

• grupos de conexión

• impedancia de cortocircuito

i)Potencia asignada.La potencia asignada de los transformadores que forman parte de un grupo generador-

transformador debe ser superior a la potencia asignada del alternador asociado.

Si el valor de la potencia asignada del alternador es inferior a 10 MVA, el valor de la

potencia asignada (kVA) del transformador correspondiente debe tomarse de la serie R10 según la

norma ISO 3: 400, 500, 630, 800, 1.000, 1.250, 1.600, 2.000, 2.500, 3.150, 4.000, 5.000, 6.300,

8.000, 10.000.

En nuestro caso, el sistema proyectado prevé la instalación de 7 grupos electrógenos de

2.250 kVA cada uno. Entonces se han de instalar 7 transformadores para generación, uno por grupo

electrógeno, con una potencia asignada a cada transfomador de 2.500 kVA.


Las tensiones asignadas de los arrollamientos de un transformador deben seleccionarse en

función de la tensión nominal de la red a la que se conecten. El valor de la tensión asignada al

arrollamiento primario debe ser igual a la tensión de alimentación declarada. Con objeto de



compensar la caída de tensión del transformador, el valor de la tensión asignada del arrollamiento

secundario debe ser ligeramente superior al valor de la tensión nominal de la red a la que esté

conectado, con un incremento recomendado del 5% de la tensión nominal.

Siguiendo lo dispuesto en la NSE, se ha de seleccionar los valores de las diferentes

tensiones relativas a los transformadores de la siguiente tabla:

Tabla 5: Tensiones relativas para transformadores para transformación.

En nuestro caso, por tratarse de los transformadores de elevación de potencia de los grupos

electrógenos, y cuya tensión nominal es de 3 kV, se tiene:

• Tensión arrollamiento primario: 3 kV.

• Tensión arrollamiento secundario: 21 kV.

• Tensión de aislamiento más elevada: 24 kV.

iii)Tomas para la regulación de tensión.Según se expresa en el documento NSE-2-1, el cambiador de tomas en vacío debe contar

con dos tomas aditivas y dos sustantivas de escalones del 2,2 % con respecto a la toma principal.

iv)Grupos de conexión.Los transformadores de los bloques de generación deben presentar devanados en triángulo

en el lado primario y en estrella con neutro accesible en el secundario.

En los transformadores de generación el grupo de conexión idóneo para nuestra instalacón

será el YNd11 (3/21 kV), ya que presenta como ventajas el equilibrado de la carga en el lado de

generación en caso de desequilibrio en consumidores, y la de permitir independizar ambos lados del

transformador ante cortocircuitos monofásicos.



v)Impedancia de cortocircuito.El valor de la impedancia de cortocircuito tiene relación con la sobreintensidad en caso de

falta y con la caída de tensión en la máquina. Debe especificarse un valor cuya repercusión en el

coste del transformador sea poco significativa.

En la tabla siguiente, extraída de la normativa NSE, se relacionan las impedancias de

cortocircuito más usuales según la potencia asignada y tensión asignada del arrollamiento con más

tensión.

Tabla 6: Impedancias de cortocircuito más usuales.

Entonces la impedancia de cortocircuito que debemos elegir será del 7% dado que los

transformadores son de 2.500 kVA y la tensión mayor es de 20 kV.

vi)Resumen de transformador para generación.La siguiente tabla resume las características de los transformadores de elevación de los

grupos electrógenos considerados en el diseño de la nueva central eléctrica del aeropuerto.

TRANSFORMADOR AISLAMIENTO

3/21 kV 7x2.500 ACEITE Ynd11 7%

TENSIONES ASIGNADAS

(primario/secundario)

POTENCIA INSTALADA

S (kVA)

GRUPO DE CONXIÓN

IMPEDANCIA CORTOCIRC.

ZccGrupos Electrógenos

TG1 a TG7

Tabla 7: Dimensionamiento de transformadores de los grupos electrógenos.

2.3.B- Transformadores de los centros de transformación.En este apartado se sigue el documento NSE-2-2 en el que se exponen los criterios para la

elección de los parámetros que definen los transformadores de distribución:

• potencia asignada



• tensión de aislamiento

• tensión asignada de los arrollamientos primario y secundario

• tomas para la regulación de tensión

• grupos de conexión

• impedancia de cortocircuito

Si consultamos el documento NSE-1 encontramos que la tensión asignada secundaria debe

ser de 420 V, y que la potencia asignada (kVA) de los transformadores debe ser, de acuerdo con la

carga, alguna de las siguientes: 25, 50, 100, 160, 250, 400, 630, 1.000 o 1.600. Además se expresa

que los transformadores a instalar en interior de edificios de pública concurrencia deben ser de tipo

seco encapsulado.

i)Potencia asignada.Para estimar la potencia aparente demandada por el primario de un transformador para

distribución, se debe partir de la máxima demanda estimada en régimen permanente de potencias

activa y reactiva con las baterías de condensadores desconectadas y se deben añadir las pérdidas del

transformador en potencia activa y reactiva.

Una vez estimada la potencia aparente demandada, se debe examinar la gama de potencias

asignadas normalizadas en el documento NSE-1 (corregidas en su caso si existen condiciones de

servicio diferentes de las habituales expuestas en el apartado anterior). Se debe seleccionar una

potencia asignada normalizada superior a la demandada calculada debiendo quedar un margen de

reserva mínimo del 10 %, sin superar la potencia unitaria de 1.600 kVA. En caso de superarse dicho

valor, se deben instalar más centros de transformación o se deben instalar más transformadores en el

mismo centro.

Notar que para el caso del centro de transformador del Edificio Terminal, cuya potencia

total se ha estimado en 10.169 kW, se requiere la instalación de 8 transformadores de 1.600 kVA

cada uno, hecho que sugiere la división en varios centros de transformación. Sin embargo, como se

proyectan en un mismo anillo de distribución (y su redundante) no se realiza dicha separación al no

haber obligación.



La definición de los centros de transformación considerados en nuestro proyecto se

desarrolla y justifica debidamente en el Documento 1: Memoria Descriptiva, dando lugar a una

distribución de electricidad que se resume en la siguiente tabla:

C.T. Denominación Número

1 Terminal Pasajeros 10.168,93 0,9 12.428,69 1.600 8 12.8002 Antiguo Terminal 900,00 0,9 1.000,00 500 2 1.0003 Terminal Mercancías 2.100,00 0,9 2.566,67 1.600 2 3.2004 Aparcamientos 782,89 0,9 956,87 500 2 1.0005 Torre 480,00 0,9 586,67 630 1 6306 SEI 1 237,30 0,9 290,03 400 1 4007 SEI 2 237,30 0,9 290,03 400 1 4008 San Pablo Norte 1.800,00 0,9 2.000,00 1.000 2 2.0009 Pista 09R 521,83 0,9 637,79 800 1 80010 Pista 27L 70,20 0,9 85,80 400 1 40011 Pista 09L 108,70 0,9 132,86 400 1 40012 Pista 27R 521,83 0,9 637,79 800 1 80013 CELT 371,38 0,9 454 800 1 800

TOTAL

Potencia Estimada

(kW)

Factor Potencia

Potencia Aparente

Mínima (kVA)

Potencia de Trafos (kVA)

Potencia Aparente

Instalada (kVA)

18.300 kW 22.067 kVA 24.430 kVATabla 8: Dimensionamiento de transformadores de los CTs y para distribución.


