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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL
GESTIÓN ÓPTIMA DE LA ENERGÍA GENERADA POR UNA CENTRAL SOLAR
TÉRMICA
Autor: Álvaro Biarge Pareja Director: Francisco Javier Martín Herrera
Madrid Mayo 2013
GESTIÓN ÓPTIMA DE LA ENERGÍA GENERADA POR UNA CENTRAL SOLAR
TÉRMICA.
AUTOR: BIARGE PAREJA, ÁLVARO.
DIRECTOR: MARTÍN HERRERA, FRANCISCO JAVIER.
ENTIDAD COLABORADORA: ICAI – UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
RESUMEN DEL PROYECTO
INTRODUCCIÓN
Las energías renovables han experimentado un importante crecimiento a lo largo de
los últimos años y no sólo eso, sino que las previsiones apuntan a que se mantenga su
desarrollo y aumente su participación dentro del mix energético mundial. Este aumento
de las energías renovables se ve reforzado por los distintos planes de la Unión Europea
de reducción de emisiones, los cuales se apoyan fuertemente en el potencial de la
energía solar en los países del Sur de Europa y Norte de África, entre ellos España. El
objetivo de este proyecto es optimizar la evacuación de energía solar a la red de
transporte.
El presente proyecto consta de dos partes: una primera parte en la que se analizan
las mejores condiciones para una nueva central térmica solar y la segunda parte donde
se diseña la línea de evacuación de una central a la red de transporte y se realiza el
ajuste y coordinación de las protecciones necesarias para su correcto funcionamiento.
CENTRAL SOLAR
En el momento de diseñar una central térmica solar existen ciertas decisiones a
tomar que son claves de cara a obtener una mayor generación. A lo largo de esta
primera parte del proyecto se consideran tres de estas decisiones buscando encontrar la
mejor solución posible, que son, la localización de la central, la tecnología de captación
y la instalación de un sistema de almacenamiento.
Para decidir la localización idónea para una nueva central hay diversos factores que
han tenido que tenerse en cuenta, especialmente la radiación solar, las horas de sol al
año, la disponibilidad geográfica y el acceso a la red de transporte del sistema eléctrico.
Los dos primeros factores comentados implican el poder generar a lo largo de más horas
al día y obtener un mayor calor para transmitirlo al ciclo de la central en el tiempo de
funcionamiento, para ello se han utilizado información del INE para conocer las horas
de sol al año de las distintas zonas y la aplicación PVGIS del Instituto de Energía y
Transporte de la Comisión Europea. Para conocer la disponibilidad geográfica se ha
utilizado la herramienta SIGPAC, necesario para saber si existe una superficie plana
suficientemente extensa para la construcción de una nueva central, con acceso a fuentes
de agua e infraestructuras. El acceso a la red es necesario para poder transmitir la
energía generada a los puntos de consumo, la conexión será mediante una línea que
cuanto menor sea menores serán sus costes.
Finalmente se ha determinado, en base a dichos factores, que el mejor
emplazamiento para la instalación de la nueva central sería al Sur de Sevilla
conectándose a la red en la subestación de Don Rodrigo con una línea de
aproximadamente 12 km.
Las centrales térmicas solares funcionan con un ciclo Rankine al igual que
cualquier central térmica, diferenciándose en la obtención del calor. Para la obtención
del calor en el ciclo se utilizan las tecnologías de captación, entre las cuales actualmente
se pueden distinguir cuatro tipos: de colectores cilindro-parabólicos, de torre central,
tipo Fresnel y de disco parabólico. Tras un análisis de las cuatro tecnologías, se realiza
una comparación entre ellas exponiendo sus características más relevantes para decidir
cuál de ellas sería la que mejores cualidades ofrezca.
La conclusión obtenida de la comparación entre las tecnologías es la siguiente, pese
a la buena experiencia que se tiene actualmente con la tecnología de colectores cilindro-
parabólicos se recomienda la instalación de la tecnología de torre central ya que ofrece
una mayor eficiencia pico, puede construirse en terrenos con una mayor inclinación,
requiere de menor agua para la refrigeración y permite utilizar el fluido que recorre el
ciclo Rankine directamente para calentarlo evitando el uso de intercambiadores de calor
reduciendo costes significantemente.
En cuanto al almacenamiento, cuyo fin es aumentar la capacidad de producción de
la central ofreciendo la generación en horas sin sol, se explica su dependencia del
múltiplo solar y como debe de adecuarse la instalación de almacenamiento al múltiplo
solar de diseño de la central. La recomendación en este caso es el diseño de una alto
múltiplo solar y la instalación de una alta capacidad de almacenamiento, sin embargo ha
de advertirse el gran incremento en costes y superficie necesaria que esto supondría.
En caso de diseñarse una central con un múltiplo solar mayor que uno e instalar
almacenamiento, la sugerencia es el uso de almacenamiento por energía térmica
mediante dos depósitos, siguiendo el mismo funcionamiento que el almacenamiento de
la planta Gemasolar en Sevilla.
LÍNEA DE EVACUACIÓN
Suponiendo que se construyese la central en el emplazamiento sugerido y la central
fuese de 50 MW, la línea a construir presentará las siguientes características:
Potencia de la línea: 50 MVA
Tensión de la línea: 220 kV
Frecuencia: 50 Hz
Número de circuitos: 1
Longitud de la línea: 12 km
Ante estas características el primer paso es elegir un tipo de conductor capaz de
soportar la corriente máxima que circulará por la línea, para el cual se ha elegido el
conductor Canary. También debe decidirse que tipo de apoyos se usarán ya que se trata
de una línea aérea, escogiendo el apoyo F41 del fabricante MADE para líneas de
220kV.
Conociendo todos los datos de la línea expuestos hasta el momento, se calcularon
los parámetros de la línea, esto es impedancia y admitancia de la línea. También se
calcularon las impedancias secuenciales empleando las fórmulas de Carson y la
reducción de Kron. La impedancia y las impedancias secuenciales fueron necesarias
para posteriormente ajustar las protecciones a la línea.
El último paso del proyecto fue el diseño del sistema de protecciones para asegurar
el correcto funcionamiento de la línea ofreciendo estas un disparo rápido y selectivo en
caso de falta.
La protección de la línea se lleva a cabo mediante dos relés con diferentes
funciones de protección:
Protección principal: se instala el relé P545 de Schneider configurando la
función diferencial (87L) y la comprobación de sincronismo para cierre de
interruptor (25).
Protección secundaria: se instala el relé SEl-321 de Schweitzer con las
funciones de protección de distancia (21) y comparación direccional (67N).
Posteriormente, los relés fueron adecuados a las características de la línea mediante
sus parámetros y un estudio de faltas realizado por medio de un programa creado en
Matlab en el cual, introduciendo el punto en el que se produce la falta y los Thevenin
equivalentes en los nudos A y B, calcula las tensiones e intensidades que miden ambos
relés antes faltas trifásicas y fase-tierra.
En los ajustes de los relés se configuran sus características indicándoles cuando
deben actuar y en cuanto tiempo deben hacerlo.
El funcionamiento de los relés antes distintas faltas está configurado mediante
lógica de Boole que es explicada brevemente dentro del proyecto.
Finalmente, en el proyecto se incluyen los programas de Matlab utilizados para el
cálculo de las impedancias secuenciales y el estudio de faltas en los anexos y los
siguientes planos:
Plano unifilar de las subestaciones Don Rodrigo, incluyendo la conexión de la
línea de evacuación, y otra subestación simple barra diseñada para elevar desde
la tensión de generación hasta tensión de transporte.
Plano unifilar de protecciones en ambas subestaciones.
OPTIMAL MANAGEMENT OF THE ENERGY GENERATED BY A SOLAR
THERMAL.
AUTHOR: BIARGE PAREJA, ÁLVARO.
DIRECTOR: MARTÍN HERRERA, FRANCISCO JAVIER.
COLLABORATING INSTITUTION: ICAI – UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ABSTRACT
INTRODUCTION
Renewable energies have experienced significant growth over recent years and not
only that, but the expectation is to maintain its development and increase its share in the
global energy mix. This increase of renewable is reinforced by the various European
Union plans to reduce emissions, which rely heavily on the potential of solar energy in
the countries of southern Europe and North Africa, including Spain. The objective of
this project is to optimize the evacuation of solar power to the transport network.
This project consists of two parts: a first part in which we analyze the best
conditions for a new solar thermal power plant and the second part where the evacuation
line from a central to transport network is designed and performs the adjustment and
protection coordination necessary for proper operation
SOLAR CENTRAL
At the time of designing a solar thermal power plant there are some decisions to
make that are key in order to obtain a higher generation. Throughout this first part of the
project will consider three of these decisions seeking to find the best possible solution,
which are the location of the plant, technology acquisition and installation of a storage
system.
To determine the ideal location for a new plant there are several factors that have to
be considered, especially solar radiation, sunshine hours a year, geographic availability
and access to the transport network electrical system. The first two factors discussed,
involve power generation over more hours a day and get more heat for transmission to
the cycle at the central within operation time. To solve this, it has been used information
from the INE (Spanish National Institute for Statistics) for the hours of sunshine per
year and the application PVGIS from the Institute for Energy and Transport of the
European Commission. To find out about the geographic availability the tool SIGPAC
has been used to know if there is a flat surface large enough to build a new plant, with
access to water sources and infrastructure. The network access is needed to transmit the
power generated to the points of consumption; the connection will be through a shortest
possible line to lower the costs.
Finally it has been determined, based on such factors that the best site for the
installation of the new plant would be south of Seville connecting to the network in the
substation of Don Rodrigo with a line of about 12 km.
Solar thermal plants operate on a Rankine cycle like any power plant, differing in
the way of obtaining heat. To obtain the heat in the cycle are used capture technologies,
including currently are four types: parabolic trough, central tower, Fresnel type and
parabolic dish. After an analysis of the four technologies, a comparison is made
between them exposing their relevant characteristics to decide which one would be the
best qualities offered.
The conclusion drawn from the comparison between the technologies is as follows,
despite the actual good experience with the technology of parabolic trough installation
is recommended central tower technology as it offers a higher peak efficiency, they can
be constructed in areas with a greater inclination, requires less water for cooling and
allows fluid traveling using the Rankine cycle to heat directly without the use of heat
exchangers reducing costs significantly.
As for storage, designed to increase the production capacity of the power
generation offering in hours without sun, explained its dependence on solar multiple as
installation must conform to the multiple storage solar plant design. The
recommendation in this case is the design of a high multiple solar installation of a high
storage capacity, however it should be noted the large increase in cost and area needed
that would entail.
If a plant designed with a solar multiple greater than one and install storage, the
suggestion is the use of thermal energy storage using two tanks operating in the same
way as the storage Gemasolar plant in Seville.
DISCHARGE LINE
Assuming that the plant is built at the site suggested and Central were 50 MW the
line to build will have the following characteristics:
• Line Power: 50 MVA
• Line voltage: 220 kV
• Frequency: 50 Hz
• Number of circuits: 1
• Line length: 12 km
Given these characteristics the first step is to choose a type of conductor that can
withstand the maximum current that will flow through the line, the best choice chosen is
the conductor Canary. Also it needs to be decided what kind of support will be used
since it is an aerial line, the best option is the support F41 for 220kV lines built by the
manufacturer MADE.
Knowing all previous line data, it was calculated the following line parameters,
impedance and admittance. Sequential impedances were also calculated using the
Carson’s formulas and Kron’s for reduction. Impedance and sequential impedances
were necessary to subsequently adjust line protections.
The last step of the project was the design of the protection system to ensure proper
operation of the line offering these a selective and fast tripping in case of failure.
Line protection is carried out using two relays with various protective functions:
• Head protection: A P545 Schneider relay is installed setting differential function
(87L) and synchronism check for switch closure (25).
• Secondary protection: A Schweitzer SEL-321 relay is installed with distance
protection functions (21) and directional comparison (67N).
Subsequently, the relays were suited to the characteristics of the line by its
parameters and fault study performed by means of a program created in Matlab wherein
introducing the point where the failure occurs and the Thevenin equivalent knots A and
B, calculate the voltages and currents that measure both relays for three phase faults and
phase to earth.
In the settings of the relays are configured characteristics indicating when to act and
for how long.
How relays work in case fault is set using Boolean logic which is explained briefly
in the project.
Finally, the project includes Matlab programs used for calculating sequential
impedances and the study of faults in the Annexes and the following plans:
• Don Rodrigo’s substation single line plan including connection to the
evacuation line
• Line diagram of a substation plan designed to elevate the voltage from voltage
generation to transport.
• Don Rodrigo’s substation single line protection diagram.
• New substation single line protections diagram.
ÍNDICE GENERAL
I. MEMORIA
II. ANEXOS
III. PLANOS
IV. PLIEGO DE CONDICIONES
DOCUMENTO Nº1,
MEMORIA
i
Índice
1. Introducción ................................................................................................................................. 1
1.1 Contexto ................................................................................................................................ 1
1.2 Motivación ............................................................................................................................ 4
1.3 Objetivos ............................................................................................................................... 5
1.4 Recursos a emplear ............................................................................................................... 5
2. Localización de la central .................................................................................................................. 7
2.1 Almería .................................................................................................................................... 14
2.2 Murcia ...................................................................................................................................... 15
2.3 Huelva ...................................................................................................................................... 16
2.4 Sevilla ...................................................................................................................................... 17
3. Central solar ..................................................................................................................................... 22
3.1 Ciclo de funcionamiento .......................................................................................................... 22
3.2 Obtención del calor .................................................................................................................. 24
3.2.1 Sistemas de torre solar: .................................................................................................... 24
3.2.2 Colectores cilindro-parabólicos: ...................................................................................... 28
3.2.3 Sistemas de concentradores lineales de Fresnel: ............................................................. 30
3.2.4 Sistemas de disco parabólico: .......................................................................................... 32
3.2.5 Comparación de las diferentes tecnologías ...................................................................... 33
ii
4. Almacenamiento .............................................................................................................................. 37
4.1 Almacenamiento de energía térmica ........................................................................................ 41
4.2 Almacenamiento de aire comprimido ...................................................................................... 47
5. Parámetros de la línea ...................................................................................................................... 51
5.1 Resistencia ............................................................................................................................... 55
5.2 Inductancia ............................................................................................................................... 57
5.3 Capacidad ................................................................................................................................. 59
5.4. Impedancias secuenciales ....................................................................................................... 62
5.5. Elección de los transformadores de protección ....................................................................... 66
5.5.1 Transformadores de corriente .......................................................................................... 67
5.5.2. Transformadores de tensión ............................................................................................ 67
6. Estudio de faltas ............................................................................................................................... 69
6.1 Falta trifásica ............................................................................................................................ 70
6.2 Falta fase-tierra ........................................................................................................................ 72
7. Protecciones de línea ........................................................................................................................ 75
7.1. Protección diferencial de línea ................................................................................................ 76
7.2. Protección de distancia ........................................................................................................... 78
7.3. Protección de comparación direccional .................................................................................. 82
8. Ajuste de relés .................................................................................................................................. 84
8.1. Protección principal ................................................................................................................ 84
iii
8.2. Protección secundaria ............................................................................................................. 87
8.2.1. Protección de distancia (21) ............................................................................................ 87
8.2.2. Protección de comparación direccional (67N)................................................................ 96
8.2.3. Actuación relé SEL-321 ................................................................................................... 99
9. Conclusiones .................................................................................................................................. 100
9.1 Central termosolar .................................................................................................................. 100
9.2 Línea de evacuación ............................................................................................................... 101
Bibliografía ........................................................................................................................................ 103
iv
Lista de figuras
Figura 1. Crecimiento energías renovables ............................................................................................ 1
Figura 2. Aumento consumo energético ................................................................................................ 3
Figura 3. Mapa radiación solar en España ............................................................................................. 8
Figura 4. Mapa red eléctrica de Andalucía .......................................................................................... 11
Figura 5. Mapa red eléctrica Almería .................................................................................................. 12
Figura 6. Ciclo central térmica ............................................................................................................. 22
Figura 7. Ciclo Rankine ....................................................................................................................... 23
Figura 8. Esquema simplificado de central solar de torre central ........................................................ 25
Figura 9. Central solar híbrida ............................................................................................................. 26
Figura 10. Esquema simplificado central con colectores cilindro-parabólicos ................................... 28
Figura 11. Receptor Fresnel ................................................................................................................. 31
Figura 12. Almacenamiento energía .................................................................................................... 38
Figura 13. Sistema Thermocline ......................................................................................................... 43
Figura 14. Almacenamiento mediante dos depósitos ........................................................................... 44
Figura 15. Método calor latente ........................................................................................................... 46
Figura 16. Almacenamiento de aire comprimido ................................................................................. 47
Figura 17. Tiempo de descarga y nivel de potencia tecnologías almacenamiento............................... 49
Figura 18. Apoyos línea ....................................................................................................................... 52
Figura 19. Caída de tensión en el conductor ........................................................................................ 57
Figura 20. Dimensiones apoyo............................................................................................................. 58
Figura 21. Esquema unifilar línea ........................................................................................................ 62
Figura 22.Transposición de fases ......................................................................................................... 65
Figura 23. Impedancias secuenciales ................................................................................................... 66
Figura 24. Falta trifásica ...................................................................................................................... 71
v
Figura 25. Falta fase-tierra ................................................................................................................... 73
Figura 26. Protecciones línea de transporte ......................................................................................... 75
Figura 27. Función protección diferencial ........................................................................................... 77
Figura 28. Curva característica relé diferencial ................................................................................... 78
Figura 29. Alcance protección distancia .............................................................................................. 79
Figura 30. Característica MHO ............................................................................................................ 80
Figura 31. Característica rectangular ................................................................................................... 80
Figura 32. Zonas de alcance ................................................................................................................. 81
Figura 33. Protección distancia subalcance permisivo ........................................................................ 81
Figura 34. Zonas de actuación y bloqueo comparación direccional .................................................... 82
Figura 35. Función de protección comparación direccional ................................................................ 83
Figura 36. Transposición fases............................................................................................................ 84
Figura 37. Caracerística diferencial ..................................................................................................... 85
Figura 38. Esquema impedancias secuenciales .................................................................................... 88
Figura 39. Falta trifásica ...................................................................................................................... 91
Figura 40. Falta fase-tierra ................................................................................................................... 93
Figura 41. Protecciones línea de transporte ......................................................................................... 93
Figura 42. Protección diferencial de línea............................................................................................ 96
Figura 43. Curva característica diferencial .......................................................................................... 98
Figura 44. Alcance protección de distancia ......................................................................................... 99
Figura 45. Característica MHO ............................................................................................................ 99
vi
Lista de tablas
Tabla 1. Número de centrales termosolares en el mundo ......................................................... 4
Tabla 2. Horas de sol ................................................................................................................ 9
Tabla 3. Datos Huelva ............................................................................................................. 19
Tabla 4. Datos Sevilla ............................................................................................................. 19
Tabla 5. Comparación tecnologías de captación solar ............................................................ 35
Tabla 6 .................................................................................................................................... 42
Tabla 7 .................................................................................................................................... 45
Tabla 8 .................................................................................................................................... 49
Tabla 9. Tipos de conductores ............................................................................................... 53
Tabla 10. Densidad de corriente admisible ............................................................................. 54
Tabla 11. Intensidad máxima .................................................................................................. 54
Tabla 12. Factores de efecto pelicular y proximidad .............................................................. 56
Tabla 13. Resistencia conductores .......................................................................................... 57
Tabla 14. Reactancia conductores ........................................................................................... 59
Tabla 15. Admitancia conductores ......................................................................................... 60
Tabla 16. Trafos intensidad ..................................................................................................... 67
Tabla 17. Trafos de tensión ..................................................................................................... 68
Tabla 18. Impedancia medida por el relé ................................................................................ 79
Tabla 19. Entradas y salidas lógica MHO de fases ................................................................. 92
Tabla 20. Salidas y entradas lógica MHO de tierrra ............................................................... 95
vii
Lista de gráficos:
Gráfico 1. Horas de sol .......................................................................................................................... 9
Gráfico 2. Radiación solar media en Sevilla ........................................................................................ 20
Gráfico 3. Radiación solar media en Huelva ....................................................................................... 20
Gráfico 4. Temperatura ambiente en Sevilla........................................................................................ 20
Gráfico 5. Temperatura ambiente en Huelva ....................................................................................... 20
Gráfico 6. Fase de desarrollo de las tecnologías .................................................................................. 34
Gráfico 7. Factor de capacidad de una planta de colectores cilindro-parabólicos de 100 MW en
función del múltiplo solar y la capacidad de almacenamiento............................................................. 39
Gráfico 8. Impedancia conductores ..................................................................................................... 61
1
1. Introduccio n
1.1 Contexto
A día de hoy nos encontramos en un mundo en el cual las energías renovables han
adquirido una gran importancia en la generación de electricidad y dicha importancia va
en aumento. De hecho, todos los planes de cara al futuro, como son las “smartcities” y la
“smartgrid” que se pretenden instaurar en Europa, buscan optimizar el uso de las renova-
bles y aumentar significativamente su porcentaje de producción con respecto a toda la
energía generada. Prueba de ello es que el 70% de la nueva capacidad de potencia insta-
lada en el año 2012 es renovable.
