IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO A LA RED DE 132...

IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO DE 21,25 MW Y SU CONEXIÓN

A LA RED DE 132 KV

MEMORIA DE CÁLCULO

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Departamento de Ingeniería Eléctrica IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO DE 21,25 MW Universidad de Sevilla Y SU CONEXIÓN A LA RED DE 132 KV

- 2 - MEMORIA DE CÁLCULO

INDICE 1. DIMENSIONAMIENTO DE LAS PROTECCIONES ____________________ 4

1.1. Estudio del cortocircuito _____________________________________________ 4 1.1.1. Introducción_____________________________________________________________4 1.1.2. Estudio del cortocircuito. Defecto simétrico ____________________________________5

1.1.2.1. Fuente de tensión equivalente __________________________________________6 1.1.2.2. Impedancia de cortocircuito de los equipos eléctricos________________________6 1.1.2.2.1. Impedancia de la red aguas arriba _____________________________________7

1.1.2.2.2. Impedancia transformador de la subestación ____________________________7 1.1.2.2.3. Impedancia de las conexiones________________________________________8 1.1.2.2.4. Impedancia transformador aerogeneradores _____________________________9 1.1.2.2.5. Impedancia aerogeneradores________________________________________10

1.1.2.3. Cortocircuito en barras 132 kV de subestación ____________________________11 1.1.2.4. Cortocircuito en barras 20 kV de subestación _____________________________12 1.1.2.5. Cortocircuito en barras 20 kV de aerogeneradores _________________________12 1.1.2.6. Cortocircuito en barras 0.69 kV de aerogeneradores ________________________13

1.1.3. Estudio del cortocircuito. Defecto asimétrico __________________________________14 1.1.3.1. Cortocircuito Fase-Tierra en barras 132 kV de subestación___________________15 1.1.3.2. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de subestación _________________15 1.1.3.3. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de aerogenerador _______________15 1.1.3.4. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 0.69 kV de aerogenerador______________16

2. DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA COLECTOR__________________ 17 2.1. Nivel de tensión de 690 V ____________________________________________ 17

2.1.1. Intensidad nominal en los generadores _______________________________________17 2.1.2. Intensidad nominal en el CT 20/0,69 kV del aerogenerador _______________________17 2.1.3. Sección de los conductores ________________________________________________18

2.1.3.1. Intensidad máxima admisible__________________________________________18 2.1.3.2. Caída de tensión____________________________________________________18

2.2. Nivel de tensión de 20 kV ____________________________________________ 18 2.2.1. Aspectos generales ______________________________________________________18 2.2.2. Características del cable __________________________________________________19 2.2.3. Máxima intensidad admisible ______________________________________________20 2.2.4. Pérdida de potencia ______________________________________________________21 2.2.5. Máxima intensidad admisible durante el cortocircuito ___________________________21 2.2.6. Caida de tensión_________________________________________________________22 2.2.7. Resultados _____________________________________________________________22

3. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN______________________ 23 3.1. Transformador de tensión inductivo en la línea de interconexión ___________ 23 3.2. Transformadores de tensión inductivos en barras de 132 kV ______________ 24 3.3. Transformadores de intensidad en la línea de interconexión _______________ 26 3.4. Pararrayos autoválvulas_____________________________________________ 27 3.5. Interruptor _______________________________________________________ 28 3.6. Seccionadores _____________________________________________________ 28 3.7. Coordinación de aislamiento _________________________________________ 28 3.8. Distancia dieléctrica entre fase y tierra ________________________________ 29





3.9. Distancia dieléctrica entre fases_______________________________________ 30 4. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LOS AEROGENERADORES ___ 30

4.1. Características del terreno___________________________________________ 30 4.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo de eliminación del defecto. __________________________________________ 31 4.3. Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra. ___________________ 32 4.4. Cálculo de las tensiones de paso y contacto en la instalación._______________ 33 4.5. Comprobación de las tensiones de paso y contacto._______________________ 33 4.6. Seguridad en los equipos. ____________________________________________ 34

5. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN ___________ 35 5.1. Características del terreno___________________________________________ 35 5.2. Determinación de los datos para el cálculo de la red de tierras _____________ 35 5.3. Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra. ___________________ 36





1. DIMENSIONAMIENTO DE LAS PROTECCIONES

1.1. Estudio del cortocircuito

1.1.1. Introducción En un sistema eléctrico resulta imprescindible el estudio de cortocircuito en todas sus zonas, ya que da información que permite:

- Determinar las características interruptivas de los elementos de desconexión de las corrientes de cortocircuito como son interruptores, fusibles, restauradores y fusibles de potencia principalmente.

- Realizar un estudio para la selección y coordinación de los dispositivos

de protección contra las corrientes de cortocircuito.

- Hacer los estudios térmicos y dinámicos debidos a los efectos de las corrientes de cortocircuito en algunos elementos de las instalaciones como son sistemas de barras, tableros, cables, buses de fase aislada, etc.

- Relacionar los efectos del cortocircuito con otros estudios de sistema como por ejemplo los estudios de estabilidad. El estudio del cortocircuito lo iniciamos con las siguientes hipótesis de partida:

-La red considerada es radial y su tensión nominal comprende la baja y la alta tensión hasta los 132 kV.

-La corriente de cortocircuito, al producirse un cortocircuito trifásico, se

supone establecida simultáneamente sobre las tres fases. -Durante el cortocircuito, el número de fases afectadas no se modifica. -Durante el tiempo del cortocircuito, las tensiones que han provocado la

circulación de corriente y la impedancia de cortocircuito no varían de forma significativa.

-Los reguladores y conmutadores de tomas de los transformadores se

suponen situados en posición intermedia. -Las resistencias de arco no se tienen en cuenta. -Se desprecian todas las capacidades de las líneas. -No se tienen en cuenta las corrientes de carga. -Se tienen en cuenta todas las impedancias homopolares.





Para ello se realizará el estudio de cortocircuito en el caso de defecto simétrico y defecto asimétrico según la normativa UNE 21-239-94.