Los valores de tensión asignada para cada arrollamiento deben ser conformes a las normas

UNE 21428-1 o UNE 21538-1 según sea la naturaleza del transformador.

El valor de la tensión asignada del arrollamiento de alta tensión debe ser igual al valor de la

tensión nominal de la red a que este conectado o, en su caso, igual al valor eficaz asociado al valor

de la tensión de alimentación declarada.

Para los arrollamientos de alta tensión, las normas UNE 21428-1 y UNE 21538-1 ofrecen la

siguiente tabla que relaciona la tensión más elevada para el material de los arrollamientos (Um) y la

tensión asignada de los mismos (Ur):

Tabla 9: Tensiones relativas para transformadores para transformación.



Para el arrollamiento de baja tensión, como ya hemos comentado anteriormente, la tensión

asignada debe ser de 420 V.

Los valores de las tensiones más elevadas para el material de los arrollamientos deben ser

los indicados en las normas UNE 21428-1 para transformadores sumergidos en líquido y UNE

21538-1 para transformadores secos. Se muestran a continuación:

para el arrollamiento de alta tensión (kV): 3,6, 7,2, 12, 17,5, 24 ó 36 ; ⎯ para el arrollamiento de baja tensión (kV): 1,1. ⎯

En nuestro caso, por tratarse de distribución a 20 kV, se tiene:

• Tensión arrollamiento primario: 20 kV.

• Tensión arrollamiento secundario: 420 V.

• Tensión más elevada para el material del arrollamiento primario: 24 kV.

• Tensión más elevada para el material del arrollamiento secundario: 1,1 kV.

iii)Tomas en vacío.Las tomas en vacío deben ser conformes a lo expuesto en las normas UNE 21428-1 o UNE

21538-1 según sea la naturaleza del transformador.

El arrollamiento de alta tensión debe estar provisto de las tomas correspondientes a una

extensión de tomas de ± 2 x 2,5 %.

iv)Grupos de conexión.El grupo de conexión debe ser Dyn11.

v)Impedancia de cortocircuito.Las impedancias de cortocircuito de los transformadores para distribución sumergidos en

líquido deben ser conformes a la norma UNE 21428-1. Las impedancias normalizadas se muestran

a continuación:



hasta 630 kVA y hasta 24 kV: 4 %; ⎯ hasta 630 kVA y 36 kV: 4,5 %; ⎯ superior a 630 kVA: 6 %. ⎯

Las impedancias de cortocircuito de los transformadores secos para distribución deben ser

conformes a la norma UNE 21538-1. Las impedancias normalizadas se muestran a continuación:

hasta 630 kVA y hasta 12 kV: 4 %; ⎯ hasta 630 kVA y mayor de 17,5 kV: 4 % ó 6 %; ⎯ hasta 630 kVA y hasta 24 kV: 6 %; ⎯ 1.000 kVA y mayor de 24 kV: 6 % ó 7 %; ⎯ mayor de 1.000 kVA y mayor de 24 kV: 6 % u 8 %. ⎯

Los transformadores proyectados serán de aceite, excepto los de potencia inferior a 630 kVA

y los de locales de pública concurrencia que serán de tipo seco.

vi)Resumen de los transformadores de distribución.La siguiente tabla resume las características de los transformadores de distribución

considerados en el diseño de la nueva central eléctrica del aeropuerto.

TRANSFORMADOR AISLAMIENTO

CT 1 20±2,5%±5% / 0,42 kV 8x1.600 SECO ENCAP Dyn11 6%CT 2 20±2,5%±5% / 0,42 kV 2x500 SECO Dyn11 6%CT 3 20±2,5%±5% / 0,42 kV 2x1600 SECO ENCAP Dyn11 6%CT 4 20±2,5%±5% / 0,42 kV 2x500 SECO Dyn11 6%CT 5 20±2,5%±5% / 0,42 kV 630 ACEITE Dyn11 6%CT 6 20±2,5%±5% / 0,42 kV 400 SECO Dyn11 6%CT 7 20±2,5%±5% / 0,42 kV 400 SECO Dyn11 6%CT 8 20±2,5%±5% / 0,42 kV 2x1.000 ACEITE Dyn11 6%CT 9 20±2,5%±5% / 0,42 kV 800 ACEITE Dyn11 6%CT 10 20±2,5%±5% / 0,42 kV 400 SECO Dyn11 6%CT 11 20±2,5%±5% / 0,42 kV 400 SECO Dyn11 6%CT 12 20±2,5%±5% / 0,42 kV 800 ACEITE Dyn11 6%CELT 20±2,5%±5% / 0,42 kV 800 ACEITE Dyn11 6%

TENSIONES ASIGNADAS

(primario/secundario)

POTENCIA INSTALADA

S (kVA)

GRUPO DE CONXIÓN

IMPEDANCIA CORTOCIRC.

Zcc

Tabla 10: Dimensionamiento de transformadores de los grupos electrógenos.



2.4.- Dimensionamiento de cables de alta tensión.En este apartado se ha seguido lo dispuesto en el documento NSE-2-7 de dimensionamiento

de cables de alta tensión, y además lo dispuesto en el RLAT y en las normas particulares de

contratación de Endesa.

Para el dimensionamiento de un cable, se debe seguir el orden lógico indicado por los

apartados siguientes:

• elección del nivel de aislamiento de los cables;

• elección de la sección mínima de conductor por cortocircuito;

• elección de la sección mínima de pantalla;

• elección de la sección mínima de conductor por calentamiento según método de

instalación;

• cálculo de la caída de tensión.

Se determinarán así las características necesarias para los cables de alta tensión que se

proyectan, que son:

➢ Cables de acometida al sistema eléctrico (centro de seccionamiento y central eléctrica).

➢ Cables de los anillos de distribución de energía eléctricas en el recinto aeroportuario.

➢ Cables de conexión de los grupos electrógenos.

Una cuestión importante es que, por facilidad de montaje, coste y existencia en almacenes

se debe seleccionar preferentemente cables unipolares aislados EPR o XLPE con conductor de

aluminio y secciones 150, 240 ó 400 mm2. Además se debe reducir el número de secciones

diferentes, así como emplear la misma sección en todos los tramos del mismo anillo.

2.4.A- Elección del nivel de aislamiento:El nivel de aislamiento se ha determinado al elegir el nivel de tensión VDI de 20 kV, por lo

que se usarán cables con aislamiento 12/20 kV. El material se escoge XLPE. La denominación de

los cables será pues RHZ1 Al 12/20 kV.



