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Asociación de Ingenieros Técnicos Industriales de Cáceres

Diseño, Montaje y Mantenimiento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión y Centros de Transformación

Área de Conocimiento I Introducción

Unidad Temática I Generalidades

Líneas de Alta Tensión y Centros de Transformación

Introducción

Generalidades 1


INSTALACIONES DE ALTA TENSIÓN

Generalidades.

La utilización de instalaciones de alta tensión viene marcada por la necesidad

de transportar energía eléctrica a grandes distancias, abaratando los costes de

transporte y minimizando al máximo las pérdidas por el efecto Joule.

Para una misma potencia, cuanto más alta sea la tensión de transporte, la

intensidad será menor y, por tanto, menor la sección de los conductores a

utilizar, ya que la sección es directamente proporcional a la intensidad.

En el caso de las pérdidas por el efecto Joule, éstas son iguales a R-I2, y en el

caso de líneas con resistencia constante, las pérdidas varían en razón inversa al

cuadrado de la tensión.

Por estas razones, el transporte de energía eléctrica, desde las distintas

centrales de generación hasta los puntos de consumo, es realizada en alta

tensión, siendo la tensión de transporte tanto mayor cuanto mayor es la

potencia transportada, así como la distancia que tiene que recorrer la energía

desde las centrales hasta los puntos de consumo.

En nuestro ámbito más cercano, la utilización de la alta tensión nos viene

marcada por la necesidad de realizar nuevos suministros a puntos alejados de

las redes de distribución de baja tensión, normalmente por encima de los 500-

600 metros, longitud que se ve acortada conforme va aumentando la potencia

demandada. Así mismo, deberemos utilizar instalaciones de alta tensión

(instalación de centro de transformación y ramal de alimentación), cuando

queramos realizar suministros que demanden fuertes potencias aunque estén

situados muy cerca de las redes de distribución. A este respecto, el Art. 17 del

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión señala: “Cuando un local, edificio o

agrupación de estos, cuya previsión de cargas exceda de 50 KVA o cuando la

demanda de potencia de un nuevo suministro sea superior a dicha cifra, la

propiedad del inmueble deberá reservar un local destinado al montaje de la

instalación de un centro de transformación”.


Introducción

Generalidades 2


Tipos de corrientes y tensiones

El tipo de corriente que se utiliza en las líneas de transporte y distribución es

corriente alterna (CA) trifásica. La corriente continua (CC) sólo se suele utilizar

cuando la potencia que hay que transportar entre subestaciones es muy

elevada y están muy distantes entre sí dichas subestaciones.

Por otro lado, denominaremos como tensión nominal de la línea a la tensión

eficaz entre fases.

El Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión (en adelante R.L.A.A.T.)

establece en su artículo 2 las tensiones a utilizar en las líneas de transporte y

distribución. Atendiendo ha dicha tensión de utilización, las líneas se clasifican

de la siguiente manera:

Líneas de 1ª categoría: con tensiones nominales superiores a 66 KV.

Líneas de 2ª categoría: en las que la tensión nominal está comprendida

entre 30 y 66 KV.

Líneas de 3ª categoría: con tensión nominal es inferior a 30 KV.

De entre estas tensiones, el mencionado artículo 2 recomienda las siguientes:

20-66-132-220 y 380 kV

Por lo que hace a la Ley del sector eléctrico, desarrollada posteriormente en el

nuevo Reglamento de Líneas de Transporte y Distribución, esta establece la

división entre ambas actividades en relación la tensión nominal de la línea:

tipifica como líneas de transporte aquellas que utilicen tensiones de 220 KV. o

superiores, y de distribución todas las demás. Todas las redes de transporte

son gestionadas actualmente por la empresa Red Eléctrica Española (R.E.E.).

Sistema eléctrico: constitución.

Denominaremos sistema eléctrico al conjunto de Centrales generadoras,

Subestaciones elevadoras, Líneas de transporte, Subestaciones reductoras,

Líneas de distribución, Centros de Transformación y Líneas de distribución de

baja tensión, todas ellas interconectadas entre sí.


Introducción

Generalidades 3


Aunque el objeto del presente curso se centrará en las Líneas de distribución de

alta tensión y Centros de Transformación, haremos mención sucinta del resto

de instalaciones que intervienen en el sistema eléctrico.

Centrales generadoras.- Son aquellas instalaciones donde se produce la

energía eléctrica. En las mismas, se sitúa un generador de corriente eléctrica

solidaria con un motor que transforma la energía mecánica o calorífica

producida por una materia prima (agua, viento, carbón, uranio, etc.) en energía

eléctrica.

Dependiendo de la materia prima referida que utilizan dichas centrales para la

producción, estas se dividen en Centrales hidráulicas, térmicas, eólicas,

nucleares, solares, etc.

En dichas centrales, las tensiones de generación oscilan entre los 500V y

18.000V, tensiones que no son suficientes para su transporte, por lo que

necesitarán elementos elevadores de tensión (subestaciones elevadoras) para

realizar el transporte de la energía a una tensión superior.

Representación gráfica: Sistema eléctrico.


Introducción

Generalidades 4


Líneas de transporte.- Generalmente, son líneas aéreas de tensión con

tensiones nominales de 220 KV o superiores. Su misión es transportar la

energía producida en las grandes centrales hasta los distintos puntos de

consumo, principalmente polígonos industriales y grandes urbes.

Suelen ser líneas constituidas por varios circuitos eléctricos independientes (1,

2, 3 ó 4), soportadas en grandes torres metálicas dotadas de varias crucetas,

dependiendo el número de éstas y de los circuitos que lleve la línea. Así mismo,

estas líneas están dotadas de un hilo de guarda o tierra para protegerla contra

las descargas atmosféricas. Algunas veces, dicho cable, es combinado con fibra

óptica y sirve para la comunicación entre las distintas subestaciones que va

recorriendo la línea de transporte.

Otras veces, dicha comunicación es realizada a

través de uno de los hilos de fase, debiéndose

utilizar, en estos casos, bobinas de bloqueo y

transformadores de tensión capacitivos, tanto en

los orígenes como en los finales de cada tramo de

línea.

Subestaciones reductoras.- Se denomina

así al conjunto de instalaciones que realizan la

disminución de la tensión de transporte a una

inferior que sirve para la distribución a los

distintos puntos de consumo. Estas instalaciones

se agrupan en Parques de distintas tensiones,

soliendo ser, estos, estructuras porticadas donde

se amarran las distintas líneas que llegan o

parten del mencionado Parque.

La unión entre los distintos Parques que conforman una Subestación se realiza

a través de transformadores de potencia, con tensión primaria, la más elevada,

y tensión secundaria, a la que vamos a distribuir.

Torre de transporte eléctrico.


Introducción

Generalidades 5


Pueden existir tantos Parques como tensiones vayamos a utilizar. Por ejemplo,

en subestaciones como las situadas en las cercanías de la ciudad extremeña de

Cáceres, propiedad de Iberdrola S.A., existe un parque de 220/132KV., otro de

132/46KV y finalmente otro de 46/13,2KV, desde los cuales parten las líneas de

distribución a la citada ciudad.

Dentro de cada Parque existen diferentes posiciones, denominándose con este

nombre al conjunto de paramenta de protección y seccionamiento de cada línea

que llega o parte de la subestación, así como las reservadas para los distintos

transformadores de potencia existentes en la misma.

Esquema eléctrico de un sistema general.



Área de Conocimiento I Líneas de Alta Tensión

Unidad Temática I Líneas Áreas

Módulo I Elementos Constructivos

Parte I


Introducción

Generalidades 6


LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN

Generalidades

Denominaremos como línea de Alta Tensión para distribución aquella línea

que, partiendo de una Subestación, de un Centro de reparto o de otra Línea

de distribución, alimenta a los Centros de Transformación. Las tensiones

nominales más usuales de estas líneas son 13,2, 15, 20 y 30 KV.

Dichas líneas pueden dividirse en tres categorías:

Líneas aéreas.

Líneas subterráneas.

Líneas mixtas (parte del recorrido aéreo y parte subterráneo).

Las primeras, la aéreas, son aquellas en las que los conductores van

instalados por encima del suelo; y las subterráneas aquellas otras en las

que los conductores van instalados por debajo el nivel del suelo.

Las líneas aéreas presentan ventajas importantes sobre las subterráneas,

ya que, tanto en el importe inicial del montaje como respecto de los gastos

de mantenimiento, estos son inferiores en el caso de las primeras.

Por contrario, tienen el inconveniente del mayor peligro de electrocución de

animales o personas, así como el riesgo de recepción de descargas

atmosféricas que suelen producirse sobre los conductores desnudos. Otro

gran inconveniente que tienen las líneas aéreas es el impacto visual que

causan los tendidos, el cual se minimiza hoy en día con las normas

medioambientales que han marcado para estas instalaciones tanto el

Ministerio de Industria como las distintas Comunidades Autónomas, en

cumplimiento, en la mayoría de los casos, de los contenidos normativos

previstos en las Directivas europeas en esta para este sector de actividad.

También es de tener en cuenta, que la reparación de las averías en líneas

aéreas es menos laboriosa, y requiere menos tiempo y medios técnicos, que

en las subterráneas, lo que hacen que las instalaciones subterráneas se

realicen únicamente en el interior de las ciudades o polígonos industriales,

utilizándose para ello criterios de seguridad y estéticos.


Introducción

Generalidades 7


Por esta última razón, hoy en día, una gran parte de los proyectos que

están realizando las distintas empresas suministradoras y organismos

oficiales, en el interior de las distintas localidades, es la sustitución de líneas

aéreas por otras de naturaleza subterránea.

