LÍNEAS Y SUBESTACIÓN DE ALTA TENSIÓN EN UN PARQUE EÓLICO MARINO DE 200MW

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1 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA LÍNEAS Y SUBESTACIÓN DE ALTA TENSIÓN EN UN PARQUE EÓLICO MARINO DE 200MW AUTOR: SOFÍA ÁLVAREZ-UDE HERRERO MADRID, Junio 2010

2 DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA

3 ÍNDICE TABLAS DOCUMENTO Nº1 Tabla 1: Características cable 30 kv submarino Tabla 2: Características cable 30 kv submarino de aerogeneradores Tabla 3: Características de cable 132 kv submarino Tabla 4: Características cable 132 kv subterráneo Tabla 5: Niveles de tensión para celdas 30 kv Tabla 6: Cables aislados con aislamiento seco; temperatura máxima, en ºC, Tabla 7: Intensidad máxima admisible, en amperios, para cables tripolares enterrados y hasta 220 kv Tabla 8: Correción por la temperatura del suelo Tabla 9: Corrección por profundidad Tabla 10: Corrección por resistividad térmica Tabla 11: Intensidad en régimen permanente para cada tramo Tabla 12:Longitudes y características eléctricas Tabla 13: Características eléctricas y mecánicas red interna del parque 30 kv Tabla 14: Resistencia máxima del conductor Tabla 15: Máxima intensidad de corto en conductor durante 1s[kA] Tabla 16: Intensidad máxima admisible, en amperios para cables unipolares, de 110 a 500 kv de cobre Tabla 17: Corrección por pantalla metálica(both bonded) Tabla 18: Características eléctricas y mecánicas del cable 132 kv submarino Tabla 19: Intensidad máxima admisible, en amperios para cables unipolares, de 110 a 500 kv de cobre95 mm2 pantalla, segmento conductor para 1200mm2 o mayor Tabla 20: Características eléctricas y mecánicas del cable subterráneo Tabla 21: Intensidades de defecto para el cálculo de la puesta a tierra Tabla 22: Resistencia de tierra según electrodo Tabla 23: Tensión residual según el sistema de pat Tabla 24: Tensión nominal normalizada según modelo Tabla 25: Corriente de descarga en función de Ur Tabla 26: Presupuesto general Tabla 27: Corrección del para complemento de energía Tabla 28: Parámetros para el estudio de viabilidad Tabla 29: Flujos de caja

4 ÍNDICE FIGURAS DOCUMENTO Nº1 Figura 1: Evolución anual y acumulada de la potencia eólica... 2 Figura 2: Incremento anual y tasa de variación de la potencia eólica instalada Figura 3: Transformador de potencia seco encapsulado Figura 4: Características constructivas y eléctricas de las CeldasCompactas Figura 5: Características constructivas de las Celdas Modulares Figura 6: Características constructivas y eléctricas de la celda de línea Figura 7: Características constructivas y eléctricas de la celda de prtección con fusible Figura 8: Equipamiento de una subestación offshore Figura 9: Distribución de una subestación offshore Figura10: Celdas se subestación GIS Figura 11: Partes de una celda simple barra en alta tensión GIS Figura 12: Disposición Simple barra partida Figura 13: Seccionador/ seccionador de línea, AT SF Figura 14: Seccionador de mantenimiento, AT SF Figura 15: Seccionador de puesta a tierra, AT SF Figura 16: Tranformador de tensión AT, SF Figura 17: Transformador de corriente AT SF Figura 18: Terminal de cables de entrada, AT SF Figura 19: Terminal de cables de salida monofásico, AT SF Figura 20: Esquema ilustrativo de disposición doble barra con simple interruptor Figura 21: Interruptor automático, AT intemperie Figura 22: Seccionador de línea, AT intemperie Figura 23: Seccionador pantógrafo, AT intemperie Figura 24: Transformador de tensión inductivo, AT intemperie Figura 25: Transformador de tensión capacitivo, AT intemperie Figura 26: Transformador de intensidad CA, AT intemperie Figura 27: Transformador de intensidad CH, AT intemperie Figura 28: Transformador de potencia, AT intemperie Figura 29: Esquema equivalente de impedancias Figura 30: Esquema impedancias II Figura 31: Diferencias funcionemiento de autoválvulas Figura 32: Características eléctricas de a autoválvula EXLIM R Figura 33: Características eléctricas de la autoválvula EXLIM Q E Figura 34: Zonificación del litoral español para la posible implantación de tecnologías offshore Figura 35: Zonificación del área de estudio

5 ÍNDICE 1.1 MEMORIA INTRODUCCIÓN, MOTIVACIÓN, OBJETIVOS: CONSIDERACIONES PREVIAS: DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELECCIÓN DEL CABLE TRAMO 30 kv: RED INTERNA DEL PARQUE TRAMO 132 kv SUBMARINO TRAMO 132 kv SUBTERRÁNEO CENTRO DE TRANSFORMACIÓN DE SALIDA DE LOS AEROGENERADORES CELDAS TRANSFORMADORAS: SUBESTACIÓN 30 kv/132 kv: INTRODUCCIÓN, SITUACIÓN Y CARACTERÍSTICAS GENERALES ELECCIÓN DE LA DISPOSICIÓN Y FORMA CONSTRUCTIVA DE LA SUBESTACIÓN: DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES: SISTEMA DE 132 kv: CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS CELDAS: CARACTERÍSTICAS PARTICULARES Y NOMINALES DE LA APARAMENTA EMBARRADOS SECCIONADORES INTERRUPTORES TRANSFORMADORES DE TENSIÓN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE INTERFACES ALTA TENSIÓN TRANSFORMADORES DE POTENCIA SITEMA DE 30 kv CARACTERÍSTICAS GENERALES: ESTRUCTURA GENERAL DE LAS CELDAS CARACTERÍSTICAS GENERALES DE OPERACIÓN Y PROTECCIÓN DE LOS MÓDULOS. 63