2.4.B- Sección mínima de conductor por cortocircuito:La intensidad de corriente de cortocircuito que debemos tomar es 20 kA (véase el apartado

2.1.D) y el tiempo de cortocircuito mínimo a considerar es de 0,5 s según la normativa NSE, pero

sin embargo las condiciones particulares de la compañía suministradora exigen considerar una

duración de 1 s. La fórmula que determina la densidad de corriente por superficie de conductor,

simplificada considerando la temperatura inicial de cortocircuito igual a la máxima asignada al

conductor en servicio permanente (que según lo descrito en la normativa ITC-LAT-06 es de 90º C

para aislamiento seco XLPE) y la temperatura final de cortocircuito igual a la máxima asignada al

conductor para cortocircuitos de duración máxima de 5 s (que es de 250º C), es la siguiente:

I cc

S= K

√t cc

Fórmula 3: fórmula de la intensidad de cortocircuito.

donde K es un coeficiente que depende del material conductor, y tcc es la duración del cortocircuito

en segundos.

Para el caso de conductores de aluminio, K es igual a 94 para aislamiento XLPE, por lo que

obtenemos una densidad de corriente máxima admisible de cortocircuito de 94 A/mm2. Si usamos el

valor de corriente de cortocircuito de 20 kA vemos rápidamente que la sección mínima de

conductor de aluminio por cortocircuito debe ser 215,05 mm2.

Para el caso de conductores de cobre, K es igual a 133 para aislamiento HEPR, obteniendo

una densidad de corriente máxima admisible de cortocircuito de 133 A/mm2. Si usamos el valor de

corriente de cortocircuito de 20 kA vemos rápidamente que la sección mínima de conductor de

aluminio por cortocircuito debe ser 148,15 mm2.

Podemos ver que los datos que acabamos de calcular coinciden exactamente con lo que se

indica resumido en las tablas 25 y 26 del RLAT y que recopilamos en las siguiente tablas.



Tabla 12: Densidad máxima admisible de corriente de cortocircuito (en A/mm2) para conductor de cobre (Tabla 25 del RLAT).

2.4.C- Sección mínima de pantalla:Siguiendo lo indicado en la ITC-LAT-06, las intensidades de cortocircuito máximas

admisibles en las pantallas de los cables de aislamiento seco varían de forma notable con el diseño

del cable, por lo que no puede usarse una tabla general única. Se insta a realizar el cálculo siguiendo

la norma UNE 211003 y aplicar la norma UNE 21192. No obstante, el dimensionamiento mínimo

de la pantalla será tal que permita el paso de una intensidad mínima de 1.000 A durante 1 segundo.

Por otro lado, en las condiciones particulares de ENDESA se indica que, aunque los valores

de intensidades de cortocircuito deben ser confirmados por el Departamento de Distribución de la

compañía, se puede fijar el valor máximo de la intensidad de defecto a tierra en 1.000 A por

transformador.

Si consultamos lo expuesto en la normativa NSE, vemos que se recomienda que la pantalla

esté formada por una corona de alambres de cobre de diámetro inferior a 1mm, y que cuente con

una superficie total mayor o igual a 16 mm2.


Tabla 11: Densidad máxima admisible de corriente de cortocircuito (en A/mm2) para conductor de aluminio (Tabla 26 del RLAT).


Finalmente, si acudimos a las tablas proporcionadas por los fabricantes de cables de alta

tensión, por ejemplo PRYSMIAN, se tiene que una pantalla de tales características es capaz de

soportar hasta 3.130 A para un cortocircuito de 1 segundo duración.

Podemos concluir que en los anillos 3 a 6 se ha de disponer de una pantalla formada por

una corona de alambres de cobre de diámetro inferior a 1 mm, y que cuente con una

superficie total mayor o igual a 16 mm2, ya que incluso en estos anillos se presentan como

máximo dos transformadores en paralelo (como es el caso del CT03), la capacidad de esta corona

(hasta 3.130 A) supera la exigencia de la norma más restrictiva (2x1.000 = 2.000 A).

Sin embargo, para los anillos 1 y 2, debido a que se proyectan ocho transformadores en

paralelo para el CT01, y dado que la intensidad de cortocircuito se repartirá entre los dos pantallas

de los cables de la línea de tales anillos, se requerirá una pantalla de 25 mm2, ya que cada corona

soporta (de nuevo según el catálogo del fabricante PRYSMIAN) hasta 4630 A, superior a la exigida

de 4.000 A.

2.4.D- Sección mínima del conductor por calentamiento:Por un lado mostramos las intensidades máximas admisibles en servicio permanente para

cables unipolares aislados que se indican en las tablas 12 y 13 de la ITC-LAT-06 del RLAT, para

instalaciones bajo tubo y al aire, respectivamente.

Tabla 13: Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente para cables unipolares aislados en instalación bajo tubo (Tabla 12 de la ITC-LAT-06).



Tabla 14: Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente para cables unipolares aislados en instalación al aire (Tabla 13 de la ITC-LAT-06).

Si observamos el trazado propuesto (véase Documento 3: Planos) podemos notar que se

presentan ambos tipos de instalaciones en nuestro sistema eléctrico, por lo que vamos a considerar

ambas posibilidades.

Notemos no obstante que las tablas anteriores hacen referencia a condiciones de instalación

estándar, luego para calcular las intensidades máximas admisibles adaptadas a las características de

nuestra instalación hemos de multiplicar los valores que aparecen en las tablas por los denominados

factores de corrección. Éstos son diferentes dependiendo del tipo de instalación considerado (bajo

tubo o al aire), por lo que las diferenciamos a continuación.

a) Factores de corrección para instalaciones al aire: es el considerado para la instalación en

galería, y se compone de los siguientes:

• Temperatura del aire distinta de 40 ºC: Se emplea la tabla 14 del RLAT. Hay que notar

que aunque el REBT obliga a que la temperatura máxima en galerías se mantenga por

debajo de 40 ºC, tanto la norma ITC-LAT-06 como el fabricante recomienda contemplar

un aumento de 15 ºC dicha temperatura para tener en cuenta sobrecalentamientos de la

temperatura del aire frente a dificultades de difusión libre de calor en galerías o salas

eléctricas. Entonces decidimos tomar un factor de corrección del 0,84 para aislamiento

XLPE y de 0,88 para HEPR.



Tabla 15: Factor de corrección por temperatura del aire distinta de 40 ºC (Tabla 14 de la ITC-LAT-06).

• Factor de corrección por agrupamiento del número de cables: para la instalación en

bandeja perforada (que permite una eficaz circulación de aire alrededor) se usan los

valores que figuran en la tabla 16 del RLAT, caso de una separación entre cables de un

diámetro (notar que según lo dispuesto en la normativa NSE-1-3 sobre trazado por

galerías, se debe ejecutar el tendido con una separción òptima entre cables de dos

diámetros). Por otra parte, analizando el trazado propuesto (no coinciden más de tres

líneas por la misma conducción) podemos considerar la existencia de 3 bandejas y de

tres ternos unipolares en la sección más desfavorable de galería, resultando que factor de

corrección es igual a 0,92.