Como se mencionó anteriormente, denominamos como Líneas Aéreas

aquellas en los que los conductores que transportan la energía eléctrica van

instalados a una cierta altura por encima del suelo.

Para conseguir las distancias de seguridad que se marcan en el apartado 5.5

de la ITC-07 del R.L.A.T., se utilizan postes, pudiendo ser estos de madera,

hormigón o metálicos, aunque los primeros están en desuso y son

utilizados únicamente en instalaciones provisionales. Sobre estos apoyos se

disponen otros soportes en posición horizontal denominados armados o

crucetas, donde se instalarán los elementos de sujeción de los conductores

(herrajes y aisladores). Los postes se apoyan en el terreno, por

medio de cimentaciones. Al conjunto del poste, cruceta y cimentación, se le

denomina en general apoyos.

Los elementos que conducen la energía eléctrica son los conductores, que

podrán ser desnudos o aislados (trenzados).

Se llama vano de una Línea Aérea a la distancia entre apoyos consecutivos.

Esta distancia, medida en metros, se denomina luz.

Por otro lado, se llama flecha a la distancia entre la línea recta que pasa por

los dos puntos de sujeción de un conductor en dos apoyos consecutivos y el

punto más bajo de este mismo conductor. En la siguiente figura, se

representan gráficamente el vano (a) y la flecha (f).

Trazado. Levantamiento topográfico. Reparto de apoyos.

Para determinar el trazado que tendrá nuestra Línea Aérea tendremos que

situar, en primer lugar, l os puntos de partida y llegada de la misma. Para el

punto de partida tendremos que tener la conformidad de la empresa

suministradora, la cual nos dará las características que tendrá que tener la

derivación, así como otra serie de datos técnicos referentes a la línea de la


Introducción

Generalidades 8


cual derivaremos (tensión, potencia de corte, tiempo de actuación de las

protecciones, etc.).

Una vez determinado el punto de partida, tendremos que tener en cuenta

que, cuanto más recto sea el trazado, más económica será la línea, y, si no

es posible hacerla en una sola alineación, el número de éstas será el menor

posible.

Para realizar un trazado correcto deberemos realizar primeramente el

levantamiento topográfico entre el inicio y el final de la línea, que recogerá

el mayor número posible de puntos (normalmente se toman mediciones

cada treinta metros lineales). Es recomendable que este tipo de trabajo lo

ealicen profesionales (topógrafos), los cuales nos darán, plasmado en papel

o soporte informático, el perfil longitudinal del terreno por donde

transcurrirá la línea así como un plano de planta donde se recojan los

distintos elementos que puedan afectar a nuestro trazado (Paredes,

viviendas, carreteras, vías fluviales, líneas telefónicas, líneas eléctricas,

etc.).

Se representa en la siguiente figura un levantamiento topográfico y un

reparto de apoyos correspondiente a un ramal de alta tensión:

Perfil longitudinal línea aérea.


Introducción

Generalidades 9


Se plasmará en la planta todo lo existente a cincuenta metros a ambos lado

del trazado e nuestra línea.

En los planos que nos representen tanto el perfil longitudinal como la planta

se utilizarán escalas mínimas de 1:2000 para las medidas horizontales y

1:500 para las verticales. (Apartado 3.3.4 de la ITC-09 del R.L.A.T.)

Planta trazado línea aérea.

Para comenzar, todo perfil deberemos establecer un plano o cota de

comparación, que deberá ser lo más cercana posible a la altitud real del

punto sobre el nivel del mar, ayudándonos para este caso de la consulta con

los planos existentes en el mercado (ejército, comunidad, etc.). Esta cota es

muy importante ya que de ella dependerá la clasificación del terreno a

efectos de sobrecarga del hielo, la cual puede ser de tres tipos de acuerdo

al apartado 3.1.3 de la ITC-07 del R.L.A.T.:

Zona A.- Cuando la línea transcurre por un terreno cuya altitud es

inferior a los 500 metros sobre el nivel del mar.

Zona B.- Cuando la línea transcurre por un terreno cuya altitud está

situada entre los 500 y 1.000 metros sobre el nivel del mar.

Zona C.- Cuando la línea transcurre por un terreno cuya altitud es

superior a los 1.000 metros sobre el nivel del mar.

Esta clasificación es importante para establecer en los Cálculos de la línea la

sobrecarga debido al hielo que deberán soportar los distintos conductores.


Introducción

Generalidades 10


Entre la representación vertical (perfil) y la horizontal (planta), se suele

representar una “guitarra” o tabla donde se plasmarán los datos que se

establecen en el punto 5.1. del apartado 3.3.4 de la ITC-09 del R.L.A.T.

Una vez obtenido el perfil longitudinal de la línea, procederemos a realizar

el reparto de apoyos sobre el mismo, debiéndonos ayudar para ello de una

catenaria de tendido.

Catenaria de tendido para conductor LA-30 en zona A (tense 10 Kg/mm2).

Las catenarias de tendido son representaciones gráficas de cómo se

comporta los distintos conductores sometidos a una determinada tensión de

tendido y acordes a la zona por donde transcurre la línea (zona A, B o C).

Estas catenarias suelen llevar otra paralela y situada a seis metros del

terreno para comprobar que en ningún punto se incumple la mínima

distancia al terreno marcada en el apartado 5.5 de la ITC-07 del R.L.A.T.

A la hora de realizar un replanteo, deberemos tener en cuenta una serie de

reglas que se han marcado desde la experiencia. No son reglas de estricto

cumplimento pero suelen ayudar para obtener un óptimo tendido. Se

relacionan a continuación las más destacadas de estas normas:

Deberemos realizar un reparto equidistante de vanos, dividiendo el

total de la línea entre la distancia que establezcamos como vano tipo,

normalmente entre 130 y 140 metros en terrenos llanos.

Deberán situarse los apoyos en los puntos altos del perfil.


Introducción

Generalidades 11


No se deberán situar los apoyos en las hondonadas de los valles,

para evitar la aparición de apoyos “ahorcados”.

Cuando existan muchas parcelaciones, deberemos intentar situar los

apoyos en las lindes de dichas parcelas para evitar perjuicios a los

propietarios afectados, sobre todo en terrenos agrícolas.

Deberemos realizar tendidos por las zonas más “claras” cuando se

trate de zonas boscosas, para evitar en lo posible la tala de árboles y

conseguir “camuflar” la línea entre la zona arbolada.

Hay que tener en cuenta que es más económico dar algo más de

altura a los apoyos que tener que intercalar un nuevo apoyo.

Desde el punto de vista de permisos, es aconsejable el trazar las

mismas por terrenos de dominio público, aunque a veces resulta más

laborioso el conseguir la autorización de un Organismo que de un

particular.

Hemos de tener en cuenta, sobre todo, para establecer los apoyos de

seccionamiento o protección, que sean lugares de fácil acceso

(cercanías de camino o carreteras).

Una vez conseguido el reparto de apoyos, hemos de establecer el tipo de

cada uno y desarrollar lo que denominaremos como “guitarra” o grupo de

líneas donde se recogen los siguientes datos:


Introducción

Generalidades 12


Guitarra de perfiles:

• 1ª Línea: cotas del terreno.

• 2ª Línea: distancias al origen.

• 3ª Línea: distancias entre apoyos y número de apoyos.

• 4ª Línea: características de los apoyos.

• 5ª Línea: armado, tipo y punto kilométrico.

• 6ª Línea: cimentación de los apoyos.

Esta “guitarra” es muy importante para realizar el posterior replanteo y dar

una imagen rápida y general de la línea a la brigada encargada de construir

el ramal de alta tensión.

Por último deberemos relacionar sobre la planta los distintos propietarios

afectados por el trazado de la línea, llevándose dicha relación a un anexo

del proyecto correspondiente, mencionándose en la misma el número de

apoyos situados en su finca, así como la longitud de vuelo y superficie

ocupada por éste, teniendo en cuenta la separación de conductores que

tenga la línea.

Dichos propietarios tendrán que dar su conformidad al paso de la línea por

escrito, siendo el principal problema que nos encontramos a la hora de

realizar una nueva Línea de Alta Tensión el obtener la autorización de los

propietarios afectados. Para obviar este problema, la nueva Ley del Sector

Eléctrico establece la posibilidad de la declaración de utilidad pública de las

instalaciones, para, de esta forma, poder iniciar un expediente de

expropiación y poder realizar la línea.

Apoyos

Los apoyos se utilizan para conseguir la altura reglamentaria de las líneas

aéreas respecto del suelo y, además, servir para soportar los conductores

mediante el uso de aisladores. Dentro de los apoyos existen varios tipos, y

la elección de uno de ellos nos vendrá marcada por una serie de

circunstancias: tensión de la línea, esfuerzos mecánicos, accesibilidad del

terreno, etc.


Introducción

Generalidades 13


Inicialmente estableceremos una división en dos tipos generales, y que

posteriormente desarrollaremos de modo concreto y específico.

Por sus características constructivas los subdividiremos en los siguientes

tipos:

Apoyos de madera.

Apoyos de hormigón.

Apoyos metálicos.

Según la función mecánica que vayan a desarrollar tendremos los siguientes

tipos de apoyos:

Apoyos de alineación.

Apoyos de ángulo.

Apoyos de anclaje.

Apoyos de principio y fin de línea.

Apoyos especiales.

Apoyos de madera.

Son los apoyos más económicos de fabricación y montaje, aunque

actualmente su uso se reserva únicamente para instalaciones provisionales

y por motivos de avería.

Su uso fue muy generalizado, en un momento histórico determinado, en

todos los países, en la extensión de Líneas de Alta Tensión, quedando aún

muchas líneas soportadas en este tipo de apoyos, y que van siendo

sustituidos paulatinamente por otros tipos.