1.1.2. Estudio del cortocircuito. Defecto simétrico En el caso de defecto simétrico, el cálculo de la corriente de falta se realizará elaborando el diagrama de impedancia de secuencia positiva de la instalación y determinando el circuito equivalente Thevening desde cada uno de los puntos de defecto considerado. Para el cálculo de las intensidades de cortocircuito se parte del Esquema 1, que engloba de forma general los aerogeneradores del parque eólico y la subestación, ya que ambos forman la red en estudio: Esquema 1. Cortocircuito de defecto simétrico

RED

TRANSFORMADORELEVADOR 20/132 KV 50 MVASUBESTACIÓN

EMBARRADO 20 KVSUBESTACIÓN

TRANSFORMADOR ELEVADOR 0,69/20 KV1000 KVA AEROGENERADOR 1

AEROGENERADOR 1850 MW

TRANSFORMADOR ELEVADOR 0,69/20 KV 1000 KVAAEROGENERADOR 2


TRANSFORMADOR ELEVADOR 0,69/20 KV1000 KVAAEROGENERADOR 25


1

3 EMBARRADO 20 KVAEROGENERADOR

2

4

Con las siguientes consideraciones:

- Se considera la potencia de cortocircuito de la red en barras de subestación 500MVA.

MVASCCred 500

- Se desprecia la resistencia de los cables. - Se consideran la reactancia de cortocircuito del transformador de

potencia como un 10%, con una potencia de transformación de 50 MVA y la relación de transformación 132/20 kV.

puCC 1,01





- Se consideran todas las reactancias de cortocircuito de los

transformadores 20/0,69 kV, Xcc= 6%:

puCC 06,02

- Se considera la reactancia subtransitoria de los generadores:

..17,0" upxd

1.1.2.1. Fuente de tensión equivalente

Como fuente de tensión equivalente del sistema se considera:

afectado por un Factor de tensión c justificado por: -Variaciones de tensión en el espacio y en el tiempo. -Cambios de toma de los transformadores. -No tener en cuenta las cargas y capacidades en los cálculos. -Comportamiento subtransitorio de los alternadores y motores. Los valores que toma en nuestro caso: -Para el cálculo de la corriente de cortocircuito máxima

10,1max c

-Para el cálculo de la corriente de cortocircuito mínima

00,1mínc

1.1.2.2. Impedancia de cortocircuito de los equipos eléctricos Para líneas aéreas, transformadores, cables, reactancias y demás equipos similares, las impedancias de cortocircuito de secuencias directa e inversa son iguales. Las impedancias serán referidas tanto a valores óhmicos en los diferentes valores de tensión, como a valores por unidad. Se ha tomado como base común de cálculo:

3ncU





kAV

SI

kVVMVAP

BASE

BASEBASE

BASE

BASE

443,13

2050

1.1.2.2.1. Impedancia de la red aguas arriba

"

2

kQ

nQQ S

UcZ

- c ,Factor de tensión. - UnQ ,Tensión compuesta de la red en vacío. - S"kQ ,Potencia de cortocircuito de la red.

El resultado obtenido:

33,38QZ

Para redes con tensión nominal mayor a 35 kV se tomará:

33,380 jjXZ QQ En valores por unidad:

..1,01010

..10

upjjjXZ

upS

QQ

CC

1.1.2.2.2. Impedancia transformador de la subestación En el lado de baja tensión la impedancia equivalente del transformador de dos devanados de la subestación de evacuación es:

rT

rTccT S

UZ2

11

- єcc1,Tension de cortocircuito asignada del transformador por unidad. - UrT, Tensión compuesta asignada al transformador. - SrT, Potencia aparente asignada al transformador.

El resutado numérico al nivel de tensión de 20 kV:

8,01TZ





Se tomará la aproximación:

11 TT XR

11 TT XZ En valores por unidad:

..1,00 11 upjjXZ TT

1.1.2.2.3. Impedancia de las conexiones Haciendo uso de la resistividad del aluminio obtendremos la resistencia por unidad de longitud del cable.

SRL

siendo: S, sección del conductor en mm2. ρ, resistividad del aluminio 1/34 Ωmm2/m. El resultado de la resistividad por Km del cable de aluminio: -Sección de 300 mm2

kmRL /108,9 8

-Sección de 150 mm2

kmRL /1096,1 7 Con los catálogos del fabricante obtendremos el valor de la reactancia por unidad de longitud del cable:

300 22.19 33.2 42 1955 630 0.104 150 15.79 26.8 35.6 1340 500 0.118

El valor de las capacidades se consideraron despreciables.





En función de la longitud y la sección de cada circuito se obtendrá la impedancia a origen y de cada tramo: Tabla 1. Impedancias a origen y por tramos del circuito 2

NUDO ORIGEN

NUDO DESTINO

RHZ1-OL AL 15/25 kV 150

mm2

RHZ1-OL AL 15/25 kV 300

mm2resistencia

tramoreactancia

tramoimpedancia tramo

(p.u.)

impedancia nudo origen hasta

subestación (p.u.)14 15 158,7 3,11E-08 1,87E-02 2,340825E-003j 2,9443275E-002j15 16 163,2 3,20E-08 1,93E-02 2,4072E-003j 2,710245E-002j16 17 148,8 2,92E-08 1,76E-02 2,1948E-003j 2,469525E-002j17 18 488,2 9,57E-08 5,76E-02 7,20095E-003j 2,250045E-002j18 19 164,8 3,23E-08 1,94E-02 2,4308E-003j 1,52995E-002j19 23 839,3 8,23E-08 8,73E-02 1,09109E-002j 1,28687E-002j20 19 247,8 4,86E-08 2,92E-02 3,65505E-003j 1,652375E-002j21 20 161,2 3,16E-08 1,90E-02 2,3777E-003j 1,890145E-002j22 21 158,1 3,10E-08 1,87E-02 2,331975E-003j 2,1233425E-002j23 24 150,6 1,48E-08 1,57E-02 1,9578E-003j 1,9578E-003j25 24 326,3 6,40E-08 3,85E-02 4,812925E-003j 4,812925E-003j24 subestc. 133 1,30E-08 0,00E+00 0 0