Tabla 16: Factor de corrección por agrupamiento del número de cables para instalación en bandeja perforada (Tabla 16 de la ITC-LAT-06).

b) Factores de corrección para instalaciones bajo tubo: es el caso de la instalación en banco de

tubos, y se compone de los siguientes:

• Resistividad térmica del terreno distinta de 1,5 K·m/W: La norma NSE-2-7 recomienda

la corrección del valor de resistividad térmica del terreno para el caso de instalación bajo

tubo. Acudimos ahora a la tabla 9 de la ITC-LAT-06, y bien razonando que el aeropuerto

sevillano se encuentra en el valle del Guadalquivir y que la zona está rodeada de pozos



podríamos decir que el terreno será como mucho seco o bien tomando el valor

recomendado en caso de no disponer de más información, se puede considerar una

resistividad térmica del terreno de 1 W/m. Acudiendo ahora a la tabla 8 de la ITC-LAT-

06, resulta un factor de corrección de 1,1.

• Agrupamiento de ternas en banco de tubo: para el caso como es el nuestro en que se

realiza el trazado en bancos de tubos, la normativa NSE-2-7 obliga a considerar un

factor de 0,64 para el caso de tres ternas (que es el más desfavorable que podemos

encontrar en nuestra instalación, a tenor del trazado propuesto en el Documento 3:

Planos).


Tabla 17: Factor de corrección por resistividad térmica del terreno distinta de 1,5 K·m/W (Tabla 16 de la ITC-LAT-06).


• Profundidad de la instalación distinta de 1 metro: dado que por lo dispuesto en la NSE-1

en su apartado 12 sobre características generales de la instalación de cables destinados al

transporte de energía, se debe ejecutar el banco de tubos a una profundidad no inferior a

80 cm, optamos por considerar ésta como la profundidad de diseño. Si acudimos a la

tabla 11 de la ITC-LAT-06, y mostramos a continuación, para tubos de 200 mm de

diámetro exterior resulta un factor de corrección igual a 1,03.


Tabla 18: Factor de corrección por instalación en banco de tubos (Tabla 3 de la NSE-2-7).


Ya disponemos de toda la información necesaria para realizar los cálculos pertinentes al

dimensionamiento del conductor por calentamiento. Si volvemos a observar el trazado propuesto

vemos que ningún anillo discurre únicamente por galería, sino que en alguna parte de su trazado se

tiende por banco de tubos. Esta consideración es vital para el cálculo de intensidad máxima

admisible, puesto que debemos considerar la instalación más desfavorables de los dos tipos

considerados (en galería y en banco de tubos).

La fórmula para calcular la intensidad máxima admisible en régimen permanente es la

siguiente:

S=√3⋅U⋅I⋅N⋅CN ⇒ I = S√3⋅U⋅N⋅C N

Fórmula 4: fórmula de la intensidad máxima admisible en régimen permanente.

donde S es la potencia aparente, U la tensión asignada, I la intensidad de la línea considerada, N el

número de conductores y CN un coeficiente de valores CN = 1 si N = 1 y CN=0,9 para N > 1.

Para no proyectar demasiados tipos de sección diferentes, y teniendo en cuenta que el anillo

1 y su redundante, el anillo 2, tienen una potencia muy superior al resto, vamos a realizar el cálculo

de intensidades de corriente en régimen permanente para dos condiciones: uno para servir a los

anillos 1 y 2, con una potencia instalada de 12.600 kVA (anillo tipo A), y otro para el mayor del

resto de anillos, el 3, con una potencia de 4.400 kVA (anillo tipo B). Entonces:


Tabla 19: Factor de corrección por profundidad de instalación distinta de 1 metro (Tabla 11 de la ITC-LAT-06).


Ianillo A = 369,5 A

Ianillo B = 127,0 A

Ahora calcularemos las distintas intensidades máximas admisibles para cada tipo de

instalación, y para diferentes tipos de cables hasta encontrar uno que satisfaga la ecuación:

I anillo I ad⋅∏ FC i

donde se refleja el producto de los factores de corrección aplicables a cada tipo de instalación

considerada.

• ANILLO TIPO A CON INSTALACIÓN EN GALERÍA:

Los factores de corrección resultan para aislante XLPE un valor de 0,7728. Si aplicamos

este factor de corrección dividiendo a la intensidad de corriente en régimen permanente

resulta Icorregida=478,1 A. Entonces en la tabla 14 de este documento debemos buscar una

intensidad máxima admisible superior a esta cifra, obteniendo que es necesario disponer al

menos de una sección de cobre no inferior a 185 mm2, o de aluminio no inferior a 300 mm2.

Pos su parte, multiplicando los factores de corrección para aislante HEPR resulta 0,8096. Si

aplicamos este factor de corrección dividiendo a la intensidad de corriente en régimen

permanente resulta Icorregida=456,4 A. Entonces en la tabla 14 de este documento debemos

buscar una intensidad máxima admisible superior a esta cifra, obteniendo que es necesario

disponer al menos de una sección de cobre no inferior a 150 mm2, o de aluminio no inferior

a 240 mm2.

• ANILLO TIPO A CON INSTALACIÓN EN BANCO DE TUBOS:

Los factores de corrección para banco de tubo resultan un valor de 0,72512. Si aplicamos




menos de una sección de cobre no inferior a 400 mm2, independientemente del tipo de

aislante usado. Notar que no se permite usar conductor de aluminio.



• ANILLO TIPO B CON INSTALACIÓN EN GALERÍA:








permanente resulta Icorregida=156,9 A. Entonces en la tabla 14 de este documento debemos


disponer al menos de una sección de cobre no inferior a 25 mm2, o de aluminio no inferior a

50 mm2.

• ANILLO TIPO B CON INSTALACIÓN EN BANCO DE TUBOS:




intensidad máxima admisible superior a esta cifra, obteniendo que para aislamiento de

XLPE es necesario disponer al menos de una sección de cobre no inferior a 70 mm2 o de

aluminio no inferior a 95 mm2, mientras que para aislamiento HEPR es necesario disponer al

menos de una sección de cobre no inferior a 50 mm2 o de aluminio no inferior a 95 mm2.

Como conclusión de los cálculos para la elección de conductor por criterio de calentamiento

en régimen permanente podemos decir que los anillos 1 y 2 dispondrán de conductor de cobre de

400 mm2 con aislamiento XLPE, ya que parte de sus recorridos discurren por banco de tubos. Para

los anillos 3 a 6 no existe mayor restricción por calentamiento que el que se tiene por densidad de

intensidad de cortocircuito, luego teniendo en cuenta aspectos de economía y otros ya mencionados

los anillos 3, 4, 5 y 6 se realizarán con conductor de aluminio de 240 mm2 y aislamiento XLPE.

Como alternativa a lo anterior, y dado que se prefiere usar cables con conductor de

aluminio, se plantea la duplicación de cableado (en paralelo) para los anillos 1 y 2. Esto implica la



intensidad que recorre cada fase se dividirá entre ambos cables, luego las intensidad de corriente en

régimen permanente anteriormente calculada se ha de recalcular con N=2 y CN=0,9.