6 COMPONENTES DE LAS CELDAS CARACTERÍSTICAS DEL APARALLAJE INTERRUPTORES DE CORTE EN VACÍO, CELDA DE INTERRUPTOR TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD TRANSFORMADORES DE TENSIÓN SECCIONADORES EMBARRADOS AUTOVÁLVULAS SERVICIOS AUXILIARES PUESTA A TIERRA ALUMBRADO SUBESTACIÓN 132 kv/220 kv: INTRODUCCIÓN, SITUACIÓN Y CARACTERÍSTICAS GENERALES ELECCIÓN DE LA DISPOSICIÓN Y FORMA CONSTRUCTIVA DE LA SUBESTACIÓN: DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES: SISTEMA DE 132 kv CARACTERÍSTICAS GENERALES CARACTERÍSTICAS PARTICULARES Y NOMINALES DE LA APARAMENTA INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS SECCIONADORES TRANSFORMADORES DE TENSIÓN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EMBARRADOS AUTOVÁLVULAS TRANSFORMADORES DE POTENCIA SERVICIOS AUXILIARES CÁLCULOS ÍNDICE SELECCIÓN Y DIMENSIONADO DE CABLES TRAMO 30 kv: RED INTERNA DEL PARQUE

7 1.4.2 TRAMO 132 kv SUBMARINO: TRAMO 132 kv SUBTERRÁNEO: SUBESTACIÓN OFFSHORE 30 kv/132 kv (GIS) CÁLCULO DE CORRIENTES MÁXIMAS EN CONDICIONES NOMINALES SISTEMA DE 132 kv POSICIONES DE TRANSFORMADOR, ACOPLAMIENTO Y BARRAS: POSICIÓN DE SALIDA DE LÍNEAS: SELECCIÓN DE LA APARAMENTA: SISTEMA DE 30 kv POSICIÓN DE LÍNEA Y EMBARRADO: POSICIÓN DE TRANSFORMADOR: SELECCIÓN DE LA APARAMENTA: SERVICIOS AUXILIARES CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO SUBESTACIÓN ONSHORE 132/220 kv (INTEMPERIE) CÁLCULO DE CORRIENTES MÁXIMAS EN CONDICIONES NOMINALES SISTEMA DE 132 kv POSICIONES DE TRANSFORMADOR, ACOPLAMIENTO Y BARRAS: POSICIÓN DE LÍNEAS: SELECCIÓN DE LA APARAMENTA: CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO CÁLCULO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA CÁLCULO DE LAS AUTOVÁLVULAS EN SUBESTACIÓN INTEMPERIE: ÍNDICE 1.3 ESTUDIO ECONÓMICO CONCEPTOS E HIPÓTESIS TOTAL INVERSIÓN INICIAL INGRESOS COSTES FINANCIACIÓN

8 1.3.2 ESTUDIO DE VIABILIDAD ÍNDICE 1.4 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL ESTUDIO AMBIENTAL DEL LITORAL ESPAÑOL, GENERALIDADES SELECCIÓN DE OBJETIVOS AMBIENTALES RELACIONADOS CON LA INSTALACIÓN DE PARQUES EÓLICOS MARINOS ZONIFICACIÓN DE LA REGIÓN DE ESTUDIO ANÁLISIS DE LOS POSIBLES EFECTOS SOBRE EL MEDIO AMBIENTE EFECTOS POTENCIALES SOBRE EL MEDIO FÍSICO EFECTOS SOBRE EL MEDIO BIÓTICO EFECTOS POTENCIALES SOBRE EL MEDIO SOCIOECONÓMICO BIBLIOGRAFÍA PROGRAMAS EMPLEADOS

9 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página MEMORIA INTRODUCCIÓN, MOTIVACIÓN, OBJETIVOS: La utilización de la energía eléctrica está presente en casi todas las actividades que se desarrollan habitualmente en los países que tienen un alto desarrollo económico, previéndose un gran crecimiento del consumo eléctrico en el resto de los países del planeta. En los últimos años, la llamada crisis energética ha acelerado las iniciativas tendentes a lograr una mayor eficiencia en todos los aspectos relacionados con la energía, lo cual, unido a la creciente preocupación por el medio ambiente, ha reactivado el interés por las llamadas energías renovables. La eólica es considerada, dentro del marco de las renovables, como una de las energías con más proyección de futuro y posibilidades de desarrollo en la actualidad. Las corrientes de aire producidas de forma natural por la Tierra, nos proporcionan gran cantidad de energía que es altamente aprovechable por el ser humano. Como todas las energías verdes, la energía eólica evita grandes cantidades de emisiones de gases y residuos a la atmósfera, eliminando así su contribución al efecto invernadero. El auge que está experimentando se está produciendo tanto en los países que se encuentran a la cabeza mundialmente en esta actividad (Alemania, EEUU, España ), como en aquellos otros que quieren reducir sus emisiones de CO 2 para cumplir con los acuerdos del protocolo de Kyoto.

10 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 1 El problema fundamental es la intermitencia del viento, la cual no asegura una generación continua y ello conlleva a que las inversiones económicas no sean demasiado fiables. Para solucionar esto, los distintos estados incrementan el atractivo económico de esta tecnología mediante subvenciones, facilidades en la producción y venta de la energía producida mediante primas, etc. Además la energía eólica tiene otras muchas ventajas aparte de evitar la emisión de gases que favorezcan el efecto invernadero: Puede instalarse en espacios no destinados a otros fines (laderas demasiado escarpadas, zonas desérticas, emplazamientos marítimos con vientos mayores). Instalación rápida (entre 6 meses y 1 año). El viento es renovable e inagotable, además de gratuito, por lo que implica un importante ahorro en combustibles. En el siguiente gráfico se puede ver la evolución de potencia eólica instalada durante los últimos diez años:

11 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 2 Figura 1: Evolución anual y acumulada de la potencia eólica Figura 2: Incremento anual y tasa de variación de la potencia eólica instalada. La energía eólica, objeto de este proyecto consiste en la transformación de la energía cinética proveniente de las corrientes de aire en energía eléctrica a través de los aerogeneradores.