Los apoyos de madera están construidos a partir de árboles, a los que se les

ha extraído la corteza y posteriormente se les ha tratado para evitar que se

pudran.

Se emplean principalmente de castaño, pino silvestre y abeto. La vida

media de los apoyos oscila entre los 10 y 30 años, dependiendo de la

calidad de la madera y de la zona climatológica donde vayan a ubicarse.


Introducción

Generalidades 14


El diámetro mínimo de los postes será de 11 cm. en la parte superior, para

las especies coníferas, y de 9 cm., para el castaño. El extremo superior

deberá estar tallado en cuña o cono para dificultar la penetración del agua

de lluvia.

Apoyos de madera

Apoyos de hormigón.

Son apoyos prefabricados de hierro y hormigón, obtenidos según varios

métodos de producción (centrifugados, vibrados, pretensados, etc.).

Dentro de estos apoyos haremos dos divisiones: apoyos totalmente

macizos, denominados HV, y otros con parte maciza y parte hueca, que

denominaremos HVH.

Apoyos HVH.


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Generalidades 15


Tabla de apoyos huecos HVH.

Apoyos HV.


Introducción

Generalidades 16


Tabla de apoyos de hormigón HV.

Los primeros son de menor altura y esfuerzo que los segundos, utilizándose

principalmente para apoyos de alineación, pequeños ángulos y, algunas

veces, de final de línea cuando se requiere que ocupen poco espacio.

Los segundos, se utilizan para grandes ángulos, aunque su uso es bastante

limitado debido al gran peso de los mismos, utilizándose únicamente en

zonas con mucha humedad, sobretodo en Galicia y en la zona de

distribución de Unión FENOSA, que los tiene normalizados.

Entre las ventajas que presentan los apoyos de hormigón respecto de los de

madera, es que con estos podemos realizar mayores vanos; además tiene

una vida útil mucho más prolongada, casi ilimitada, siempre que se procure,

en su instalación, no quedar al aire las varillas de armado para evitar la

oxidación de las mismas.

Respecto de los apoyos metálicos, las ventajas de este tipo de soportes de

hormigón son su menor coste económico, menor excavación, menor

mantenimiento y mejor adaptabilidad al entorno. Por el contrario, tienen el

inconveniente de que su montaje es más costoso, ya se necesitan grúas de

gran tonelaje, limitándose su instalación a terrenos de fácil acceso.

Apoyos metálicos.

Están formados por ángulos metálicos de distintos perfiles. Están

conformados normalmente por cuatro montantes unidos entre sí mediante

celosías, pudiendo efectuarse éstas uniones mediante remaches, tornillos o

soldaduras. Las uniones remachadas están prácticamente desapareciendo


Introducción

Generalidades 17


quedando únicamente torres soldadas y atornilladas, dividiéndose éstas

últimas en semiatornilladas y atornilladas.

Para desarrollar los distintos tipos utilizaremos las series que fabrica una

conocida marca de la Comunidad Extremeña: IMEDEXA.

Las soldadas suelen ser las torres más económicas de los distintos

fabricantes. Su uso es muy generalizado en la construcción de pequeños

ramales, debido a su bajo coste, poco peso y fácil manejo. Es idóneo para

zonas de difícil acceso, ya que no requieren el uso de grandes grúas y el

acopio hasta su ubicación es fácil. Estas torres son de forma

troncopiramidal, y suelen ser construidas en tramos de longitud variable,

consiguiéndose las distintas alturas a base de la unión de distintos tramos.

La designación de este tipo de torres suele ser de la forma:

XX - 250 - 12, donde:

XX: denominación de la serie.

250: esfuerzo del apoyo en Kg.

12: altura del apoyo en metros.

Torres serie CP.


Introducción

Generalidades 18


Tabla de datos en torres serie CP.

Torres serie CA.


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Generalidades 19


Tabla de datos en torres serie A.

Las semiatornilladas son aquellas que están compuestas por una cabeza y

un fuste, siendo la unión de las celosías de la cabeza del tipo soldada y las

del fuste atornilladas. Con este tipo de torres se consiguen apoyos de

mayor esfuerzo y altura que las torres soldadas. Dentro de este tipo de

torres destacan por su gran utilización aquellas que son fabricadas según la

recomendación UNESA 6.704-A, denominadas torres del tipo C, siendo de

gran utilización en las líneas de distribución de 3ª categoría.

Torres serie C.


Introducción

Generalidades 20


Tabla de datos de torres serie C.

La cabeza de estas torres es prismática, de sección cuadrada, con siete

campos de 600mm.- longitud total de 4.200mm. -, estando taladrada para

adosar las distintas crucetas, formando todo ello un solo cuerpo soldado.

El fuste es de forma troncopiramidal, de sección cuadrada, formado por

distintos tramos según la altura a conseguir; cada tramo se compone de

cuatro montantes de longitud de una máxima de 6m., unidos por celosía

sencilla atornillada. El embalaje y transporte se efectúa flejando todas las

barras que componen la torre en el interior de la cabeza.

Los esfuerzos y alturas están especificados en la tabla anterior. Para su

designación utilizaremos la letra “C”, seguida del esfuerzo, altura y tipo de

armado o cruceta que instalaremos: C-4500-18-S2.

Por último, se encuentran las torres totalmente atornilladas, que son las

empleadas principalmente en líneas de 1ª y 2ª categorías, y con ellas se

consiguen obtener grandes alturas y esfuerzos. Dentro de las

semiatornilladas, tenemos dos tipos: las sustentadas en cimentación única,

o monobloque, y aquellas con cimentación independiente para cada pata.


Introducción

Generalidades 21


Torres serie Halcón.

Las primeras son muy similares a las de la serie C, aunque se consiguen

mayores alturas y tienen la gran ventaja que son totalmente desmontables,

incluida la cabeza, lo que las hace idóneas para lugares de difícil acceso en

los que no pueden actuar las grúas y debe realizarse el izado de forma

manual.

La sección de las torres es cuadrada y la celosía de las caras es simple e

igual para las cuatro caras. El ancho de la cabeza es de 1 m. Se suministran

en un paquete compacto, donde se flejan todos los montantes y celosías,

así como el armado que elijamos.

Los esfuerzos y alturas para este tipo de torres son los que especificamos

en las siguientes tablas. Para su designación utilizaremos la letra “H”,

seguida del esfuerzo, altura y tipo de armado o cruceta que instalaremos.


Introducción

Generalidades 22


Tabla de datos de torres serie H.

Las altura totales (H) se entienden desde la base de la cruceta inferior hasta

la base de la torre, y las alturas útiles (HU) desde la cruceta inferior hasta el

suelo para cimentaciones en terreno normal (K=12). En estas torres, la

altura de la cabeza dependerá del armado que instalemos, variando desde

los 0,70m., para armados rectos, hasta los 7,50m., para el resto de

armados.

Para torres de gran esfuerzo, y que permiten instalar armados o crucetas de

gran longitud, utilizamos apoyos sustentados en cimentaciones de modo

independiente para cada pata, motivado por la mayor anchura de la base de

estas torres. La sección de la torre, tanto en su fuste como en la cabeza es

de sección cuadrada, siendo totalmente desmontable, utilizándose celosías

dobles en las caras.






Parte II


Introducción

Generalidades 23


Parte II

Torre serie Águila

Torres serie Cóndor.


Introducción

Generalidades 24


Estas torres son utilizadas para líneas de 1ª y 2ª categoría, siendo su

designación distinta para cada fabricante, debiéndose consultar para ello los

distintos catálogos.

Por último, describiremos un tipo de apoyos metálicos fabricados con chapa

y de aspecto similar a los apoyos de hormigón: son los denominados apoyos

tubulares. Este tipo de apoyos están formados por una serie de cuerpos,

unidos entre sí por tornillos y casquillos normalizados. Su fijación al terreno

se realiza mediante el uso de espárragos bien cimentados o, en terrenos

rocosos, embutidos a través de taladros y fijados mediante pasta especial.

Apoyos tubulares metálicos.


Introducción

Generalidades 25


Los apoyos se atornillan a estos espárragos. Tienen la ventaja, respecto de

los de hormigón, de su menor peso, lo cual lo hacen ideales en apoyos de

alineación enclavados en terrenos de difícil acceso; así mismo, debido al

tipo de cimentación que requieren, lo hacen idóneo en terrenos rocosos.

Otro campo de gran aplicación para este tipo de apoyos es el de las

instalaciones provisionales, ya que su desmontaje es fácil y permite

instalarlos en otro lugar, perdiéndose únicamente los espárragos de fijación.

Se reflejan a continuación las características de estos apoyos.

Tabla de datos por tipo de apoyos.

Por contrario, este tipo de apoyos tienen el inconveniente de que su costo

económico es bastante superior a los apoyos de hormigón y también

elevado respecto a los metálicos de celosía. A modo comparativo,

establecemos a continuación el valor económico de los tres tipos de apoyo

para una misma altura y esfuerzo. Como se observará el apoyo tubular es

de menor altura, dado que no tiene empotramiento.

Cuadro económico.


Introducción

Generalidades 26


Una vez descritos los apoyos por sus características constructivas, vamos a

describirlos teniendo en cuenta sus características funcionales:

Apoyos de alineación: sirven solamente para sostener los conductores

y cables de tierra, debiéndose ser empleados únicamente en alineaciones

rectas.

Apoyos de ángulo: se utilizan para sostener los conductores y cables

de tierra en los vértices de los ángulos que forman dos alineaciones.

Apoyos de anclaje: deben proporcionar puntos firmes en la línea que

limita la propagación… de esfuerzos longitudinales de carácter excepcional.

Apoyos de fin de línea: deben resistir, en sentido longitudinal de la

línea, la solicitación de todos los conductores y cables de tierra.