Tabla 2. Impedancias a origen y por tramos del circuito 1

NUDO ORIGEN

NUDO DESTINO

RHZ1-OL AL 15/25 Kv 150 mm2

RHZ1-OL AL 15/25 kV 300 mm2

resistencia tramo

reactancia tramo

impedancia tramo (p.u)

impedancia nudo origen hasta

subestación (p.u.)1 2 153 3,00E-08 1,81E-02 2,25675E-003j 6,242335E-002j2 3 169 3,31E-08 1,99E-02 2,49275E-003j 6,01666E-002j3 4 147 2,88E-08 1,73E-02 2,16825E-003j 5,767385E-002j4 5 314 6,15E-08 3,71E-02 4,6315E-003j 5,55056E-002j5 6 314 6,15E-08 3,71E-02 4,6315E-003j 5,08741E-002j6 7 149 2,92E-08 1,76E-02 2,19775E-003j 4,62426E-002j7 8 149 2,92E-08 1,76E-02 2,19775E-003j 4,404485E-002j8 9 162 3,18E-08 1,91E-02 2,3895E-003j 4,18471E-002j9 10 149,4 1,46E-08 1,55E-02 1,9422E-003j 3,94576E-002j

10 11 193,5 1,90E-08 2,01E-02 2,5155E-003j 3,75154E-002j11 12 145,6 1,43E-08 1,51E-02 1,8928E-003j 3,49999E-002j12 13 142,6 1,40E-08 1,48E-02 1,8538E-003j 3,31071E-002j13 subestc. 2.404 2,36E-07 2,50E-01 3,12533E-002j 3,12533E-002j

1.1.2.2.4. Impedancia transformador aerogeneradores

La impedancia equivalente del transformador es:

rT

rTccT S

UZ2

22

- єcc2,Tension de cortocircuito asignada del transformador por unidad. - UrT, Tensión compuesta asignada al transformador. - SrT, Potencia aparente asignada al transformador.





El resutador numérico para 690 V:

03,02TZ Para 20 kV:

242TZ Se tomará la aproximación:

22. TT XR

22 TT XZ En valores por unidad:

..30 22 upjjXZ TT

1.1.2.2.5. Impedancia aerogeneradores La aportación al cortocicuito de un generador síncrono está regida por las siguientes ecuaciones:

)( "dGGGK XRKZ

con rGdrG

nG senx

CUUK

"max

1

siendo: Cmax = Factor de tensión Un= Tensión nominal del sistema UrG = Tensión asignada del generador ZGK= Impedancia corregida del generador ZG= RG+ XG = impedancia del generador xd

”= reactancia subtransitoria del generador referida a su impedancia asignada Xd

”/ZrG φrG=Angulo de fase entre IrG y UrG El resultado numérico es:

08,02

""

rG

rGdd S

UxX





en 20 kV:

012,015,0 "dG XR para generadores con kVU rG 1

nrG UU 05,1

92,01 "

max

rGdrG

nG senx

CUUK

074,0011,0)( " jXRKZ dGGGK

Se tomará la aproximación:

GKGK XR

GKGK XZ En valores por unidad:

..09,0 upjZGK

1.1.2.3. Cortocircuito en barras 132 kV de subestación El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado en el Esquema 2. Esquema 2. Cortocircuito en barras 132 kV de subestación

RED









1

EMBARRADO 20 KVAEROGENERADOR

Icc1

32,2"2"20 drkVd XtX





El resultado numérico:

kAII

upjj

I

upjZ

basecc

cc

Th

678,2033,14

..33,1410978,6

1..10978,6

1

21

21

1.1.2.4. Cortocircuito en barras 20 kV de subestación

El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado por Esquema 3. Esquema 3. Cortocircuito en barras 20 kV de subestación

RED









2


Icc2


kAII

upjj

I

upjZ

basecc

cc

Th

239,1864,12

..64,1210914,7

1..10914,7

2

22

22

1.1.2.5. Cortocircuito en barras 20 kV de aerogeneradores

El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado por el Esquema 4.





Esquema 4. Cortocircuito en barras 20 kV de aerogeneradores

RED









4


Icc4

El resultado numérico para cada aerogenerador está resumido en la Tabla 3.

Tabla 3. Intensidad cortocircuito en barras 20 kV en aerogeneradores

AEROGENERADOREQUIVALENTE

THÉVENING (p.u.)

INTENSIDAD CORTOCIRCUITO

ICC3 (p.u.)


ICC3 (kA)1 0,158j 6,315j 9112,724j2 0,154j 6,464j 9328,334j3 0,145j 6,850j 9885,592j4 0,138j 7,227j 10428,561j5 0,130j 7,691j 11098,292j6 0,122j 8,161j 11777,668j7 0,116j 8,549j 12337,551j8 0,111j 8,937j 12896,594j9 0,107j 9,331j 13465,845j10 0,102j 9,710j 14012,429j11 9,894E-002j 10,107j 14584,596j12 9,54E-002j 10,482j 15125,786j13 9,211E-002j 10,856j 15666,051j14 9,620E-002j 10,394j 14999,220j15 9,401E-002j 10,636j 15348,941j16 9,191E-002j 10,880j 15700,073j17 9,011E-002j 11,096j 16012,339j18 8,458E-002j 11,822j 17060,165j19 8,282E-002j 12,073j 17422,696j20 8,585E-002j 11,647j 16806,624j21 8,582E-002j 11,646j 16806,037j22 8,805E-002j 11,356j 16387,112j23 8,007E-002j 12,489j 18021,730j24 7,914E-002j 12,635j 18233,510j25 8,368E-002j 11,949j 17242,821j

1.1.2.6. Cortocircuito en barras 0.69 kV de aerogeneradores El circuito equivalente a calcular en este caso es el representado por el Esquema 5.





Esquema 5. Cortocircuito en barras 0.69 kV de aerogeneradores

RED









4


Icc4

El resultado numérico para cada aerogenerador está resumido en la Tabla 4.

Tabla 4. Intensidad cortocircuito en barras 0.69 kV en aerogeneradores

AEROGENERADOREQUIVALENTE

THÉVENING (p.u.)


ICC4(p.u.)