12 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 3 El viento es producto del calentamiento de la superficie de la tierra por el sol. La insolación varia con la latitud y el agua absorbe el calor más rápidamente que la tierra, con las consiguientes diferencias de temperatura. El viento es el flujo de convección que continuamente intenta ajustar los desequilibrios termodinámicos resultantes. Como ocurre con la radiación solar, la inclinación de la tierra proporciona al viento una cierta estacionalidad, sin embargo, la masa del aire, la propia rotación de la tierra y la naturaleza del terreno le confiere al viento un modelo de distribución muy complejo. El viento es más fuerte sobre los océanos que sobre los continentes, ya que el relieve y la vegetación frenan el movimiento del aire. Aunque los recursos eólicos terrestres están ampliamente distribuidos, prevalecen a lo largo de las costas marinas, en las más altas elevaciones y en las mayores latitudes. Para situar el reparto geográfico del viento en el suelo, se han confeccionado mapas que indican la dirección y velocidad media del viento en la superficie terrestre habiéndose encontrado que las zonas más favorables para la producción de energía eólica están situadas, sobre los continentes, al borde de la costa. Es por esto por lo que la energía eólica marina, también denominada offshore esta siendo una de las alternativas más prometedoras en estos últimos años. Las ventajas del mar respecto a la tierra son principalmente su menor impacto visual, lo que supone menos protestas vecinales, pero en contra tienen el hecho de que hay que conectar los aerogeneradores con el cable submarino necesario para transportar la energía hasta la red en tierra. Entre los inconvenientes están también las

13 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 4 dificultades de instalación de los aerogeneradores en el mar, lo que además aumenta a medida que crece la distancia de la costa y hace que se eleven los presupuestos tanto de instalación como de mantenimiento del sistema. Los expertos ya aseguran que se encontrarán soluciones para salvar el aumento de la distancia de los aerogeneradores de las costas, como sería el hecho de crear una serie de bases flotantes, así como la mejora de los dispositivos de seguridad alrededor de los aerogeneradores. El hecho de que el viento sea más fuerte y más constante en el mar que en la tierra no ha pasado desapercibido a las grandes compañías energéticas europeas, que se han lanzado a investigar la manera de rentabilizar esto en sus cuentas de resultados. La respuesta es la energía eólica marina, en creciente aumento en las ventosas costas del Mar del Norte, donde sólo el año pasado se instalaron 199 aerogeneradores, cifra a la que se sumarán otros 1000 a lo largo de En total, en la actualidad hay 828 aerogeneradores marinos en funcionamiento, lo que se traduce en una potencia instalada de 2,05 GW. Reino Unido y Dinamarca lideran la puesta en marcha de parques eólicos marinos con una cuota del 44% y el 30% respectivamente. De hecho, Reino Unido es hasta el momento el país que más claramente ha apostado por este tipo de energía tras anunciar el pasado mes de enero un plan destinado a construir nuevos aerogeneradores marinos en 2020, que se instalarían a lo largo de nueve zonas repartidas en sus costas.

14 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 5 Países como Suecia, Alemania y Noruega también construyen varias instalaciones en sus aguas. Según la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA), el mercado europeo de la offshore crecerá en 2010 un 75%. En cuanto a la situación española, a pesar de que nuestro país es hoy en día uno de los países con más energía eólica instalada de entre los países europeos y a pesar de contar con hasta 5000km de costa, no cuenta con ninguna instalación eólica marina (offshore). Las estimaciones más optimistas señalan el periodo entre 2012 y 2014 como fechas de su posible arranque. Según un estudio de la Comisión Europea, el país podría tener 25,52 gigavatios (GW) de potencia instalada en 2020, de forma que doblaría a la terrestre. Esta fecha marca el objetivo de los responsables comunitarios para lograr que el 20% del consumo europeo de energía primaria provenga de fuentes renovables. Para ello, la energía eólica, y en especial la marina, podría ser clave. Una de las principales razones por las que en nuestro país no se ha llegado aún a instalar parques eólicos es por su elevado coste de infraestructura y mantenimiento. Por ello, mientras existan zonas aptas para la instalación de estos parques en tierra firme ésta será la prioridad. Por otro lado, la instalación de las turbinas requiere profundidades no muy elevadas y esto limita a pocos lugares la colocación de los parques ya que la plataforma continental del litoral español se caracteriza en general por su estrechez: a tan solo 4km de la costa, en muchos lugares, existen profundidades de hasta 50m.

15 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 6 Varias de las principales empresas españolas del sector de las renovables, y líderes en Europa y en el mundo, como Acciona, Capital Energy, Gamesa o Iberdrola han presentado varios proyectos. Zonas tan diversas de la costa, como Galicia, Cádiz, Canarias, Murcia o Tarragona son algunas de las posibilidades señaladas. Sin embargo, estas propuestas para desarrollar la eólica offshore no han pasado de una declaración de intenciones. De entre las energías renovables, la energía eólica se erige hoy día como una opción económicamente atractiva, con costes casi competitivos respecto a las fuentes de energía convencionales. Como todas las energías verdes, la energía eólica evita grandes cantidades de emisiones de gases y residuos a la atmósfera, eliminando así su contribución al efecto invernadero. Y por ello, el objetivo del presente proyecto es una producción energética segura, fiable (dentro de las posibilidades de esta tecnología) y no contaminante, no comprometiendo a su vez el bienestar de generaciones futuras. Este proyecto da una solución particular a la acometida eléctrica de un proyecto eólico de estas características completo. Algunas condiciones de contorno de este proyecto han venido determinadas, en algunos casos por otros proyectos desarrollados en paralelo y que determinan una solución más global de la instalación eólica en su conjunto CONSIDERACIONES PREVIAS: Se considerarán las siguientes características de índole tanto eléctrica geográfica o ambientales para la realización del proyecto.