El objetivo de la Unión Europea en su lucha contra el cambio climático es que para el
año 2020, el 20% de la producción energética de la unión sea de renovables y para el año
2050 pretende reducir las emisiones de carbono en un 80%. Para reducir tal nivel de re-
ducción de emisiones, prácticamente sería necesaria la total descarbonización del sistema
energético.
Figura 1. Crecimiento energías renovables
2
En la figura 1 se muestra como no sólo ha crecido la participación de las renovables a
nivel global, sino como la mayoría de los pronósticos apuntan a que dicha participación
continúe creciendo a lo largo de los próximos años.
Existen múltiples causas por las que las energías renovables son cada vez más nece-
sarias. Por un lado se busca una sostenibilidad y una reducción en el uso de los combus-
tibles fósiles. Por el otro, el consumo de energía en todo el mundo es cada vez mayor y
una mayor generación será requerida.
Los combustibles mencionados son en gran parte los causantes de la contaminación y
sus efectos secundarios, como es el efecto invernadero originado por gases que se emi-
ten en la combustión de dichos combustibles como son el CO y el CO2. Además, durante
las últimas décadas se ha abusado excesivamente del uso de estos combustibles y esto ha
provocado su escasez en algunos casos, provocando a día de hoy una subida de precios
importante y de cara al futuro la necesidad de otras formas de energías suficientemente
desarrolladas y eficientes.
Por tanto, sustituyendo la generación de energía eléctrica con combustibles fósiles
por renovables se reducirá considerablemente su utilización, lo cual favorecería notable-
mente los objetivos mencionados.
Otro hecho relevante es el incremento de demanda que existe constantemente que nos
hace necesitar más generación y nuevas formas de esta. Este hecho se ve reforzado por el
aumento de la población mundial y más en concreto por el desarrollo de economías
emergentes, cuyo consumo se prevé crezca un ritmo mucho mayor como muestra la figu-
ra 2.
3
Por otro lado, en España las principales energías renovables son la eólica y la solar. De-
bido a la situación geográfica del país nos encontramos en una situación geográfica que nos
permite un alto rendimiento de la energía solar. Especialmente en el sur de España donde
hay una alta radiación solar durante bastantes horas al año. Fruto del alto nivel de radiación
solar se espera obtener un alto nivel de generación eléctrica mediante energía solar de cara
no solo al consumo en el país sino en toda la Unión Europea, que gracias a las interconexio-
nes entre los distintos países es posible.
Además las centrales termosolares están experimentando una gran evolución desarro-
llando nuevos métodos de obtención de energía. Este gran desarrollo de las centrales termo-
solares se ve apoyado por una política por parte de varios países y empresas inversoras que
favorece la construcción de nuevas centrales. Prueba de ello es el gran número de centrales
en construcción y propuestas que se muestran en la tabla1.
Figura 2. Aumento consumo energético
4
1.2 Motivación
Dadas las grandes expectativas puestas en las energías renovables y su rápido desarrollo,
este proyecto pretende aumentar la producción de energía mediante una central solar.
El presente proyecto estudiará una central solar pero no adentrándose en su ciclo térmi-
co, que también será comentado, sino buscando optimizar su generación por medio de los
siguientes factores:
Investigando cual puede ser la mejor localización para dicha central considerando da-
tos de radiación, horas de sol y facilidades que presentan los distintos lugares de cara
a construir una nueva central solar.
Comparando las diferentes tecnologías disponibles de captación de energía solar y en
base a su nivel de desarrollo y características, decidir cuáles son las más apropiadas.
Observando los métodos de almacenamiento energético, su aplicación directa a las
centrales solares y los efectos de dicho almacenamiento a la producción de la central.
Tabla 1. Número de centrales termosolares en el mundo
5
Una vez conocida la localización de la central y su capacidad de potencia, se diseñarán las
protecciones de una línea para conectar la supuesta central al sistema eléctrico español.
1.3 Objetivos
Los objetivos que se buscan alcanzar con este proyecto son los siguientes:
Decidir el emplazamiento de la central buscando que localización dentro de España
resultará más ventajosa. Para ello se deberán comparar determinadas características
de las distintas opciones.
Central solar: se explicará brevemente su funcionamiento y decidirá que tecnología
es la óptima.
Conexión de la central a la red de transporte: para ello será necesario diseñar una lí-
nea desde la central a la subestación de la red de transporte más cercana. En esta lí-
nea se calcularán sus parámetros eléctricos y diseñarán las protecciones para su co-
rrecto funcionamiento.
Almacenamiento: se explicarán diversas formas de almacenamiento de energía para
conseguir mejorar el funcionamiento de la central y se compararán entre ellas con sus
ventajas e inconvenientes.
1.4 Recursos a emplear
Para desarrollar este proyecto se emplearon los siguientes recursos:
Microsoft Office: se utilizó el Word para redactar y el Excel para el cálculo de los pa-
rámetros de la línea.
6
Matlab: será necesario para calcular las matrices de impedancias secuenciales.
Autocad: programa necesario para realizar planos de la línea y la subestación.
Internet: utilizado como herramienta para buscar información
SIGPAC: útil para estudiar las características de los diferentes posibles emplaza-
mientos de la central.
Mapas de la red de transporte del sistema eléctrico español para conocer las posibles
subestaciones de conexión.
PVGIS: herramienta informática creada por el Instituto de Energía y Transporte de la
Comisión Europea para conocer los niveles de radiación en toda Europa entrando por
coordenadas.
7
2. Localizacio n de la central
En el momento de buscar la localización de una central térmica solar hay varios fac-
tores que deben tenerse en cuenta, que son los siguientes:
Radiación solar de la zona: este parámetro marca la capacidad de la central. Depende
principalmente de la altitud y latitud del lugar y de las horas de sol al año.
Superficie plana disponible: Es importante disponer una superficie grande para poder
construir la central. Esta superficie es conveniente que sea plana para instalar correc-
tamente los colectores solares, la energía obtenida por estos depende en gran parte
del ángulo en que incide la luz solar sobre estos. Otro detalle a considerar dentro de
este aspecto es evitar zonas protegidas como parques naturales.
Cercanía de una subestación de la red de transporte: la energía producida por la
central debe de ser transportada hasta los puntos de consumo, para ello se utiliza el
sistema eléctrico. Para conectar la central al sistema eléctrico será necesaria una línea
que conecte la central con la red de transporte (de 220 kV). Cuanto menor sea la lon-
gitud de la línea, menores serán los costes, por tanto es conveniente que haya una
subestación de la red de transporte cerca del lugar donde se construya la central.
Infraestructuras: será necesario un mínimo de infraestructuras, como por ejemplo
una carretera que facilite el acceso a la central.
Otros aspectos: existen más características que aunque no sean esenciales pueden fa-
cilitar y mejorar el funcionamiento de la central. Un ejemplo es la cercanía de alguna
fuente de agua que pueda ser utilizada para la refrigeración del ciclo térmico.
8
Inicialmente, se buscará en un plano de España en el que se indica la energía solar media
recibida en un día en kWh/m2
las zonas del país con mayor energía recibida del sol por me-
tro cuadrado. La figura 3 muestra el mapa del cual se han obtenido los datos de radiación.
Este mapa proviene de un estudio del “Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Ener-
gía”, IDEA.
Se observa en el mapa de la imagen 3 que las provincias de la zona V son aquellas en las
que más rentable resultaría una central solar, dado que para una misma superficie se obten-
dría una mayor energía del sol a lo largo de un día.
Conocidas las provincias que pertenecen a la zona V, también es importante conocer las
horas de sol medias al día para comparar entre provincias cuántas horas podría estar en fun-
cionamiento una central solar. La tabla 2 presenta el número de horas anuales de sol de los
Figura 3. Mapa radiación solar en España
9
últimos once años y al final una media anual de horas de sol de las provincias en las que se
estudia la posibilidad de situar la central solar (todas ellas pertenecientes a la zona V). Los
datos recogidos en la tabla 2 han sido obtenidos de la base de datos del Instituto Nacional de
Estadística.
Total
Alicante Murcia Sevilla Almería Huelva
2000 3078 3075 2894 3185 3107
2001 2906 .. 2895 3059 ..
2002 2872 2958 2855 3019 2972
2003 2841 2897 .. 2901 2829
2004 2754 2848 2931 2909 3092
2005 3008 3111 3058 3049 ..
2006 2782 .. 2816 2747 2906
2007 2886 2970 2954 2999 3120
2008 2559 2875 2993 3067 2652
2009 2896 3070 2978 3154 2657
2010 2489 2892 2702 3040 ..
Media horas anual 2824,636364 2966,222 2907,6 3011,73 2916,875
Tabla 2. Horas de sol
Observando el gráfico 1, queda claro que existe una gran diferencia entre la provincia
con más horas de sol anuales, que es Almería, y la provincia que menos horas de sol anuales
Gráfico 1. Horas de sol
10
tiene, Alicante. Este motivo lleva a descartar la opción de Alicante porque aunque ofrezca
una alta energía por radiación solar, su funcionamiento se reduciría en un importante número
de horas con respecto a las otras opciones, lo cual implicaría mayor riesgo de que se dé la
situación de haber demanda pero no fuera posible producir. Como se verá más adelante a lo
largo del proyecto, esto se podrá resolver con almacenamiento, pero conllevaría un mayor
coste de la central, justo lo contrario de lo que se pretende.
A continuación se pasará a estudiar las posibilidades de las diferentes provincias consi-
derando los aspectos que aún no se han tenido en cuenta: cercanía a una subestación de la
red de transporte, superficie plana disponible, infraestructuras y otros.
Para observar la situación de las subestaciones de la red de transporte se utilizarán los
planos obtenidos de la página web de Red Eléctrica de España, que contienen las figuras 4 y
5.
11
Figura 4. Mapa red eléctrica de Andalucía
12
Figura 5. Mapa red eléctrica Almería
13
Para acotar la búsqueda de la localización, es necesario fijar unas condiciones requeri-
das, de tal forma que se busquen sitios cumplan dichas condiciones.
Una característica muy importante de cualquier central de producción eléctrica y que
debe fijarse desde el principio es la máxima capacidad de potencia que tiene. En el caso de
una central solar, la capacidad depende principalmente de dos factores: la superficie de co-
lectores solares y la radiación solar. Entre ambos factores existe una relación, ya que para
una misma potencia, cuanta mayor radiación solar exista, menor superficies de colectores
solares será necesaria, y viceversa.
Por tanto, se debe de fijar una capacidad de la central para conocer la extensión que ne-
cesitaremos. Actualmente en España las centrales solares de mayor capacidad son centrales
de 50 MW con colectores cilindro-parabólicos. La central de este proyecto será igual que
aquellas de máxima capacidad en España.
Se tomarán como referencia las centrales de Puertollano y Andasol, que coinciden con la
capacidad pretendida en el proyecto. Primeramente se tomarán como base para conocer de
una manera aproximada la superficie que será necesaria para obtener una potencia de 50
MW. Ambas centrales abarcan una superficie de unas 150 hectáreas aproximadamente, lue-
go la búsqueda de lugares para situar la central se reducirá a aquellos que permitan una su-
perficie de esta magnitud y en un terreno llano.
Otras restricciones que marcarán la búsqueda serán la cercanía de alguna fuente de agua
para abastecer la central, preferiblemente agua dulce para evitar la desalinización, un fácil
acceso al terreno por carretera y que esté alejada de zonas protegidas, evitando que la central
14
se sitúe en una evidentemente, además de que la línea no tenga que bordearla aumentando
así su longitud y costes.
Lo siguiente por realizar es estudiar las posibilidades que ofrecen cada una de las pro-
vincias seleccionadas:
2.1 Almería
El caso de Almería es
complicado. Pese a que es la
provincia en la cual obten-
dríamos más horas de sol
anuales, presenta diversas
complicaciones que hacen
difícil la localización de la
central en esta zona.
El mayor de los proble-
mas de esta zona es la presencia de la cordillera Penibética. Como se ve en el mapa, el relie-
ve es bastante montañoso, y dado que es necesario una superficie llana para instalar la cen-
tral, se reducen sustancialmente las posibilidades de instalar la central en Almería.
No obstante, quedan unas pocas áreas en la provincia con poco relieve que sí permitirían
pero que serán descartadas por distintos motivos.
Mapa de Almería (Google Maps)
15
La zona de Tabernas no presenta grandes problemas de relieve y es una zona con una al-
ta radiación solar, pero se trata de una zona desértica, por lo que obtener agua para la central
implicaría la construcción de un sistema que hiciese llegar el agua hasta la zona.
La zona del Ejido y Roquetas de Mar tampoco presenta problemas de relieve pero nos
encontramos con el mismo clima seco, escaso de ríos, y además es una zona dedicada espe-
cialmente a la agricultura en toda su extensión. Esta circunstancia aumentaría el precio de
adquisición del terreno notoriamente.
Finalmente, inmediatamente al este de la ciudad de Almería existe una zona con ram-
blas, que no servirían para suministrar el agua necesaria a lo largo de todo el año, donde se
encuentran urbanizaciones y el aeropuerto. Más al este se encuentra el parque natural del
Cabo de Gata. Por todas esas razones se descarta la provincia de Almería.
2.2 Murcia
Según la figura 1, no
es válida toda la Región
de Murcia. La zona con
mayor radiación será
desde Mazarrón hacia el
Sur, la frontera con Al-
mería principalmente.
Mapa de Murcia (Google Maps)
16
Su cercanía con la provincia de Almería implica que tenga las mismas inconveniencias,
es una zona seca, con pocas fuentes de agua dulce, con mucho relieve y dedicada a la agri-
cultura.
Murcia también será descartada pese a ser la segunda opción con mayor número de ho-
ras de sol al año.
2.3 Huelva
Las tierras próximas a la
ciudad de Huelva son idó-
neas para situar la central ya
que como se vio inicialmente
reciben una alta radiación
durante un intervalo de horas
considerable, además de
cumplir el resto de condicio-
nes.
De todas formas, hay
que tener cuidado ya que hay dos importantes áreas protegidas que son la “Reserva Natural
Marismas del Burro” y el “Parque Natural de Doñana”.
La zona en la cual se ha considerado apropiado situar la central dentro de la provincia de
Huelva se encuentra entre las localidades de Conde de Barbate y San Juan del Puerto. Se han
elegido estas tierras dado que se evitan los terrenos protegidos, están bien comunicadas con
Mapa de Huelva (Google Maps)
17
la carretera A-49, existe la posibilidad de acceder sin grandes esfuerzos a distintas fuentes de
agua (ríos, arroyos, acueductos ya construidos..) y se encuentran amplios territorios llanos. A
parte, cerca de esta región se encuentra la subestación de Palos, de la red de 220 kV.
2.4 Sevilla
Al Sur de la ciudad de Se-
villa existe una zona amplia de
parcelas sin explotar con pen-
diente cero y que pueden ser
abastecidas de agua del río
Guadalquivir y sus afluentes.
Es una zona bien comunicada,
muy cerca de la localidad Dos
Hermanas con la autovía A-4,
que evita la necesidad de construir nuevas infraestructuras de acceso.
Por esta zona se encuentra la subestación de Don Rodrigo a través de la cual podría co-
nectarse la central a la red.
Todos los datos comentados previamente de las distintas regiones han sido averiguados
por medio de Google Maps y del SIGPAC (Sistema de Información Geográfica de Parcelas
Agrícolas).
Mapa de Sevilla (Google Maps)
18
A continuación se pasa a realizar una comparación entre las dos posibles localidades se-
ñaladas previamente (Sevilla y Huelva), considerando diferentes aspectos que ayuden a ele-
gir la mejor opción:
Longitud de la línea: en el caso de situar la central en Sevilla, la nueva línea que ha-
bría que diseñar y construir sería de 12 km, mientras que si se utiliza la localización
onubense, la línea sería de una longitud de 27 km. La distancia entre las posibles zo-
nas donde podría localizarse la central y la subestación de Palos de la frontera es me-
nor de 27 km, pero debido a marismas en la desembocadura del río Odiel hay lugares
declarados de interés comunitario que se deben evitar a la hora de construir una línea.
El hecho de tener que evitar el paso de la línea por ciertas zonas provoca un rodeo
que aumenta sustancialmente la longitud necesaria.
Radiación solar y temperatura medias: estos datos son útiles para tener una idea de la
eficiencia y efectividad de la central. Cuanto mayor sea la radiación solar de la zona,
menor será el espacio requerido para obtener una misma potencia. Por otro lado, da-
do que la energía solar se utiliza para calentar un fluido que posteriormente irá a una
turbina, conectada a un generador, a mayor temperatura ambiental, menor energía se-
rá necesaria emplear. Las tablas 3 y 4 recogen los datos de radiación solar y tempera-
tura medias de Sevilla y Huelva respectivamente.
19
Iopt: Ángulo con mayor radiación.
Hopt: Radiación en un plano inclinado con el ángulo óptimo [Wh/m2/día]
T24h: Temperatura media durante todo el día [ºC]
NDD: Number of heating degree-days.
Hh: Radiación en un plano horizontal [Wh/m2/día]
En función de la época del año y la hora del día los rayos de luz solar inciden sobre la
tierra con un ángulo distinto. Para obtener la mayor energía posible, lo mejor es que los ra-
yos incidan perpendicularmente. Es por esto que existe un ángulo óptimo de radiación para
los distintos meses, un ángulo que nos permite obtener una mayor energía del sol.
El NDD es una medida de la energía que se necesita para mantener a una temperatura
una instalación, por ejemplo, en el caso de una casa cuanto necesitaría a lo largo del año
para mantener una casa a una temperatura pretendida.
Tabla 4. Datos Sevilla Tabla 3. Datos Huelva
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No obstante, los datos en los que se basará este estudio para la localización serán esen-
cialmente la radiación solar horizontal y la temperatura ambiente.
NOTA: las tablas 3 y 4 y todos los gráficos realizados con los datos que ellas mismas reco-
gen, se han obtenido por medio de la herramienta PVGIS (Photovoltaic Geographical Infor-
mation System) creada por el IET (Institute for Energy and Transport) de la Unión Europea.
Gráfico 2. Radiación solar media en Huelva Gráfico 3. Radiación solar media en Sevilla
Gráfico 5. Temperatura ambiente en Huelva Gráfico 4. Temperatura ambiente en Sevilla
21
Como puede observarse en las tablas 3 y 4 y en los gráficos, las diferencias tanto de ra-
diación como de temperatura entre los emplazamientos de Huelva y Sevilla son mínimos. En
Huelva obtenemos 80 [ ⁄ ] más de radiación media anual en un plano horizontal y
en cambio la temperatura media al día es 0,3ºC mayor en Sevilla.
La diferencia en temperatura es insignificante, así que no se tendrá en cuenta para esco-
ger uno u otro lugar. La diferencia en la radiación nos afectará principalmente a la superficie
necesaria para recibir la radiación, en Sevilla sería necesario una mayor superficie para con-
seguir la misma potencia que en Huelva, lo cual implica un mayor gasto y mayor ocupación.
No obstante, la diferencia de radiación es mínima, de un 1,6%, por tanto las diferencias de
costes y ocupación también serán mínimas.
Sin embargo, en Huelva encontramos un importante problema, que son todos los lugares
declarados de importancia comunitaria que provocan la necesidad de construir una línea mu-
cho más larga y reducen los lugares con posibilidad de instalar la central. La diferencia de
longitudes entre las líneas necesarias en Sevilla y en Huelva es realmente considerable y
aumenta los gastos de construcción y mantenimiento de la línea, además de aumentar las
pérdidas (aunque al tratarse de líneas muy cortas esto puede despreciarse).