ICC4(kA)1 3,167j 0,315j 455,611j2 3,163j 0,316j 456,198j3 3,153j 0,317j 457,595j4 3,145j 0,317j 458,814j5 3,135j 0,318j 460,154j6 3,127j 0,319j 461,361j7 3,121j 0,320j 462,248j8 3,116j 0,320j 463,063j9 3,111j 0,321j 463,823j

10 3,106j 0,321j 464,494j11 3,102j 0,322j 465,138j12 3,098j 0,322j 465,709j13 3,095j 0,323j 466,235j14 3,993j 0,250j 361,299j15 3,097j 0,322j 465,919j16 3,094j 0,323j 466,265j17 3,092j 0,323j 466,552j18 3,087j 0,323j 467,428j19 3,085j 0,324j 467,716j20 3,088j 0,323j 467,232j21 3,088j 0,323j 467,232j22 3,090j 0,323j 466,881j23 3,082j 0,324j 468,156j24 3,081j 0,324j 468,308j25 3,086j 0,324j 467,580j

1.1.3. Estudio del cortocircuito. Defecto asimétrico En el caso de defecto asimétrico, se estudiará utilizando el método de las componentes simétricas, elaborando los diagramas de secuencia positiva, negativa y homopolar de la instalación y determinando los circuitos equivalentes de Thevenin en cada uno de los puntos de defecto considerados.





1.1.3.1. Cortocircuito Fase-Tierra en barras 132 kV de

subestación Los circuitos equivalentes a calcular en este caso: Esquema 6. Cortocircuito en barras 132 kV a tierra

RED









1


Icc1 a tierra


..10978,6 25 upjZ directaTh

..10978,6 2

5 upjZ inversaTh

..102 1hom5 upjZ opolarTh

kAIupI

upZZZ

EI

basetierrafasecc

opolarThinversaThirectaThtierrafasecc

749,12..835,8

..835,83

5

hom55155

1.1.3.2. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de subestación

La configuración en Triángulo, tanto del transformador de la subestación como de los transformadores de los aerogeneradores, hace que la corriente de defecto en este fallo sea cero.

1.1.3.3. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 20 kV de aerogenerador

En este caso será también cero por lo dicho anteriormente.





1.1.3.4. Cortocircuito Fase-Tierra en barras de 0.69 kV de aerogenerador

Los circuitos equivalentes a calcular en este caso: Esquema 7. Cortocircuito a tierra en barras 0.69 kV de aerogeneradores

RED









1


Icc6 a tierra

El resultado numérico: Tabla 5. Intensidad de cortocircuito en barras de 0,69 kV de aerogenerador

AEROGENERADOREQUIVALENTE THÉVENING

DIRECTA E INVERSA (p.u.)

EQUIVALENTE THÉVENING HOMOPOLAR

(p.u.)


(p.u.)


(kA)1 3,167j 3j 0,321j 463,771j2 3,163j 3j 0,321j 464,176j3 3,153j 3j 0,322j 465,139j4 3,145j 3j 0,322j 465,978j5 3,135j 3j 0,323j 466,899j6 3,127j 3j 0,324j 467,726j7 3,121j 3j 0,324j 468,334j8 3,116j 3j 0,324j 468,892j9 3,111j 3j 0,325j 469,410j

10 3,106j 3j 0,325j 469,869j11 3,102j 3j 0,325j 470,308j12 3,098j 3j 0,326j 470,696j13 3,095j 3j 0,326j 471,055j14 3,993j 3j 0,273j 393,980j15 3,097j 3j 0,326j 470,840j16 3,094j 3j 0,326j 471,075j17 3,092j 3j 0,326j 471,270j18 3,087j 3j 0,327j 471,866j19 3,085j 3j 0,327j 472,062j20 3,088j 3j 0,326j 471,733j21 3,088j 3j 0,326j 471,733j22 3,090j 3j 0,326j 471,494j23 3,082j 3j 0,327j 472,361j24 3,081j 3j 0,327j 472,464j25 3,086j 3j 0,327j 471,969j





2. DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA COLECTOR

2.1. Nivel de tensión de 690 V

2.1.1. Intensidad nominal en los generadores

AU

PIGG

GnG 74,836

85,06903000.850

cos3

siendo: InG= Intensidad nominal del generador. PG= Potencia nominal del generador. UG= Tensión nominal del generador. CosφG= Factor potencia del generador.

2.1.2. Intensidad nominal en el CT 20/0,69 kV del aerogenerador La intensidad que en baja tensión llega al transformador, una vez compensado el factor de potencia hasta cosφG≈1 por la propia máquina, será:

AU

PIGG

Gtrafibt

23,71116903

000.850cos3

Existe la posibilidad debido a las características de la turbina, que su potencia nominal aumente ligeramente en determinadas condiciones exteriores de temperatura, turbulencia, etc. Este incremento será inferior al 5 %, pero a efectos de cálculo y para estar del lado de la seguridad, consideraremos un posible incremento hasta un máximo de 900 kW. Por lo que la intensidad máxima en el lado de baja tensión del transformador será:

AU

PIGG

Gtrafibt

07,75316903

000.900cos3

Se instalará un transformador de 1000 kVA y un interruptor en el lado de baja tensión de intensidad asignada de 800 A y Tensión asignada de empleo 690 V. El transformador en este momento no trabajaría por encima del 100% de su potencia nominal. No obtante, el transformador estará protegido por sus correspondientes sondas de control de temperatura PT-100 en los devanados.





2.1.3. Sección de los conductores

2.1.3.1. Intensidad máxima admisible

La intensidad nominal que circula desde el aerogenerador hasta el transformador, según se ha visto anteriormente, es de:

AU

PIGG

Gtrafibt

23,71116903

000.850cos3

Suponiendo instalación en bandeja perforada, conductor de cobre con aislamiento de polietileno reticulado, dos conductores por fase y un sobredimensionamiento del 125 % (ITC-BT-40):

AIconductor 41,4372

25,123,711

→ 2185mmSconductor según ITC-BT-19

2.1.3.2. Caída de tensión Desde el punto de vista de caída de tensión, se establece una caída de tensión máxima del 1,5 % entre generador y el transformador 0,69/20 Kv para la intensidad nominal (ITC-BT-40).