16 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 7 El estudio eléctrico que conllevará el diseño de los cables, las subestaciones offshore y en tierra y los correspondientes centros de transformación en cada aerogenerador se situará en la provincia de La Coruña, más concretamente en el municipio de Arteixo. Las coordenadas del parque eólico serán: Latitud: 43 o 20 longitud: 8 o 38 Y las coordenadas en las que finalmente se evacuará la potencia instalada en el parque eólico correspondiente con el Polígono Industrial de Arteixo: Latitud: 43 o longitud: 8 o 30 El modelo de aerogenerador a emplear es el 5Mrepower, de quién a continuación se ilustran algunas de sus características: DIMENSIONAMIENTO Potencia nominal Velocidad de arranque Velocidad nominal SISTEMA ELÉCTRICO Tipo de generador Tensión nominal del rotor Tensión nominal del estator Velocidades nominales Clase de protección del generador Tipo de conversor 5000kW 3.5m/s 13m/s Asíncrono de doble alimentación, 6polos 660V 950V rpm(+15%) IP54 Modulado por pulsos IGBTs Supondremos un factor de permanencia del 20%(sobrecarga admisible).lo que supondrán 6MW de salida del aerogenerador.

17 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 8 Para el desarrollo del proyecto se utilizarán datos que se ilustrarán conforme el avance del mismo y en los apartados correspondientes a su utilización DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES Antes de comenzar con el estudio detallado de cada una de las partes que constituye nuestro parque eólico cabe mencionar que éste estará formado por 10 filas y 4 columnas ya que tanto las exigencias de separación entre aerogeneradores como las limitaciones del cable para evacuar la potencia así lo requieren. Los aerogeneradores habitualmente se disponen en filas, perpendiculares a la dirección del viento predominante, separados unos tres diámetros de rotor, es decir, 378 metros para el aerogenerador de 5000 kw citado anteriormente. Con esta separación se trata de evitar que las turbulencias provocadas en el viento por cada máquina afecten al resto de aerogeneradores. Por la misma razón, la separación entre filas paralela de aerogeneradores suele ser superior a ocho diámetros de rotor, 1000 metros para la máquina mencionada con anterioridad. Nuestro parque, por tanto tendrá unas dimensiones aproximadas de 3 km X 3,6 km. Las partes en las que se puede dividir el presente proyecto son: Elección del cable Centro de transformación de salida de los aerogeneradores Subestación 30 kv/ 132 kv Subestación 132 kv/ 220kV

18 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página ELECCIÓN DEL CABLE La elección de los cables de cada tramo empleado en este proyecto se justifica mediante los cálculos realizados en el apartado 1.2 CÁLCULOS, en la sección SELECCIÓN Y DIMENSIONADO DE CABLES. entre: A continuación se detallarán los cables empleados en cada tramo diferenciando Zona de 30 kv: En la que se incluyen los cables del parque eólico correspondientes a la unión entre los distintos aerogeneradores así como el tramo que va hasta la subestación offshore. Tramo de 132 kv submarino: En la que se determina el cableado empleado para la evacuación de la energía desde la subestación en mar hasta tierra. Tramo 132 kv subterráneo: En el que se detalla el cable empleado desde que se llega a tierra hasta la subestación instalada en tierra TRAMO 30 kv: RED INTERNA DEL PARQUE Para el tramo de cable que va desde el parque eólico a la subestación offshore tiene las siguientes características:

19 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 10 Fabricante ABB Tipo 3x240mm 2 (tripolar) Tensión máxima asignada 36kV(U máx ) Material del conductor Cobre Sección del conductor 240mm 2 Revestimiento 35mm 2 Diámetro del cable 87mm Peso 11.6kg/m Tabla 1: Características cable 30 kv submarino Para los tramos de cable que van desde un aerogenrador al siguiente de su fila: AERO1 2 AERO2 3 AERO3 4 Fabricante ABB Tipo 3x25mm 2 3x70mm 2 3x120mm 2 Tensión máxima asignada 36 kv(u máx ) Material del conductor Cobre Sección del conductor 25mm 2 70mm 2 120mm 2 Revestimiento 10mm 2 16mm 2 25mm 2 Diámetro del cable 59mm 68mm 75mm Peso 3.2kg/m 5kg/m 7kg/m Tabla 2: Características cable 30 kv submarino de aerogeneradores TRAMO 132 kv SUBMARINO El tramo de cable que va desde la subestación GIS situada en el mar y la costa, se empleará un cable unipolar, colocado en forma de trébol y con las características siguientes:

20 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 11 Fabricante ABB Tipo 3x(1x300mm 2 ) Tensión máxima asignada 145 kv(u máx ) Material del conductor Cobre Sección del conductor 300mm 2 Revestimiento 95mm 2 Diámetro del cable 65mm Peso 6.3kg/m Tabla 3: Características de cable 132 kv submarino TRAMO 132 kv SUBTERRÁNEO Fabricante ABB Tipo 3x(1x300mm 2 ) Tensión máxima asignada 145 kv(u máx ) Material del conductor Cobre Sección del conductor 300mm 2 Revestimiento 95mm 2 Diámetro del cable 65mm Peso 6.3kg/m Tabla 4: Características cable 132 kv subterráneo CENTRO DE TRANSFORMACIÓN DE SALIDA DE LOS AEROGENERADORES CELDAS TRANSFORMADORAS: En un parque eólico, los aerogeneradores producen la energía eléctrica en baja tensión (normalmente 690 V) que se transforma en media tensión (30000V o 33000V típicamente en parques offshore). La potencia de MT se

21 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 12 evacúa mediante cables submarinos hasta la subestación de conexión a la red. Todo ello estará controlado mediante la aparamenta correspondiente. Cada aerogenerador dispone de un centro de transformación que se colocará en la base de cada una de las torres y que incluirá los siguientes elementos: A) Transformador B) Celda de protección C) Cables y conexiones D) Material de seguridad Las plantas eólicas, por el carácter intrínsecamente fluctuante de su aporte, plantean problemas específicos cuya solución requiere de una sólida visión a escala del sistema. Los transformadores de distribución de tipo seco (dry type) se colocan dentro de la torre o en la barquilla para proporcionar el salto de tensión del generador de la turbina a la red de media tensión. A) TRANSFORMADOR: Para elegir el tipo de transformador los fabricantes siguen un proceso de diseño que trata de combinar las demandas más exigentes con las dimensiones reducidas que este tipo de productos requieren para permitir su ubicación en el interior de las torres.