Puede concluirse que el emplazamiento idóneo para situar la nueva central solar se en-
cuentra en Sevilla, ya que las demás opciones estudiadas anteriormente han sido descartadas
por diferentes motivos.
22
3. Central solar
3.1 Ciclo de funcionamiento
Las centrales térmicas solares funcionan, al igual que las centrales nucleares y las de
combustibles fósiles, mediante el ciclo Rankine. En la figura 6 se muestra el funcionamiento
de una central térmica cualquiera, con sus distintos procesos del ciclo Rankine básico, y la
figura 7 recoge el diagrama T-s de un proceso Rankine. El ciclo Rankine suele ser recorrido
por agua, pero también pueden utilizarse un hidrocarburo o un refrigerante que ofrecen un
mejor comportamiento para aprovechar los focos térmicos.
Figura 6. Ciclo central térmica
23
El ciclo mostrado en ambas figuras es un ciclo muy básico en el cual se pueden introdu-
cir diversas modificaciones para aumentar el rendimiento de la central. El ciclo Rankine está
compuesto por cuatro procesos:
1-2: expansión del vapor de agua en una turbina adiabática. Idealmente sería una ex-
pansión adiabática, pero irreversibilidades interiores en la turbina hacen que no lo sea
reduciendo su rendimiento. En este paso, el fluido que ha recibido la energía solar,
cede su calor en la turbina, transformando la energía térmica en energía cinética.
2-3: cesión de calor en el condensador. El fluido al salir de la turbina cede calor has-
ta alcanzar el estado de líquido saturado.
3-4: compresión en la bomba. En este proceso también hay perdidas dado que la
bomba no tiene un comportamiento isentrópico.
Figura 7. Ciclo Rankine
24
4-1: evaporación en la caldera. La caldera se conoce como el generador de vapor. Es
en este proceso donde se diferencian las distintas centrales térmicas, en la forma de
obtener el calor que se utiliza para calentar el fluido del ciclo. Mientras que las fósi-
les utilizan combustibles y las nucleares la fisión del uranio, en las centrales solares
se utilizan espejos para concentrar la energía proveniente del sol y convertirla en
energía térmica a medias y altas temperaturas.
3.2 Obtención del calor
Como ya se ha comentado previamente, la diferencia de las centrales solares es la forma
de obtención del calor en el generador de vapor. Para concentrar el calor recibido del sol, se
emplean sistemas de espejos que concentran el calor o bien de una forma puntual, concen-
trando unas 1000 veces la radiación recibida y con temperaturas de 1000ºC, o lineal, alcan-
zando un valor de 100 veces la radiación recibida y la temperatura de unos 550ºC.
Existen cuatro tipos de tecnologías distintas, que se diferencian según el sistema de es-
pejos que utilizan para focalizar la energía solar:
3.2.1 Sistemas de torre solar:
Estos sistemas se componen de un campo de espe-
jos, denominados heliostatos, y un receptor central si-
tuado en lo alto de una torre. El funcionamiento básico
es sencillo, mediante los heliostatos se concentra la
radiación solar en el receptor, donde se transmite el calor del sol a un fluido para generar
vapor.
25
Los espejos son movidos a través de un sistema de tracción a dos ejes encargado de que
siempre focalicen los rayos solares sobre el receptor.
La figura 8 representa el funcionamiento completo de una central solar de torre central.
La principal ventaja de esta tecnología es que ofrece elevados rendimientos en la gene-
ración de electricidad dado que se pueden alcanzar temperaturas muy superiores a las de los
otros sistemas, aunque esto dependa del fluido que se utilice.
Además, ofrece la posibilidad de funcionamiento híbrido acoplando un ciclo combinado
y utilizando el calor para el ciclo combinado también, como muestra la figura 9.
Figura 8. Esquema simplificado de central solar de torre central
26
Actualmente se utilizan tres fluidos de transferencia de calor en este tipo de centrales:
las más comunes utilizan agua, un ejemplo de estas es la figura 8, estas son las que menores
temperaturas alcanzan y por ello ofrecen un menor rendimiento. También se están estudian-
do centrales que utilicen como fluido aire a presión, que podrían ofrecer alcanzar una tempe-
ratura de funcionamiento de hasta 1000ºC. Finalmente se encuentran las centrales de sales
fundidas, como ejemplo sirve la central de la figura 9 donde se ve que a la entrada y a la sa-
lida de la torre hay dos tanques.
Los sistemas que utilizan sales fundidas poseen una virtud muy considerable, se pueden
utilizar las sales calientes como sistema de almacenamiento, consiguiendo así el funciona-
miento de la central durante las horas del día en que no haya sol. Estas son, a día de hoy, las
que más se están desarrollando, dado que se aumenta sustancialmente la eficiencia de la cen-
Figura 9. Central solar híbrida
27
tral gracias al almacenamiento. Además estas centrales permiten alcanzar temperaturas de
funcionamiento entre 550 y 650ºC.
También existe la posibilidad de generación directa de vapor, esto es, el fluido que se
calienta en la torre es el mismo que recorre el ciclo Rankine. Esta opción ahorra los costes de
fluidos de transmisión.
Actualmente, la mayor central de este tipo que se encuentra en España es PS-20, situada
en Sanlúcar La Mayor (Sevilla). Es una central con una capacidad de 20MW que trabaja
según el concepto de generación directa de vapor saturado. Dicha central está formada por
un campo solar de 90 ha y su coste ha sido de aproximadamente 80M€. Posee un sistema de
almacenamiento de agua-vapor que permite funcionar la planta durante una hora aproxima-
damente sin radiación solar, dicho sistema consiste en que el vapor producido sobrante se
almacena en unos tanques y se utiliza cuando no puede producirse calor.
Las centrales de torre central cuentan con la desventaja de que no pueden fabricarse las
partes modularmente, ni sería económico una central pequeña, por ello aumenta el gasto de
la inversión sustancialmente.
Puede concluirse que las centrales de torre solar son centrales que ofrecen unas grandes
expectativas a corto-medio plazo pero aún pueden desarrollarse más y obtener una mayor
experiencia en ellas.
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3.2.2 Colectores cilindro-parabólicos:
La tecnología cilindro-parabólica es la que se en-
cuentra en un estado más maduro y de la que se tiene
una mayor experiencia. Aproximadamente un 94% de
la capacidad instalada de concentración solar es de
plantas con esta tecnología.
El principio de funcionamiento es el siguiente: mediante unas filas de espejos curvados
se concentra toda la radiación solar en un tubo absorvedor (posicionado en el punto focal del
espejo) por el cual circula un fluido que se encarga de transferir el calor que recibe en el ge-
nerador de vapor del ciclo Rankine posteriormente. Este funcionamiento queda representado
en la figura 10.
Figura 10. Esquema simplificado central con colectores cilindro-parabólicos
29
Las filas de espejos con el receptor son modulares y se colocan varias filas con una lon-
gitud máxima de 100m. Los espejos están sujetos por una estructura que se mueve en un
solo eje, guiado por un sistema de seguimiento del sol que se encarga de que siempre reciban
luz solar, por tanto, las filas deben de colocarse con orientación de Norte a Sur.
Como fluido suele utilizarse aceite sintético que alcanza unas temperaturas entre 300 y
400ºC. No obstante, se están considerando otras opciones como utilizar sales fundidas o la
generación de vapor directa que ofrecerían aumentar la temperatura hasta los 540ºC.
A parte de su experiencia y rendimiento probados, este sistema presenta otras ventajas.
Puede incorporar sistemas de almacenamiento con sales fundidas, esto es posible de distintas
maneras, o bien se utiliza como fluido sales fundidas, o el fluido se utiliza no solo para gene-
rar vapor sino también para calentar un tanque de sales fundidas que serán las que después,
durante las horas sin luz solar, generen el vapor y permitan a la central continuar con la ge-
neración.
Al igual que las centrales de torre central, pueden incorporar un ciclo combinado y así,
aumentar las horas de generación de la central.
Un ejemplo de este tipo de centrales es Andasol, que ya ha sido previamente menciona-
da. Esta central se encuentra en la Comarca de Guadix y es la primera que incluye almace-
namiento térmico. Realmente es un complejo compuesto por tres centrales de 50MW cada
una, una superficie de 150 ha y una capacidad para seguir produciendo a plena carga sin sol
durante 7,5 horas gracias al almacenamiento. El coste del proyecto es de cerca de 300 millo-
nes de euros por planta.
30
3.2.3 Sistemas de concentradores lineales de Fresnel:
Son sistemas similares a la tecnología de colecto-
res cilindro-parabólicos. Están compuestos por tres
partes: la parte más importante y costosa es el recep-
tor, un conducto recorrido por agua y en el cual se
concentran los rayos solares, absorbiendo este el calor
recibido del sol y transmitiéndoselo al fluido, para así convertirlo en vapor y que continúe
con el ciclo Rankine previamente explicado. La siguiente parte son los espejos, estos son
estrechos espejos (pueden ser planos o ligeramente curvados) situados a ras de suelo que se
encargan de concentrar la radiación solar en el receptor. A lo largo del día el sol avanza y
cambia su ángulo de radiación, por ello dichos espejos deben estar accionados por motores
eléctricos y mediante sensores, encargarse de que los rayos incidan siempre sobre el recep-
tor. Finalmente, encontramos un espejo secundario situado sobre el receptor, su función es
que los rayos reflejados por los espejos primarios que no incidan directamente sobre el re-
ceptor, acaben haciéndolo, como se muestra en la figura 11.
31
Los concentradores lineales Fresnel, se presentan como una posible mejor alternativa a
los colectores cilindro-parabólicos de cara al futuro. Sus principales ventajas son:
La estructura de soporte es más sencilla y sufre cargas de viento menores al estar si-
tuados los espejos a ras de suelo y tener una menor superficie cada uno. Las principa-
les causas de que sea más simple su estructura son menor peso de los espejos, las
menores cargas y que los conductos por los que fluye el agua están fijos y no necesi-
tan partes móviles.
Menores costes: se utilizan espejos mucho menores y por tanto mucho más baratos,
siendo el proceso de fabricación tanto de los espejos como de la estructura más senci-
llos.
Menor superficie de tierra requerida: dado que la estructura y los espejos utilizados
son más simples que en el caso de los colectores cilindro-parabólicos, para alcanzar
una misma potencia, se necesitan menos hectáreas.
La superficie de espejos por receptor es mayor con el sistema lineal Fresnel.
Figura 11. Receptor Fresnel
32
Sin embargo, también presenta unas desventajas a tener en cuenta. El principal problema
de esta tecnología es que está poco experimentada, actualmente encontramos muy pocas
centrales que la utilicen, aunque ya hay proyectos importantes en marcha. La falta de expe-
riencia implica que aun le falte desarrollo y mejoras.
Además, los sistemas Fresnel tienen una menor eficiencia que los sistemas de colectores
cilindro-parabólicos. Durante las horas y días de menor radiación solar, esto es, en los meses
de invierno y en a primera hora de la mañana y última de la tarde, disminuye notablemente
su eficiencia.
En España se encuentra la central “Puerto Errado 2” que es la mayor central solar con
sistemas Fresnel del mundo. Esta central posee una capacidad de 30MW, ocupando una su-
perficie de 70 hectáreas y con un coste de proyecto de 160 millones de €.
En conclusión, es una tecnología que ofrece una menor eficiencia respecto a los anterio-
res sistemas, sin embargo, este hándicap lo compensa con unas menores superficie e inver-
sión requeridas.
3.2.4 Sistemas de disco parabólico:
Los sistemas de disco parabólico están formados
por un reflector con forma de antena que se encarga de
concentrar toda la energía procedente del sol en un
punto (que será el foco del reflector). En dicho punto
33
se encuentra el receptor con una pequeña turbina de gas o un motor Stirling donde se genera-
rá la electricidad.
Son sistemas muy modulares y que no precisan de un sistema de refrigeración por agua
ya que utilizan la refrigeración seca. Al concentrar muchos rayos en un solo punto, se alcan-
zan mayores temperaturas (de hasta 600ºC) y se consigue un mayor rendimiento que en las
tecnologías anteriores. Se está estudiando la posibilidad de añadir almacenamiento a esta
tecnología.
Sin embargo, es una tecnología en fase de desarrollo aun, tan solo se han fabricado pro-
totipos y a día de hoy, los modelos estudiados, consiguen generar un máximo de 25kW.
En conclusión, es una tecnología que aun esta por estudiar ya que actualmente no ofrece
la posibilidad de grandes generaciones de electricidad.
3.2.5 Comparación de las diferentes tecnologías
Una vez ya se ha explicado el funcionamiento de cada tecnología y conocidos sus virtu-
des y defectos, conviene presentar numéricamente las características de cada sistema.
El grafico 6 sirve para comprender cuál es el grado de desarrollo de las cuatro tecnolo-
gías, un dato relevante para decidir qué sistema de concentración solar se adapta mejor a las
necesidades del proyecto.
34
En el gráfico 6 se considera la tecnología Fresnel como pionera dado que actualmente
solo existen varios proyectos piloto para comprobar su funcionamiento y la planta de Puerto
Errado 2 de 30 MW que es la única en el mundo con tan alta capacidad que utilice la tecno-
logía Fresnel.
La tecnología de disco parabólico no se tiene en cuenta en esta comparación dado que
no es una tecnología suficientemente probada y además para construir una central con una
capacidad aceptable se necesitaría instalar una gran cantidad de estos sistemas, implicando
esto una alta inversión y se requeriría una gran superficie.
En la tabla 5 se muestran datos técnicos de las diferentes tecnologías:
Gráfico 6. Fase de desarrollo de las tecnologías
35
*PPA significa “Power Purchase Agreement”. Es un contrato que se utiliza para regular el precio de venta de
un determinado tipo de energía. En este caso dependerá de la financiación de la planta, su capacidad, el nivel
de radiación solar, etc.
Como puede comprobarse, todas permiten instalar capacidades en torno a los 50 MW,
así que no es un factor limitante este. Al igual que todas permiten la instalación de tecnolo-
gías hibridas y de almacenamiento.
Tabla 5. Comparación tecnologías de captación solar
36
La tecnología de torre central podría ser la que mayores ventajas ofrece, ya que posee
una mayor concentración solar, lo cual provoca que las temperaturas de funcionamiento sean
mayores y por tanto, la eficiencia eléctrica de la planta será mayor.
Las plantas de torre central precisan de una inversión ligeramente menor en caso de in-
cluir almacenamiento que las de colectores cilindro-parabólicos, debido a la complejidad de
la estructura de los colectores para conseguir un receptor móvil. Además requieren una me-
nor cantidad de agua para la refrigeración del ciclo y permiten construirse en localidades con
una mayor pendiente del terreno.
Por otro lado, encontramos en las plantas de tecnologías cilindro-parabólicas dos impor-
tantes virtudes: necesitan menos superficie de terreno para ser instaladas que las de torre
central y existe una mayor experiencia y conocimiento sobre ellas.
Finalmente, las plantas de Fresnel ofrecen la misma capacidad pero con menores inver-
sión y superficie. En contra tienen una menor eficiencia, menor experiencia y menor capaci-
dad de almacenamiento.
Puede concluirse por tanto, que mientras no haya un factor limitante de expansión de la
central (que no es el caso) será preferente utilizar una central de torre central.
37
4. Almacenamiento
Pese a todas las ventajas que posee la energía solar, tiene un defecto importante que de-
be de ser estudiado y se debe buscar una solución lo antes posible. Este problema que pre-
senta es que la generación de dicha energía depende de condiciones que no podemos contro-
lar. Se generará electricidad solo en las horas de radiación solar, es decir, no podemos elegir
generar en el momento en que hay demanda sino que dependemos de la presencia de luz
solar y consecuentemente de condiciones meteorológicas (los días nublados no podrá gene-
rarse energía en igual cantidad) y de la hora del día.
Esto provoca que se den dos tipos de circunstancias que no nos convienen, por un lado
habrá momentos en los cuales se genere electricidad pero no haya suficiente consumo y por
tanto esa energía será desaprovechada, teniendo un vertido eléctrico, como puede darse en
un momento del día en el que el consumo este cubierto por centrales que estén funcionando
continuamente por sus dificultades de arranque y parada (generalmente nucleares) y se esté
generando en las centrales solares. Por otro lado habrá momentos en los que el consumo sea
bastante alto pero las centrales solares no puedan generar, por ejemplo a las diez de la noche
en invierno suele haber un alto consumo y la generación de energía solar es nula dado que ya
no hay luz solar.
Existen dos posibles soluciones para este problema que ya han aparecido previamente.
Por un lado podemos utilizar una tecnología híbrida de tal manera que cuando no hay sufi-
38
ciente energía solar siga funcionando mediante la combustión de gas. La otra opción es aña-
dir tecnologías de almacenamiento de energía.
El objetivo del almacenamiento es poder guardar la energía en los momentos en que es
superior la generación al consumo para utilizarla posteriormente en aquellos momentos en
que la central no puede generar pero si hay consumo, es decir, adaptar la generación a la
demanda, como se ve en la figura 12. De esta forma se buscará un funcionamiento óptimo de
la planta según el cual se aproveche el máximo de energía generada posible. Además de
ofrecer un mayor factor de capacidad, presenta la virtud de que reduce los costes de opera-
ción de la central en euros por kilowatio hora.
Para entender la principal ventaja del almacenamiento, que es el aumento del factor de
capacidad, primero debemos conocer que es el múltiplo solar. El múltiplo solar es el cociente
entre la potencia térmica absorbida en el receptor por el fluido (que dependerá de la magni-
tud de los sistemas de captación de calor) y la potencia requerida por la turbina y el genera-
dor en condiciones de diseño, es decir, indica cuanta potencia va a sobrar tras la generación
de electricidad. Se deduce por tanto, que el múltiplo solar debe de ser mayor o igual a la uni-
Figura 12. Almacenamiento energía
39
dad. La potencia útil variará con el tiempo en función de las condiciones meteorológicas,
pero la planta deberá diseñarse con un determinado múltiplo solar tratando de optimizar la
relación entre él mismo y el factor de capacidad.
Tal y como indica el gráfico 7, en función del múltiplo solar de diseño de la central, será
conveniente instalar una capacidad de almacenamiento mayor o menor. Por ejemplo, en el
caso de tener un múltiplo solar de 1,5, será inútil instalar un almacenamiento mayor de 3
horas ya que el receptor no va a recibir suficiente energía térmica, sin embargo con un múl-
tiplo solar de 3,5 sería conveniente instalar un almacenamiento de hasta 18 horas.
A mayor múltiplo solar y mayor almacenamiento, se obtendrá un mayor factor de capa-
cidad evidentemente, pero también será necesario aumentar la inversión tanto en tecnologías
de captación para aumentar el múltiplo solar como en sistemas de almacenamiento.
Gráfico 7. Factor de capacidad de una planta de colectores cilindro-parabólicos de 100 MW en fun-ción del múltiplo solar y la capacidad de almacenamiento.
40
En el gráfico 5 también podemos observar como el almacenamiento puede ofrecer un
considerable aumento en el factor de capacidad.
En su contra, el almacenamiento energético tiene que aumenta los costes de inversión,
como puede comprobarse en la tabla 5. También aumenta el espacio requerido para construir
la central, para tener una idea general, el almacenamiento (con una duración de 7 horas)
ocuparía 18 m2/kW.
Existen en la actualidad diferentes métodos para almacenar la energía:
Hidroeléctrico: se trata de una forma de almacenamiento para todo el sistema eléc-
trico con un funcionamiento sencillo. Aprovecha la energía generada que no es con-
sumida en horas valle para bombear agua en los saltos hacia los embalses de nuevo,
de tal manera que pueda volver a ser utilizada para generar.
Baterías: consiste en emplear baterías de iones de litio, como son las de los móviles
y portátiles, de gran capacidad. Sería recomendable desarrollar un nuevo tipo de ba-
terías que utilizasen reacciones electroquímicas con materiales más baratos y abun-
dantes.
Volantes de inercia: en este sistema se utiliza un motor-generador de tal manera que
cuando sobra energía se emplea en mover el volante de inercia a gran velocidad y
cuando es necesario generar se aprovecha su energía cinética.