Apoyos especiales: son aquellos que ejercen cualquier función

diferente de las definidas en la clasificación anterior.

Armados

Denominaremos como armados o crucetas a todos aquellos elementos

horizontales que situamos en la parte alta de los distintos apoyos, y que nos

permitirán la sustentación de los elementos aislantes así como conseguir la

separación reglamentaria de los conductores según la longitud de los

distintos vanos.

Aunque anteriormente se han construido crucetas de madera, e incluso de

hormigón, actualmente se utilizan únicamente las metálicas, acoplándose

éstas tanto a los apoyos de hormigón como a los metálicos y tubulares.

Para los apoyos de hormigón y tubulares, los tipos más frecuentes son las

denominadas de tipo bóveda y las rectas. Las primeras son utilizadas en los

apoyos de alineación y las segundas para aplicaciones en amarre (ángulos,

anclajes y principio y final de línea). Estas crucetas se adaptan a la cabeza

de los apoyos mediante el uso de varillas roscadas, que permiten la unión

de los perfiles que constituyen las crucetas a la cabeza del poste.

En las figuras siguientes se indican los distintos tipos que fabrica una marca

extremeña: IMEDEXSA.


Introducción

Generalidades 27


Armados tipo bóveda.

Armados tipo recto.


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Generalidades 28


Respecto de los apoyos metálicos, existe una gran diversidad de crucetas, que

nos permiten distintos tipo de configuración y separación de conductores. La

designación de estas crucetas varía con el fabricante, aunque nos valdremos de

la recomendación UNESA 6.704-A, para describir los distintos tipos que existen

en el mercado.

Armados tipo “L”: son crucetas rectas que se montan en la parte superior

de la cabeza. Se consiguen separaciones de conductores desde 1 a 2 metros,

aunque con las medidas de electrocución de aves, la separación mínima entre

conductores deberá ser de 1,5 metros, por lo que no podremos utilizar en, en

Comunidades, por ejemplo, como la de Extremadura, las crucetas inferiores de

esta gama. Este tipo de armados se utiliza sobretodo en los distintos apoyos de

amarre (principio y final de línea, ángulo y anclaje). En los dos últimos, y para

dar continuidad al hilo central, deberemos utilizar una cadena de suspensión,

ya que esta prohibida la existencia de partes en tensión por encima de las

crucetas para evitar la electrocución de aves.

Armados tipo L.


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Generalidades 29


Armados tipo “T”: son similares a los anteriores, variando únicamente la

posición de la cruceta en la cabeza de la torre, ya que éstos armados se sitúan

por debajo de la parte superior de la cabeza. Este tipo de armados son

utilizados para la instalación de seccionadores y en aquellos casos que

necesitemos una separación de conductores mayor que la conseguida con los

del tipo “L”, alcanzándose ésta mediante el amarre del hilo central en la parte

alta de la torre. En estos apoyos hay que utilizar igualmente una cadena de

suspensión para dar continuidad al hilo central.

Armados tipo T.


Introducción

Generalidades 30


Armados tipo “B”: son crucetas elevadas respecto de la cabeza de la torre.

Dependiendo de la longitud de armado, son rectas (3 y 4 metros) o en forma de

bóveda (5 y 6 metros). Este tipo de armado es de gran utilización, ya que su

diseño le permite utilizarlo en el mayor número de apoyos, tanto de alineación

como en amarre, y no necesita el uso de ninguna cadena adicional para realizar

la continuidad del hilo central, en el caso de cadenas de amarre. Tiene el

inconveniente, respecto de la cruceta recta, de su mayor coste económico,

tanto en el material como en su montaje. Este tipo de crucetas es el

recomendado, por ejemplo, por Medioambiente en alguna comunidad

autonoma para líneas de 2ª y 3ª categoría.

Armados tipo B.


Introducción

Generalidades 31


Armados tipo “S”: este tipo de armado, está formado por tres

semicrucetas, las cuales pueden ir montadas en dos caras opuestas de la torre

(armados al tresbolillo) o en la misma cara de la torre (armados en bandera).

Con este tipo de crucetas conseguimos una mayor separación de conductores,

en el caso de los de tipo tresbolillo, y “conducir” los conductores en un

determinado plano en los tipo bandera. Este tipo de armados pueden utilizarse

tanto en apoyos de amarre como de alineación. El coste económico suele ser

inferior a los del tipo “B”, aunque tienen el inconveniente de tener que utilizar

apoyos de mayor altura para conseguir la distancia reglamentaria del hilo

inferior respecto del suelo.

Armados tipo S.


Introducción

Generalidades 32


Armados tipo “N”: son similares a los del tipo S, pero dobles (seis

semicrucetas), y es el armado que tendremos que utilizar para líneas de doble

circuito.

Armados tipo N.

Por último, señalar que en las líneas dotadas de conductor de protección, los

apoyos metálicos van coronados de una cúpula de tierra que permite conseguir

tanto la sustentación del hilo de protección como la distancia de seguridad de

éste con respecto de los hilos conductores.

Cúpula de tierra.


Introducción

Generalidades 33


Conductores

Conductores desnudos

Las prescripciones reglamentarias establecen que, como conductores, pueden

emplearse cualesquiera materiales metálicos, o combinaciones de estos, que

permitan constituir alambres o cables de características eléctricas y mecánicas

adecuadas para su fin e inalterables con el tiempo, debiendo presentar,

además, una resistencia elevada a la corrosión atmosférica.

Los materiales metálicos que constituyen los conductores para líneas aéreas

han de cumplir tres premisas:

1) Deben tener pequeña resistencia eléctrica para que las pérdidas por

calentamiento sean reducidas.

2) Deben tener elevada resistencia mecánica.

3) Y bajo coste de adquisición para que la explotación de la línea sea

rentable.

Es difícil encontrar materiales que reúnan los tres requisitos simultáneamente,

reduciéndose actualmente los materiales a dos: aluminio y cobre, aunque el de

uso más cotidiano es el aluminio y, sólo en casos justificados, el cobre. Al ser la

resistencia mecánica del aluminio muy pequeña es necesario que, para formar

dicho conductores, su alma esté configurada por alambres de acero, con el fin

de aumentar la resistencia mecánica.

Al hilo del último párrafo, debemos definir el hilo o alambre como una varilla

metálica cuya longitud es muy grande respecto a su diámetro; y se denomina

cable o conductor cableado a un conductor constituido por un grupo de hilos o

por una combinación de grupos de hilos trenzados juntos.

El cable se conforma trenzando helicoidalmente una o varias capas de hilos de

la misma sección sobre un hilo o grupo de hilos centrales que se denomina

alma o núcleo.

La mayor ventaja de los cables sobre los hilos de la misma sección es su mayor

flexibilidad. Cuanto menor sea el diámetro de los hilos que constituyen el cable


Introducción

Generalidades 34


mas flexible será este, pero existe un límite en este diámetro, ya que la

resistencia eléctrica del cable crece con el número de hilos que lo constituye.

Los parámetros más destacados que deberemos conocer de cada conductor son

los siguientes:

Sección: se denomina sección efectiva o sección útil de un cable a la suma

de las secciones de los hilos constituyentes. Esta sección vale:

d = diámetro de los hilos constituyentes en mm. N = número total de hilos.

La sección nominal es la sección efectiva redondeada, comprendida entre los

límites de tolerancia admitidos para cada hilo; y es la que se emplea para

designar el cable.

Diámetro de un cable: con esta denominación entendemos el diámetro

del círculo circunscrito al cable o la media aritmética de dos medidas opuestas

realizadas al conductor en sentido perpendicular.

Diámetro de los hilos constituyentes : los cables se fabrican en secciones

comerciales, expresadas en milímetros cuadrados. Esta circunstancia hace que

los hilos constituyentes se fabriquen en diámetros que, en general, discrepan

de los diámetros normalizados para conductores que deben emplearse como

hilos.


Introducción

Generalidades 35


En un cable de sección dada, el diámetro de cada hilo está expresado por:

S = sección del cable en mm². N = número de hilos.

En cables mixtos el diámetro de los hilos que constituyen el alma es el mismo

que los hilos que constituyen el resto.

Peso: en los conductores eléctricos, el peso se expresa generalmente en

kilogramos por kilómetro del conductor. (Kg/Km)

Peso específico: otro dato que suelen darnos las casas constructoras de

conductores es el peso específico de los conductores expresados en g/cm³,

siendo necesario dicho dato para el cálculo mecánico de los conductores,

representándose en la siguiente tabla, los más usuales:

Resistencia eléctrica: es la oposición que presenta el cable al paso de la

corriente eléctrica, la cual se traduce, sobretodo, en pérdidas por

calentamiento, expresándose la resistencia en Ohmios por kilómetros y

referenciados a una determinada temperatura (normalmente a 20ºC).


Introducción

Generalidades 36


Carga de rotura: el esfuerzo mínimo que produce la rotura de un material

se denomina carga de rotura y viene expresado en kg/mm². La carga de rotura

de los cables es siempre inferior a la suma de la de los hilos tomados

independientemente, debido a las compresiones laterales que producen unos

hilos sobre otros. Esta circunstancia se expresa por la denominada eficiencia

mecánica del cable, que es la relación entre su carga de rotura y la suma de las

cargas de rotura de todos los hilos individuales. Generalmente los fabricantes

nos dan en sus tablas técnicas la carga de rotura de los cables.

Con respecto a alguno de los parámetros anteriores, el R.L.A.A.T. establece en

su apartado 2.1 de la ITC-07 del R.L.A.T. una serie de limitaciones:

La sección mínima para los conductores de cobre y sus aleaciones será

de 10 mm².