22 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 13 El transformador que mejor encaja con las exigencias que presenta el parque offshore es el tipo seco encapsulado. El transformador seco es aquél en que el circuito magnético y los arrollamientos no están sumergidos en un líquido aislante, UNE 20101, mientras que el transformador seco encapsulado es aquél en el que uno o más arrollamientos están encapsulados en un aislamiento sólido, UNE Pese a que este tipo de aislamiento suele ser más caro que otros, presenta ventajas que a corto plazo compensarán esta diferencia. Algunas de las características que justifican la elección de transformadores secos encapsulados frente a otros para este tipo de instalaciones son las siguientes: Los transformadores secos no requieren mantenimiento alguno, en cambio los transformadores de aceite requieren un mantenimiento periódico del nivel de aceite, así como de los equipos de detección y extinción de incendios asociados. El que el parque esté en el mar complica las tareas de mantenimiento, por lo que en este punto, elegir un transformador tipo seco parece lo más razonable. Los transformadores en aceite producen menos ruido, sin embargo en este caso no es decisivo el ruido por estas el parque instalado en mitad del mar. Los transformadores de aceite requieren mayor espacio de instalación debido a las medidas de seguridad contra incendios que se deben tomar para

23 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 14 neutralizar con relación al riesgo de incendio por combustión del aceite, así como para facilitar el acceso a una persona que realice el mantenimiento. duración. Los transformadores secos soportan mayores cargas de breve Los transformadores secos están más limitados en cuanto a la potencia máxima que pueden transformar. Como el aceite es mucho mejor refrigerante debido al mecanismo de convección que posibilita. Esto hace que los transformadores de aceite puedan trabajar a mayores potencias, y con tensiones de entrada superiores. Por tanto, teniendo en cuenta los requerimientos que cada aerogenerador presenta, el tipo de transformador elegido tendrá las siguientes características: Tipo Trifásico, seco encapsulado Relación 30 kv / 690 V Potencia nominal 6 MVA Frecuencia 50 Hz Grupo de conexión Dyn11 Tensión de cortocircuito <=8% Clase de aislamiento F Dimensiones Aproximadas 3000 x 1500 x 3000 (alto) mm3 Peso Aproximado 9000 kg Norma UNE 20178, CEI 60726

24 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 15 Figura 3: Transformador de potencia seco encapsulado Se podría instalar un pararrayos autoválvula en la salida de media tensión de cada aerogenerador para proteger el transformador de las descargas atmosféricas, pero al no ser transformadores demasiado grandes ni importantes y teniendo en cuenta el gran gasto que supondrían 40 autoválvulas, se ha decidido no instalar ninguna protección salvo las propias de las cabinas de media tensión. La colocación del transformador es importante. Se ha decidido colocarlo en la base del aerogenerador debido a que los costes de esta ubicación son menores que las otras opciones que se pudiesen barajar B) CELDAS Las celdas son muy importantes puesto que son las encargadas de proteger el transformador y aerogenerador en caso de falta, aislándolos del resto de la línea de 30 kv y permitiendo la adición de energía del aerogenerador a la red de media tensión.

25 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 16 Las celdas pueden ser modulares (CGM) o compactas (CGC). Utilizaremos las celdas compactas para todos los aerogeneradores menos para los de principio de línea. Emplearemos para éstos últimos celdas modulares, lo que nos permite elegir las funciones a implementar necesarias y no las tres de las que dispone el CGC. Si utilizásemos el equipo CGC dejaríamos una sin utilizar una de las funciones (la de entrada de línea). La empresa Ormazabal fabrica este tipo de equipos y el ámbito de aplicación es el siguiente: NIVELES DE TENSIÓN DE INTERÉS Tensión asignada (kv) Intensidad asignada(a) 400 y y y 630 Intensidad de corta duración (ka) 16 y y y 20 Tabla 5: Niveles de tensión para celdas 30 kv Los sistemas CGC y CGM han sido diseñados siguiendo la Recomendación de Unesa 6407B: NORMATIVA: UNE EN CEI UNE EN CEI UNE EN CEI UNE EN CEI UNE EN CEI 60420

26 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 17 UNE EN CEI UNE EN CEI Todos los productos diseñados por esta empresa han pasado un sistema de gestión de la calidad, basado en la norma internacional ISO 9001, y un sistema de gestión medioambiental de acuerdo a la norma internacional ISO Por todo lo mencionado, finalmente los equipos utilizados son: CGC CNE 36(CGC de 36 kv no extensible). Las celdas compactas (CGC) son un equipo para Media Tensión de reducidas dimensiones, integrado y totalmente compatible con el sistema CGM. Por su pequeño tamaño se pueden introducir en la base de la torre sin gran dificultad. Incorporan tres funciones por cada módulo; dos posiciones de línea y una de protección. Se encuentran en una única cuba llena de gas SF 6, en la cual están los aparatos de maniobra y el embarrado. La prefabricación de estos elementos, y los ensayos realizados sobre cada una de las celdas, garantizan su funcionamiento en diversas condiciones de temperatura y presión. Este equipo contiene las siguientes unidades funcionales: OL: Salida de la línea hacia el aerogenerador posterior 1L: Entrada de línea desde el aerogenerador anterior 1P: protección del transformador

27 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 18 Será utilizado en los aerogeneradores que conectan con otros dos y el último de cada fila que conecta con la línea submarina que va a la subestación 30/132 kv. De esta manera, si queremos dejar aislado un aerogenerador pero no dejar esa fila de aerogeneradores sin servicio, bastaría con aislar la conexión a su correspondiente transformador permitiendo el paso de energía por las celdas de línea. Las características vienen recogidas en la siguiente tabla:

28 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 19 Figura 4: Características constructivas y eléctricas de las CeldasCompactas CGM CNE 36(CGM de 36 kv no extensible) Para los aerogeneradores de principio de fila, las funciones que incluye el equipo CGM elegido son: OL: Salida de la línea hacia el aerogenerador posterior 1P: protección del transformador

29 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 20 Figura 5: Características constructivas de las Celdas Modulares Las características de cada uno de los módulos:

30 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 21 Figura 6: Características constructivas y eléctricas de la celda de línea