VU 35,10690015,0max

cumpleVILkUmmS 6,823,711055,022,0185 2

2.2. Nivel de tensión de 20 kV

2.2.1. Aspectos generales Para el dimensionamiento de las líneas de media tensión se seguirán las indicaciones del RAT. Las normas propias de la compañía suministradora, en este caso, Sevillana- Endesa no serán de aplicación al ser una instalación privada. Aún así, se tomarán sus directrices en algunos aspectos. En el Artículo 21 del RAT se prescribe que las líneas proyectadas deberán ser dimensionadas siguiendo los criterios de intensidad máxima admisible, pérdida de potencia y caída de tensión. En el proceso de dimensionamiento:

- Se consideran secciones de 150 y 300 mm2. - Se comprueba que cumple el criterio de intensidad máxima admisible.





- Si lo cumple, se pasa a comprobar el criterio de pérdida de potencia, cuyo

máximo se sitúa en un 2% cuando discurre la corriente nominal por la línea. En caso contrario, se pasa a una sección mayor.

- Si cumple el criterio de pérdida de potencia, se pasa a comprobar la máxima corriente de cortocircuito soportada por el cable según la duración del defecto. En caso contrario, se pasa a una sección mayor.

- Si cumple los anteriores criterios, se comprueba por último el criterio de caída de tensión cuyo límite lo sitúa Sevillana-Endesa en un 5%.

Se consideran dos circuitos de 20 kV que evacuan la energía de los aerogeneradores a la subestación.

2.2.2. Características del cable (UNE 20435-2) La tensión nominal del cable U0/U se elegirá de acuerdo con la tensión nominal de la red y con sus sistemas de puesta a tierra. En la Tabla 6 se especifica la tensión nominal de los cables U0/U así como su nivel de aislamiento Up en función de la tensión nominal, de la tensión más elevada y de la categoría de la red, y de acuerdo con las tensiones usuales en españa. Tabla 6. Tensión nominal U0/U para redes trifásicas

Red sistema trifásico Cable Tensión nominal

U kV

Tensión más elevada

de la Red Um kV

Categoría de la Red

Tensión nominal del cable

U0/U kV

Nivel de aislamiento a impulsos

Up kV

A-B 12/20 125 20

24 C 15/25 170

Cada circuito está compuesto por ternas de conductores unipolares de las siguientes características:





Tabla 7. Caracteristicas del conductor de media tensión

Designación y tipo: RHZ1-OL 12/20 kV Al Conductor:

Aluminio

Secciones nominales:

300/150 mm2

Resistencia máx. a 20º C: 300 mm2 Al 150 mm2 Al

0,100 Ω/km 0,206 Ω/km

Resistencia máx. 50Hz/90ºC: 300 mm2 Al 150 mm2 Al

0,118 Ω/km 0,262 Ω/km

Capacidad: 300 mm2 Al 150 mm2 Al

0,289 μF/km 0,253 μF/km

Reactancia a 50 Hz: 300 mm2 Al 150 mm2 Al

0,105 Ω/km 0,117 Ω/km

Carga máx. en servicio permanente (cables unipolares a 1 m profundidad)

300 mm2 Al 150 mm2 Al

450 A 300 A

Aislamiento Polietileno Reticulado XLPE Pantalla metálica Hilos de cobre La distribución de los aerogeneradores por los conductores de evacuación está representada en la Tabla 8 Tabla 8. Líneas de evacuación de energía del parque

Circuito Aerogeneradores Total uds. Potencia

1 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 y 13

13 11.050 kW

2 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 y 25

12 10.200 kW

2.2.3. Máxima intensidad admisible

Se aplicará un factor de corrección por temperatura del terreno, que se considerará de 40º. Su valor será de 0.88 según norma UNE 20435. El tendido de cada circuito se realizará en tubos de protección diferentes.





2.2.4. Pérdida de potencia La pérdida de potencia máxima será de un 2% para cada circuito según las normas de Sevillana-Endesa. Se corresponderá con el resultado de la ecuación:

23 ILRPPERDIDAS siendo: R = el valor de la resistencia del conductor a 90ºC y por Km. I = el valor de la corriente de diseño.

2.2.5. Máxima intensidad admisible durante el cortocircuito El valor de la corriente de diseño en el nivel de 20 kV es de 18,233 kA, como se observa en el apartado 1.1.2.5 de este documento. La instalación proyectada será de Categoría A, es decir, los defectos a tierra se eliminan tan rapidamente como sea posible y en cualquier caso antes de 1 minuto ( UNE 20435-1). El aislamiento de los cables será de XLPE y se considera una temperatura máxima durante el cortocircuito de 250ºC. El fabricante facilita los valores de densidad de corriente máxima que soporta el aislamiento de XLPE según el tiempo de defecto que se considere. Estos valores aparecen reflejados en la Tabla 9 . Tabla 9. Densidad de corriente máxima para cables XLPE

Duración del cortocircuito (s)

Densidad Corriente (A/mm2)

0,1 294 0,5 132 1 93

1,5 76 2 66 3 54

Los valores de densidad de corriente se multiplican por las secciones correspondientes y resultan los valores de corriente de cortocircuito máxima para cada una. Se comparan con el valor de corriente de defecto a nivel de 20 kV y se observa si es admisible o no.





2.2.6. Caida de tensión

Se considera una caída máxima de tensión del 5%, lo que equivale a 100 V en el nivel de 20 kV. El fabricante facilita los datos de resistencia a 90ºC y de reactancia según las características de los cables. El valor de la caída de tensión se calcula mediante la expresión:

)cos(3 XsenRILU Siendo:

I: El valor de la corriente de diseño en A que conducirá el cable. L: Longitud de diseño en km. R: El valor de la resistencia del conductor a 90ºC en ohmios y por km. X: El valor de la reactancia en ohmios y por km. Cos φ: El factor de potencia de la instalación.

El factor de potencia de la instalación se toma como 1 porque se supone que las baterías de condensadores de cada aerogenerador lo mantienen a ese valor constantemente.

2.2.7. Resultados En la Tabla 10 y Tabla 11 se muestra los resultados obtenidos para ambos circuitos. Circuito 1 Tabla 10. Dimensionamiento del conductor del circuito 1.