Superconductores: a través de bobinas superconductoras se almacena energía elec-
tromagnética mediante la circulación continua de corriente por ellas. De momento
es una tecnología que necesita grandes desarrollos e inaplicable debido a sus altos
costes.
41
Hidrógeno: se utiliza la energía sobrante para producir hidrógeno mediante electró-
lisis del agua y posteriormente ese hidrógeno puede utilizarse para generar.
Existen dos métodos más utilizados en centrales térmicas, los cuales pasarán a explicar-
se más a fondo a continuación. Dichos métodos son: almacenamiento de energía térmica y
almacenamiento de aire comprimido.
4.1 Almacenamiento de energía térmica
La energía térmica acumula la energía térmica del campo solar producida en horas valle
para posteriormente utilizarla en generación cuando sea requerida. Existen tres mecanismo
para este tipo de almacenamiento.
Primero encontramos el método de calor sensible, que aprovecha el cambio de la tempe-
ratura del medio de almacenamiento. Esto es, en momentos de almacenamiento se cede el
calor recibido del sol al medio aumentando así su temperatura y posteriormente, cuando sea
necesario utilizar dicho calor se extraerá enfriando el material.
Un parámetro muy importante en este tipo de almacenamiento es la capacidad térmica
de un fluido que relaciona la variación de la energía térmica de un medio con su temperatura,
es decir, cuanta energía es capaz de acumular o desprender conforme a los cambios de tem-
peratura que experimente.
El agua presenta una de las mayores capacidades térmicas. Sin embargo, las temperatu-
ras de funcionamiento de las centrales termosolares, que como se vio previamente superan
42
los 300ºC en la mayor parte de los casos, impiden la utilización del agua cuyo punto de ebu-
llición es de 100ºC.
Por tanto, suele recurrirse a fluidos con temperaturas de ebullición mucho mayores co-
mo son aceites o sales fundidas, especialmente estas últimas. No obstante, las sales fundidas
también presentan el problema de tener un punto de solidificación. Como solución se están
proponiendo materiales sólidos como el hormigón. En la tabla 6 se presentan las característi-
cas más importantes de los medios disponibles.
Tabla 6
43
Hay diversas tecnologías disponibles para este tipo de almacenamiento:
Sistema Thermocline: utiliza un depósito donde se almacena el medio con un gra-
diente de temperatura entre la parte de arriba y la de abajo. De tal manera, que
cuando se carga el depósito, se absorbe el líquido frío por abajo, se calienta por in-
tercambiadores de calor y vuelve ya a una mayor temperatura al tanque, y cuando
se descarga el proceso es al revés, se utiliza el medio caliente que se encuentra en
la parte superior y después de calentar el fluido del ciclo Rankine vuelve al tanque
por la parte inferior. La figura 13 muestra el ciclo de funcionamiento. Esta estrati-
ficación puede conseguirse gracias a la menor densidad del fluido más caliente.
Para reducir el volumen del fluido (que suele tener un elevado coste) se rellena el
depósito con un material que aumenta la capacidad térmica del sistema como pue-
de ser roca y arena.
Sistemas de dos depósitos: presenta dos depósitos conectados entre sí, un depósito
de baja temperatura y otro de alta temperatura. El funcionamiento de carga y des-
carga es idéntico al sistema Thermocline pero separando en dos depósitos en lugar
Figura 13. Sistema Thermocline
44
de ser uno solo, queda aclarado mediante la figura 14. El medio de almacenamien-
to suele ser sales fundidas, por lo que los depósitos están equipados con calentado-
res que impiden la posible cristalización del medio en el sistema. Un ejemplo pre-
sente de este tipo de almacenamiento (que actualmente es el más apropiado) se
encuentra en la planta Andasol 1. Dicha central dos depósitos de 28000 toneladas
de sal cuya capacidad térmica es de 1010 MWht y su temperatura de operación es
291ºC para el depósito frío y 384ºC para el depósito caliente. El almacenamiento
permite funcionar a la planta a plena carga durante 7,5 horas con un rendimiento
térmico del ciclo Rankine del 40,3% y un rendimiento promedio anual de produc-
ción de electricidad del 14,7%. También existe la posibilidad de utilizar directa-
mente el fluido transportador de calor como medio de almacenamiento, permitien-
do así prescindir del intercambiador de calor y reducir a dos tercios el volumen del
almacenamiento, de esta manera se reducen un 20% del total de los costes de la
planta. Un ejemplo de este tipo de plantas es la central Gemasolar que presenta un
almacenamiento que permite funcionar a la central durante 15 horas sin sol.
Figura 14. Almacenamiento mediante dos depósitos
45
Acumuladores de vapor: existe un almacén a alta presión con agua que se encuen-
tra a la temperatura de ebullición del agua. De manera que el vapor producido se
introduce en dicho almacén, donde condensa y posteriormente se descarga con
vapor saturado a altas temperaturas hacia el ciclo de generación. Esta tecnología
posee las ventajas de la alta capacidad de almacenamiento del agua y la rápida
disponibilidad, pero también presenta las complicaciones de variaciones de pre-
sión y temperatura en la descarga del vapor sobrecalentado.
Acumuladores sólidos: utilizando materiales sólidos se reducen costes tanto
de inversión como de mantenimiento. Se realizan con hormigón y cerámica, mate-
riales con una baja conductividad térmica, pero esto se resuelve mediante un in-
tercambiador de calor que distribuye tubos en el interior del material por los que
circula el fluido transportador de calor cediéndole su calor.
Por otro lado encontramos el método de calor latente, basado en un mayor aumento de la
temperatura alcanzando el cambio de fase, para lo cual se precisa una mayor cantidad de
energía que la necesaria para simplemente aumentar la temperatura. Invirtiendo el proceso,
al condensar el medio libera el calor utilizado previamente, por tanto este método ofrece una
mayor capacidad de almacenamiento.
Tabla 7
46
Este método suele utilizarse con la fusión y solidificación de un material. Para elegir el
medio deben conocerse la temperatura de fusión y el calor de fusión que determina la capa-
cidad de almacenamiento. En la tabla 7 se presentan dichas características de los materiales
más utilizados.
Para aplicar el procedimiento de calor latente se utilizan acumuladores de cambio de fa-
se. Estos utilizan sistemas con vapor como líquido transportador del calor, a este tipo de cen-
trales se les denomina centrales con generación directa de vapor. En dichas centrales existen
tres zonas: la zona de precalentamiento donde se calienta el agua hasta la temperatura de
ebullición, la zona de evaporación donde se forma vapor saturado y la zona de sobrecalen-
tamiento, en la cual se aumenta la temperatura y la presión del vapor. Este modelo se ve re-
presentado en la figura 15.
Finalmente encontramos el método termo-químico basado en las reacciones químicas
reversibles. Su principio de funcionamiento es simple, en la absorción de energía para la
Figura 15. Método calor latente
47
separación de enlaces y la liberación de energía para las reacciones al ponerlos en contacto.
Es un método que aún no se ha puesto en práctica, tan solo en laboratorios.
4.2 Almacenamiento de aire comprimido
La tecnología del aire comprimido, conocida como CAES (compressed air energy stora-
ge), lleva siendo estudiada desde los años 70. De hecho existen algunas pocas plantas en el
mundo que funcionan mediante dicha tecnología.
Su funcionamiento es muy sencillo de entender, en los momentos de demanda valle, se
utilizará la energía sobrante para almacenarla en cavernas subterráneas, después en los mo-
mentos en los que se precise de esa energía, el aire acumulado es liberado recuperando esa
energía. La figura 16 ilustra los componentes de una central de aire comprimido en funcio-
namiento.
Figura 16. Almacenamiento de aire comprimido
48
El aire comprimido suele ser almacenado en minas o cavernas creadas en terrenos com-
puestos por rocas de sal, de tal manera que se debe buscar siempre que sean lo más herméti-
cas posible para prevenir de pérdidas de energía por fugas. Las galerías en minas suelen uti-
lizarse para proyectos de gran escala, para proyectos menores también pueden utilizarse tan-
ques que almacenen el aire.
En el momento de la descarga de la planta, el aire comprimido se utiliza para activar la
combustión de la turbina del generador.
CAES es una tecnología que aún no ha alcanzado la fase comercial, existen prototipos
excepto algún caso aislado de centrales en funcionamiento, por ejemplo, existe una central
cerca de McIntosh, Alabama que lleva funcionando desde el año 1991. No obstante, necesita
un pequeño desarrollo para llegar a ser comercial.
Observando la figura 17, puede observarse que es una tecnología que necesita un alto
tiempo de descarga (punto a mejorar), sin embargo, comparando con las demás tecnologías
que aparecen, es aquella que ofrece un mayor rango de potencias para operar.
49
En la tabla 8 se presentan las características más comunes de las centrales de aire com-
primido, correspondiendo un acre a 0,4 hectáreas. El rendimiento de esta tecnología es con-
siderablemente alto alcanzando un 85%.
La tecnología de aire comprimido ofrece la ventaja de poder almacenar grandes cantida-
des de energía sin alcanzar precios desorbitados, a diferencia de las demás tecnologías. El
precio de la instalación estaría aproximadamente entre los 300 y 400 euros por kW instalado.
Sin embargo, la curva de costes del aire comprimido presenta una pendiente considerable ya
que, así como sus constes de instalación son relativamente bajos en comparación con las
Figura 17. Tiempo de descarga y nivel de potencia tecnologías almacenamiento
Tabla 8
50
demás tecnologías, los costes de operación son mayores que con las otras tecnologías de
almacenamiento.
51
5. Para metros de la lí nea
Las líneas eléctricas se definen mediante unos parámetros que caracterizan su funciona-
miento. Estos parámetros componen las siguientes características de una línea:
Características longitudinales: son la resistencia y la inductancia, que juntas forman
la denominada impedancia de la línea. Su efecto sobre la transmisión consiste en una caí-
da de tensión a lo largo de los conductores con el paso de corriente.
Características transversales: son la capacidad y la conductancia, combinándolas ob-
tenemos la admitancia de la línea. Implican pequeñas derivaciones de corriente a lo largo
de los conductores. La conductancia es un parámetro debido a que el aislamiento de las
líneas no es perfecto y se producen fugas de corriente, especialmente en los aisladores,
dicho parámetro varía sustancialmente con las condiciones atmosféricas y su valor es muy
pequeño, por tanto, no se procederá a su cálculo.
Antes de calcular los parámetros es importante conocer las características requeridas para
la línea:
Potencia de la línea: 50 MVA
Tensión de la línea: 220 kV
Frecuencia: 50 Hz
Número de circuitos: 1
Longitud de la línea: 12 km
52
Los parámetros de una línea dependen de dos factores que deben elegirse durante su dise-
ño. Por un lado encontramos los apoyos, estos son importantes ya que imponen las distancias
entre los conductores y entre los conductores y la tierra, datos importantes a la hora de calcu-
lar inductancia y capacidad.
En función del voltaje de la línea y el número de circuitos, se recomiendan utilizar un tipo
de apoyos. En este caso al tratarse de un solo circuito se ha elegido una disposición de tres-
bolillo que permite una menor altura que en bandera, menor ROW que en capa y ofrece la
posibilidad de ampliar a dos circuitos si fuera necesario ampliar la potencia de la línea en un
futuro. Más concretamente, se utilizará el modelo F41 de la serie DRAGO del fabricante
MADE, utilizado en líneas de 220 kV, con una altura útil de 24 m, esto es, existe una dis-
tancia de 24 m entre la cabeza del apoyo y el terreno, para cumplir sobradamente con las
distancias exigidas en el reglamento en caso de cruzamientos. El apoyo elegido se muestra
en la figura 18.
Figura 18. Apoyos línea
53
El otro factor importante es el tipo de conductor que se elija, dado que en función de sus
dimensiones y las características de sus materiales presentará un comportamiento diferente,
comportamiento que se modela por medio de los parámetros. En la tabla 9 se presentan las
características de los conductores más utilizados en España.
En función de estas características se calcularán los parámetros de los conductores Drake,
Condor, Crane, Canary, Cardinal y Curlew, para así elegir aquel que ofrezca unos paráme-
tros que mejoren el funcionamiento.
Una primera comprobación que se debe hacer es que todos soporten la máxima intensi-
dad que puede recorrer la línea con un margen del 20%, que será:.
El siguiente paso por tanto, es calcular la máxima intensidad que soportan los conducto-
res escogidos, para ello hay que multiplicar la sección de cada conductor por la densidad de
corriente (extraída de la tabla 10 que se encuentra en el reglamento). En el caso de conducto-
res aluminio-acero, se extraerá el valor de la tabla como si fuera todo de aluminio y se multi-
plicará después por un coeficiente reductor que depende de la composición.
Tabla 9. Tipos de conductores
54
Los factores reductores a utilizar serán: 0,937 para la composición 26+7 y 0,95 para
54+7.
Realizando esta operación para los seis conductores disponibles, se obtienen los resulta-
dos recogidos en la tabla 11.
I max [A]
Drake 810,914118 Condor 807,339436 Crane 855,597987 Canary 869,832768 Cardinal 898,034145 Curlew 934,414452
Tabla 11. Intensidad máxima
Como puede apreciarse en la tabla 10, según aumenta la sección disminuye la densidad
de corriente admisible, esto es debido a que el conductor disipa peor el calor, No obstante,
todos los conductores cumplen sobradamente, luego esto no supondrá ningún límite.
Tabla 10. Densidad de corriente admisible
55
5.1 Resistencia
La resistencia es la oposición que cualquier material ofrece al paso de la corriente eléc-
trica. Es un parámetro que depende del material del conductor (ρ) y la longitud y sección del
mismo, se calcula de la siguiente manera:
Es la principal causa de pérdida de energía en líneas de transporte, siendo su consecuen-
cia más inmediata las pérdidas por efecto Joule en forma de calor que son función de la re-
sistencia y del cuadrado de la intensidad, luego, a mayor resistencia del conductor, mayor
serán las pérdidas conforme aumenta la intensidad.
Para su cálculo extraemos de la tabla 9 el valor de la resistencia por kilómetro de línea
de cada conductor. Sin embargo, ese valor está calculado para una temperatura de 20 ºC y en
corriente continua, siendo la resistencia un parámetro dependiente de la temperatura y que
varía con la frecuencia de la corriente, por tanto hay que aplicarle unas correcciones.
Primero se adapta la resistencia al valor que tendrá a la temperatura de funcionamiento
del cable habitual, que será de 85 ºC según marca el reglamento. Para ello utilizamos la una
corrección de la resistencia calculada inicialmente, donde α es el coeficiente de resistividad,
dependiente del material, que modela las variaciones de resistencia conforme a las distintas
temperaturas:
))
56
Además, al funcionar en alterna, se producen reactancias debidas a las variaciones de
corriente que provocan que aumente la resistencia. Dichas reactancias se producen por el
efecto pelicular, que provoca que la intensidad se distribuya más por la periferia del cable
dejando ya que la mayor variación de campo magnético en el centro genera una reactancia
que dificulta el paso de corriente por él, y por el efecto proximidad, debido a la cercanía de
otros conductores que provocan variaciones del campo magnético. Por tanto, hay que aplicar
unos factores de corrección para conocer la resistencia final del conductor, factores que co-
mo puede apreciarse en la tabla 12, dependerán de la distribución de los conductores y la
frecuencia. Finalmente se calculará el valor de la resistencia:.
)
Factores corrección efecto pelicular y proximidad
Tabla 12. Factores de efecto pelicular y proximidad
Tras realizar el cálculo con los seis conductores disponibles, los resultados son los reco-
gidos en la tabla 13.
57
Resistencia [Ω/km]
Drake 0,088371843
Condor 0,08837184
Crane 0,080600163
Canary 0,078093171
Cardinal 0,074081989
Curlew 0,068315808
Tabla 13. Resistencia conductores
5.2 Inductancia
Cuando circula una corriente alterna por un conductor, se crea una fuerza electromotriz
proporcional a la velocidad de variación de la corriente y esto produce una caída de tensión
tal y como muestra la figura 19.
El coeficiente de autoinductancia del conductor es un coeficiente de cada material que
indica el grado de la caída de tensión que se producirá en el conductor proporcionalmente a
la variación de intensidad, siguiendo la ecuación:
Para calcular el valor de la inductancia de una línea se debe aplicar la siguiente fórmula:
Figura 19. Caída de tensión en el conductor
58
[
(
)] [ ⁄ ]
De donde:
µ: permeabilidad, para el aluminio y el cobre, como es nuestro caso, su valor es la uni-
dad.
n: número de subconductores por fase, en nuestro caso tan sólo hay un conductor por
fase.
DMG: distancia media geométrica entre fases (m). Para un circuito es:
√ )
√√ √
Re: radio equivalente (m). Para el caso de un solo subconductor por fase, se utiliza el
valor del radio del propio conductor.
Se concluye por tanto, que la inductancia de un conductor depende de la geometría de
los circuitos y cuanto mayor sea, mayor será su caída de tensión. La forma de representar
Figura 20. Dimensiones apoyo
59
esto es mediante una reactancia jX (Ω) por la que al pasar corriente provocará la caída de
tensión correspondiente. Dicha reactancia se calculará como la inductancia por la frecuencia
angular del circuito. El resultado de las reactancias resultantes en los seis conductores se
muestra en la tabla 14.
jX [Ω/km]
Drake 0,39226754
Condor 0,39312084
Crane 0,39014058
Canary 0,38926278
Cardinal 0,3874605
Curlew 0,40872271
Tabla 14. Reactancia conductores
5.3 Capacidad
Los conductores de una línea, al encontrarse a distintos potenciales entre sí y de tierra
funcionan como un condensador que genera y acumula reactiva, en el cual se origina una
corriente al cargar y descargar dicho condensador.
Para el cálculo de capacidad de una línea se utiliza la fórmula :
( )
La forma de representar las derivaciones de corriente que se producen por la capacidad
de una línea es mediante una admitancia jB (s) que es igual a la capacidad por la frecuencia
angular del sistema. El resultado para los distintos conductores está recogido en la tabla 15.
60
C [s/km]
Drake 2,91769E-06
Condor 2,91109E-06
Crane 2,93426E-06
Canary 2,94116E-06
Cardinal 2,95542E-06
Curlew 2,79553E-06
Tabla 15. Admitancia conductores
No obstante, el efecto de la capacidad en líneas cortas, de menos de 80 km, es muy pe-
queño, por lo que es totalmente despreciable. En este caso, que se trata de una línea de 12
km, no se considerará la capacidad.
Una vez conocidos los parámetros obtenidos con los distintos conductores disponibles,
puede escogerse en base a unos criterios cual puede ofrecer un mejor funcionamiento. Los
criterios son los siguientes:
1. Cuanto menor sea la resistencia, menores serán las perdidas, por tanto se conside-
rará positivamente aquellos que tengan una menor resistencia por longitud.
2. La inductancia provoca caídas de tensión que son negativas para el funcionamien-
to del sistema, también se dará preferencia a aquellos con menor reactancia.
3. Una mayor sección implica mayores costes. Por un lado significa necesitar una
mayor cantidad de material para un mayor diámetro, por el otro, esto aumentaría
el peso de los conductores y con ello los esfuerzos sobre los apoyos que necesita-
rían tener una mayor resistencia mecánica. Además, cómo se comentó previamen-
61
te, las mayores secciones dificultan la evacuación de calor y permiten una menor
densidad de corriente.
En el gráfico 8 se representan los valores tanto de la resistencia total de la línea como de
la reactancia de la misma para los distintos conductores:
Gráfico 8. Impedancia conductores
Como puede observarse, no existe una diferencia apreciable entre los diferentes conduc-
tores. Esto se debe a que al ser una línea muy corta, no se da pie a que se produzcan grandes
pérdidas.
Se utilizará finalmente el conductor tipo Canary que ofreciendo unos valores de impe-
dancia bajos, su sección se encuentra aproximadamente en la media de las secciones de los
seis conductores.
Para concluir, la impedancia de la línea que unirá la central solar con la red, por medio
de la subestación de Don Rodrigo, será:
0
1
2
3
4
5
6
Cardinal Canary Crane Drake Condor Curlew
Oh
mio
s
Conductores
R
X
62
Para el cable de guarda se utiliza un cable opgw 48 con fibra óptica cuyo radio es de
9mm y su resistencia de 0,24 [Ω/km].