31 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 22 Figura 7: Características constructivas y eléctricas de la celda de prtección con fusible C) CABLES Y CONEXIONES

32 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 23 Los cables empleados para conectar unos aerogeneradores con otros vienen especificados en el APARTADO No obstante se necesita, para el caso de los equipos CGM, conectar distintas celdas entre sí y con el trafo. Estas conexiones se hacen con cables. Las uniones de los mismos con los pasatapas correspondientes en las celdas CGM deben ejecutarse con terminales que se puedan enchufar de conexión sencilla o reforzada (atornillable), apantallados o no apantallados. D) MATERIAL DE SEGURIDAD Para que exista el mayor nivel de seguridad posible ante la realización de maniobras incorrectas, faltas, descargas atmosféricas, incendios, etc., se establece la instalación de todos los siguientes dispositivos en cada uno de los centros de transformación: Extintor contra incendios Armario y cartel de primeros auxilios Placas de riesgo eléctrico Dispositivo de detección de tensión (además de los de las propias celdas) Guantes aislantes de 36 kv SUBESTACIÓN 30 kv/132 kv:

33 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 24 Para parques en donde la conexión a tierra requiera tensiones mayores a 33 kv (generalmente mayores a 40MW, tal y como es nuestro caso), se necesitará aumentar el voltaje en una subestación en el mar. Antes de entrar en detalle de cada elemento eléctrico que compondrá la subestación en mar, es útil tener una imagen de cómo es físicamente una subestación de este tipo y sus elementos constructivos: Figura 8: Equipamiento de una subestación offshore

34 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 25 Figura 9: Distribución de una subestación offshore INTRODUCCIÓN, SITUACIÓN Y CARACTERÍSTICAS GENERALES. La subestación en cuestión se localizará a 3.5km del parque eólico (desde el centro del mismo), a 5km de la costa de Arteixo (A Coruña). El nivel de la plataforma en la que se sitúa suele estar aproximadamente en 25m sobre el nivel del mar y típicamente tienen un área de 800m 2. Las subestaciones se pueden considerar como un único elemento que conecta el parque eólico con la red. Suele llegar a pesar hasta 2000ton y pueden llegar a soportar potencias de 500MW. Aunque las subestaciones no están siendo utilizadas como plataformas de servicio de forma habitual, se prevé que las subestaciones situadas lejos de la costa tendrán funciones adicionales, como servir de refugio, o estar provisto para ser de alojamiento de los operarios.

35 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 26 Dicha subestación constará de diez posiciones de entrada de línea a 30 kv. A continuación se elevará la tensión a 132 kv en dos posiciones de transformador, y por último, se dispondrá de dos posiciones de línea que llevarán la energía a un nivel de alta de 132 kv hasta la subestación en tierra. Las características eléctricas de la red: Tensión nominal (U n ) kv Tensión más elevada de la red (U m ) kv Frecuencia nominal...50hz Número de fases...3 Neutro de la red...rígido a tierra Entre los principales componentes se incluye un generador diesel de aproximadamente 300kW para abastecer a la subestación en caso de una pérdida puntual. Los seccionadores aíslan los aparatos y permiten conectar y desconectar la subestación. Reactores serán necesarios para mejorar la estabilidad del sistema de red local ELECCIÓN DE LA DISPOSICIÓN Y FORMA CONSTRUCTIVA DE LA SUBESTACIÓN: Existen varias formas de construir una subestación. Entre las más conocidas se encuentran las siguientes: AIS (aislamiento en aire, intemperie), GIS (aislamiento en gas SF 6 ) y HIS (híbridas, embarrados aislados en aire y

36 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 27 aparamenta en gas). Debido a las condiciones que presenta la subestación offshore no cabe más que pensar en la subestación GIS como la mejor alternativa. Los principales motivos son el reducido espacio que éstas nos permiten emplear y que presenta mejores características para protegerla del medio ambiente al estar cubierta, tanto la subestación en sí, como los diferentes elementos que la componen. Aunque presenta ventajas importantes, cabe decir que son más caras. Su diseño al ser modular facilita el transporte y su mantenimiento es mínimo. Las subestaciones GIS mantienen los elementos de protección integrantes encapsulados, envueltos en una atmósfera de SF 6 a una presión mínima de 5.5 bar. El Aluminio suele ser el material de las envolventes, el cual les aporta un peso ligero además de mostrar mejor comportamiento que el acero en cuanto a la corrosión y corrientes parásitas por inducción magnética. El encapsulado de los elementos puede ser unipolar (cada fase envuelta de forma aislada), o tripolar (las tres fases bajo la misma envolvente), según se quiera tener una mayor o menor seguridad en los compartimentos. De ésta forma, los encapsulados tripolares serán más económicos, pero a su vez cualquier falta interna degenerará en una falta trifásica, con lo que la energía destructiva será mayor. Para altas tensiones de operación, los encapsulados suelen ser monofásicos.

37 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 28 En cuanto a construcción, cabe mencionar que la subestación se transporta separada en sus distintas celdas. Para el montaje en el sitio o para trabajos de mantenimiento, es suficiente disponer de un puente grúa de pequeña capacidad. Las estructuras soporte de las celdas son ancladas directamente en el piso del edificio. Figura10: Celdas se subestación GIS Para realizar la elección más acertada de la configuración eléctrica de la subestación hay que prestar atención a la fiabilidad, coste y flexibilidad que se requiera en la misma. Las configuraciones habitualmente empleadas en los sistemas de 132 KV son las siguientes: simple barra, simple barra con By Pass, doble barra con un solo interruptor, doble barra con barra de transferencia, interruptor y medio, doble barra con doble interruptor, anillo. Sin embargo las configuraciones que se podrían considerar en este proyecto serían principalmente la opción de simple barra, simple barra partida o doble barra.