NUDO ORIGEN

NUDO DESTINO LONGITUD

POTENCIA EVACUADA

(kW)INTENSIDAD

(A)SECCIÓN

(mm2)

Intensidad admisible con

factor corrección (A)

PERDIDA DE POTENCIA

(%)

MAXIMA INTENSIDAD EN

CORTOCIRCUITO (A)

CAIDA DE TENSIÓN (V)

1 2 153 850 24,54 150 264,00 0,01 19800 1,702 3 169 1700 49,07 150 264,00 0,02 19800 3,763 4 147 2550 73,61 150 264,00 0,02 19800 4,914 5 314 3400 98,15 150 264,00 0,07 19800 13,995 6 314 4250 122,69 150 264,00 0,09 19800 17,486 7 149 5100 147,22 150 264,00 0,05 19800 9,957 8 149 5950 171,76 150 264,00 0,06 19800 11,618 9 162 6800 196,30 150 264,00 0,07 19800 14,439 10 149,4 7650 220,84 300 396,00 0,03 39600 6,7410 11 193,5 8500 245,37 300 396,00 0,05 39600 9,7011 12 145,6 9350 269,91 300 396,00 0,04 39600 8,0312 13 142,6 10200 294,45 300 396,00 0,04 39600 8,5813 subestc. 2404,1 11050 318,99 300 396,00 0,78 39600 156,74

Todos los conductores cumplen la intensidad máxima admisible afectada con el factor de corrección. La pérdida de potencia total en el circuito es del 1,34%. Todos los conductores admiten la máxima intensidad de cortocircuito según el fabricante y la caida de tensión es de 267,64 V.





Circuito 2 Tabla 11. Dimensionamiento del conductor del circuito 2.

NUDO ORIGEN

NUDO DESTINO LONGITUD

POTENCIA EVACUADA

(kW)INTENSIDAD

(A)SECCIÓN

(mm2)

admisible con factor

corrección (A)

PERDIDA DE POTENCIA

(%)

MAXIMA INTENSIDAD EN

CORTOCIRCUITO (A)

CAIDA DE TENSIÓN (V)

14 15 158,7 850 24,54 150 264,00 0,01 19800 1,7715 16 163,2 1700 49,07 150 264,00 0,02 19800 3,6316 17 148,8 2550 73,61 150 264,00 0,02 19800 4,9717 18 488,2 3400 98,15 150 264,00 0,11 19800 21,7418 19 164,8 4250 122,69 150 264,00 0,05 19800 9,1819 23 839,3 7650 220,84 300 396,00 0,19 39600 37,8820 19 247,8 2550 73,61 150 264,00 0,04 19800 8,2821 20 161,2 1700 49,07 150 264,00 0,02 19800 3,5922 21 158,1 850 24,54 150 264,00 0,01 19800 1,7623 24 150,6 11050 318,99 300 396,00 0,05 39600 9,8225 24 326,3 850 24,54 150 264,00 0,02 19800 3,6324 subestc. 133 11900 343,52 300 396,00 0,05 39600 9,34

Todos los conductores cumplen la intensidad máxima admisible afectada con el factor de corrección. La pérdida de potencia total en el circuito es del 0,58%. Todos los conductores admiten la máxima intensidad de cortocircuito según el fabricante y la caida de tensión es de 115,59 V. 3. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN

3.1. Transformador de tensión inductivo en la línea de interconexión Generalildades. Serán transformadores monofásicos, con un extremo del arrollamiento primario conectado directamente a tierra y tres arrollamientos secundarios separados. Tipo de instalación. Intemperie en la fase S. Tipo de aislamiento. De papel dieléctrico impregnado en aceite colocado dentro de porcelana marrón. Relaciones de Transformación. 132.000:√3/110:√3-110:√3-110:3 V. Potencia.

El consumo de los instrumentos a alimentar es de 20 VA.

AVPI 21,0

11023

y el consumo del conductor de conexión será:





VAIlrVAm

r

mL

conductor 03,021.0702005,02

005.0

70

22

La potencia necesaria será de 25 VA que es el valor normalizado más cercano y solamente el devanado 2 será utilizado. Clase de precisión. Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 0,5.

3.2. Transformadores de tensión inductivos en barras de 132 kV Generalildades. Serán transformadores monofásicos, con un extremo del arrollamiento primario conectado directamente a tierra y tres arrollamientos secundarios separados. Tipo de instalación. Intemperie en la fase R,S y T Tipo de aislamiento. De papel dieléctrico impregnado en aceite colocado dentro de porcelana marrón. Relaciones de Transformación. 132.000:√3/110:√3-110:√3-110:3 V Potencia.

Secundario 1.- El consumo de los instrumentos a alimentar es de 20 VA :

AVPI 21,0

11023


VAIlrVAm

r

mL

conductor 03,021.0702005,02

005,0

70

22

La potencia necesaria será de 25 VA que es el valor normalizado más cercano. Clase de precisión.





Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 0,2.

Secundario 2.- El consumo de los instrumentos a alimentar es de 20 VA.

AVPI 21,0

11023


VAIlrVAm

r

mL

conductor 03,021.0702005,02

005,0

70

22

La potencia necesaria será de 25 VA que es el valor normalizado más cercano. Clase de precisión. Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 0.5-3P.

Secundario 3.- El consumo de los instrumentos a alimentar es de 8 VA.

AVPI 07,0

1108


VAIlrVAm

r

mL

conductor 003,007,0702005,02

005,0

70

22

La potencia necesaria será de 10 VA que es el valor normalizado más cercano. Clase de precisión.





Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 6P.

3.3. Transformadores de intensidad en la línea de interconexión Generalidades. Los transformadores de intensidad serán monofásicos, con cuatro arrollamientos secundarios independientes para medida y protección. Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T. Tipo de aislamiento. El material del aislamiento externo será porcelana de color marrón. El aislamiento interno será papel impregnado en aceite. Relaciones de transformación.200 - 400 / 5 / 5 / 5 / 5 A. Potencia. Devanado1. Alimenta al contador principal con consumo de 6VA El consumo del conductor de conexión será:

VAIlrVAm

r

mL

conductor 75,35152005,02

005,0

15

22

La potencia necesaria será de 10 VA que es el valor normalizado más cercano. Clase de precisión. Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 0,2S. Devanado 2 Alimenta al analizador de redes y al relé de presencia de tensión con un consumo de 13VA. El consumo del conductor de conexión será:

VAIlrVAm

r

mL

conductor 25,65252005,02

005,0

25

22

La potencia necesaria será de 20 VA que es el valor normalizado más cercano.