Por tanto, realizando un Thevenin en el lado de generación que incluye generación y
transformador de tensión de generación a tensión de transporte, y otro Thevenin en el lado de
la red, la línea será como se muestra en la figura 21.
5.4. Impedancias secuenciales
Para poder realizar el estudio de cortocircuitos y conocer la respuesta de la línea es ne-
cesario calcular las secuencias directa, inversa y homopolar de la línea. Para ello, lo primero
es calcular las impedancias de los conductores utilizando las ecuaciones de Carson que son
las que se muestran a continuación.
(
) [ ⁄ ]
(
) [ ⁄ ]
Figura 21. Esquema unifilar línea
63
De donde:
es la impedancia propia de cada fase
es la inductancia creada en la fase i por la fase j
es la resistencia propia de cada conductor [
representa la resistencia de un supuesto conductor por tierra y se calcula:
es la permeabilidad magnética del vacío
√
es la distancia entre el conductor i y el supuesto conductor
de tierra [m]
es la resistividad del terreno cuyo valor es 100 [
es el radio medio geométrico de cada conductor, al tratarse de un único
conductor por fase es el radio del propio conductor [m]
es la distancia entre los conductores i, j [m]
Para la línea, trifásica con un solo conductor de guarda la Ley de Ohm se presenta:
[
] [
] [
[ ]]
Donde:
[
]; [
];
64
[
]; ;
[ ]; [
];
Utilizando las ecuaciones de Carson se obtiene la matriz de impedancia de línea [Ω/km]:
[
]
Para obtener la matriz de impedancia de fase por unidad de longitud [ , sin los ca-
bles de guardia, se aplica la reducción de Kron:
[
]
Para que no existan desequilibrios en las inductancias de las tres fases, se realiza una
transposición tal que las 3 fases ocupan las tres posibles posiciones durante la misma longi-
tud, como se muestra en la figura 22.
65
El siguiente paso por tanto, es calcular el valor de la impedancia equivalente con la línea
traspuesta, que sería un tercio de la suma de las tres matrices que corresponden a las tres
situaciones existentes, resultando:
[ ] [
]
Finalmente, para obtener el valor de las impedancias en las secuencias homopolar, direc-
ta e inversa se utiliza el método de las componentes simétricas:
[ ]
Siendo [
] y
El resultado final para la línea es:
[
] [Ω/km]
Figura 22.Transposición de fases
66
En conclusión, el resultado de las impedancias secuenciales en la línea, es:
La representación de las tres secuencias de la línea será la que se muestra en la figura
23.
5.5. Elección de los transformadores de protección
Debido a los altos niveles de tensión e intensidad de la línea, los dispositivos de protec-
ción y medida se deben conectar mediante unos transformadores que disminuyan el valor de
dichas magnitudes. Mediante los transformadores se adecua el valor de las magnitudes a
Figura 23. Impedancias secuenciales
𝑍 𝑑𝑖𝑟𝑒𝑐𝑡𝑎) 𝑖 𝛺
𝑍 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎) 𝑖 𝛺
𝑍 𝑜𝑚𝑜𝑝𝑜𝑙𝑎𝑟) 𝑖 𝛺
67
niveles apropiados para los aparatos de medida y protección, además de aumentar la seguri-
dad de las personas.
5.5.1 Transformadores de corriente
Los transformadores de intensidad deben de soportar, manteniendo su precisión, un 20%
más que la máxima corriente admisible de sobrecarga, que la fija el cable instalado. En este
caso, el conductor de la línea es capaz de soportar 869,83 A, por tanto:
Luego, la relación de transformación necesaria será de 1250/5 [A]. Pero el transforma-
dor también debe de ser capaz de mantener su precisión ante cortocircuitos, por lo que se
emplea un transformador 5P30, lo cual quiere decir que es de clase 5 (con un error de rela-
ción de ±1%) y es capaz de soportar 30 veces su intensidad nominal manteniendo su preci-
sión. Para que sea capaz de soportar cortocircuitos se emplearán transformadores con una
potencia de precisión de 75 VA.
Trafo. Intensidad
Relación 1250/5 [A]
Clase 5P30
Potencia 75 [VA]
Tabla 16. Trafos intensidad
5.5.2. Transformadores de tensión
En el caso de los transformadores de tensión servirán para reducir la tensión de la línea
al nivel de la tensión nominal de los relés que es de 110V. Con respecto a la potencia y clase
68
de precisión se emplearán los mismos que en los transformadores de intensidad, quedando
las características de los transformadores las recogidas en la tabla 17.
Trafo. Tensión
Relación
⁄
⁄
Clase 3P
Potencia 75 [VA]
Tabla 17. Trafos de tensión
69
6. Estudio de faltas
Existen diversos tipos de faltas que pueden producirse en una línea. Debido a estos de-
fectos en las líneas se producen cortocircuitos que a su vez provocan sobreintensidades, cau-
santes de averías en la aparamenta de las subestaciones, en el generador y en la propia línea.
Para proteger todos los elementos de una línea frente a los efectos de las faltas, es preci-
so conocer primeramente el comportamiento de la línea frente a un defecto y la magnitud de
sus efectos. Es por ello que se realiza el estudio de faltas simulando diferentes faltas en dis-
tintas posiciones.
Existen diferentes tipos de faltas que pueden darse en una línea, que son los que se pre-
sentan a continuación:
Falta Trifásica: se produce cuando entran en contacto las tres fases.
Falta Fase-Tierra: consiste en el contacto de una de las fases de la línea con la
tierra.
Falta Fase-Fase: se da en caso de que dos fases distintas entren en contacto.
Falta Fase-Fase-Tierra: consiste en el contacto entre dos fases diferentes y a su
vez con tierra.
En este proyecto se estudiarán tan sólo dos de estas faltas. La trifásica es la menos pro-
bable pero también generalmente es aquella que provoca una mayor corriente de cortocircui-
to, por tanto las protecciones deben de estar preparadas para este tipo de falta. La falta fase-
70
tierra es la más común, siendo de este tipo un 80% de las faltas aproximadamente, por tanto
también deberá considerarse.
Para calcular las corrientes de falta se utiliza el programa adjunto en el Anexo A. Me-
diante dicho programa se pueden calcular las corrientes y tensiones que aparecerían con am-
bos defectos introduciendo previamente el valor de los parámetros de los Thevenin a ambos
lados de la línea y el punto donde se produce la falta. Es decir, introduciendo el valor de la
tensión e impedancia de Thevenin tanto en generación como en la conexión con la red es
posible conocer las corrientes y tensiones en caso de falta para la línea en estudio. Esto per-
mite una mayor libertad a la hora de elegir generador y transformador de elevación, además
de ofrecer la posibilidad de estudiar los defectos en un mayor rango de situaciones posibles
por variación de la red (y por tanto de su Thevenin equivalente) y por distancia a la que se
produce el cortocircuito.
6.1 Falta trifásica
Como ya se comentó previamente, la falta trifásica provoca la mayor corriente de corto-
circuito. En este estudio se realizarán dos faltas trifásicas en la línea A-B para comprobar
posteriormente el correcto funcionamiento de las protecciones. Primero se realiza una falta al
80 % de la línea y se miden la tensión y corriente de falta que medirá el relé situado en el
nudo A, después la falta será al 20% de la línea comprobando la tensión y corriente de falta
que medirá el relé situado en el nudo B. En la figura 24 se representa una falta trifásica en la
línea.
71
Falta trifásica al 80% de la línea (distancia de 9,6 km de A)
(Intensidad eficaz que circula por las 3 fases)
Con estos datos puede calcularse la impedancia medida mediante la ecuación:
⁄
)
Falta trifásica al 20% de la línea (distancia de 2,4 km de A)
(Intensidad eficaz que circula por las 3 fases)
(Tensión de la línea en nudo B)
La impedancia medida será:
⁄
)
Figura 24. Falta trifásica
72
6.2 Falta fase-tierra
En el caso de falta fase-tierra el estudio se hace mediante las secuencias directa, inversa
y homopolar suponiendo un cortocircuito entre las tres secuencias en el punto donde se pro-
duzca la falta, tal y como muestra la figura 25.
Para faltas fase-tierra será necesario hacer dos estudios de cortocircuitos más para poder
ajustar los parámetros de protección de comparación direccional presentada en el apartado
8.3. Los cortocircuitos fase tierra que se comprobarán serán por tanto:
Al 80% de la línea para conocer la tensión y corriente e falta medidas por el relé
situado en A y conocer la impedancia que calculará.
Al 20% de la línea para conocer la tensión y corriente e falta medidas por el relé
situado en B y conocer la impedancia que calculará.
En el nudo A para conocer la corriente de neutro que medirá el relé en B.
En el nudo B para conocer la corriente de neutro que medirá el relé en A.
73
Falta fase-tierra al 80% de la línea (distancia de 9,6 km de A)
(Intensidad que circula por la fase en falta)
(Intensidad por secuencia homopolar)
(Tensión nudo A de la fase en falta)
Conocidos estos valores, la impedancia medida se puede calcular de la si-
guiente forma:
)
K0 es el factor de compensación homopolar, calculado como:
Figura 25. Falta fase-tierra
74
Falta fase-tierra al 20% de la línea (distancia de 2,4 km de A)
(Intensidad que circula por la fase en falta)
(Intensidad por secuencia homopolar)
(Tensión nudo B de la fase en falta)
La impedancia medida por el relé del nudo B será:
)
Falta fase-tierra en el nudo B vista por el relé situado en el nudo A
(Intensidad que circula por la fase en falta)
(Intensidad por secuencia homopolar)
(Tensión nudo B de la fase en falta)
Falta fase-tierra en el nudo A vista por el relé situado en el nudo B
(Intensidad que circula por la fase en falta)
(Intensidad por secuencia homopolar)
(Tensión nudo B de la fase en falta)
75
7. Protecciones de lí nea
Con el objetivo de garantizar el transporte de energía, ante una falta en una línea las pro-
tecciones deben asegurar:
Disparo rápido: para que permanezca la falta el menor tiempo posible.
Disparo selectivo: de tal forma que solamente se aísle únicamente la zona donde se
haya producido el defecto y el resto del sistema pueda continuar funcionando.
Disparo monofásico siempre que sea posible.
En el caso de las líneas de transporte las protecciones que se utilizan generalmente son las
que se muestran en la figura 26.
Se emplean dos grupos de protecciones, una primaria que se encarga de detectar un de-
fecto y otra de respaldo o secundaria que realiza las mismas funciones de protección pero
Figura 26. Protecciones línea de transporte
76
con un modelo de relé diferente, siendo su función asegurar la apertura en caso de falta. Las
protecciones que se presentan en la figura 26 en código ANSI son las siguientes:
87L: protección diferencial de línea.
21: protección de distancia.
67N: protección comparación direccional.
25: comprobación de para cierre de interruptor.
Los relés de ambos extremos de la línea están conectados mediante un canal de comuni-
cación para enviar señales de actuación o bloqueo entre ellos y conocer así que deben de
hacer.
Debe observarse también en la figura que los relés están conectados a la línea mediante
los transformadores de tensión e intensidad presentados en el capítulo 7 con el fin de llevar
los valores de medida a unos niveles más apropiados para su medición.
7.1. Protección diferencial de línea
Para la protección diferencial de línea se instalan dos relés en los dos extremos de la lí-
nea y se comunican mediante un sistema de fibra óptica que permite el envío de valores de
módulo y ángulo. Ambos relés se encargan de medir la intensidad (en módulo y ángulo),
enviar los valores medidos al relé del otro extremo y comparar su magnitud con la recibida
del otro relé.
En definitiva, estos relés se ajustan por diferencia de corriente entre los extremos que
tiene que ser mínima. En caso de haber una falta interna, se aportará intensidad a la falta
77
desde ambos extremos por lo que, al tener sentidos opuestos ambas intensidades, la diferen-
cia será considerable y el relé actuará al detectarla. En cambio, ante faltas externas, pese a
que exista una importante corriente, será prácticamente la misma corriente la que circule por
toda la línea por lo que no existirá diferencia y el relé no actuará.
El esquema de conexión de una protección diferencial en una línea entre dos nudos se
muestra en la figura 27. Aplicando la imagen al caso de estudio, el nudo A sería la subesta-
ción a la salida de la central para elevar la tensión de niveles de generación hasta niveles de
trasporte, 220 kV.
Para conocer cuándo debe actuar la protección diferencial, utiliza una curva característica
que compara:
IFRENADO: mide el nivel de carga de la línea. Puede calcularse de diversas maneras,
como la media de las intensidades medidas, la máxima, la suma, etc.
IDIFERENCIAL: es la diferencia entre las dos intensidades medidas.
Surge un problema en la protección diferencial que es la posible actuación frente a faltas
externas frente a la saturación de uno de los transformadores de intensidad. En caso de satu-
Figura 27. Función protección diferencial
78
rar un TI, la corriente diferencial medida podría ser superior al límite a partir del cual actúa
la protección, provocando la actuación intempestiva.
Para evitar dicho problema, se incluye una pendiente de frenado que vuelve a la protec-
ción insensible con intensidades de frenado altas. Ante falta seguiría funcionando correcta-
mente dado que la intensidad diferencial que aparece es muy alta.
En la figura 28 se presenta la curva característica de un relé diferencial con dos pendien-
tes de frenado distintas.
7.2. Protección de distancia
Este tipo de relé toma el valor de la intensidad y tensión de la línea y mediante la Ley de
Ohm calcula la impedancia de la línea en ese momento. En funcionamiento normal, la impe-
dancia que se medirá será la propia de la línea más la de la carga. Mientras que ante una fal-
ta, la impedancia será tan sólo la de la línea hasta el punto en que se produce la falta más la
impedancia de falta en caso de existir, que normalmente será una resistencia.
Figura 28. Curva característica relé diferencial
79
Funcionamiento normal Funcionamiento en falta
Tabla 18. Impedancia medida por el relé
Esta reducción en el valor de la impedancia se debe a que en caso de producirse un corto-
circuito la intensidad de la línea sube mucho y la tensión tiende a reducirse, dado que la im-
pedancia es tensión entre intensidad, esta disminuye notablemente su módulo.
Por tanto, deberá ajustarse un umbral de disparo mínimo de tal forma que si la impedan-
cia medida por el relé es superior a dicho umbral no actuará, en cambio, si la impedancia es
menor considerará que la línea se encuentra en falta y actuará.
Para fijar el alcance de la protección, esto es, la impedancia mínima que debe medir para
no actuar, se utiliza el valor de la impedancia de la línea en sí, ya que en condiciones norma-
les siempre existirá al menos ese valor de impedancia.
Figura 29. Alcance protección distancia
80
El ajuste del alcance del relé será una magnitud vectorial, es decir, con módulo y ángulo.
Luego, la zona de actuación se define según una curva característica en el plano R-X. Las
curvas que utiliza el relé que se empleará para esta protección serán:
Característica MHO: el alcance corresponde al diámetro de la zona de actuación
cuyo valor es la impedancia de la línea y está orientado según el ángulo de la lí-
nea. Tan sólo detecta faltas en una dirección.
Característica cuadrangular: amplía el alcance para posibles faltas resistivas.
Sin embargo, debido a posibles transitorios de corriente en la línea o a errores en los
transformadores de medida, existen dos posibles errores que son: error de sobrealcance, se
da cuando el relé actúa intempestivamente ante una falta externa a la línea, y error de subal-
cance, el relé no actúa ante una falta interna.
Figura 30. Característica MHO
Figura 31. Característica rectangular
81
Para solventar estos inconvenientes se diseña un sistema de protecciones según el cual el
alcance del relé no es exactamente la impedancia de la línea. En este caso se emplea un sis-
tema en subalcance permisivo.
Según el subalcance permisivo se definen diferentes zonas de actuación en la protec-
ción:
Una primera zona que protege tan sólo el 80% de la
línea.
Segunda zona que sobrepasa la línea
Otra posible zona de alcance superior a la segunda
El funcionamiento de acuerdo con la figura 33 es el siguiente:
Se sitúan dos relés en ambos extremos de la línea y se comunican entre ellos. En caso de
una falta en la línea aquel relé que detecte la falta en primera zona actuará instantáneamente
y enviará una señal de arranque al relé del otro extremo. Si un relé no detecta la falta en pri-
mera zona actuará instantáneamente si recibe aviso de arranque del otro relé y se cumplen
unas condiciones de permiso que pueden ser el arranque de la 2ª zona o mínima tensión y
sobreintensidad. La segunda zona se encarga de detectar faltas más allá de la línea y actuar
Figura 33. Protección distancia subalcance permisivo
Figura 32. Zonas de alcance
82
como respaldo de las protecciones de aquellos elementos que se encuentren, por ello tienen
un tiempo de actuación de 400 ms para dar tiempo a las protecciones principales a actuar.
7.3. Protección de comparación direccional
Los relés direccionales se componen de don unidades, una de sobreintensidad que se en-
carga de vigilar la intensidad de las fases y el neutro y otra unidad direccional que utiliza
como magnitud principal la intensidad y como magnitud de polarización la tensión. La uni-
dad direccional compara el ángulo de intensidad y tensión y separa en dos semiplanos, uno
de actuación y otro de bloqueo.
La línea que separa ambos semiplanos es la perpendicular a la línea de máximo par
(LMP), cuyo ángulo está fijado por el ángulo de la impedancia de la línea. Cuando se produ-
ce una falta delante del relé, la intensidad se encontrará en el semiplano de actuación, si se
produce detrás del relé estará en la zona de bloqueo.
La figura 34 representa la característica de la pro-
tección de comparación direccional de una línea. En ella
pueden apreciarse los dos semiplanos, el de actuación y
el de bloqueo, y como ambos están separados por la
recta perpendicular al la línea de máximo par.
En el caso de una línea de transporte se emplean re-
lés de protección direccional homopolar con una direc-
cional hacia delante que se encarga de detectar faltas
internas y enviar una señal de permiso al otro relé y una direccional hacia atrás que detecta
Figura 34. Zonas de actuación y bloqueo comparación direccional
83
faltas externas y envía una señal de bloqueo al otro relé. Los relés de protección direccional
homopolar se encargan de medir la intensidad por el neutro, que deberá ser mínima, y utili-
zan como magnitud de polarización la tensión en el neutro.
La función de la protección direccional de neutro es de respaldo de la protección de dis-
tancia.
El esquema de protecciones es el de la figura 35.
Figura 35. Función de protección comparación direccional
84
8. Ajuste de rele s
Con el objetivo de proteger la línea de evacuación de la central termosolar, se deben im-
plementar las funciones previamente explicadas por medio de dos relés que serán adaptados
a las condiciones de dicha línea. Los relés que se emplearán serán: para la protección princi-
pal se utilizará el relé P545 de Schneider y para la protección secundaria el relé SEL-321 de
Schweitzer.
La figura 36 representa el esquema de protecciones de la línea con las funciones de cada
relé:
8.1. Protección principal
Como protección principal de la línea se utiliza la función diferencial del relé P545, que
deberá ajustarse a los parámetros de la propia línea y a las condiciones que se consideren
apropiadas.
Figura 36. Transposición fases
85
Inicialmente hay que introducir dentro del menú “settings” los parámetros de la línea
que son la longitud de la línea, su impedancia (en módulo y ángulo), la secuencia de fases y
el modo de disparo. En este último parámetro se selecciona que tipo de disparos se permiten
en el relé, pudiendo ser sólo tripolar en cuyo caso dispara las 3 fases ante cualquier falta, o
monopolar y tripolar, permitiendo el disparo de una sola fase ante una falta fase-tierra. Estos
ajustes son utilizados por el localizador de faltas para realizar su función.
Lo siguiente por ajustar en el relé P545 son los parámetros de la protección diferencial.
Mediante estos parámetros se define una curva característica del relé como la mostrada en la
figura 37 (donde la Ifrenado es denominada Ibias), siendo los parámetros los que se explican a
continuación.
Figura 37. Caracerística diferencial
86
Ajustes:
Is1: es la sensibilidad del relé que define la intensidad mínima de arranque del relé.
Is2: define la intensidad mínima a partir de la cual varía la pendiente de la curva para
proteger el relé de actuaciones intempestivas como se explicó en el capítulo 8.
k1: índica la pendiente de la característica en el primer tramo.
K2: índica la pendiente de la característica en el segundo tramo.