Para los conductores de acero la sección mínima será de 12,5 mm².

Para los demás metales no deben emplearse conductores cuya carga de

rotura sea inferior a 350 daN.

Debido a esta última premisa, no podremos conformar cables con aluminio

solamente, debido a su baja carga de rotura y a su escasa dureza, por lo que

tienen que estar formados por aleaciones, como pueden ser el magnesio, el

silicio o el hierro, siendo en este caso su resistencia mecánica a la rotura mayor

que la del cobre.

A la vista de lo expuesto anteriormente, y aunque el cobre es el metal más

utilizado en las aplicaciones eléctricas, en lo que se refiere a Líneas Aéreas de

Alta Tensión ha sido sustituido por el aluminio y sus aleaciones, ya que este

último es más ligero y por tanto resultan más económicos los apoyos,

aisladores y demás elementos de montaje. El cobre se ha reducido a casos muy

especiales, siendo empleado por algunas Compañías en los vanos de entrada a

los pórticos de subestaciones, debido a su mejor comportamiento en los

terminales de la distinta aparamenta, evitándose la aparición de posibles

efectos de electrólisis.


Introducción

Generalidades 37


A pesar de las grandes ventajas del aluminio como conductor eléctrico, es decir,

buena conductividad, pequeña densidad y buena resistencia a la corrosión,

existe el inconveniente de que su carga de rotura es pequeña, incluso en

aleaciones. Como necesitamos realizar grandes vanos para abaratar los costes

de montaje, necesitaremos tener conductores con grandes cargas de rotura.

Para obviar estos problemas se construyeron los cables de aluminio-acero,

formados por un alma de acero de uno o más alambres, y varias capas de

alambre de aluminio, siendo este tipo de conductores los más utilizados en la

construcción de Líneas Aéreas de Alta Tensión.

Los cables son fabricados con distintos números de conductores en sus

respectivas capas, siendo las siguientes formaciones las más usuales:

Cable denominado 1 + 6, compuesto por un hilo de acero y seis hilos de

aluminio.

Cable denominado 7 + 30, compuesto por un hilo central y una capa

envolviendo al mismo de seis hilos de acero, y de dos capas de aluminio

superpuestas de 12 y 18 hilos.

Cable denominado 7 + 54, compuesto por un hilo central envolviendo al

mismo seis hilos de acero, y de tres capas de aluminio superpuestas de

12, 18 y 24 hilos cada una.

Se representan a continuación las formas constructivas descritas

anteriormente:


Introducción

Generalidades 38


Dentro de los cables de aluminio-acero, los más usuales son los fabricados de

acuerdo a la Norma UNESA 3403, siendo los más utilizados los denominados

LA-30, LA-56 y LA-110, resumiéndose en la siguiente tabla las características

de estos conductores.

Conductores de aluminio-acero normalizados.

En el apartado 4.2.1 de la ITC-07 del R.L.A.T., se expresan las densidades de

corriente en A/mm² que no deben sobrepasar los distintos conductores,

reproduciéndose a continuación dicha tabla:

Densidad de corriente Amperios/mm2.


Introducción

Generalidades 39


Para cables de aluminio-acero se tomará en la tabla el valor de densidad

correspondiente a su sección total, como si fuera de aluminio, y su valor se

multiplicará por un coeficiente de reducción que, según la composición, será:

Cables de composición 1 + 6 y 7 + 26 ................. 0,937

Cables de composición 7 + 30 ............................ 0,902

Cables de composición 7 + 54 ............................ 0,916 Cables de composición 7 + 45 ............................ 0,970

Los cables de acero galvanizado se utilizan poco en líneas eléctricas debida a su

alta resistividad eléctrica, habiéndose usado en el pasado para ramales con

poca potencia de transporte. Su principal campo de aplicación, hoy en día, está

en los conductores de protección o guarda.

Conductores aislados

En algunas zonas boscosas, de gran valor ecológico y zonas urbanas, se han

sustituido las líneas de conductores desnudos por tres cables unipolares

aislados, trenzados en haz y soportados por un cable de acero de 50 mm² de

sección. Se adjuntan en la siguiente tabla las características de los cables

trenzados en haz para Media Tensión de un fabricante (BICC GENERAL CABLE).

Conductores 12/20 KV.

Conductores 18/30 KV.


Introducción

Generalidades 40


En la siguiente figura se puede apreciar la composición de estos cables:

Sección característica conductor trenzado A.T.

Este tipo de conductores presenta las ventajas de eliminar las descargas a

tierra por contacto con ramas o aves, haciéndolos ideales en los trazados de

líneas a través de masas boscosas. Por el contrario, y dado su mayor peso,

elevan los costes de montaje, ya que no se pueden realizar vanos superiores a

40 metros, con lo que se eleva el número de apoyos así como el esfuerzo de los

mismos.

El precio por kilómetro de línea se encuentra a la mitad entre las líneas aéreas

convencionales y las subterráneas.





Módulo II Aislamiento y protección


Líneas de Alta Tensión

Líneas Aéreas – Aislamiento y protección 42


AISLAMIENTOS

En materia de aislamientos, apartado 4.4 de la ITC-07 del R.L.A.T. (Tablas 12 y

13) marca los niveles de aislamiento normalizados mínimos correspondientes a la

tensión más elevada de la línea.

Para conseguir esos valores, se utilizan los denominados aisladores, los cuales

pueden ser unitarios o formando parte de una cadena de varios elementos.

Los unitarios, denominados genéricamente rígidos, fueron utilizados con gran

profusión hace unos años, habiéndose sustituido en la actualidad por las

denominadas cadenas de aisladores que presentan grandes ventajas con

respecto a los primeros, aunque su coste económico es sensiblemente superior.

Estos aisladores rígidos están formados por un elemento aislante, normalmente

de cristal, y un soporte metálico mediante el cual se unen a la cruceta. Su

forma general es la de una campana que lleva en su parte superior una

garganta sobre la que se fija el conductor mediante una ligadura. La unión

entre el aislador y el soporte puede ser fija o roscada, facilitando esta última el

cambio de aislador en caso de avería. Para conseguir aislamientos altos, se

prolonga la línea de fuga de los aisladores, dando a la campana ondulaciones

profundas e inclinadas hacia abajo; cuando el tamaño del aislador es grande o

la campana es complicada, no se puede fabricar de una sola pieza, por lo que debe

estar constituida por la unión de 2, 3 o 4 campanas superpuestas, unidas por yeso

o cemento (por ejemplo, ARVI-32)





ARVI-22.

ARVI-32.





En la siguiente tabla, enumeramos las características técnicas de aisladores

rígidos fabricados por una conocida casa de aisladores (ESPERANZA S.A.).

Tabla de características técnicas de aisladores rígidos.

Referente a los soportes, y para evitar la electrocución de aves, deberán

instalarse siempre soportes largos, aunque, por ejemplo, en el caso de la Junta

de Extremadura, se ha prohibido su uso, quedando reducida su utilización en

bajadas de centros de transformación y en el paso de conductores para realizar

derivaciones, siempre por debajo de la cruceta superior.

Con respecto a los aisladores que forman parte de las denominadas cadenas de

aisladores, pueden ser de porcelana, cristal o del tipo sintético. Dentro de los

de cristal, que son los más utilizados, destacaremos los denominado U-40 y U-

70, aunque el uso de los U-40 es cada vez más reducido. Se representan en las

páginas siguientes las características de estos aisladores.

Para conseguir los niveles de aislamiento marcados en la tabla reglamentaria,

deberemos unir el número de aisladores que sobrepase dicho valor,

denominándose la cadena resultante por el número de elementos seguido de la

denominación de los mismos (ejemplo, 2/U-70, 3-U-40).





Aunque reglamentariamente consigamos el valor de aislamiento, siempre es

recomendable instalar una unidad más por cadena, ya que la rotura de un

elemento de la misma no mermará las condiciones de aislamiento y no

provocará la interrupción del servicio, sustituyéndose el elemento dañado en las

operaciones programadas de conservación. Esta premisa se hace más necesaria

en las cadenas de amarre, ya que la sustitución de un elemento en las mismas

es más laboriosa y se emplea mayor tiempo que en las de suspensión.

Aislador de suspensión en vidrio templado: Nº 1503.

Características eléctricas de las cadenas.





Aislador de suspensión en vidrio templado: Nº 1507.

Características eléctricas de las cadenas.





Las recomendaciones dadas por la Junta de Extremadura han hecho que el

número de elementos de cada cadena se eleve para conseguir las medidas

dictadas por dicho organismo para la distancia entre los elementos activos y las

distintas crucetas.

Por último, tenemos los aisladores sintéticos o “composite”, que está formado

por tres componentes, unidos solidariamente desde fábrica, y que son los

siguientes:

Un núcleo de fibra de vidrio, impregnado de resina, que asegura el

aislamiento y soporta los esfuerzos mecánicos (tracción, compresión,

flexión, torsión) producidos por los conductores de la línea.

Un revestimiento de elastómero, que protege el núcleo contra los

agentes exteriores asegurando la estanqueidad. Su forma bien estudiada

da al aislador sus características eléctricas y asegura un buen

comportamiento a la contaminación.

Herrajes de extremidad metálicos, necesarios para el montaje del

aislador y para la transmisión de los esfuerzos mecánicos.

Sección aislador sintético.





Este tipo de aisladores, destaca por su gran ligereza, llegando a ser de 5 a 8

veces más ligero que una cadena o soporte equivalente de vidrio templado o de

porcelana. En las siguientes figuras se muestran las características de este tipo

de aisladores, correspondientes a la serie “VERI * LITE” de Ibérica de

Aparellajes.

Aislador sintético tipo VERI * LITE de Ibérica de Aparellajes.