Clase de precisión. Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 0,5. Devanado 3. Alimenta a un conjunto de relés cuyo consumo es de 22VA El consumo del conductor de conexión será:

VAIlrVAm

r

mL

conductor 25,65252005,02

005,0

25

22

La potencia necesaria será de 30 VA que es el valor normalizado más cercano. Clase de precisión. Según los instrumentos por alimentar, la potencia de consumo y su factor de potencia la clase de precisión recomendada por el fabricante es de 5p20. Devanado 4. Su uso queda sujeto a una posible ampliación. La potencia será de 30VA y precisión 5p20. Las corrientes dinámicas y térmicas que deben ser soportadas por el transformador de intensidad serán:

kAII

kAII

kVCCDINÁMICA

kVCCTERMICA

64,5228,1

68,20

132

132

3.4. Pararrayos autoválvulas

Generalidades. Está constituido por los siguientes elementos: − Pararrayos constituido por resistencias de características no lineal, de oxido de cinc (OZn), conectadas en serie sin explosores. − Un contador de descargas independiente para cada polo. Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T. Tipo de aislamiento. El aislamiento externo estará constituido por un solo elemento que podrá ser de material cerámico color marrón ó goma de silicona.





3.5. Interruptor Generalidades. Los interruptores automáticos serán tripolares, con corte en hexafluoruro de azufre (SF6)., intensidad nominal asignada 2000 A y poder de corte 31,5 kA. Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T. Tipo de aislamiento. El material del aislamiento externo será porcelana de color marrón.

3.6. Seccionadores Generalidades. Los seccionadores serán trifásicos, intensidad nominal asignada de 1250 A. El accionamiento será eléctrico y manual. Tipo de instalación. Intemperie en fases R,S y T. Tipo de aislamiento. El material del aislamiento externo será porcelana de color marrón.

3.7. Coordinación de aislamiento En la Tabla 12 se indican los valores normalizados de las tensiones nominales entre fases : Tabla 12. Valores normales de tensiones entre fases (CEI)

Tensiones nominales del sistema (kV)

Tensión máxima para el equipo (kV)

66 72,5 132 145 220 245 380 420

En la Tabla 13 aparecen los niveles de aislamiento correspondientes a niveles menores a 1000 metros sobre el nivel del mar. Tabla 13. Niveles de aislamiento (CEI)

Nivel de aislamiento al impulso Nivel de aislamiento a baja frecuencia

Tensión máxima para el equipo kV ef.

Aislamiento pleno

kV cresta

Aislamiento reducido kV cresta

Aislamiento pleno kV ef

Aislamiento reducido

kV ef 550 230 145 650 450 275 185





Aplicando el factor de corrección por altitud para aisladores eléctricos externos se tiene en nuestro caso que para 1800 metros de altitud el factor de corrección es 0,92. Analicemos el caso: Sistema de 132 kV a 1800 metros de altura. A estos valores les corresponde un NBI de 650 kV a nivel del mar. Aplicando nuestro factor de corrección a 1800 metros se tiene un NBI de 650 x 0,92 = 598 kV. Para tener una buena coordinación de aislamiento se debe escoger el valor de 550 kV de aislamiento reducido.

3.8. Distancia dieléctrica entre fase y tierra La distancia dieléctrica en metros para una altura y humedad:

550)( hnormal

tierrafaseKTCFd

Para el caso de una tensión nominal de 132 kV, con NBI de 650 kV, tendremos que la tensión critica de flameo es:

kVNBITCF normal 38,676961,0

)(

El factor de corrección de la densidad del aire:

903,015273900289,0

273289,0

tb

donde b= presión atmosférica en milibars t= temperatura ambiente en grados Celsius El factor de corrección por humedad (Kh) se considera 1, así la distancia dieléctrica en este caso:

mKTCFd hnormaltierrafase 36,1

903,0550138,676

550)(





3.9. Distancia dieléctrica entre fases La distancia entre fases será un 15% mayor que la distancia a tierra (CEI):

md fasefase 56,136,115,1 4. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LOS AEROGENERADORES

4.1. Características del terreno Realizada una campaña de 30 calicatas mecánicas con toma de muestras, 5 ensayos de penetración dinámica DPSH, 6 sondeos eléctricos verticales con dispositivo tipo Wenner y tres estaciones geomecánicas obtenemos los resultados siguientes. Con las muestras tomadas en calicatas se procedió a la realización de una campaña de ensayos de laboratorio con el fin de caracterizar geotécnicamente las distintas unidades litológicas presentes.

Geológicamente hablando, la zona de estudio se encuentra situada en el Dominio Central y se caracteriza por el afloramiento exclusivo de series preordovícicas afectadas por un metamorfismo regional de grado alto y medio, primando la existencia de un gran número de granitoides tardihercínicos.

Desde el punto de vista hidrogeológico, únicamente se ha detectado nivel freático en el entorno de la subestación, si bien puede considerarse estacional, asociado a la existencia de navas y zonas encharcables en superficie. En cuanto a la caracterización geotécnica se han considerado tres unidades claramente diferenciadas en cuanto a sus características de compacidad y resistencia: Unidad Geotécnica 1. Eluvial de alteración medio-denso. Unidad Geotécnica 2. Jabre. Eluvial granítico denso-muy denso. Unidad Geotécnica 3. Sustrato Rocoso. Grado Meteorización III-IV. Mediante la geofísica realizada, se han definido los siguientes valores de resistividad para cada una de las unidades geotécnicas diferenciadas: Unidad 1 Eluvial de alteración granítico medio-denso: 500 ohm.m. Unidad 2 Jabre. Eluvial granítico denso-muy denso: 100-200 ohm.m. Unidad 3 Sustrato Rocoso. Grado Meteorización III-IV: >1000 ohm.m.