La modificación del número de ternas para los anillos 1 y 2 produce además un aumento del

factor de corrección por agrupamiento (el número de ternas unipolares se duplica en las

conducciones por las que discurren estas líneas). Entonces la estimación del número de ternas

unipolares en bandeja por galería pasa de 3 a 6, manteniendo el número de bandejas en 3; esto hace

que el factor de corrección por agrupamiento del número de cables se pase de 0,92 a 0,89 según lo

expresado en la tabla 6. Pos su parte, el número de ternas por banco de tubos aumentará por la

misma razón de 3 a 6, por lo que el factor por agrupamiento de ternas en banco de tubo pasará de

0,64 a 0,51 según la tabla 8. Esto obliga a un realizar un nuevo cálculo de secciones de conductor

por calentamiento, que mostramos a continuación:

I'anillo A = 208,5 A

I'anillo B = 127,0 A

Ahora calcularemos las distintas intensidades máximas admisibles para cada tipo de

instalación, y para diferentes tipos de cables hasta encontrar uno que satisfaga la ecuación:

I ' anilloI ' ad⋅∏ FC i

donde se refleja el producto de los factores de corrección aplicables a cada tipo de instalación

considerada.

• ANILLO TIPO A CON INSTALACIÓN EN GALERÍA:



resulta I'corregida=278,9 A. Entonces en la tabla 14 de este documento debemos buscar una





permanente resulta I'corregida=266,2 A. Entonces en la tabla 14 de este documento debemos





95 mm2.

• ANILLO TIPO A CON INSTALACIÓN EN BANCO DE TUBOS:






aluminio no inferior a 300 mm2, mientras que para aislamiento HEPR es necesario disponer

al menos de una sección de cobre no inferior a 185 mm2 o de aluminio no inferior a 300

mm2.

• ANILLO TIPO B CON INSTALACIÓN EN GALERÍA:











50 mm2.

• ANILLO TIPO B CON INSTALACIÓN EN BANCO DE TUBOS:








aluminio no inferior a 150 mm2, mientras que para aislamiento HEPR es necesario disponer

al menos de una sección de cobre no inferior a 50 mm2 o de aluminio no inferior a 120 mm2.

Como conclusión final de este apartado de elección de conductor por criterio de

calentamiento en régimen permanente, teniendo en cuenta aspectos de economía y otros ya

mencionados, podemos decir que el conductor seleccionado para los anillos 1 y 2 es el de

aluminio de 400 mm2 con aislamiento XLPE, mientras que para los anillos 3, 4, 5 y 6 se

selecciona el conductor de 240 mm2 con aislamiento XLPE, ya que parte de sus recorridos

discurren por banco de tubos. Notar que los anillos 1 y 2 se proyectan con dos cables por fase en

paralelo.

• LÍNEAS DE ACOMETIDA DESDE EL CENTRO DE SECCIONAMIENTO HASTA LA

CENTRAL ELÉCTRICA:

En este caso se plantea también la instalación de cableado con dos conductores por fase, que

permitirá reducir la intensidad de corriente en régimen permanente. De esta manera, para la

potencia aparente total instalada en el sistema eléctrico, suma de la potencia instalada en

todos los centros de transformación más la potencia de los tranformadores de distribución en

baja tensión desde la central eléctrica aeroportuaria (que da servicio a las cargas

directamente asociadas a este edificio), calculada en 24.430 kVA se obtiene una intensidad

por fase de 705,2 A. Repartiendo ésta entre los dos conductores por fase se tiene que la

intensidad de corriente que hemos de considerar es I'acometida=391,8 A. A continuación

aplicaremos los factores de corrección aplicables a los diferentes tipos de instalación que

podemos encontrar en nuestra instalación, y que hemos calculado en párrafos anteriores,

notando que se toma en consideración el aumento de ternas unipolares por duplicación de

conductores por fase.

Los factores de corrección para instalación al aire (en galería) resultan para aislante XLPE

un valor de 0,7476. Si aplicamos este factor de corrección dividiendo a la intensidad de



corriente en régimen permanente resulta I'corregida=524,1 A. Entonces en la tabla 14 de este

documento debemos buscar una intensidad máxima admisible superior a esta cifra,

obteniendo que es necesario disponer al menos de una sección de cobre no inferior a 240

mm2, o de aluminio no inferior a 400 mm2.





disponer al menos de una sección de cobre no inferior a 185 mm2, o de aluminio no inferior

a 300 mm2.

Para el otro tipo de instalación, banco de tubo, los factores de corrección resultan un valor

de 0,57783. Si aplicamos este factor de corrección dividiendo a la intensidad de corriente en

régimen permanente resulta I'corregida=678,0 A. Podemos comprobar en la tabla 13 de este

documento que superan todos las intensidades límites, independientemente del material del

conductor y del aislante. Entonces se concluye que no se puede realizar el tendido de la línea

de acometida en banco de tubos bajo estas condiciones de instalación (véase el cálculo de

factores de corrección considerados). En caso de tener que tenderse obligatoriamente en

banco de tubos queda como alternativa más recomendable el realizarlo bajo tubo dedicado

en exclusiva para esta línea (sin más ternas afectando) ya que permitirá reducir el factor por

agrupamiento lo suficiente.

El diseño propuesto para la acometida consta de cableado con dos conductores de

aluminio de secciones de 400 mm2 y aislamiento de XLPE.

2.4.E- Cálculo de caída de tensión:El cálculo de caída de tensión no suele ser restrictivo en este tipo de instalaciones, por lo

que realizamos una comprobación asumiendo toda la potencia de cada anillo concentrada en un

centro de transformación. El recorrido más desfavorable corresponde al de anillo abierto en un

extremo. Se utiliza la ecuación general de caída de tensión en una línea trifásica:

ΔU =√3⋅I⋅L⋅[R⋅cos (φ)+X⋅sin(φ)]



donde ΔU es la caída de tensión, I la intensidad, L la longitud de la línea, R es la resistencia por

unidad de longitud (que según la norma NSE-2-7 debe ser calculada a 90 ºC), X es la reactancia por

unidad de longitud (que según la norma NSE-2-7 debe ser calculada a 50 Hz para montaje al

tresbolillo), y cos(φ) es el factor de potencia.

Para líneas de alta tensión se suele expresar la caída de tensión porcentual de la forma:

ΔU =√3⋅I⋅L⋅[R⋅cos (φ)+X⋅sin(φ)]

donde P es la potencia transpotada en MW, L la distancia en km, U la potencia asignada en kV, R es

la resistencia por unidad de longitud en Ω/km, X la reactancia por unidad de longitud en Ω/km y φ

es ángulo de desfase entre tensión e intensidad de la carga.

Debemos notar que según se recomienda en la NSE-2-7 en el caso en que todos los centros

de transformación dispongan de compensación de potencia reactiva, como es el caso de la

instalación que estamos proyectando, se puede considerar tanto para las líneas de distribución a

tales CTs como para la línea de acometida un factor de potencia en el lado de alta de valor

cos(φ)=0,93, luego tan(φ)=0,4.