Características mecánicas.

Características eléctricas.





Herrajes

Bajo esta denominación englobamos aquellas piezas metálicas que sirven para

unir, por un lado, los aisladores a las crucetas y, por otro, los aisladores a los

conductores. Los distintos herrajes se aprecian en las siguientes figuras, donde

se representan sendas cadenas de suspensión y amarre.

Cadena de suspensión.





Cadena de amarre.

Entre los primeros se encuentran las denominadas horquillas de bola, que

permiten, mediante su parte móvil, unir o “colgar” la cadena del apoyo o

cruceta. La denominación de la horquilla viene marcada por el tipo de aislador

que usemos: la HB-11 para el aislador U-40 y la HB-16 para el U-70.

Horquilla de bola.





Para la unión de los aisladores con los conductores utilizamos dos piezas,

primero las rótulas, que se adaptan al aislador, y, en segundo lugar, las grapas,

que se adaptan a la rótula por un extremo y, por el otro, al conductor.

Respecto de las rótulas, su designación vendrá marcada por el tipo de aislador,

siendo R-11 para el aislador U-40 y la R-16 para el U-70. Dentro de las rótulas

tenemos las cortas y las largas, utilizando la letra p para designar a las largas

(R-11 p y R-16 p). Las cortas se utilizan en las cadenas de suspensión y las

largas en las de amarre para favorecer la formación del puente.

Rótulas.

Por su parte, las grapas se dividen en grapas de suspensión y grapas de

amarre, dependiendo su denominación del conductor que hayamos utilizado. La

elección del tipo apropiado depende del diámetro que soporte en cada caso la

canaladura de la grapa.





Grapa de suspensión.

Tabla técnica.

Grapa de amarre.





Tabla técnica.

Para conseguir la seguridad reforzada que marca el reglamento para los apoyos

de cruce deberemos, en los apoyos de alineación, reforzar el conductor en el

lugar de colocación de la grapa con una serie de varillas preformadas

denominadas “armo-rod”, cuya elección dependerá del conductor utilizado,

como puede verse en las imágenes siguientes.





Dentro del grupo de grapas de suspensión, se viene utilizando últimamente la

denominada grapa de suspensión armada, constituida por una serie de varillas

que se adaptan al conductor y un acoplamiento cilíndrico dotado de goma

elástica que une el conjunto (varillas conductor) a la rótula, como puede

apreciarse en las siguientes imágenes.

Por último, señalar que existen en el mercado unos preformados de amarre,

que sustituyen a las grapas de amarre, adaptándose al conductor directamente

sin necesidad de apretar tuercas. Estos preformados dependerán del conductor

utilizado y para su unión al aislador necesitaremos el uso de las denominadas

rótulas guardacabos, que, al igual que el resto de rótulas, su elección vendrá

marcada por el aislador que usemos en la cadena: RG-11 para el aislador U-40

y la RG-16 para el U-70.





Preformado de amarre.

Rótula guardacabos.

Seccionamiento y protección

En este apartado describiremos toda la aparamenta destinada a la maniobra y

protección de las instalaciones de alta tensión. El Apdo. 6.1. I.T.C. 07 del

R.L.A.T. establece que en las derivaciones deberá instalarse un seccionamiento

en el entronque de la línea derivada, no siendo necesario la instalación

de seccionadores en los casos en los que para la explotación del conjunto línea-

principal y línea-derivada no sea ventajoso dicho seccionamiento.

La línea derivada deberá ser seccionada sin carga, o a lo sumo con la

correspondiente a la de vacío de los transformadores a ella conectados, siempre

que la capacidad de los mismos no exceda de 400 kVA. Sin embargo, previa

justificación de características, podrán utilizarse los denominados seccionadores





de apertura en carga, todo ello para evitar la aparición de fenómenos de

“cebado” que pueden acarrear la destrucción del seccionador y provocar

accidentes en las personas que lo maniobren.

Los elementos destinados a conectar y desconectar los distintos circuitos son

los que venimos denominando como seccionadores. Si la maniobra se hace fase

a fase, se denominaran seccionadores unipolares y si se actúa sobre las tres

fases a la vez se denominan tripolares. Igualmente, denominaremos de interior

aquellos elementos que se instalen dentro de edificios y de exterior aquella que

se instale a la intemperie.

El apartado 6.2 de la ITC-07 del R.L.A.T., establece que los desconectadores

o seccionadores serán siempre trifásicos, con mando mecánico o a mano, a

excepción de los utilizados en líneas de tensión nominal inferior a 30 kV,

que podrán ser unipolares accionables con pértiga.

Para la elección de estos seccionadores deberemos tener en cuenta la tensión

nominal de la línea y la intensidad máxima del circuito donde han de

establecerse, no siendo ésta inferior en ningún caso a 200 A.

Los seccionadores de tipo intemperie o de exterior, estarán situados a una

altura del suelo superior a 5 metros, inaccesibles en condiciones ordinarias, con

su accionamiento dispuesto de forma que no pueda ser maniobrado más que

por personal de servicio y se montarán de tal forma que no puedan cerrarse por

gravedad.

Los seccionadores unipolares son piezas independientes que se adaptan sobre

una cruceta adicional o sobre la cruceta del apoyo cuando el montaje de ésta lo

facilite. Para realizar las maniobras de este tipo de seccionadores deberemos

utilizar siempre una pértiga de maniobras, apropiada a la tensión nominal de la

línea.

Estos seccionadores deberán instalarse en posición horizontal y su colocación

deberá permitir al personal de mantenimiento una fácil maniobrabilidad.





Seccionador unipolar.

Por su parte, los seccionadores tripolares, pueden montarse en posición vertical

u horizontal, teniéndose en cuenta a este respecto las restricciones que impone

las distintas autoridades regionales responsables de estas materias y del medio

ambiente, en concreto.

En el caso de Extremadura, la Dirección General de Medio Ambiente, que nos

indica que no deben existir partes en tensión por encima de la cruceta. Existe

una serie de seccionadores tripolares que permite instalar los elementos que

componen el seccionador en cada una de las semicrucetas que componen un

armado al tresbolillo, siendo la acción de cierre y apertura simultánea en los

tres elementos.





Vista lateral del seccionador tripolar.

Vista frontal del seccionador tripolar.





La apertura de estos seccionadores puede ser manual con la ayuda de una

pértiga de maniobra o a través de un mando adicional, como ocurre en la

mayoría de los casos. El accionamiento de este mando suele situarse a una

altura inaccesible en condiciones ordinarias y suele ir condenado con un

candado para impedir su accionamiento por personal distinto al de

mantenimiento.

Algunos seccionadores van provistos de una pletina transversal que permite la

puesta a tierra del circuito derivado en ausencia de tensión, denominándose a

estos como seccionadores con puesta a tierra. Este tipo de seccionadores

permiten realizar tareas de mantenimiento con mayor seguridad para el

personal de servicio así como descargar en algunos casos la corriente capacitiva

que pueda almacenarse en el circuito (cables subterráneos, condensadores,

etc.).

El accionamiento de este dispositivo siempre está enclavado con el del

seccionador principal para evitar maniobras que pudiesen originar descargas a

tierra.

Existen, así mismo, seccionadores de apertura a través de motorización

eléctrica, mediante el acoplamiento de un pequeño motor, lo cual permite su

accionamiento a distancia. Para el funcionamiento del mismo se suele instalar

junto al mismo un pequeño transformador de tensión que alimenta el sistema

de accionamiento, el cual deberá ser en corriente continua para facilitar su

funcionamiento en ausencia de tensión. Para su comunicación con el puesto

central, se instala, a sí mismo un equipo emisor-receptor con su antena

correspondiente.

Por último describimos los denominados INTERRUPTORES, que son

seccionadores de apertura y cierre brusco. La apertura o cierre de los distintos

polos puede ser al aire o en un medio aislante (aceite, hexafloruro de azufre

etc.). En el primer caso –apertura en aire- la posición de abierto o cerrado se

apreciará a simple vista, mientras que en el segundo -apertura en medio

aislante- la posición la determinará un elemento indicador solidario con la

posición de los polos.





Interruptor automático en línea.

Para realizar la apertura brusca, el interruptor va dotado de un mecanismo a

base de un resorte metálico que va acumulando una cierta energía mecánica

por la acción de una manivela o motor eléctrico.

Para la apertura, cuando dicho mecanismo alcanza una determinada posición, el

interruptor abrirá o cerrará de acuerdo al ciclo donde se encuentre, liberándose

la energía mecánica almacenada mediante el accionamiento de un trinquete.

Una vez descrita la aparamenta de apertura y cierre de circuitos, pasamos a

describir aquella aparamenta que sirve para protecciones contra

sobreintensidades y sobretensiones.

Entre las protecciones contra sobreintensidades tenemos:





Fusibles de alto poder de ruptura: estos se instalan sobre bases

portafusibles, admisibles para la tensión nominal de la línea, debiendo ser

piezas individuales para cada fase e instalarse sobre dos pletinas o angulares.

Bases portafusibles APR.

Tabla técnica.





Fusibles tipo ballesta: este tipo de fusibles, instalado sobre un

portafusible del tipo ballesta, de aspecto exterior similar a un seccionador, fue

de gran implantación en el pasado habiendo desaparecido en la actualidad,

dada la preponderancia de los denominados seccionadores unipolares “XS”.

Fusible de ballesta.

Seccionadores “XS”: es el tipo de protección contra sobreintensidades

más utilizado en la actualidad para ramales de alta tensión que alimentan

transformadores de pequeña potencia. Combinan la función de seccionador y la

de protección contra sobreintensidades, gracias al fusible que llevan

incorporado. Dada su gran utilización reproducimos en la siguiente tabla las

características de los mismos:





Seccionador unipolar XS.