Por tanto, la lógica de actuación del relé será la que se presenta a continuación:
1. Si |Ibias| < Ιs2 |Ιdiff| > k1.| Ιbias| + Ιs1
2. Si |Ibias| >Ιs2 |Ιdiff| > k2.| Ιbias| - (k2 - k1). Ιs2 + Ιs1
En el catálogo del relé P545, se recomienda fuertemente fijar los tres de los ajustes de la
característica a los valores que se muestran a continuación y el restante ajustarlo en función
de las condiciones de la línea, para asegurar así su correcto funcionamiento:
Ιs2 = 2.0 pu;
k1 = 30%;
k2 = 150%;
Al ser la intensidad nominal de la línea 132 A1º, es decir 0.528 A2º, el valor de la Is2 será
1.056 A2º. La sensibilidad debe ser ajustada como 2,5 veces el valor de la intensidad perdida
como consecuencia de la capacidad de la línea, siendo esta:
87
Que pasándolo al secundario quedará una intensidad de 0,0015 A2º. Por tanto, para configurar la
sensibilidad del diferencial, deberá ajustarse el parámetro Is1 con un valor de 0,00375 A2º.
8.2. Protección secundaria
Como se ha comentado previamente, al relé SEL-321 se le asignan las funciones de pro-
tección de distancia 21 y de comparación direccional 67N. Dichas funciones se instalan en el
relé a través de las ecuaciones de control de “SELogic” que basan su funcionamiento en el
álgebra de Boole y por medio de funciones AND, OR y comparadores implementan las fun-
ciones. Conocidas las ecuaciones, hay que ajustar ciertos parámetros para que el relé actúe
en unas determinadas condiciones que se configurarán por medio de las ecuaciones y los
parámetros.
A continuación se explicará el funcionamiento del relé en ambas funciones y se ajusta-
rán los parámetros necesarios para su aplicación en la línea. Todos los ajustes realizados para
el funcionamiento del relé SEL-321 se encuentran recogidos en el Anexo B en la data sheet
del relé que debe ser cumplimentada.
8.2.1. Protección de distancia (21)
El relé dispone de tres tipos diferentes de características para detectar faltas, todas ellas
tienen cuatro zonas independientes entre ellas y que pueden configurarse en dos direcciones,
es decir, hacia delante y hacia atrás:
MHO de fase: sirve para detectar faltas entre fases y trifásicas.
MHO de tierra: detecta faltas a tierra.
88
Cuadrangular: detecta faltas a tierra compensando la resistencia de una falta a
tierra.
En el caso de los elementos de fase se
emplea una función tal que si se encuentra la
línea en condiciones de carga máxima se
bloquea el funcionamiento de la protección.
En caso de carga máxima aparece la señal
ZLOAD. La característica será por tanto
como se muestra en la figura 38.
Deberán configurarse las tres zonas de actuación del relé para su correcto funcionamien-
to en la línea. Para estos ajustes se utilizará el mismo criterio en las tres características utili-
zadas del relé (dos MHO y cuadrangular):
Primera zona (Z1): el alcance de esta zona será de un 80% de la línea, en térmi-
nos de la característica, esto quiere decir que el diámetro de
la característica debe tener el valor de un 80% de la impe-
dancia de la línea y estar orientado según el ángulo de la
línea.
Al realizar el estudio de cortocircuitos se comprobó tanto para faltas trifási-
cas como monofásicas cual era la impedancia medida por los relés si se producía
una falta a una distancia de ellos del 80% de la línea. La impedancia medida en
Figura 38. Esquema impedancias secuenciales
89
todos estos casos coincidía con la impedancia de primera zona, lo cual quiere de-
cir que en caso de producirse una falta en un tramo de longitud el 80% de distan-
cia de la línea (9,6km) desde la posición del relé, este lo vería dentro de su pri-
mera zona de actuación y actuaría instantáneamente. En caso de producirse la
falta en un tramo de menor longitud, la impedancia medida será menor y estará
también dentro de la zona de actuación, mientras que si la falta se produce más
allá de los 9,6 km el relé no actuará en primera zona ya que caerá el punto en su
zona de bloqueo.
En el caso de la característica cuadrangular hay que configurar la X y la R,
orientándose también con la inclinación del ángulo de la línea. La X será la mis-
ma que en las características MHO con la misma inclinación y el valor que se
utilizará para la R será de 3,5 veces el de la X:
Segunda zona (Z2): la segunda zona debe cubrir una distancia un 20% mayor
que la longitud de la linea. El criterio es por tanto una característica con una
alcance de valor 1,2 veces la impedancia de la línea, con el diametro orientado
también según el mismo ángulo de la linea. Para la caracteristica cuadrangular se
hará igual que en la primera zona, la X del mismo valor que las características
MHO y la R 3,5 veces superior:
Esta zona se ajusta con un tiempo de actuación de 400 ms.
90
Tercera zona (Z3): en este caso la distancia de alcance será un 50% superior a la
longitud de la línea. Luego, siguiendo el mismo procedimiento que en las
anteriores zonas, los parámetros a ajustar serán:
En el caso de estudio no será necesario ajustar la protección Blinder (denominada en la
data sheet del relé como “load encroachment”) ya que en el caso de máxima carga la impe-
dancia vista por el relé será muy superior al alcance de la tercera zona. Al ser una única línea
con un nudo inicial y uno final, sus condiciones de máxima carga serán las mismas que las
nominales.
La figura 39 representa la lógica de funcionamiento de la primera zona de la caracterís-
tica MHO de fase ante una falta fase-fase o trifásica, es decir, que condicionantes deben dar-
se para que el relé arranque.
91
Función
DIR1=F Indica si protege hacia delante (F) o hacia atrás (R),debe ajustarse
32QF Detección falta hacia delante
50PP (AB, BC, CA) Sobrecorrientes entre fases
21PP (AB, BC, CA) Impedancia entre fases menor de lo debido
ZLOAD La carga de la línea es mayor a un valor ajustado
21AB1 Impedancia menor entre fases A y B en zona 1
50AB1 Sobrecorriente entre fases A y B en zona 1
OSB1 Bloqueo de disparo para evitar oscilaciones de frecuencia
Figura 39. Falta trifásica
92
50Q1 Anula la OSB1 si existen sobreintensidades en secuencia inversa
ILOP Pérdida de potencial
FSP (A, B) Detección falta fase-tierra en A o B
SPOP (A,B) Hay una fase abierta, A o B
VPOLV Polarización de la tensión de secuencia positiva
MP1 Señal de salida que indica que existe alguna falta entre fases en pri-
mera zona y por tanto debe actuar el relé.
Tabla 19. Entradas y salidas lógica MHO de fases
Como puede observarse, para que la salida MP1 sea positiva, debe haberse detectado
una falta entre dos de las fases que es lo que significa la función OR al final del esquema. La
parte del esquema previa a ese OR corresponde a una falta entre las fases AB, por tanto esto
deberá repetirse para las fases B-C y C-A.
La parte correspondiente a falta entre fases A y B se separa a su vez en otras dos partes
que deben cumplirse a la vez para existir dicha falta:
La parte superior indica que se ha detectado una falta hacia delante, bien median-
te el permisivo 32QF, bien porque se cumplen una serie de condiciones, que son:
existen corrientes entre todas las fases, la impedancia entre todas las fases es
menor de lo esperado y la línea no se encuentra en situación de carga máxima.
En la parte inferior se dan otras condiciones que deben cumplirse para que deba
actuar el relé, entre ellas se encuentran lógicamente las condiciones de corriente
93
por encima de lo ajustado entre las fases A y B y una impedancia también menor
a la ajustada. A parte existen otros permisivos que implican el normal funciona-
miento de la línea, como que no hay ninguna fase abierta, existe polarización de
la tensión o que no hay faltas a tierra en las fases A y B.
En el caso de las otras zonas se le debe añadir a la salida un retardo de tiempo para que
no actúen instantáneamente. El tiempo de retraso se ajustará por medio del parámetro ZNPD,
donde N es la zona de ajuste.
La lógica de detección de falta a tierra en primera zona es más sencillo como se refleja
en el esquema de la figura 41.
Figura 40. Falta fase-tierra
Figura 41. Protecciones línea de transporte
94
Función
DIR1=F Indica si protege hacia delante (F) o hacia atrás (R),debe ajustarse
32QF Detección falta hacia delante
50PP (AB, BC, CA) Sobrecorrientes entre fases
21PP (AB, BC, CA) Impedancia entre fases menor de lo debido
SPO, SPOA Existe una fase abierta
FSA Detección falta fase-tierra en fase A
21AG1 Corriente entre fase A y tierra mayor que el ajuste
50AL1 Existe una intensidad mayor al ajuste por la fase A
50G1 Corriente homopolar mayor al ajuste
ILOP Pérdida de potencial
32QF Detección de una falta hacia delante
PARA Bloquea la protección de distancia de la fase A
VPOLV Polarización de la tensión de secuencia positiva
3PO 3 fases abiertas
DIR1=F Indica si protege hacia delante (F) o hacia atrás (R),debe ajustarse
XPG1 Dentro de primera zona de actuación de la característica cuadrangular
MPG1 Dentro de la primera zona de actuación de la característica MHO de
tierra
95
Z1G Detección de falta a tierra en primera zona
Tabla 20. Salidas y entradas lógica MHO de tierrra
El relé detectará una falta a tierra en primera zona, y por tanto arrancará, en caso de que
detecte que la impedancia medida cae dentro de las características MHO de tierra y las cua-
drangulares de cualquiera de las fases. Las condiciones para estar en zona de actuación de la
primera zona de la característica MHO a tierra son (en el caso de la fase A, aunque será igual
en las tres fases):
Se detecta una falta fase-tierra o existe una fase abierta, que en ningún caso debe
ser la fase A.
Existe una intensidad superior al ajuste tanto en el neutro como en la fase A.
Se detecta una falta hacia delante.
No existe pérdida de potencial, y no está activado el bloqueo de la protección de
la fase A.
Existe tensión de polarización
Al igual que en el caso de la MHO de fase, en las demás fases se podrá ajustar un retar-
do por medio del parámetro ZNGD.
Para el caso de la primera zona de la característica cuadrangular la lógica es la represen-
tada en la figura 42. Es muy similar a la característica MHO de tierra pero en este caso com-
para resistencia e impedancia con los parámetros ajustados.
96
8.2.2. Protección de comparación direccional (67N)
La protección de comparación direccional se encarga de vigilar únicamente faltas a tie-
rra hacia delante y en caso de detectarlas su actuación provoca un disparo trifásico.
Se ajustará la unidad temporizada por medio de una curva IEC que deberá adaptarse al
funcionamiento de los relés. Primero hay que fijar el valor de corriente a partir del cual el
relé arranca, esta se fijará como un 20% de la intensidad máxima admitida por el conductor:
Esta corriente de arranque se utilizará para los relés situados en ambos extremos de la
línea, lo siguiente es ajustar la curva de tal forma que actúen en un tiempo de 400 ms cuando
se mida una corriente de neutro igual a la que existe ante una falta de una fase a tierra en el
lado contrario.
Figura 42. Protección diferencial de línea
97
Relé en subestación de la planta termosolar (nudo A):
Como resultado del estudio de cortocircuitos se obtuvo que en caso de existir una
falta a tierra de una fase en el nudo B, la intensidad de neutro que mide el relé posi-
cionado en A es:
Este valor de corriente es equivalente a 4,43 veces la corriente de arranque. Sa-
biendo que ante esta corriente el relé debe actuar en 400 ms y que la característica
será una curva IEC-C2, esto es, curva muy inversa, por medio de su ecuación debe
de calcularse el dial apropiado para que se cumpla el funcionamiento requerido.
[
] [
]
t: tiempo de actuación en segundos.
TD: ajuste de dial.
M: múltiplos de la corriente de arranque.
En conclusión, el relé en A deberá ajustarse con una corriente de arranque de
0,696 A, con una curva IEC muy inversa y dial 0,1. En el Anexo C se encuentra la
curva del relé con el punto que se ha utilizado para el ajuste señalizado.
Relé en subestación Don Rodrigo de conexión a la red (nudo B):
En el caso de una falta fase-tierra en el nudo A, la corriente de neutro medida por
el relé situado en B resultaba:
Dicha intensidad es 32,82 veces la intensidad de arranque del relé. Utilizando de
nuevo la ecuación X correspondiente a la curva IEC muy inversa se obtiene un dial
98
necesario de 0,9. La curva IEC junto con el punto de configuración señalizado se
encuentra en el Anexo C.
El relé de comparación direccional en el nudo B se encontrará configurado con
una intensidad de arranque de 0’696 A y una curva IEC muy inversa con dial 0,9.
La lógica empleada por el relé para comprobar una sobreintensidad por el neutro en caso
de falta fase tierra es la presentada en la figura 43.
En este caso, se comprueba que existan faltas a tierra en alguna de las fases , la direc-
cionalidad de las protecciones y que la intensidad residual sea mayor que la intensidad de
arranque fijada en el ajuste de la protección, controlando en función de cuantas veces supe-
rior sea el tiempo que debe de tardar el relé en actuar.
Figura 43. Curva característica diferencial
99
8.2.3. Actuación relé SEL-321
Como conclusión, por medio de las comprobaciones lógicas anteriormente expuestas en
las distintas funciones y características, se obtienen las salidas recogidas en la tabla 21 que
indican si se ha producido alguna falta y qué tipo de falta es.
En función de donde se haya producido la falta y qué tipo de falta sea, se decide cuáles
serán las fases que deban abrirse. El esquema final de disparo es el mostrado en la figura 44.
Figura 44. Alcance protección de distancia
Figura 45. Característica MHO
100
9. Conclusiones
El presente proyecto puede dividirse en dos partes claramente diferenciadas entre ellas.
En una primera parte se estudia la forma más eficiente de obtener energía con tecnología
termosolar.
En la segunda parte se realiza, en el supuesto de construir dicha central en la localiza-
ción que se recomienda, el diseño de la línea de evacuación hacia la red de transporte y el
ajuste y coordinación de las protecciones necesarias para su correcto funcionamiento.
9.1 Central termosolar
Con el fin de aumentar la productividad de la central se proponen las siguientes reco-
mendaciones:
La mejor localización para la central sería al Sur de la ciudad de Sevilla, cerca de
la localidad Dos Hermanas. Esto se debe al alto nivel de radiación solar de la zo-
na y número de horas de sol al año, la presencia de infraestructuras, el acceso a
fuentes de agua y al sistema eléctrico, y la no existencia de zonas protegidas que
limiten su instalación o encarezcan el trazado de la línea de evacuación. La co-
nexión a la red de transporte sería a través de la subestación Don Rodrigo me-
diante una línea de, aproximadamente, 12 km de longitud.
Pese a que existe una mayor experiencia en la tecnología de colectores cilindro-
parabólicos, se recomienda la utilización de la tecnología de captación de torre
101
central, dado que, además de ofrecer una mayor eficiencia pico de funcionamien-
to, gracias a que permite el funcionamiento a mayores temperaturas, requiere una
menor cantidad de agua para la refrigeración y reduce los costes de inversión,
permitiendo utilizar el mismo fluido para recorrer el ciclo Rankine y para el ca-
lentamiento ahorrando en intercambiadores de calor.
Finalmente, la instalación de un sistema de almacenamiento y su capacidad de-
penderá del múltiplo solar siguiendo el gráfico 7. Se recomienda la instalación
del mayor múltiplo solar posible para poder operar el mayor número de horas al
día, pero considerando el aumento en costes que esto supone. En caso de resultar
beneficiosa la instalación de almacenamiento, acorde con el múltiplo solar elegi-
do, se recomienda el almacenamiento por energía térmica mediante dos depósi-
tos utilizando directamente el fluido almacenado para el ciclo Rankine tal y co-
mo está instalado en la central Gemasolar de Sevilla.
9.2 Línea de evacuación
Las características de la línea de evacuación son las siguientes:
Potencia de la línea: 50 MVA
Tensión de la línea: 220 kV
Frecuencia: 50 Hz
Número de circuitos: 1
Longitud de la línea: 12 km
102
Para la construcción de esta línea se ha decidido utilizar los apoyos F41 de la serie Dra-
go de MADE para líneas de 220 kV y como conductor se emplea el conductor del tipo
ACSR, Canary.
Mediante las tres funciones de protección especificadas y ajustadas a lo largo del pro-
yecto, la línea quedaría correctamente protegida ya que ante una falta interna de la línea se
producirían las siguientes actuaciones:
1. La protección principal, la diferencial del relé P545 observaría una diferencia notable
entre las intensidades medidas en ambos extremos y actuaría instantáneamente despe-
jando la falta.
2. Como protección secundaria para asegurar la actuación, encontramos la protección de
distancia en primera zona que también actuaría, bien por detectar la falta en primera
zona o bien porque ha recibido del relé del otro extremo la señal de actuación y se
cumplen las condiciones de permiso.
3. Además existe un respaldo mediante las zonas segunda y tercera de la protección de
distancia y la protección de comparación direccional que actuarían con la temporiza-
ción ajustada.
En total se utilizarán un relé P545 y un relé SEL-321 en cada uno de los extremos de la línea
(A y B).
Por consiguiente, en caso de procederse a la instalación de la central sería conveniente
tener en cuenta todas las recomendaciones anteriores.
103
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[LINA09] José Ignacio Linares, “Aplicaciones de la termodinámica térmica”
[MART13] Oscar Martínez, “Apuntes de Protecciones eléctricas”, curso 2013
[RODR12] Pablo Rodríguez Herrerías, “Apuntes de líneas eléctricas”, curso 2012-2013.
[FERN12] Gerardo Fernández Magester, “Apuntes centrales y subestaciones”, curso
2012-2013.
[SCHN11] Schneider Electric, “MICOM P54X Technical Manual”, 2011
[SCHW01] Schweitzer Engineering Laboratories, “SEL-321 Instruction Manual”, 2001.
DOCUMENTO Nº2,
ANEXOS
1
ANEXO A
En este primer anexo se presentan dos programas que se han utilizado para calcular
las impedancias secuenciales de la línea primero y el segundo para realizar el estudio de
cortocircuitos.