Por otro lado la potencia activa más desfavorable de cálculo será la potencia instalada del

transformador, y se calcula de acuerdo a la relación entre potencia activa y potencia aparente

expresada en la ecuación:

P=S⋅cos(φ)

donde S es la potencia aparente asignada y con un factor de potencia cos(φ)=0,8. Notemos que para

los anillos 1 y 2 se han proyectado dos cables por fase, lo cual hace dividirse entre dos la intensidad,

que hace que tengamos que considerar la mitad de potencia en tales anillos en la ecuación anterior.

Para la determinación de los valores de R y X que hemos de tener en cuenta en nuestros

cálculos acudimos a las tablas que ofrecen los fabricantes de cables en sus catálogos. Éste es el caso

del de Prysmian, cuyas tablas para cables de alta tensión (tensión 12/20 kV) y aislamiento XLPE

(cable tipo VOLTALENE) mostramos a continuación:



Tabla 21: Reactancia por unidad de longitud para cables con aislamiento XLPE. Fuente: www.prysmian.es.

De ellas obtenemos que, para la el cable elegido, de conductor de aluminio y una sección de

240 mm2, se han de considerar los valores R=0,168 Ω/km y X=0,119 Ω/km.


Tabla 20: Resistencia por unidad de longitud para cables con aislamiento XLPE. Fuente: www.prysmian.es.


De esta forma llegamos a los resultados resumidos en la siguiente tabla:

ANILLOS CAIDA POTENCIA (%)

1 12,8 MVA 5,12 MW 0,75

2 12,8 MVA 5,12 MW 0,62

3 4,4 MVA 3,52 MW 1,54

4 3,2 MVA 2,56 MW 0,95

5 3,2 MVA 2,56 MW 1,35

6 2,63 MVA 2,104 MW 1,66

POTENCIA APARENTE INSTALADA

POTENCIA ACTIVA CONSIDERADA

Tabla 22: Cálculo de la caída de tensión para los anillos de distribución en VDI.

De forma general se puede aceptar una caída de tensión del 3 % en todo el sistema de

distribución del aeropuerto, debiéndose ésta repartir entre acometidas y anillos de distribución.

El cálculo de la caída de tensión desde el centro de seccionamiento hasta la central eléctrica

se calcula con la potencia aparente total instalada en el sistema eléctrico aeroportuario, 24,43 MVA,

con la consideración de cableado con dos conductores en paralelo, y con la distancia más

desfavorable de ambas acometidas, estimado en 2,5 km. Tenemos en cuenta los valores de R=0,105

Ω/km y X=0,101 Ω/km, según la tabla 11 para conductor de aluminio de 400 mm2. Resulta un valor

de la caída de tensión del 0,88%.

Se tiene calcula pues que dentro del sistema eléctrico aeroportuario proyectado se produce

una caída de tensión máxima del 2,55%, inferior al límite del 3%, por lo que no se requieren

mayores comprobaciones.

2.4.F- Acometidas exterioresSegún los datos de la red eléctrica de la zona, que pueden ser consultados en la web de Red

Eléctrica Española, en las proximidades del aeropuerto se dispone de dos subestaciones

(denominadas “Aeropuerto” y “Parque Aeronáutico”) de la red de 110 kV, como puede comprobarse

en la ilustración siguiente. En ellas se realiza la conversión a 20 kV, que es el nivel de suministro

que consideramos en nuestro proyecto. Consideramos pues la existencia de dos acometidas



independientes procedentes de subestaciones diferentes, tal y como se aconseja en las

prescripciones de diseño.

Ilustración 1: Plano de la red eléctrica en el área de Sevilla, actualizado a Enero de 2012. Fuente: Red Eléctrica Española.

2.4.G- Cables del lado de alta tensión de los grupos electrógenosPor simplicidad y economía vamos a realizar la comprobación del cableado de alta tensión

existente entre los transformadores de elevación de potencia de los grupos electrógenos suponiendo

que se van a usar cables de las mismas características que los seleccionados para los anillos de

distribución un apartado anterior. Éste cableado se compone de conductor de aluminio de 240 mm2

y aislamiento XLPE, y ya hemos visto que cumple con el criterio de máxima densidad de corriente

de cortocircuito, por lo que únicamente verificaremos el cálculo de intensidad de corriente en

régimen permanente. El resto de características del cableado serán iguales a las ya mencionadas, por


LEYENDA 400 kV

Tensión 200 kV 150-110 kV Subestación

Subestaciones de acometidas

independientes


no existir diferencias en las condiciones de cálculo.

Dedo que la potencia de cada grupo electrógeno es de 2.250 kVA y que se quieren disponer

por parejas en sectores de incendio independientes (o en exterior), la potencia aparente de las líneas

serán de 4.500 kVA cada una (habiendo un total de 4 líneas instaladas). Por lo tanto la intensidad de

corriente que hemos de considerar es I'acometida=129,9 A. A continuación aplicaremos los factores de

corrección aplicables a los diferentes tipos de instalación que podemos encontrar en nuestro

sistema.

Los factores de corrección para instalación al aire (en galería) resultan para aislante XLPE

un valor de 0,7476. Si aplicamos este factor de corrección dividiendo a la intensidad de corriente en

régimen permanente resulta I'corregida=173,76 A. Entonces en la tabla 9 de este documento debemos

buscar una intensidad máxima admisible superior a esta cifra, obteniendo que es necesario disponer

al menos de una sección de aluminio no inferior a 95 mm2.

Para el otro tipo de instalación, banco de tubo, los factores de corrección resultan un valor

de 0,57783. Si aplicamos este factor de corrección dividiendo a la intensidad de corriente en

régimen permanente resulta I'corregida=224,81 A. Entonces en la tabla 8 de este documento debemos

buscar una intensidad máxima admisible superior a esta cifra, obteniendo que es necesario disponer

al menos de una sección de aluminio no inferior a 150 mm2.

Se comprueba pues que para cualquier tipo de instalación (al aire o bajo tubo) la intensidad

en régimen permanente es inferior a la máxima admisible por el conductor. Se confirma así el

diseño propuesto para el cableado de conexión entre parejas de grupos electrógenos y el

embarrado de alta tensión con conductor de aluminio de una sección de 240 mm 2 y

aislamiento de XLPE.

2.4.H- Resumen de cableado de alta tensiónPara concluir el apartado de dimensionamiento de cables de alta tensión se ha compuesto la

siguiente tabla resumen:



LÍNEA CONDUCTOR SECCIÓN AISLANTE PANTALLA

ACOMETIDA 24,43 20 Al 2x400 mm2 XLPE

ANILLO 1 12,80 20 Al 2x400 mm2 XLPE

ANILLO 2 12,80 20 Al 2x400 mm2 XLPE

ANILLO 3 4,40 20 Al 240 mm2 XLPE




GRUPOS EL. 4,50 20 Al 240 mm2 XLPE

POTENCIA APARENTE

S (MVA)

TENSIÓN ASIGNADA

U (kV)

TIPO DE CABLE

Terna de cables

unipolares

Cu de 16 mm2

Terna de cables

unipolares

Cu de 25 mm2

Terna de cables

unipolares

Cu de 25 mm2

Terna de cables

unipolares

Cu de 16 mm2

Terna de cables

unipolares

Cu de 16 mm2

Terna de cables

unipolares

Cu de 16 mm2

Terna de cables

unipolares

Cu de 16 mm2

Terna de cables

unipolares

Cu de 16 mm2

Tabla 23: Dimensionamiento de cables de alta tensión.