Tabla técnica.





Respecto de las protecciones contra sobretensiones debemos tener en cuenta

los siguientes elementos:

Explosores: de gran utilización en líneas de 3ª categoría los últimos años,

su uso ha sido prohibido por las normas dictadas por los organismos

competentes en medio ambiente de algunas Comunidades Autónomas, como es

el caso de Extremadura y la Dirección General de Medio Ambiente de dicho

territorio.

Explosor.

Autoválvulas: son las más utilizadas en la actualidad. Se fabrican para

todas las tensiones nominales, siendo su tamaño proporcional a la tensión de la

línea.

Se suelen montar en los apoyos soportes de los Centros de Transformación o

en los inicio de los tramos subterráneos. Su montaje se realiza sobre angulares

o bastidores, dependiendo de su tamaño.





Autoválvula.

Vista seccionada de un pararrayos PDV-100.





Tabla técnica de PDV 100.

En ambos casos se tenderá una línea de conexión a tierra independiente de la

del apoyo o herrajes para impedir que una posible descarga afecte a la

seguridad de las personas o animales. Está línea se constituirá con conductor

aislado de 0,6/1 kV. de tensión de aislamiento y 1 x 50 mm2 de sección.

Accesorios.

En este apartado incluiremos aquellos elementos que aún no siendo obligatoria

su utilización en todos los casos, son usados en algunas ocasiones.

Destacaremos los siguientes:

Placas de peligro.- El apartado 2.4.7 de la ITC-07 del R.L.A.T.,

recomienda colocar indicaciones de existencia de peligro en todos los

apoyos. Esta recomendación es preceptiva para líneas de primera categoría y,

en general, para todos los apoyos situados en zonas frecuentadas. Dado

que esta clasificación puede ser todo lo grande que se quiera es

recomendable la colocación de placas de peligro en todos los apoyos.





Estas placas están normalizadas y representan la figura de un hombre

fulminado por un rayo dentro de un triángulo con el fondo de color amarillo,

debiéndose situar una altura inaccesible y fácilmente legible desde el suelo,

colocándose en aquel lado del apoyo que menos sol reciba para alargar la vida

de la placa.

Balizas de señalización.- En algunas ocasiones, y sobre todo en zonas de

paso de aves, la Junta de Extremadura, por ejemplo, obliga a la colocación de

balizas para evitar la colisión de las aves contra los conductores e hilos de

tierra.

Principalmente existen dos tipos de balizas de señalización, las esféricas

pintadas con colores llamativos o las denominadas espirales antipájaros,

fijándose ambas al conductor mediante el uso de retenciones. Las más

generalizadas en su utilización son las espirales, colocándose normalmente en

los hilos exteriores y situándose una o más espirales por vano dependiendo del

número de aves que puedan existir en la zona (este número lo marcará la

Administración medioambiental responsable en su informe).

Otro tipo de balizamiento es el usado en zonas cercanas a los aeropuertos, que

suelen ser grandes esferas pintadas en color blanco y rojo para advertir de la

presencia de conductores eléctricos.

Antivibradores.- Se utilizan para aminorar la vibración que se produce en

los apoyos-soportes de grandes vanos. Suelen ser espirales de goma que se

adaptan a los conductores y aminoran la vibración de los apoyos.

Tomas de tierra.

Tal como se establece en el apartado 7.2.4 de la ITC-07 del R.L.A.T.,

deberán conectarse a tierra mediante una conexión específica, todos los

apoyos metálicos y de hormigón armado, así como las estructuras metálicas de

los de madera en líneas de primera categoría, cuando formen puente conductor

entre los puntos de fijación de los herrajes de los diversos aisladores.





.

En lo referente a postes de hormigón, la toma de tierra podrá efectuarse de las

dos maneras siguientes:

Conectando a tierra directamente los herrajes o armaduras metálicas a

las que estén fijados los aisladores mediante un conductor de conexión, o

Conectando a tierra la armadura del hormigón, siempre que la armadura

reúna las condiciones que se exigen a los conductores de conexión a

tierra. Esta forma de conexión no será permitida en los apoyos de

hormigón pretensado.

Los conductores de conexión a tierra podrán ser de cualquier material metálico

que reúna las condiciones exigidas en el apartado 7.3.2.2 de la ITC-07 del

R.L.A.T. En ningún caso la sección de estos conductores será inferior a 25 mm2

de cobre ",35mm2 de acero.

Deberemos proteger el conductor de conexión a tierra en las zonas

inmediatamente superior e inferior al terreno, de modo que queden defendidos

contra golpes, etc. Cuando exista macizo de hormigón el conductor no debe

tenderse por encima de él, sino atravesarlo, haciéndose uso de tubo protector

para facilitar esta tarea.





Toma de tierra en apoyo metálico.

En el apartado 7.3.6 de la ITC-07 del R.L.A.T., se marcan los valores máximos de

la resistencia de difusión de la toma de tierra.

El diseño del sistema de puesta a tierra deberá cumplir cuatro requisitos:a) Que resista los esfuerzos mecánicos y la corrosión (apartado 7.3.2 de la ITC-07 del R.L.A.T.)

b) Que resista, desde el punto de vista térmico, la corriente de falta más elevada(apartado 7.3.3

de la ITC-07 del R.L.A.T.)

c) Garantizar la seguridad de las personas con respecto a tensiones que aparezcan durante una falta

a tierra en los sistemas de puesta a tierra (apartado 7.3.4 de la ITC-07 del R.L.A.T.)

d) Proteger de daños a propiedades y equipos y garantizar la fiabilidad de la línea (apartado 7.3.5

de la ITC-07 del R.L.A.T.)

Deberemos tener especial atención en el dimensionamiento con respecto a la seguridad de laspersonas. En este punto, nuestra instalación deber ofrecer un valor de la tensión de contacto

aplicada Uca, superior a lo indicado en la Tabla 18 de la ITC-07 del R.L.A.T.

La reglamentación identifica los apoyos en los que debe garantizarse los valores admisibles de

las tensiones de contacto, como APOYOS FRECUENTADOS y APOYOS NO FRECUENTADOS.

Los apoyos frecuentados son los situados en lugares de acceso público y donde la presencia de

personas ajenas a la instalación eléctrica es frecuente. (Los lugares que solamente se ocupan

ocasionalmente, como bosques, campo abierto, campos de labranza, etc., no están incluidos.)



Líneas Aéreas – Aislamiento y protección 70 L


Los apoyos que contengan elementos de maniobra se equipararán a los apoyos

frecuentados. Para los apoyos frecuentados se verificará el diseño de puesta a

tierra acorde a lo especificado en el apartado 7.3.4.2 de la ITC-07 del R.L.A.T.

Si la verificación es negativa (tensiones de contacto aplicadas superiores a la

máxima admisible), deberán tomarse medidas adicionales para reducir la tensión

de contacto aplicada. Estas medidas pueden ser:

- Cambio de la forma de electrodos.

- Aumento de la resistividad superficial del suelo mediante plataforma de hormigón.

- Forramiento de apoyos con obra de fábrica de ladrillos.

Cuando se recurra a medidas adicionales de seguridad, no será necesario calcular

la tensión de contacto aplicada, pero será necesario cumplir los valores máximos

admisibles de las tensiones de paso aplicadas.

Cuando se den condiciones difíciles de puesta a tierra, se actuará acorde a lo

especificado en el apartado 7.3.4.4. del R.L.A.T.

El sistema de puesta a tierra estará constituido por uno o varios electrodos de

puesta a tierra enterrados en el suelo (apartado 7.2.2. de la ITC-07 del RLAT)

y por la línea de tierra (apartado 7.2.3. de la ITC-07 del RLAT) que interconecta

dichos electrodos a los elementos que deban quedar puestos a tierra.

En los apoyos frecuentados, y para conseguir un valor bajo de

resistencia de difusión, se suelen utilizar placas y parrillas realizadas con un

conductor de cobre, de forma adicional al anillo cerrado que nos marca el

Reglamento. Estas placas y parrillas suelen recubrirse de carbón vegetal y sales

que favorecen el mantenimiento de las tomas a lo largo de los años.

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Diseño, Montaje y Mantenimiento de Líneas Eléctricas deAlta Tensión y Centros de Transformación

Aislamiento y ProtecciónMódulo II

Líneas AéreasUnidad Temática I

Líneas de Alta TensiónÁrea de Conocimiento I

ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 1ª~ PIEZAS LÍNEAS A. T. ~

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Bobinas AL-Ac

3

Armorrod de protección

Grillete RótulaCorta

4

Grapa de amarre

Grapas de amarre

Grapas de suspensión

5

Grapa de suspensión

Pieza de derivación

6

Conjunto Rótula + Grapa de amarre

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ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 2ª~ PIEZAS LÍNEAS A. T. ~

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Horquilla de bola

2

Rótula larga

Conjunto Rótula + Grapa de amarre

3

Grapa de suspensión armada

Elemento aislador

4

Horquilla de bola + Cadena de aisladores + Grapa de suspensión armada

Seccionador unipolar XS

5

Eslabón fusible

Elemento seccionador

Horquilla + Grillete + Aislador tipo “COMPOSITE”

6

Autoválvula OZn





Módulo III Situaciones Singulares



Líneas Aéreas – Situaciones singulares 71


Cruzamientos y paralelismos.

Existen condiciones especiales, como son las que se producen en los

cruzamientos y paralelismos con otras líneas eléctricas o de telecomunicación,

en las vías de comunicación (carreteras, ferrocarriles, etc.), en los pasos sobre

zonas de arbolado, en zonas urbanas, en vías fluviales navegables, donde debe

aumentarse la seguridad de la línea para reducir las posibilidades de accidente.