%Calculo impedancias secuenciales
%Datos
R=0.078; %Resistencia corriente alterna [ohm/km]
r=0.01476; %Radio conductor [m]
R_opgw=0.24; %Resistencia cable de tierra [ohm/km]
r_opgw=0.009; %Radio cable de tierra [m]
f=50; %Frecuencia [Hz]
mu0=4*pi*10^(-4); %Permeabilidad [H/km]
long=12; %Longitud linea [km]
ro=100; %Resistividad tierra [ohm*m]
De=658.369*(ro/f)^(1/2) %Distancia equivalente conductor a tierra
rg=9.869*10^(-4)*f %Resistencia tierra [ohm/m]
%Distancias
d_rs=8.84;
d_rt=6.6;
d_rn=7.18;
d_st=8.84;
2
d_sn=10.07;
d_tn=13.16;
D=[0 d_rs d_rt d_rn;d_rs 0 d_st d_sn;d_rt d_st 0 d_tn;d_rn d_sn d_tn 0]
%Carson
for i=1:4
for k=1:4
if i==k && i<=3 && k<=3
z(i,k)=R+rg+j*(f*mu0*log(De/r));
else if i==k && i==4 && k==4
z(i,k)=R_opgw+rg+j*(f*mu0*log(De/r_opgw));
else
z(i,k)=rg+j*(f*mu0*log(De/D(i,k)));
end
end
end
end
%Matriz impedancia de fase (Kron)
Z_00=z(1:3,1:3);
Z_0n=z(1:3,4);
Z_n0=z(4,1:3);
Z_nn=z(4,4);
3
Z_abc=Z_00-(Z_0n*inv(Z_nn)*Z_n0)
%Impedancia equilibrada de linea
Zs=(Z_abc(1,1)+Z_abc(2,2)+Z_abc(3,3))/3;
Zp=(Z_abc(1,2)+Z_abc(1,3)+Z_abc(2,3))/3;
Z_equi=[Zs Zp Zp;Zp Zs Zp;Zp Zp Zs]
%Componentes homopolar, directa e inversa
a=-0.5+j*0.866;
b=a^2;
A=[1 1 1;1 b a;1 a b]
Z_012=inv(A)*Z_equi*A
Z012=Z_012*long
4
%Programa cálculo de faltas FT y trifásica
%Datos
disp('Eth_gen:') %Tensión Thevenin generador
Eth_gen=input('Eth_gen:');
disp('Zth_gen:') %Impedancia Thevenin generador + trafo
Zth_gen=input('Zth_gen:');
disp('Z0_gen:') %Impedancia homopolar generador
Zth_n=input('Z0_gen:');
Z_linea=0.94+j*4.67; %Impedancia línea en ohmios
Z1_linea=0.9381+j*4.7432; %Impedancia línea secuencia directa
Z2_linea=0.9381+j*4.7432; %Impedancia línea secuencia inversa
Z0_linea= 2.8585+j*11.6257; %IMpedancia línea secuencia homopolar
disp('L:') %Distancia falta desde el generador en km
L=input('L:');
disp('Eth_red:') %Tensión Thevenin conexión a la red
Eth_red=input('Eth_red:');
disp('Zth_red:')
Zth_red=input('Zth_red:'); %Impedancia Thevenin red
disp('Z0_red:') %Impedancia homopolar red
Zth_nr=input('Z0_red:');
a=-0.5+j*0.866;
b=a^2;
A=[1 1 1;1 b a;1 a b];
5
%Bases para unitarias
Sb=50*10^6;
Ub=220000;
Zb=Ub^2/Sb;
Ib=Sb/(sqrt(3)*Ub);
%Cambio a unitarias
Egen=Eth_gen/Ub;
Zgen=Zth_gen/Zb;
Z0g=Zth_n/Zb;
Z0r=Zth_nr/Zb;
Z_l=Z_linea/Zb;
Zl1=Z1_linea/Zb;
Zl2=Z2_linea/Zb;
Zl0=Z0_linea/Zb;
x=L/12; %Para conocer el porcentaje
Ered=Eth_red/Ub;
Zred=Zth_red/Zb;
%Falta Fase-Tierra
%Secuencia directa
Z1=(((Zgen+x*Zl1)*(Zred+(1-x)*Zl1))/(Zgen+Zred+Zl1));
E1=((Egen/(Zgen+x*Zl1))+(Ered/(Zred+(1-x)*Zl1)))/(1/Z1);
%Secuencia inversa
Z2=(((Zgen+x*Zl2)*(Zred+(1-x)*Zl2))/(Zgen+Zred+Zl2));
6
%Secuencia homopolar
Z0=(((x*Zl0+Z0g)*((1-x)*Zl0+Z0r))/(Z0r+Zl0+Z0g));
%Intensidades y tensiones de falta en A
If1=E1/(Z1+Z2+Z0); %Intensidad de falta
K0=(Z0_linea-Z1_linea)/(3*Z1_linea) %factor compensación homopolar
if1a=If1*((Zred+(1-x)*Zl1)/(Zgen+Zred+Zl1));
if2a=If1*((Zred+(1-x)*Zl2)/(Zgen+Zred+Zl2));
if0a=If1*(((1-x)*Zl0+Z0r)/(Z0r+Zl0+Z0g));
if012_a=[if0a;if1a;if2a];
If012_a=if012_a*Ib
Ifrst_a=A*If012_a %Intensidad por fases desde A
Uf1a=Egen-if1a*(Zgen);
Uf2a=-if2a*Zgen;
Uf0a=-if0a*Z0g;
Uf012_a=[Uf0a;Uf1a;Uf2a];
ufrst_a=A*Uf012_a;
Ufrst_a=ufrst_a*Ub/sqrt(3) %Tensión fases en nudo A
Zfinr_A=Ufrst_a(1)/(Ifrst_a(1)+3*K0*If012_a(1)) %Z medida desde el nudo A
%Intensidades y tensiones de falta en B
If1=E1/(Z1+Z2+Z0); %Intensidad de falta
K0=(Z0_linea-Z1_linea)/(3*Z1_linea) %factor compensación homopolar
if1b=If1*((Zgen+x*Zl1)/(Zgen+Zred+Zl1));
if2b=If1*((Zgen+x*Zl2)/(Zgen+Zred+Zl2));
if0b=If1*((x*Zl0+Z0g)/(Z0r+Zl0+Z0g));
if012_b=[if0b;if1b;if2b];
If012_b=if012_b*Ib
Ifrst_b=A*If012_b %Intensidad por fases desde B
7
Uf1b=Ered-if1b*(Zred);
Uf2b=-if2b*Zred;
Uf0b=-if0b*Z0r;
Uf012_b=[Uf0b;Uf1b;Uf2b];
ufrst_b=A*Uf012_b;
Ufrst_b=ufrst_b*Ub/sqrt(3) %Tensión fases en nudo B
Zfinr_B=Ufrst_b(1)/(Ifrst_b(1)+3*K0*If012_b(1)) %Z medida desde el nudo B
%Falta trifásica
%vista desde A
Z_trifa=(Zgen+x*Z_l)
If_pu_a=Egen/Z_trifa;
ufa=Egen-If_pu_a*Zgen;
Ufa=ufa*Ub
Ifa=If_pu_a*Ib
%vista desde B
Z_trifb=(Zred+(1-x)*Z_l)
If_pu_b=Ered/Z_trifb;
ufb=Ered-If_pu_b*Zred;
Uf_b=ufb*Ub
If_b=If_pu_b*Ib
8
ANEXO B
En este anexo se incluye la hoja de datos del relé SEL-321 que se posicionará en el
lado de la línea donde se encuentra la subestación de la central termosolar. La hoja de
datos del relé SEL-321 situado en el extremo opuesto de la línea será idéntica con la
única diferencia del identificador TRMID que sería BUS B y el dial que en lugar de 0.1
sería 0.9.
SETTINGS SHEET
FOR THE SEL-321/321-1 RELAY (5 A NOMINAL RELAY)
Line Terminal Settings
Relay Identifier: (17 Characters) RELID = SEL-321 PUTT Terminal Identifier: (39 Characters) TRMID = BUS A ‘Positive-Seq. Line Impedance Magnitude: (0.05 - 255 sec.) Z1MAG = 0.6 Positive-Seq. Line Impedance Angle: (5- 90) Z1ANG = 78.81 Zero-Seq. Line Impedance Magnitude: (0.05 - 255 sec.) Z0MAG = 1.49 Zero-Seq. Line Impedance Angle: (5- 90) Z0ANG = 76.18 Fault Location Enable: (Y, R, N) LOCAT = Y Line Length: (0.1 - 999 unitless) LL = 12.00 Current Transformer Ratio: (1 - 6000) CTR = 250 Potential Transformer Ratio: (1 - 10000) PTR = 2000 Enable Zones of Distance Settings
Number Distance Zones: Mho Phase: (N, 1, 2, 3, 4) PMHOZ = 3 Mho Ground: (N, 1, 2, 3, 4) GMHOZ = 3 Quad. Ground: (N, 1, 2, 3, 4) QUADZ = 3 Distance Zones and Overcurrent Levels Direction Settings
Distance Zone 1/Overcurrent Level 1 Direction: (F/R) DIR1 = F Distance Zone 2/Overcurrent Level 2 Direction: (F/R) DIR2 = F Distance Zone 3/Overcurrent Level 3 Direction: (F/R) DIR3 = F Distance Zone 4/Overcurrent Level 4 Direction: (F/R) DIR4 = F
9
Mho Phase Distance Settings
Impedance Reach: Zone 1: (0.05 - 64 sec.) Z1P = 0.476 Zone 2: (0.05 - 64 sec.) Z2P = 0.715 Zone 3: (0.05 - 64 sec.) Z3P = 0.89 Zone 4: (0.05 - 64 sec.) Z4P = Mho Phase Distance Overcurrent Supervision Settings
Phase-to-Phase Overcurrent: Zone 1: (1 - 170 amps sec.) 50PP1 = 1 Zone 2: (1 - 170 amps sec.) 50PP2 = 1 Zone 3: (1 - 170 amps sec.) 50PP3 = 1 Zone 4: (1 - 170 amps sec.) 50PP4 =
Mho Ground Distance Settings
Impedance Reach: Zone 1: (0.05 - 64 sec.) Z1MG =0.476 Zone 2: (0.05 - 64 sec.) Z2MG =0.715 Zone 3: (0.05 - 64 sec.) Z3MG =0.89 Zone 4: (0.05 - 64 sec.) Z4MG = Quadrilateral Ground Distance Settings
Reactive Reach: Zone 1: (0.05 - 64 sec.) XG1 = 0.476 Zone 2: (0.05 - 64 sec.) XG2 = 0.715 Zone 3: (0.05 - 64 sec.) XG3 = 0.89 Zone 4: (0.05 - 64 sec.) XG4 = Resistive Reach: Zone 1: (0.05 - 50 sec.) RG1 = 1.67 Zone 2: (0.05 - 50 sec.) RG2 = 2.50 Zone 3: (0.05 - 50 sec.) RG3 = 3.13 Zone 4: (0.05 - 50 sec.) RG4 = Ground Distance Overcurrent Supervision Settings
Phase Overcurrent Supervision: Zone 1: (0.5 - 100 amps sec.) 50L1 = 0.50 Zone 2: (0.5 - 100 amps sec.) 50L2 = 0.50 Zone 3: (0.5 - 100 amps sec.) 50L3 = 0.50 Zone 4: (0.5 - 100 amps sec.) 50L4 = Residual Overcurrent Supervision: Zone 1: (0.5 - 100 amps sec.) 50G1 = 0.50 Zone 2: (0.5 - 100 amps sec.) 50G2 = 0.60 Zone 3: (0.5 - 100 amps sec.) 50G3 = 0.50 Zone 4: (0.5 - 100 amps sec.) 50G4 = Zero-Sequence Compensation Factor Settings
Zone 1 Zero-Sequence Comp. Factor 1 Magnitude: (0 - 4 unitless) k01M = 0.49 Zone 1 Zero-Sequence Comp. Factor 1 Angle: (±180°) k01A = -4.4
10
Out-of-Step Blocking and Tripping Settings
Enable OOS: (Y/N) EOOS = N OOSB Enable: Block Zone 1: (Y/N) OOSB1 = Block Zone 2: (Y/N) OOSB2 = Block Zone 3: (Y/N) OOSB3 = Block Zone 4: (Y/N) OOSB4 = Out-of-Step Block Time Delay (TDPU): (0.5 - 8000 cycles) OSBD = Enable OOST: (I/O/N) EOOST = Out-of-Step TOWI Time Delay (TDPU): (0.5 - 8000 cycles) OSTD = Zone 5 Reactive Reach: Top: (0 to ±96 sec.) X1T5 = Bottom: (0 to ±96 sec.) X1B5 = Zone 5 Resistive Reach: Right: (0 to ±70 sec.) R1R5 = Left: (0 to ±70 sec.) R1L5 = Zone 6 Reactive Reach: Top: (0 to ±96 sec.) X1T6 = Bottom: (0 to ±96 sec.) X1B6 = Zone 6 Resistive Reach: Right: (0 to ±70 sec.) R1R6 = Left: (0 to ±70 sec.) R1L6 = Zone 6 Positive-Seq Overcurrent Supervision:(1 - 100 amps sec., I1) 50ABC = Load-Encroachment Settings
Enable Load-Encroachment: (Y/N) ELE = N Load Impedance: Forward: (0.05 - 64 sec.) ZLF = Reverse: (0.05 - 64 sec.) ZLR = Load Angle: Positive Forward: (-90° to +90°) PLAF = Negative Forward: (-90° to +90°) NLAF = Positive Reverse: (+90° to +270°) PLAR = Negative Reverse: (+90° to +270°) NLAR = Phase Time-Overcurrent Element Settings
Phase Time Overcurrent Element: Enable: (Y/N) E51P =N Pickup: (0.5 - 16 amps sec.) 51PP = Curve Family: (U1, U2, U3, U4, C1, C2, C3, C4) 51PC = Time Dial: (US 0.5 - 15, IEC 0.05 - 1) 51PTD = Reset Delay: (Y/N) 51PRS = Torque Control: (M2P, N) (SEL-321 Relay Base Version) 51PTC = Residual Time-Overcurrent Element Settings
Residual Time Overcurrent Element: Enable: (Y/N/S) E51N = Y Pickup: (0.5 - 16 amps sec., 3I0) 51NP = 0.696 Curve Family: (U1, U2, U3, U4, C1, C2, C3, C4) 51NC = C2 Time Dial: (US 0.5 - 15, IEC 0.05 - 1) 51NTD = 0.1 Reset Delay: (Y/N) 51NRS = Y Torque Control: (32QF, 32QR, Z2G, N) 51NTC = 32QF
11
Residual Overcurrent Element Settings
Enable Number of Residual Inst. Overcurrent Levels: (N, 1, 2, 3, 4) E50N = N Residual Inst. Overcurrent Pickup: Level 1: (0.25 - 80 amps sec., 3I0) 50N1 = Level 2: (0.25 - 80 amps sec., 3I0) 50N2 = Level 3: (0.25 - 80 amps sec., 3I0) 50N3 = Level 4: (0.25 - 80 amps sec., 3I0) 50N4 = Negative-Sequence Time Overcurrent Element Settings
Negative-Sequence Time Overcurrent: Enable: (Y/N/S) E51Q = N Pickup: (0.5 - 16 amps sec., 3I2) 51QP = Curve Family: (U1, U2, U3, U4, C1, C2, C3, C4) 51QC = Time Dial: (US 0.5 - 15, IEC 0.05 - 1) 51QTD = Reset Delay: (Y/N) 51QRS = Torque Control: (32QF, 32QR, M2P, Z2G, N) 51QTC = Negative-Sequence Overcurrent Element Settings
Enable Number of Neg.-Seq. Inst. Overcurrent Levels: (N, 1, 2, 3, 4) E50Q = N Neg.-Seq. Inst. Overcurrent Pickup: Level 1: (0.25 - 80 amps sec., 3I2) 50Q1 = Level 2: (0.25 - 80 amps sec., 3I2) 50Q2 = Level 3: (0.25 - 80 amps sec., 3I2) 50Q3 = Level 4: (0.25 - 80 amps sec., 3I2) 50Q4 = Voltage Element Settings
Enable Voltage Elements: (Y/N) EVOLT = N Zero-Sequence Over-Voltage: (0 - 150 V sec., 3V0) 59N = Bus Phase Under-Voltage: (0 - 100 V sec.) 27L = Bus Phase Over-Voltage: (0 - 100 V sec.) 59L = Positive-Sequence Bus Over-Voltage: (0 - 150 V sec., V1) 59PB = Positive-Sequence Bus Over-Voltage Time Delay (TDPU): (0 - 8000 cyc) 59PBD = Positive-Sequence Remote Bus Over-Voltage: (0 - 150 V sec., V1) 59PR = Current Comp. Remote Over-Voltage Time Delay (TDPU): (0 - 8000 cyc) 59PRD = Current Compensated Remote Overvoltage Adjustment: (0 - 2 unitless) a1 = Time Step Backup Time Delay Settings
Zone 2 Phase Long Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) Z2PD =20.0 Zone 3 Phase Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) Z3PD = 100 Zone 4 Phase Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) Z4PD = Zone 2 Ground Long Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) Z2GD =20.00 Zone 3 Ground Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) Z3GD = 100 Zone 4 Ground Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) Z4GD = Level 1 Residual Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67NL1D = Level 2 Residual Long Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67NL2D = Level 3 Residual Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67NL3D = Level 4 Residual Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67NL4D = Level 1 Negative-Sequence Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67QL1D = Level 2 Negative-Sequence Long Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67QL2D = Level 3 Negative-Sequence Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67QL3D =
12
Level 4 Negative-Sequence Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 67QL4D = Permissive Overreaching Scheme Settings
Enable Permissive Overreaching Transfer Trip Scheme: (Y/N) EPOTT = Y Zone 3 Reverse Block Time Delay (TDDO): (0 - 2000 cycles) Z3RBD = .00 Echo Block Time Delay (TDDO): (OFF, 0 - 2000 cycles) EBLKD = .00 Echo Time Delay Pickup Time Delay (TDPU): (OFF, 0 - 2000 cycles) ETDPU = .00 Echo Duration Time Delay (TDDO): (0 - 2000 cycles) EDURD = .00 Weak-Infeed Enable: (Y/N) EWFC = Switch-Onto-Fault Settings
Enable: (Y/N) ESOTF = Y Enable Close Logic: (Y/N) ENCLO = Y Close Enable Time Delay (TDPU): (0 - 8000 cycles) CLOEND = 0 Enable 52A Logic: (Y/N) EN52A = N 52A Enable Time Delay (TDPU): (0 - 8000 cycles) 52AEND = Time Duration (TDDO): (0.5 - 8000 cycles) SOTFD =.00 High-Set Phase Overcurrent Pickup: (0.5 - 100 amps sec.) 50H = 15.00 Loss-of-Potential Settings
Enable Loss-Of-Potential: (Y, N, N1, Y1, Y2) ELOP = N Loss-Of-Potential Time Delay (TDPU): (1 - 60 cycles) LOPD = Medium-Set Phase Overcurrent Pickup: (0.5 - 100 amps sec.) 50M = Negative-Sequence Voltage LOP supervision: (0 - 150 V sec., V2) 59QL = Positive-Sequence Voltage LOP supervision: (0 - 150 V sec., V1) 59PL = Miscellaneous Scheme Settings
Pole-Discordance Enable: (Y/N) EPOLD = N Single-Pole Trip Pole-Discordance Time Delay (TDPU): (0 - 8000 cycles) SPPDD = Single-Pole Trip Enable: (Y/N/Y1/N1) ESPT = N Single-Pole Open Enable: (Y/N) ESPO = N Single-Pole Open Time Delay (TDDO): (0 - 8000 cycles) SPOD = Three-Pole Open Time Delay (TDDO): (0 - 8000 cycles) 3POD = 1.50 Enable Stub Protection: (Y/N) ESTUB = Y Stub Protection Time Delay (TDPU): (0 - 2000 cycles) 50MFD =0.00 Trip Unlatch Option: (N, 1, 2, 3, 4) TULO = 3 Miscellaneous Timers
Minimum Trip Duration Time Delay (TDDO): (0 - 2000 cycles) TDURD =.00 Trip During Open Pole Time Delay (TDDO): (0 - 8000 cycles) TOPD = 0.00 Relay Element X Time Delay Pickup (TDPU): (0 - 8000 cycles) TXPU = 0.00 Relay Element X Time Delay Dropout (TDDO): (0 - 8000 cycles) TXDO = 0.00 Relay Element Y Time Delay Pickup (TDPU): (0 - 8000 cycles) TYPU = 0.00 Relay Element Y Time Delay Dropout (TDDO): (0 - 8000 cycles) TYDO = 0.00 Relay Element Z Time Delay Pickup (TDPU): (0 - 8000 cycles) TZPU = 0.00
13
Relay Element Z Time Delay Dropout (TDDO): (0 - 8000 cycles) TZDO = 0.00 Instantaneous Trip Time Declaration Delay (TDPU): (0 - 60 cycles) ITTD = 5.00 Logic Variables
LOGIC V = NA LOGIC W = NA LOGIC X = NA LOGIC Y = NA LOGIC Z = NA Tripping Logic
MTCS = M2P + Z2G MTU = M1P + Z1G + M2PT + Z2GT + 51NT + 51QT + 50MF MTO = M1P + M2P + Z1G + Z2G + 50H Event Report Trigger Condition Logic
MER = M2P + Z2G + 51NP + 51QP + 50H + LOP *52AA1 Output Contact Logic
OUT1 = 3PT OUT2 = 3PT OUT3 = CC OUT4 = KEY OUT5 = NA OUT6 = NA OUT7 = NA OUT8 = NA OUT9 = NA OUT10 = NA
14
ANEXO C
El anexo C recoge las curvas IEC para la protección de comparación direccional
(67N) de los relés SEL-321. Primero se muestra la curva elegida para el relé situado en
el nudo A y después la del relé situado en el nudo B.