38 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 29 Para cumplir las exigencias bastaría con simple barra, que implicaría el menor de los gastos. Para aprovechar la ventaja de tener los dos transformadores, la configuración finalmente elegida es la de simple barra partida, en nuestro caso, por poseer dos posiciones de línea y dos de transformador, esta configuración es también conocida como disposición en H. De esta manera a ambos lados del interruptor central, estarán situadas tanto una línea de generación como una línea de evacuación (a la línea de transporte). Se ha seleccionado esta configuración para que en el supuesto caso de que se produjese un cortocircuito y alguno de los interruptores adyacentes fallase, el interruptor central aislaría ambas partes de la barra y no se perdería toda la generación, pudiéndose evacuar la energía de la otra rama sin falta a la línea de transporte. Durante el funcionamiento normal, el interruptor central se encontrará cerrado. Esta disposición a parte de las ya mencionadas conlleva una serie de ventajas e inconvenientes, que van a ser citados a continuación: Ventajas: Configuración muy económica. Sencilla de manejar Inconvenientes: En caso de fallo de interruptor con condición de falta, pierdo media subestación. Para mantenimiento de un elemento de una línea, pierdo toda la línea. El inconveniente del mantenimiento, al tratarse de un parque eólico,

39 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 30 puede ser menos problemático, ya que al estar limitado el número de horas de funcionamiento del mismo, se pueden emplear esos intervalos de parada para realizar el mantenimiento de los elementos. 1. Mando a resorte. 2. Interruptor 3. Seccionador 4. Seccionador de tierra 5. Barra tripolar. 6. Transformador de intensidad. 7. Base. 8. Transformador de Figura 11: Partes de una celda simple barra en alta tensión GIS tensión. Las subestaciones blindadas utilizan la misma aparamenta que las convencionales, pero con un diseño y características algo diferentes, donde el conjunto de la subestación está integrado dentro de una envoltura de aluminio rellena de SF 6, el cual asegura el aislamiento con respecto a tierra. Existen además una serie de diferencias sustanciales en la aparamenta utilizada. La conexión de la envolvente metálica continua con la red de tierra de la subestación, garantiza que los efectos de los campos electromagnéticos en la sala donde se ubica la GIS, no sean dañinos para las personas o el equipo auxiliar. Las sobretensiones transitorias que se pudieran acoplar en los circuitos

40 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 31 de control e instrumentación, cumplen con los últimos requerimientos de la norma IEC. Para hacernos mejor una idea de cómo será esta disposición, se adjuntan dos figuras: Figura 12: Disposición Simple barra partida NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA: Los transformadores han de estar capacitados para dar cobertura a los 240 MVA que puede generar el parque eólico. Para esta situación se manejan varias opciones: un solo transformador de 240 MVA, dos transformadores de 120 MVA o tres transformadores de 80 MVA. La opción de un solo transformador presenta el inconveniente de la continuidad del suministro eléctrico en el momento en que falle dicho trafo o requiera de mantenimiento o reparación.

41 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 32 Si nos decantamos por tres transformadores de 80, se encarecería la instalación ya que cuántos más transformadores, más costes. En el caso de emplear dos transformadores de 120 MVA de potencia cada uno se resuelve parcialmente éste problema, ya que se pueden aprovechar los periodos de baja demanda para hacer mantenimiento a un transformador, y dar suministro con la otra máquina. Asimismo, en caso de fallo de uno de los transformadores en el momento de máxima generación, ésta podrá ser evacuada en parte por la otra máquina. Los transformadores admiten sobrecargas de un 20% por encima de su potencia nominal si se vigila la temperatura. En estas condiciones, el transformador podría dar un suministro de energía eléctrica de 144 MVA. uno. La opción seleccionada es tomar dos transformadores de 120 MVA cada Los diferentes elementos que constituirán nuestra subestación son: Seccionadores Embarrados Interruptores Pararrayos o autoválvulas Transformadores de medida de tensión Transformadores de medida de intensidad Transformador de potencia

42 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 33 Bobinas de bloqueo DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES: Los niveles de tensión de la subestación y las posiciones requeridas para cada uno de ellos son los siguientes: Sistema de 132 kv Tensión nominal: 132 KV Tensión máxima permitida por el material: 145 KV Dos posiciones de línea: Línea1, Línea2. Dos posiciones de transformador: T1, T2. Un módulo de medida de tensión en barras. Una celda de acoplamiento: AC Sistema de 30 kv Tensión nominal: 30 kv Tensión máxima permitida por el material: 36 kv Diez posiciones de Línea: L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7, L8, L9, L10. Dos posiciones de transformador: T1, T2. Dos módulos de medida de tensión en barras.

43 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 34 Salida de servicios auxiliares SISTEMA DE 132 kv: Se ha resuelto adoptar un encapsulado tripolar, es decir, las tres fases irán bajo el mismo encapsulado. Para tensiones de hasta 170 kv las tres fases van alojadas dentro de una envolvente común. Para tensiones superiores, cada fase va montada en compartimentos individuales. Esta opción resulta más económica que el encapsulado monopolar y ahorra espacio frente a la otra. Aunque a la hora de falta monofásica presenta un mayor riesgo debido a que ésta se puede convertir en trifásica debido a la proximidad de los conductores. Se asume dicho riesgo y se implantarán celdas tripolares CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS CELDAS: Las celdas a implantar en la parte de 132 kv serán blindadas compartimentadas, con gas SF6 como medio aislante, en instalación interior. Los envolventes se realizan en fundición con excepción de las conexiones rectas realizadas a partir de tubos soldados. Las aleaciones de aluminio utilizadas presentarán una alta resistencia a la corrosión, sea cual sea la atmósfera ambiental. Las superficies internas se dejan desnudas, para evitar cualquier riesgo de cebado por partículas de pintura. El diseño de las envolturas cumplirá con el

44 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 35 código europeo CENELEC de envolventes de aparamenta eléctrica con presión de gas. Las envolturas llevarán una mirilla que permita comprobar la posición del contacto móvil de los seccionadores de tierra. Los conductores y partes activas son soportados por aisladores moldeados de resina epoxi. Los aisladores, dimensionados asimismo según el código europeo CENELEC, se posicionan de forma a minimizar las consecuencias en caso de fuga de SF6 o de desmontaje. Resistirán también a un arco interno e impedirán su propagación a un compartimiento vecino. La estanqueidad entre bridas estará asegurada por una junta de elastómero sintético, de sección estudiada para constituir tres labios concéntricos. Cada compartimiento está equipado con un absorbente para eliminar la humedad y los productos de descomposición del gas. Incluye asimismo un disco de seguridad, un medidor de densidad para medir la densidad del gas y una válvula de rellenado. Diseño y estudio comparativo e instalación de subestaciones blindada y convencional. Los conductores de conexión están constituidos por tubos de cobre, plateados en sus extremos y encajados en contactos también plateados. La ensambladura se hace mediante bridas empernadas, todas idénticas. La continuidad eléctrica obtenida de esta forma contribuye a la reducción de las perturbaciones electromagnéticas.