La unidad 2, más abundante en el estudio, se tomará como la predominante para el cálculo de las tierras. Esto hace que la resistividad del terreno sea de 200 ohm.m.

4.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo de eliminación del defecto.

MÉTODO UNESA Las sobretensiones admisibles para las instalaciones de baja tensión del centro de transformación: Vd= Tensión de defecto: tensión que toma un punto de la instalación cuando se produce un defeto a tierra.

dtd IRV Condición: dbt VV

Vbt= tensión a frecuencia industrial soportada por la instalación de baja tensión (V).

Rt=resistencia del electrodo (Ω). Id=intensidad de defecto(A). Además la intensidad de defecto debe cumplir: Vd min→ Id min Id>Valor arranque de las protecciones El nivel de aislamiento del material de BT del CT es de 8000V. Los dispositivos de protección poseen un relé a tiempo independiente con t=0.5 s. Neutro puesto a tierra con RN=0 Ω y XN=25 Ω. La ubicación es en edificio de otros usos. -Diseño preliminar de la instalación de tierra La instalación de puesta a tierra se llevará a cabo mediante electrodo horizontal con o sin picas verticales situado frente al centro de transformación y paralelo a la fachada.





4.3. Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra.

(METODO UNESA) (I) bttd VRI (Vbt=8000 V)

(II) 22 )()(3 NtN

dXRR

UI

de (I) → t

btd R

VI

de (II) → t

bt

NtNRV

XRRU

22 )()(3

→

→ tt

RR8000

)25()0(320000

22

→ 02,24tR

tr RK → 12,0200

02.24rK

Parámetros característicos de la puesta a tierra según la configuración 80-40/5/42 elegida: - Rectángulo de 8,0 m x 4,0 m - Profundidad 0.5 m

- Longitud de la pica 2 metros - Sección del conductor 50 mm2 - Diámetro de las picas 14 mm - Número de picas 4

- Kp= 0,0154 - Kr = 0,072 - Kc = Kp acc = 0,0338 Con esta configuración, tendremos una resistencia:

02,244,14200072,0rt KR





4.4. Cálculo de las tensiones de paso y contacto en la instalación.

La intensidad de defecto ofrecida por la instalación:

AXRR

UINtN

d 23,400)25()4,140(3

1020)()(3 22

3

22

Tensión de paso:

VIKV dpP 71,232.123,4002000154,0 Tensión de defecto:

VIRV dtd 31,763.523,4004,14 Tensión de paso en acceso:

VIKV dpaccpacc 55,705.223,4002000338,0

4.5. Comprobación de las tensiones de paso y contacto. Las tensiones máximas de paso y contacto (y de acceso en su caso) soportadas por una persona:

VnKttKV nCA 144

5.0721,72.09.01.0

VVV CAC 2,1871000

2005,1114410005,11

VVV CAPA 440.11441010

VVV sPAP 4,440.1

000.120061440.1

000.161

VVVI

CAPACCESO 264,15000.1

000.332003114410000.1

33110

Resistencia del hormigón ρ=3.000 Ωm.





Tomaremos dos decisiones:

-El suelo del cetro de transformación estará compuesto de suelo de hormigón con mallazo por electrosoldadura con las siguientes características: -Redondos Φ≥4mm. -Retícula ≤ 0,30 x 0,30m.

-Conexión a tierra de protección: mínimo en dos puntos preferentemente opuestos. -Cubierta: capa de hormigón mínimo de 10 cm.

-No se pondrán a tierra la puerta de acceso ni rejillas exteriores.

Seguridad de las personas: En el interior, el mallazo proporciona una superficie equipotencial donde las tensiones de paso y contacto son despreciables. VC≈0 VP≈0 En el acceso, las puertas y las rejillas no están conectadas al sistema general de puesta a tierra y por tanto no estarán en tensión. VC≈0

La tensión de paso en el acceso: Vpacc=2.705,55V ≤ Vpaccmax=15.264 V

En el exterior: VP=1.232,71 V≤ VPmax=1.440,4 V

4.6. Seguridad en los equipos. En el interior: Vbt=8.000 V Vd=5.763,31 V Vbt≥ Vd En el exterior:





Si Vd es mayor a 1.000 Voltios →Separación entre Neutro y tierra de protección La separación será:

El neutro del transformador no tendrá una resistencia que induzca una tensión superior a 24 V con un diferencial de 650 mA. U max≤ 24 V I = 0,65 A

37PTNR Parámetros característicos de la puesta a tierra según la configuración 5/62 elegida:

- Picas en hilera unidas por un conductor horizontal. - Profundidad 0.5 metros.

- Longitud de las picas 2 metros. - Sección del conductor 50 mm2. - Diámetro de las picas 14 mm. - Separación entre picas 3 m. - Número de picas 4.

- Kr = 0,073.

375,36500073,0PTNR La puesta a tierra del neutro en su interconexión con el centro de transformación se realizará con cable aislado de 0,6/1 kV en tubo de PVC grado de protección 7 como mínimo. 5. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN

5.1. Características del terreno Como resultado del estudio geológico, la subestación está sobre una zona con resistividad de 100 ohm.m.

5.2. Determinación de los datos para el cálculo de la red de tierras La corriente máxima de falta a tierra para la subestación:

kAIupI basetierrafasecc 749,12..835,81

mUID

i

d 74,12000.12

23,4002002





El tiempo máximo en que interviene la protección es 0.1 segundos. Los valores máximos de paso y contacto es 120 V. El área de la subestación es de:

2300.35560 mA

5.3. Cálculo de la resistencia del sistema de puesta a tierra. Partiendo de la base que se usará para la malla de tierra conductor de cobre la sección del mismo será:

AS 68,79160

749,12

Fijando un valor máximo de tensión de contacto de 120 V, longitud total del conductor de la malla de tierra es:

mV

ILc

436.7120

749,121007,07,0

Si se construye la malla en forma cuadriculada cada cuadro tendrá por lado:

mllLlll 90,0

5560436.7556022

21

21

La resistencia total de tierra es:

87,0230

10022P

RT



IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO A LA RED DE 132...

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