2.5.- Dimensionamiento de equipos de puesta a tierra y selección del esquema de puesta a tierra.

La característica particular de los equipos de puesta a tierra es la magnitud de la falta a tierra

que limitan y el tiempo de duración, caracterizadas por la intensidad térmica asignada y el tiempo

de duración asignado.

2.5.A- Elección de la intensidad térmica asignada El valor a elegir debe estar acotado entre los siguientes límites:

la corriente máxima de falta a tierra no debe ser superior a 1 kA (NSE-1);⎯ ⎯ la corriente de puesta a tierra aportada por el equipo de puesta a tierra será básicamente

tipo resistivo y tendrá un valor superior a la máxima corriente neta de falta a tierra aportada por las

capacidades del sistema.

Además el valor de la intensidad térmica asignada deberá ser la suficiente para que las

protecciones de falta a tierra actúen para un valor no superior al 20% de la misma y preferiblemente

no superior al 10%, para lo que debe tenerse en cuenta el umbral mínimo de ajuste de la protección:

la protección de un tramo no afectado por falta a tierra, no debe actuar durante una falta a⎯

tierra exterior a dicho tramo (umbral superior a la corriente de capacidad aportada por dicho tramo);

la protección no debe actuar para un valor de falta que pueda deberse al error de la medida⎯

de la intensidad homopolar (para el caso de obtenerla con T/i monofásicos de intensidad primaria

asignada In, éste valor puede alcanzar el valor del 3% de In para T/i de precisión 5P, al 9% para T/i

de precisión 10P).

En redes de distribución aeroportuarias, los valores de la intensidad térmica son del orden de

entre 250 y 600 A.

En sistemas de generación de media tensión, son de hasta 10 A.

La reducción del umbral de ajuste puede realizarse por los siguientes medios, además del

indicado anteriormente (transformadores de intensidad de precisión 5P):

mediante la instalación de transformadores de intensidad toroidal específicos para la

medida de la intensidad homopolar, se reduce notablemente el umbral de detección y además no es



necesario retardar la actuación instantánea de ésta protección, al no estar afectada la medida por las

intensidades de cortocircuito polifásicas (error típico de 3A para 10 KA de intensidad de fase);

por la instalación de relés direccionales de sobreintensidad de neutro, que permite a su vez⎯

reducir el umbral de detección correspondiente.

2.5.B- Tiempo de duración de la intensidad térmica Los tiempos normalizados de duración de la intensidad térmica, según IEEE Std-32,son los

siguientes:

10 segundos; ⎯ 1 minuto; ⎯ 10 minutos; ⎯ tiempo extendido. ⎯

Para valores altos de intensidad térmica, o con disparo por actuación de protecciones de

falta a tierra, se deben especificar valores de 10 segundos a 1 minuto.

Para valores bajos de intensidad térmica (no superior a 20 A), y además sin actuación de

protección por falta a tierra, se debe especificar “tiempo extendido” o régimen permanente.

2.5.C- Elección de tensiones asignadas para el nivel de aislamiento y ensayos dieléctricos de los equipos de puesta a tierra

Todos estos niveles de tensión deben definirse en función de la tensión nominal de la red.

El nivel de tensión de aislamiento y de ensayos dieléctricos debe ser el mismo para los

terminales de línea, neutro y tierra, aplicables al equipo de puesta a tierra. Estos niveles se indican

en la siguiente tabla:



2.5.D- Elección de las características de los equipos de puesta a tierra del sistema de distribución.

El neutro del sistema debe ser el neutro del lado de baja tensión de los transformadores de

acometida para el caso de aeropuerto con subestación transformadora, y el neutro de la reactancia

en zig-zag de puesta a tierra en las Centrales Eléctricas (NSE-1).

El valor de la intensidad térmica asignada, determinada de acuerdo con los criterios del

apartado A, es del orden de 250 a 600A en sistemas de distribución.

Las resistencias de puesta a tierra siempre se conectarán entre neutro del sistema y toma de

tierra de la instalación.

El valor de la resistencia y la potencia térmica inicial, son función de la tensión aplicada y

de la intensidad térmica aplicada.

i)Conjunto de puesta a tierra reactancia en zig-zag y resistencia.Dos conjuntos deben instalarse siempre en la Central Eléctrica (NSE-1). Los valores de la

intensidad térmica en el neutro de la reactancia en zig-zag y en la resistencia deben ser iguales, así

como el tiempo de duración asignado a las mismas.

La tensión asignada de la reactancia debe ser igual a 1,05 veces la tensión nominal del

sistema de distribución.

La impedancia homopolar del conjunto debe ser igual al valor de la tensión simple anterior


Tabla 24: Tensiones asignadas para el nivel de aislamiento y ensayos dieléctricos de los equipos de puesta a tierra. Fuente: NSE.


dividido entre la intensidad térmica asignada: (que será igual a la suma de las impedancias de la

resistencia y la reactancia).

donde Un es la tensión nominal del sistema, en V, It es la intensidad térmica asignada, en A, Rt es el

valor de la resistencia inicial, en Ω, y X0 es el valor de la reactancia homopolar por fase, en Ω.

Notar que por razones económicas y de conveniencia, se elige el valor:⏐Rt⏐= X⏐ 0⏐= 0,95· Z⏐ 0 , que⏐

cumple la ecuación anterior.

Entonces el valor de la resistencia inicial y la reactancia homopolar pueden aproximarse:

En nuestro caso particular de Un=20 kV y considerando una It de 600 A, la resistencia

inicial y la reactancia homopolar resultan de 19,25 Ω. Por lo tanto, la impedancia del conjunto a

instalar resulta Z=20,29 Ω.

ii)Características del conjunto resistencia-reactancia en zig-zag de puesta a tierra. En resumen, las características deben ser:

la tensión asignada a la reactancia en zig-zag de puesta a tierra, Ut, debe ser igual a 1,05⎯

veces la tensión nominal del sistema de distribución, esto es, 21 kV.

la tensión asignada a la resistencia de puesta a tierra debe ser igual a la tensión nominal⎯

del sistema dividida por √3., esto es, 11,55 kV.

la intensidad térmica asignada para la resistencia y para el neutro de la reactancia en zig-⎯zag de puesta a tierra será considerado de 600 A.

el tiempo de duración de la intensidad térmica asignada para la resistencia y la reactancia⎯

en zig-zag de puesta a tierra debe elegirse entre 10 segundos y 1 minuto.