45 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 36 POSICIONES DE LÍNEA: Las celdas de cada línea de la instalación se encuentran formadas por los siguientes elementos: Tres entradas de cable con botella terminal (hembra). Tres transformadores de tensión de medida fase neutro. Tres seccionadores tripolares (seccionador de línea, seccionador de puesta a tierra de cierre rápido, y seccionador de mantenimiento). Tres transformadores de intensidad monofásicos. Un interruptor tripolar. Un juego de barra de 1200 A, con un seccionador de línea. CELDAS DE TRANSFORMADOR: Las celdas de transformador, a diferencia de las celdas de línea, no llevarán integrados transformadores de medida de tensión. Cada una de dichas celdas irá equipada con los siguientes elementos: Tres entradas de cable con botella terminal. Tres seccionadores tripolares (seccionador de aislamiento de la línea, seccionador de puesta a tierra de cierre rápido, con poder de cierre, y seccionador de mantenimiento). Tres transformadores de intensidad unipolares.

46 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 37 Un interruptor tripolar. Un juego de barras de 1200 A, con seccionadores de línea de contactos deslizantes y un seccionador de puesta a tierra de cierre rápido. CELDA DE ACOPLAMIENTO: Esta celda permitirá la independencia de los transformadores, y en caso de fallo de alguno de los dos se cerrará. Los elementos de los que consta serán: Un interruptor automático tripolar. Dos seccionadores de aislamiento. Tres transformadores de intensidad (uno por cada fase) MÓDULO DE MEDIDA DE TENSIÓN EN BARRAS En los extremos de las barras del sistema de 132 kv se instalarán los siguientes elementos: fase). Un seccionador tripolar de puesta a tierra de cierre rápido. Tres transformadores de medida de tensión inductivos (uno por cada CARACTERÍSTICAS PARTICULARES Y NOMINALES DE LA APARAMENTA.

47 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 38 A continuación se describen las principales características de los elementos que conforman las celdas de la parte de 132 kv correspondientes a la instalación blindada, así como sus características nominales. Los valores de la aparamenta vienen justificados en el apartado 1.2 Cálculos. EMBARRADOS La barra del sistema de 132 kv será de tipo blindado. Será de encapsulado tripolar y de corriente nominal de 1200 A. SECCIONADORES Se instalarán diversos seccionadores en las posiciones de alta tensión. Las dos funciones que realizarán serán aislar la línea del circuito eléctrico y realizar conexiones de puesta a tierra. Los módulos de seccionador con contactos deslizantes están ubicados en el encapsulado modular. Los tres polos están mecánicamente unidos con los indicadores de posición, mientras que el accionamiento eléctrico se ubica sobre uno de los polos. Los accionamientos del seccionador son motores con reductoras, disponen de contactos auxiliares acoplados mecánicamente para control y señalización. Están equipados para efectuar maniobras de emergencia manual y enclavamiento mecánico y disponen de mirillas que permiten verificar visualmente la posición y estado de los mismos. SECCIONADOR/SECCIONADOR DE TIERRA

48 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 39 Presenta una cuchilla rotativa que permite realizar simultáneamente las funciones de seccionamiento y de puesta a tierra y los interbloqueos correspondientes. Tres posiciones de la cuchilla son posibles, las cuales permiten: Seccionador abierto y seccionador de tierra abierto Seccionador cerrado y seccionador de tierra abierto Seccionador abierto / seccionador de tierra cerrado Las partes activas son soportadas por conos aislantes. Los seccionadores serán capaces de establecer e interrumpir las corrientes capacitivas de carga que aparecen en el momento de la puesta en o fuera de tensión de las partes de la subestación. Son asimismo capaces de establecer e interrumpir las corrientes de bucles que aparecen en el momento de una transferencia de carga entre juegos de barras. El seccionador es maniobrado por un mando eléctrico directamente fijado en el aparato. 1 Aislador 2 Contacto fijo del seccionador 3 Contacto móvil del seccionador 4 Contacto fijo de puesta a tierra 5 Tapa Figura 13: Seccionador/ seccionador de línea, AT SF 6

49 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 40 Presenta las siguientes características nominales: Tensión nominal 145 kv Intensidad nominal 1200 A Tensión soportada nominal de corta duración a frecuencia industrial (50Hz). 1 minuto, valor eficaz: A tierra y entre fases: 275 kv A través del seccionador abierto 315 kv Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo (onda 1.2/50 μseg), valor de cresta: A tierra y entre fases: 650 kv A través del seccionador abierto 750 kv Capacidad de corte de las corrientes: Corrientes capacitivas 0,1 A Corrientes inductivas 0,1 A Será necesario un mantenimiento tras operaciones normales de servicio (aproximadamente a los 15 años de iniciada la actividad en la subestación).

50 DOCUMENTO Nº1 MEMORIA Página 41 SECCIONADORES DE MANTENIMIENTO El seccionador de puesta a tierra de mantenimiento es resistente a los cortocircuitos en la posición de cerrado. Constan del cárter de mecanismo con contacto deslizante incorporado y de una varilla de contacto maniobrada por palanca y bielas. La maniobra es unipolar a mano, o tripolar con motor. El accionamiento de los seccionadores de puesta a tierra será el mismo para los tres polos, y tiene igual diseño que el utilizado para los seccionadores de tierra. tierra. Sus características nominales son las mismas que las del seccionador de 1 Aislador 2 Contacto fijo 3 Contacto móvil 4 Contacto fijo de puesta a tierra Figura 14: Seccionador de mantenimiento, AT SF 6