15
16
DOCUMENTO Nº3,
PLANOS
Índice de planos
1. Unifilar subestación termosolar
2. Unifilar subestación Don Rodrigo
3. Protecciones subestación termosolar
4. Protecciones subestación Don Rodrigo
DOCUMENTO Nº4,
PLIEGO DE
CONDICIONES
Índicedepliegodecondiciones
1. Condiciones generales .......................................................................................................... 1
1.1 Objeto ............................................................................................................................ 1
1.2 Trabajos iniciales ........................................................................................................... 1
1.3 Personal ......................................................................................................................... 2
1.4 Seguridad pública .......................................................................................................... 2
1.5 Modificaciones .............................................................................................................. 3
1.6 Instalación y montaje .................................................................................................... 3
1.7 Rescisión de contrato .................................................................................................... 4
1.8 Responsabilidades ......................................................................................................... 4
1.9 Condiciones normativas ................................................................................................ 4
1.10 Condiciones administrativas ......................................................................................... 9
2. Especificaciones de materiales y equipos ........................................................................... 11
2.1 Especificaciones de materiales eléctricos ................................................................... 11
2.2 Especificaciones de los equipos .................................................................................. 12
2.3 Ensayos y puesta en marcha ....................................................................................... 12
3. Organización del trabajo ..................................................................................................... 14
3.1 Datos de la Obra .......................................................................................................... 14
3.2 Materiales ................................................................................................................... 14
3.3 Ejecución de las obras ................................................................................................. 15
3.4 Pago de obras .............................................................................................................. 16
3.5 Garantía ....................................................................................................................... 16
1
1. Condicionesgenerales
El presente proyecto tiene carácter de obligado cumplimiento, una vez legalizado y
cumplimentado con los visados y sellos oportunos; garantizando el cumplimiento de todos
los Reglamentos y disposiciones vigentes.
1.1 Objeto
El proyecto desarrolla el estudio de control y protección necesario para la incorporación
de una nueva central termosolar de 50MW en un sistema eléctrico ya establecido. Dicho
sistema pertenece a la Red de Alta Tensión de 220kV. La central se encuentra situada en
Sevilla. El estudio se centra principalmente en diseñar, ajustar y coordinar las protecciones
de la línea de evacuación de la central.
1.2 Trabajos iniciales
El Contratista, en el momento de inicio de los trabajos hará un reconocimiento de la ubi-
cación de los componentes y comprobará la posibilidad de llevar a cabo el proyecto, hacien-
do un replanteamiento del mismo y especificando las mejoras o reformas que considere
oportunas, las cuales presentará al Responsable de los Trabajos, el cual formará parte de la
empresa propietaria de las instalaciones.
A partir de la fecha en que se ejecute el replanteamiento se iniciarán los trabajos según
el programa previsto entre las partes contratantes, salvo en el caso en que, una vez efectuado
2
el replanteamiento, se observasen anomalías o graves impedimentos para la realización de la
obra, otorgándose en este supuesto la demora necesaria por parte del contratante.
La interpretación del proyecto y su dirección serán misión exclusiva del Responsable de
los Trabajos, el cual, según su criterio, resolverá todas las dudas y suplirá omisiones, autori-
zando en su caso, posibles ampliaciones de la instalación.
1.3 Personal
Tanto el Responsable de los Trabajos como el personal que el propietario considere ne-
cesario u oportuno, tendrán en todo momento acceso a los trabajos. El Contratista dará todo
tipo de facilidades para la realización de este cometido.
1.4 Seguridad pública
El Contratista deberá tomar las precauciones máximas en todas las operaciones y usos
de equipos para proteger a personas y bienes materiales de los peligros procedentes del tra-
bajo, siendo de su cuenta las responsabilidades que por tales accidentes se ocasionen.
El Contratista contratará una póliza de Seguros que proteja suficientemente a él y a sus
operarios frente a las responsabilidades por daños, responsabilidad civil, etc. que en uno y
otro pudieran incurrir para el Contratista o para terceros, como consecuencia de la ejecución
de los trabajos.
3
1.5 Modificaciones
Cualquier modificación en el presente pliego de condiciones no podrá ser introducida
por el propietario sin previo aviso por escrito a la empresa contratante y al Responsable de
los Trabajos, quienes tendrán que dar su conformidad.
El propietario podrá solicitar modificaciones de especificación o diseño en el curso de
los trabajos. La repercusión de los mismos sobre los precios o plazos de entrega se conven-
drán de común acuerdo por escrito entre ambas partes.
El Responsable de los Trabajos se reserva el derecho de solicitar modificaciones en el
curso de los trabajos, bien sean de especificaciones, planos, etc., en la siguiente forma:
- Sin suplemento de precios, siempre que las modificaciones solicitadas no originen
desechos de material o tiempo en los trabajos ya realizados.
- Con suplemento de precios, siempre que las modificaciones solicitadas requieran un
aumento de material, tiempo o gastos extraordinarios.
1.6 Instalación y montaje
El Contratista llevará a cabo la instalación de los distintos equipos por indicación del
Responsable de los Trabajos, quedando exento de cuanta responsabilidad pudiese derivarse
de una inadecuada disposición de éstos.
Una vez concluido el montaje del material, la instalación con los nuevos equipos será
sometida a una detallada inspección que llevarán a cabo propietario y constructor redactán-
dose por ambas partes un documento de recepción provisional.
4
1.7 Rescisión de contrato
El contrato podrá ser rescindido en los siguientes casos:
- Incumplimiento de acuerdos por ambas partes.
- Causas de fuerza mayor, no pudiéndose iniciar las obras en un largo periodo o te-
niéndose que suspender definitivamente.
En todos estos casos se abonará al Contratista el importe de la obra, salvo que se obser-
vase negligencia por su parte.
1.8 Responsabilidades
Será responsabilidad de la empresa contratada la observación y seguimiento de las nor-
mas de buena instalación, así como cuanto se derive de una probada negligencia en la ejecu-
ción de los trabajos.
Queda para la Dirección de Obra la supervisión y la facultad de la no admisión de los
trabajos, siendo responsabilidad de ésta la correcta interpretación del proyecto.
1.9 Condiciones normativas
Para la realización de este proyecto se tendrán en cuenta los siguientes reglamentos y
normas:
- Real Decreto 3275/1982 del 12 de noviembre, por el que se aprueba el Reglamento
sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subesta-
ciones y Centros de Transformación (BOE nº 288 del 01/12/1982).
5
- Orden del 6 de julio de 1984, por el que se aprueban las Instrucciones Técnicas
Complementarias MIE-RAT, del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías
de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación (BOE
nº 183 del 01/08/1984), y completado por la Orden de 18 de octubre de a1984 (BOE
nº 256 de 25/10/1984).
- Orden de 27 de noviembre de 1987, por la que se actualizan las Instrucciones Técni-
cas Complementarias MIE-RAT 13 y MIE-RAT 14 del Reglamento sobre condicio-
nes técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros
de transformación (BOE nº 291 de 05/12/1987).
- Orden de 23 de junio de 1988, por la que se actualizan diversas Instrucciones Técni-
cas Complementarias MIE-RAT del Reglamento sobre condiciones técnicas y garan-
tías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación
(BOE nº 160 de 05/07/1988).
- Orden de 16 de abril de 1991, por la que se modifican la Instrucción Técnica Com-
plementaria MIE-RAT 06 del Reglamento sobre condiciones técnicas ygarantías de
seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros detransformación (BOE nº
98 de 24/04/1991).
- Orden de 10 de marzo de 2000, por la que se modifican algunas InstruccionesTécni-
cas Complementarias MIE-RAT del Reglamento sobre condicionestécnicas y garan-
tías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones ycentros de transformación
(BOE nº 72 de 23/05/2000).
6
- Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el ReglamentoElectro-
técnico de Baja Tensión e Instrucciones Técnicas Complementarias(BOE nº 224 del
18/09/2002).
- Real Decreto 1244/1979, de 4 de abril, por el que se aprueba el Reglamentode Apara-
tos a Presión.
- Real Decreto 507/1982, de 15 de enero de 1982 por el que se modifica elReglamento
de Aparatos a Presión aprobado por el Real Decreto 1244/1979,de 4 de Abril de
1979.
- Real Decreto 473/1988, de 30 de marzo, por el que se dictan las disposicionesde
aplicación de la directiva del Consejo de las Comunidades Europeas76/767/CEE so-
bre aparatos a presión.
- Real Decreto 1504/1990, por el que se modifican determinados artículos delRegla-
mento de Aparatos a Presión.
- Real Decreto 1950/1995, de 1 de diciembre, por el que se modifica el RealDecreto
444/1994, de 11 de marzo, por el que se establecen losprocedimientos de evaluación
de la conformidad y los requisitos deprotección relativos a compatibilidad electro-
magnética de los equipos,sistemas e instalaciones.
- Orden de 26 de marzo de 1996, sobre evaluación de la conformidad de losaparatos de
telecomunicación regulados en el Real Decreto 444/1994, de 11de marzo, sobre
compatibilidad electromagnética, modificado por el RealDecreto 1950/1995, de 1 de
diciembre.
- Decreto número 48/1998, de 30 de julio, de protección del medio ambientefrente al
ruido.
7
- Orden de 19 de julio de 1999, de desarrollo del Real Decreto 444/1994, de 11de mar-
zo, por la que se publica la relación de normas españolas quetransponen las normas
europeas armonizadas, cuyo cumplimiento presume laconformidad con los requisitos
de protección electromagnética.
- Orden CTE/3214/2002, de 28 de noviembre, por la que se actualiza larelación de
normas europeas armonizadas, cuyo cumplimiento presuponeconformidad con los
requisitos de protección electromagnética, encumplimiento del Real Decreto
444/1994, de 11 de marzo, por el que seestablecen los procedimientos de evaluación
de la conformidad con losrequisitos de protección electromagnética de equipos, sis-
temas einstalaciones.
- Real Decreto 1513/2005, de 16 de diciembre, por el que se desarrolla la Ley37/2003,
de 17 de noviembre, del Ruido, en lo referente a la evaluación ygestión del ruido am-
biental.
- Ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de los efectos de determinadosplanes y
programas en el medio ambiente.
- Orden de 9 de marzo de 1971, Ordenanza General de Seguridad e Higiene enel traba-
jo.
- Real Decreto 1316/1989, de 27 de octubre, sobre protección de lostrabajadores frente
a los riesgos derivados de la exposición al ruido durante eltrabajo.
- Real Decreto 56/1992, de 20 de enero, por el que se modifica el Real Decre-
to1435/1992, de 27 de noviembre, relativo a las disposiciones de aplicación dela Di-
rectiva del Consejo 98/392/CEE, sobre máquinas.
8
- Real Decreto 1435/1992, de 27 de noviembre, por el que se dictan lasdisposiciones
de aplicación de la Directiva del Consejo 89/292/CEE, relativaa la aproximación de
la legislaciones de los Estados miembros sobremáquinas.
- Real Decreto Legislativo 1/1995, de 24 de marzo, por el que se aprueba elTexto Re-
fundido de la Ley del Estatuto de los Trabajadores.
- Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de prevención de riesgos laborales.
- Real Decreto 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamentode los
Servicios de Prevención.
- Real Decreto 486/1997, de 14 de abril, por el que se establecen lasdisposiciones mí-
nimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo.
- Real Decreto 485/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas enmateria de se-
ñalización de seguridad y salud en el trabajo.
- Real Decreto 773/1997, 30 de mayo, sobre disposiciones mínimas deseguridad y sa-
lud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos deprotección individual.
- Real Decreto 1215/1997, de 18 de julio, por el que se establecen lasdisposiciones mí-
nimas de seguridad y salud para la utilización por lostrabajadores de los equipos de
trabajo.
- Real Decreto 780/1998, de 30 de abril, por el que se modifica el Real Decre-
to39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los Serviciosde
Prevención.
- Real Decreto 1311/2005, de 4 de noviembre, sobre la protección de la salud yla segu-
ridad de los trabajadores frente a los riesgos derivados o que puedanderivarse de la
exposición a vibraciones mecánicas.
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- Real Decreto 286/2006, de 10 de marzo, sobre la protección de la salud y laseguridad
de los trabajadores contra los riesgos relacionados con laexposición al ruido.
- Normas y especificaciones particulares de la Compañía Suministradora.
- Recomendaciones CEI.
- Normas UNE.
1.10 Condiciones administrativas
La adjudicación de los trabajos se realizará a través de un concurso subasta en el que
participarán un grupo empresas, todas ellas con buena relación con el contratante por la rea-
lización de trabajos anteriores, dándose el total de los presupuestos a la baja y se estudiarán
la calidad de los materiales designados en relación con el presupuesto dado.
La adjudicación de solicitudes y cuanta documentación se refiera a la forma y bases del
concurso, será facilitada por la empresa contratante, quedando fijadas de antemano cada una
de las cláusulas y plazos.
La recepción de solicitudes finalizará en el plazo de quince días hábiles desde la fecha
de la convocatoria.
La apertura de pliegos se deberá juzgar en un plazo no superior a una semana desde la
fecha de presentación de los presupuestos, emitiéndose el fallo en un plazo no superior a los
veinte días desde esta misma fecha.
Las fianzas y depósitos exigidos por la empresa contratante, se fijarán de mutuo acuerdo
entre las partes implicadas una vez conocido el fallo del concurso.
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Cualquiera de los apartados que configuran este pliego de condiciones podrá ser modifi-
cado o rectificado para su mejor interpretación y clarificación, de común acuerdo entre todas
las partes.
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2. Especificacionesdematerialesy
equipos
2.1 Especificaciones de materiales eléctricos
Para los equipos que constituyen esta reforma se precisaran los siguientes requerimien-
tos:
- El equipo de protección eléctrico deberá ser dividido en el número adecuado de com-
partimentos y provisto de las aberturas de acceso requeridas, de modo que las inspec-
ciones de los elementos componentes y su eventual retiro o reparación puedan hacer-
se fácilmente, sin riesgo para el personal de mantenimiento y de manera que permita
el funcionamiento del resto del equipo en la mayor medida posible, así como también
la máxima flexibilidad en la utilización parcial de la instalación aún en el caso de que
no se trate de reparación alguna.
- El diseño y la disposición del equipo eléctrico deben ofrecer características de buena
accesibilidad a los elementos de maniobra y facilidades para la instalación.
- El equipo de protección eléctrica elegido deberá disponer de indicadores que mues-
tren en todo momento su estado de funcionamiento e intervención sobre el circuito al
que protegen.
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- Para garantizar la seguridad durante los trabajos de mantenimiento, todos los compo-
nentes de los circuitos principales deben ofrecer la posibilidad de seccionamiento y
puesta a tierra.
- Los equipos de maniobra deben contar con los contactos auxiliares suficientes para la
señalización de la posición, para el enclavamiento, para alarmas y disparos.
- Todos los cables de fuerza, control y señalización instalados exteriormente, deberán
resistir a la degradación de los líquidos aislantes y agentes meteorológicos y no pro-
pagar la llama. Idéntico comportamiento se observará para los conductores de la ins-
talación subterránea.
2.2 Especificaciones de los equipos
Las empaquetaduras del equipo deben ofrecer sellado efectivo y ser de material de larga
duración bajo las condiciones ambientales y de servicio a las que se verán sujetas.
Para garantizar la seguridad durante los trabajos de mantenimiento, todas las partes me-
tálicas del equipo que no se encuentren sometidas a tensión, deberán poder ponerse a tierra.
2.3 Ensayos y puesta en marcha
El propietario podrá realizar los ensayos en los talleres de la casa suministradora sobre
el aparato o equipo adquirido, de acuerdo con la Reglamentación aplicable y las especifica-
ciones establecidas en el Documento de Petición de Oferta emitido por la empresa contratan-
te así como el propio Documento de Oferta del contratista. Si el resultado es satisfactorio, el
material se expedirá a su lugar de destino.
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Todos los equipos adquiridos e instalados, llevarán correctamente colocada su placa de
características en un lugar visible y seguro y en dichas placas figurarán, el nombre del fabri-
cante, modelo y número de serie, así como año de fabricación y cuantos datos sean necesa-
rios y de interés, y por supuesto, todos los establecidos por la Reglamentación y Normativa
vigente y aplicable.
Deberán ponerse a tierra todas las partes metálicas de los transformadores, cabinas y
equipos en general que no se encuentren sometidas a tensión, a fin de evitar posibles contac-
tos.
Los cables de unión de las estructuras a la red de tierra que queden en la superficie, se
pintarán de amarillo para su fácil detección. Estos cables atravesarán las cimentaciones para
su conexión a la malla. Las uniones de los cables que forman las mallas de tierra y las cone-
xiones de las distintas líneas de tierra a éstas, se realizarán con soldadura exotérmica.
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3. Organizaciondeltrabajo
3.1 Datos de la Obra
Se entregará al Contratista una copia de los planos y pliegos de condiciones del Proyec-
to, así como cuantos planos o datos necesite para la completa ejecución de la Obra.
El Contratista podrá tomar nota o sacar copia a su costa de la Memoria y Anexos del
Proyecto, así como segundas copias de todos los documentos.
El Contratista se hace responsable de la buena conservación de los originales de donde
obtenga las copias, los cuales serán devueltos al Director de Obra después de su utilización.
Por otra parte, en un plazo máximo de dos meses, después de la terminación de los tra-
bajos, el Contratista deberá actualizar los diversos planos y documentos existentes, de acuer-
do con las características de la obra terminada, entregando al Director de Obra dos expedien-
tes completos relativos a los trabajos realmente ejecutados.
No se harán por el Contratista alteraciones, correcciones, omisiones, adiciones o varia-
ciones sustanciales en los datos fijados en el Proyecto, salvo aprobación previa por escrito
del Director de Obra.
3.2 Materiales
En la realización práctica del proyecto se utilizarán materiales cuya cualidad-tipo queda
reseñada en la memoria, no obstante, podrán utilizarse materiales de calidad similar, con la
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conformidad del Responsable de los Trabajos y siempre que se cumplan los requisitos espe-
cificados en las condiciones técnicas, reflejándose dicho cambio en el Documento corres-
pondiente.
En el instante de la adjudicación de la obra se encargarán los materiales necesarios, in-
formándose a las casas proveedoras que se hayan consultado, de las condiciones en que se
realizará la adquisición del material. En caso de que se produjeran aumentos de precio du-
rante dicho plazo, el Contratista deberá hacerse cargo de ellos.
3.3 Ejecución de las obras
Las obras se ejecutarán conforme al Proyecto y a las condiciones contenidas en el mis-
mo, y de acuerdo con las especificaciones señaladas en el Pliego de Condiciones Técnicas
Particulares si lo hubiere.
El Contratista, salvo aprobación por escrito del Director de Obra, no podrá hacer ningu-
na alteración o modificación de cualquier naturaleza tanto en la ejecución de la obra en rela-
ción con el Proyecto como en las Condiciones Técnicas especificadas, sin prejuicio de lo que
en cada momento pueda ordenarse por el Director de Obra a tenor de los dispuesto en el úl-
timo párrafo del apartado 3.1.
El Contratista no podrá utilizar en los trabajos personal que no sea de su exclusiva cuen-
ta y cargo. Igualmente, será de su exclusiva cuenta y cargo aquel personal ajeno al propia-
mente manual y que sea necesario para el control administrativo del mismo.
El Contratista deberá tener al frente de los trabajos un operario encargado, suficiente-
mente especializado a juicio del Director de Obra.
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3.4 Pago de obras
El pago de obras realizadas por los contratistas se hará sobre Certificaciones parciales
que se practicarán mensualmente.
Dichas Certificaciones contendrán solamente las unidades de obra totalmente termina-
das que se hubieran ejecutado en el plazo a que se refieran. La relación valorada que figure
en las Certificaciones, se hará con arreglo a los precios establecidos, reducidos en un 10% y
con los planos y referencias necesarios para su comprobación.
Serán de cuenta del Contratista las operaciones necesarias para medir unidades ocultas o
enterradas, si no se ha advertido al Director de Obra oportunamente para su medición.
El Director de Obra expedirá las Certificaciones de las obras ejecutadas que tendrán ca-
rácter de documentos provisionales a buena cuenta, rectificables por la liquidación definitiva
o por cualquiera de las Certificaciones siguientes, no suponiendo por otra parte, aprobación
ni recepción de las obras ejecutadas y comprendidas en dichas Certificaciones.
3.5 Garantía
Si la empresa constructora tuviese que reparar o sustituir algún elemento de la instala-
ción, se aplicará a éste un plazo de garantía nuevo de doce meses, contados a partir de la
sustitución o reparación.
El Contratista dará un plazo de garantía de la obra, durante el cual se encargará del man-
tenimiento de la misma. Al finalizar este periodo de tiempo, hará entrega de la instalación en
perfecto estado y funcionamiento.
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La empresa contratante se reserva los derechos que autoriza la ley en cuanto a desper-
fectos ocultos que se revelasen después expirado el periodo de garantía, en caso de quedar
demostrada la culpabilidad o negligencia de la empresa constructora