el valor de la resistencia y de la reactancia homopolar por fase de los componentes⎯

correspondientes, según lo expresado en el apartado anterior, resultan de 20,29 Ω.



la potencia térmica de la reactancia en zig-zag debe ser igual a ⎯ It·Ut·1,05/√3, esto es,

7.638 kVA.

la potencia térmica inicial de la resistencia de puesta a tierra, debe ser igual a It⎯ 2·Rt, esto

es, 6.930 kVA.

el calentamiento máximo sobre una temperatura ambiente de 40ºC con la intensidad⎯

térmica asignada durante el tiempo asignado debe ser de 500K para una resistencia de acero

inoxidable amagnético;

la potencia asignada en régimen permanente de la reactancia en zig-zag, debe ser el 7% de⎯

la potencia térmica de la misma, esto es, de 534,7 kVA.

la intensidad asignada en el neutro de la reactancia en zig-zag en régimen permanente,⎯

debe ser el 7% de la intensidad térmica correspondiente, esto es, 42 A por fase.

la reactancia en zig-zag debe soportar esfuerzos mecánicos asociados a la intensidad de⎯

cresta de tres veces la intensidad térmica asignada.

2.5.E- Equipos de puesta a tierra de generadores de media tensión En la norma NSE-1 se indica que cada generador debe conectarse exclusivamente a un

transformador de generación de la misma potencia (bloque generador-transformador).

El transformador debe tener un grupo de conexión YNd, y el neutro de la estrella del

generador debe ponerse a tierra a través de resistencia, sea directamente, o a través de un

transformador monofásico de puesta a tierra.

Con esta disposición, la protección de faltas a tierra por relé de tensión homopolar, en la

resistencia, alcanza un valor superior al 90% de los arrollamientos del estator.

Alternativamente como protección de reserva, se puede obtener la tensión homopolar de los

transformadores de tensión lado línea del generador (conexión en triángulo abierto).

Los grupos de emergencia generan en 3 kV, y para que las faltas monofásicas no sean muy

destructivas, éstas se limitarán a un valor del orden de 10 A por recomendación de la normativa.

i)Resistencia directa entre neutro del generador y tierra.Las características de dimensionamiento de la resistencia directa entre neutro de generador y



tierra se indican a continuación:

la tensión aplicada debe ser el resultado de multiplicar la tensión asignada al generador⎯

por el factor ·1,05/√3, resultando 1,82 kV.

el valor de la intensidad térmica asignada debe ser igual a la corriente de falta a tierra⎯

aportada por las capacidades del sistema a la tensión de generación (arrollamientos BT

transformador, arrollamientos estator, conexiones entre ambos, condensadores de protección contra

sobretensiones tipo rayo, etc), que en caso de no tener datos se considerará de 10 A.

Entonces el valor de la resistencia a 25 ºC a instalar resulta Z=181,87 Ω.

ii)Características de la resistencia de puesta a tierra de generador directa.Las características de la resistencia de puesta a tierra de los grupos serán:

el tiempo de duración de la intensidad térmica debe ser para régimen permanente; ⎯ el calentamiento máximo de la resistencia sobre una temperatura ambiente de 40ºC, con la⎯

tensión aplicada asignada en régimen permanente debe ser 375K para una resistencia de acero

inoxidable amagnético;

la potencia inicial a disipar en régimen permanente con ventilación natural debe ser el⎯

producto de la tensión aplicada y la intensidad térmica asignadas, esto es, de 18,19 kW.



2.6.- Características de cabinas de alta tensión.Se detallan en primer lugar las características principales de las cabina de alta tensión,

descritas en el documento NSE-1.

Las cabinas principales deben ser compartimentadas o blindadas y deben estar preparadas

para el telecontrol (supervisión y mando). Todas las cabinas de línea y de transformador se deben

dotar de seccionamiento de aislamiento y de seccionamiento de puesta a tierra. Además, cada una

de las barras (Barras A VDI, Barras B VDI, etc.) de la Central Eléctrica (Lado Tierra y Lado Aire)

debe poder ponerse a tierra mediante un seccionador habilitado al efecto.

Los interruptores automáticos y los interruptores-seccionadores de las cabinas deben ser de

SF6 o de vacío y con motorización para el tensado del muelle de accionamiento. Deben contar con

al menos una bobina de cierre y otra de apertura. La secuencia de maniobras asignada debe permitir

reenganche automático rápido según la norma UNE 21081.

2.6.A- Características de las protecciones.La instalación debe estar protegida de manera que se consideren los diferentes valores de la

intensidad de cortocircuito en los distintos modos de funcionamiento.

No se debe permitir rearme automático o a distancia cuando las protecciones disparen por

causa de un cortocircuito. Para este fin, deben existir relés de bloqueo.

Deben existir bloques de prueba para todos los circuitos secundarios de los transformadores

de medida y protección y para los relés de protección. En cada proyecto debe incluirse un estudio de

precoordinación de protecciones.

Debe tenerse en cuenta lo prescrito en el documento NSE-1-4.

i)Cabinas dotadas de interruptor automático.Los relés de protección de las cabinas con interruptor automático serán preferentemente de

tipo electrónico. Deben ser comunicables y deben poder integrarse en un sistema de control

superior.

Las cabinas telemandadas dotadas de interruptor automático deben contar con conmutador

para selección entre los modos local y remoto. En modo local, debe disponerse de un sistema de



prueba para los circuitos de disparo y cierre. Esta última maniobra de cierre sólo debe realizarse con

interruptor seccionado de las barras principales, existiendo tensión en las mismas.

ii)Cabinas principales.Las cabinas principales deben contar con los sistemas necesarios (ofrecidos por la propia

cabina o por un medio auxiliar) que posibiliten que, desde el exterior de las cabinas, sea

directamente visible (si procede) la siguiente información:

⎯ presencia de tensión en cada una de las fases;

⎯ valor de la tensión de barras;

⎯ intensidad en cada una de las tres fases;

⎯ estado del conmutador local/remoto;

⎯ estado del seccionador de puesta a tierra;

⎯ estado del interruptor;

⎯ estado del seccionador de aislamiento;

⎯ estado del relé de bloqueo;

⎯ situación de anomalía en el funcionamiento del relé de protección (autodiagnóstico);

⎯ situación de anomalía en los circuitos de control.

Las siguientes circunstancias deben provocar la situación de anomalía en los circuitos de

control: falta de tensión de control, apertura del interruptor automático asociado al circuito de

cierre, apertura del interruptor automático asociado al circuito de disparo, apertura del interruptor

asociado a los transformadores de tensión (en su caso), tiempo excesivo de tensado de resortes,

alarma de baja presión de SF6 (en su caso) y falta de continuidad del circuito de disparo.

iii)Protección de transformadoresLas cabinas de protección de transformador para distribución deben contar con interruptor-

seccionador-fusible para el caso de potencias bajas.

Para transformadores de potencia asignada superior a 5 MVA debe dotarse de protección

diferencial.


2.- memoria de cÁlculo -...

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