Es decir, en estos casos especiales, además de las prescripciones referentes a

medidas de seguridad, tipo de apoyos, conductores, etc., deben seguirse otras

prescripciones especiales que se refieren a cada uno de los casos particulares

expuestos. De estas medidas especiales, quedan excluidos los cruces y

paralelismos con cursos de agua no navegables, caminos de herradura y

veredas.

En los tramos de líneas sometidos a dichas condiciones especiales de

seguridad… no es necesario el empleo de apoyos distintos de los que

corresponda establecer por su situación en la línea (alineación, ángulo,

anclaje,...) ni la limitación de longitud en los vanos, que será la adecuada con

arreglo al perfil del terreno y a la altura de los apoyos.

El apartado 5.3 de la ITC-07 del R.L.A.T. establece una serie de prescripciones

que deberemos cumplir en los tramos afectados por cruces o paralelismos:

Ningún conductor o cable de tierra tendrá una carga de rotura inferior a

1.200 daN en líneas de tensión superior a 30 kV, ni inferior a 1.000 daN

en líneas de tensión igual o inferior a 30 kV.En estas últimas, y en caso

de no alcanzarse dicha carga, se puede añadir al conductor un cable

fiador de naturaleza apropiada, con una carga de rotura no inferior a los

anteriores valores. Los conductores y cables de tierra no presentarán

ningún empalme en el vano de cruce, admitiéndose durante la explotación

y por causa de la reparación de averías, un empalme por vano.

Se prohíbe la utilización de apoyos de madera.

En los apoyos que limitan los vanos de seguridad reforzada y en los

contiguos, no se reducirán bajo ningún concepto los niveles de





aislamiento y distancias entre conductores y entre éstos y los apoyos,

respecto al resto de la línea.

La fijación de los conductores al apoyo deberá ser realizada en la forma

siguiente:

Para líneas con aisladores rígidos, se colocarán dos aisladores por

conductor, dispuestos en forma transversal al eje del mismo.

Para líneas con aisladores de cadena, la fijación podrá efectuarse

en una de las formas siguientes:

Con dos cadenas horizontales de amarre, por conductor, una a cada lado del apoyo. Con una cadena sencilla de suspensión, en la que los coeficientes deseguridad mecánica de herrajes y aisladores sean un 25% superioresa los establecidos en los apartados 3.3 y 3.4 de la ITC-07 del R.L.A.T.o con una cadena de suspensión doble. En estos casos deberá adoptarse una de las siguientes disposiciones:

Refuerzo del conductor con varillas de protección(armor rod). Descargadores o anillos de guarda que eviten la formación directa de arcos de contorneamiento sobre el conductor. Varilla o cables fiadores a ambos lados de la cadena, situadospor encima del conductor y de longitud suficiente para que quede protegido en la zona de formación del arco. La unión delos fiadores al conductor se hará por medio de grapas antideslizantes.

Los coeficientes de seguridad de cimentaciones, apoyos y crucetas, en el casode hipótesis normales, deberán ser un 25% superiores a los establecidos parala línea en los apartados 3.5. y 3.6 de la ITC-07 del R.L.A.T.





Además de las prescripciones descritas en los párrafos anteriores, deberán

cumplirse aquellas normas que establezcan los distintos Organismos afectados

por los Cruzamientos o paralelismos.

Para los siguientes casos de cruzamiento y paralelismo se habrá de cumplir lo

prescrito anteriormente, con las excepciones que explícitamente se señalan en

cada caso. En lo referente a cruzamientos tenemos las siguientes excepciones:

Líneas eléctricas y de telecomunicaciones.- En los cruces de líneas

eléctricas se situará a mayor altura la de tensión más elevada y, en el caso de

igual tensión, la que se instale con posterioridad. Si fuera preciso sobreelevar la

línea preexistente, será de cargo del nuevo concesionario la modificación de la

línea ya existente.

En este tipo de cruces se modifican las siguientes condiciones generales

impuestas en los apartados generales:

En líneas de tensión nominal superior a 30 kV. pueden admitirse la

existencia de un empalme por conductor en el vano de cruce.

Pueden emplearse apoyos de madera, siempre que su fijación al terreno se

realice mediante zancas metálicas o de hormigón

Queda exceptuado el cumplimiento de la condición c), de las condiciones

generales antes citadas.

Siempre se procurará que el cruce se efectúe lo más cerca posible de un apoyo

de la línea elevada, pero la distancia de los conductores de la línea inferior a las

partes más próximas de los apoyos de la superior no será menor de la

resultante en esta expresión:





Se considerarán los conductores de la misma en su posición de máxima desviación,

bajo la acción de la hipótesis de viento a) del valor 3.2.3 de la ITC-LAT-07. Los valores

de Del se indican en el apartado 5.3. de la ITC-LAT-07 en función de la tensión más

elevada de la línea inferior.

Por otra parte, l a distancia vertical entre los conductores de ambas líneas, en las

condiciones más desfavorables, deberá ser la que se deriva de esta otra expresión.

A la distancia de aislamiento Dadd se le aplicaran los valores de la Tabla 17 de la ITC-LAT-07

Los valores de Dpp se indican en el apartado 5.2., en función de la tensión más elevada de la línea.

La distancia mínima vertical entre los conductores de fase de la línea superior y los cables de tierra de la línea eléctrica

inferior en el caso de que existan no deberá ser inferior a : 1,5 + Del.

Pueden efectuarse cruces de líneas sin que la línea superior reúna en el cruce las condiciones de seguridad expuestas anteriormente, siempre que la línea inferior estuviera protegida por un haz de cables de acero situado entre ambas, y estos presenten la suficiente resistencia mecánica para soportar la caída de los conductores de la línea superior en caso de rotura o desprendimiento de éstos. Estos cables de acero serán galvanizados y estarán conectados a tierra, cumpliendolas medidas de seguridad marcadas en los párrafos anteriores. El haz de cables deprotección tendrá una longitud sobre la línea inferior de, al menos, una vez y mediala proyección horizontal de la separación entre los conductores extremos dela líneasuperior, en la dirección de la línea inferior. Este haz de cables puede situarse sobre los apoyos de la línea inferior o sobre apoyosexclusivamente previstos para este caso. En lo que se refiere a las de seguridad respecto de las líneas será las que se recogen en las siguientes expresiones:





con una distancia mínima, en todo caso, de 0,75 metros.





Haz de cables de protección para cruce de dos líneas aéreas.

El órgano competente de la Administración podrá autorizar excepcionalmente, previa

justificación, que se fijen sobre un mismo apoyo dos líneas que se crucen. En este

caso, en dicho apoyo y en los conductores de la línea superior se cumplirán las

prescripciones de seguridad reforzada determinadas en el apartado 5.3 de la

ITC-LAT-07.

Las líneas de telecomunicación, se consideran como líneas eléctricas de baja

tensión y su cruzamiento estará sometido, por lo tanto, a las condiciones que

se han expuesto anteriormente.

Carreteras y ferrocarriles sin electrificar.- En este caso, se admite que

en el cruce con carreteras locales y vecinales, en líneas de tensión nominal superior

a 30 kV un empalme por conductor en el vano de cruce.





La altura mínima de los conductores sobre la rasante o sobre las cabezas de

carriles, en el caso de los ferrocarriles sin electrificar, será de un mínimo de 7

metros, o, en todo, caso la resultante de la aplicación de la siguiente fórmula.

Ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses.- la altura mínima de

los conductores sobre los cables o hilos sustentados o conductores de la línea

de contacto será de de 4 metros o la resultante de la aplicación de la fórmula

que a continuación se expresa.

Además, en el caso de ferrocarriles, tranvías y trolebuses provistos de trole, o

de otros elementos de toma de corriente que pueden accidentalmente

separarse de la línea de contacto, los conductores de la línea eléctrica deberán

estar a una altura tal que, al desconectarse el órgano de toma de corriente, no

quede - teniendo en cuenta la posición más favorable que puede adoptar - a

menos distancia de aquéllos que la definida anteriormente.

Teleférico y cables transportadores.- el cruce de la línea eléctrica

deberá efectuarse siempre superiormente, salvo casos razonadamente muy

justificados que expresamente se autoricen.

La distancia mínima vertical entre los conductores de la línea eléctrica y la parte

más elevada del teleférico, teniendo en cuenta las oscilaciones de los cables del

mismo durante su explotación normal y la posible sobreelevación que pueda





alcanzar por reducción de carga en caso de accidente, será de un mínimo de 5

metros o la resultante de aplicar la fórmula que se describe a continuación.

La distancia horizontal, entre el órgano más próximo del teleférico y los apoyos

de la línea eléctrica en el vano de cruce, será como mínimo la que se obtenga

de la fórmula anteriormente indicada.

El teleférico deberá ser puesto a tierra en dos puntos, uno a cada lado del

cruce, realizándose de la misma forma que en los apoyos de la línea.

Ríos y canales, navegables o flotables.- en los cruzamientos con ríos y

canales, navegables o flotables, la altura mínima de los conductores sobre la

superficie del agua para el máximo nivel que pueda alcanzar ésta será de

siendo G el gálibo.

En el caso de que no exista gálibo definido se considerará éste igual a 4,7

metros.

En lo referente a paralelismos, entendiendo como tal cuando una línea eléctrica

sigue sensiblemente la misma dirección que otra línea eléctrica, una carretera,

etc., aunque no sean rigurosamente paralelas ambas direcciones, no son de

aplicación las prescripciones de seguridad reforzada aplicadas a los casos de

cruzamiento. Para cada caso se tendrán en cuenta las siguientes

consideraciones:





Líneas eléctricas.- siempre que sea posible, se evitará la construcción de

línea paralelas de transporte o distribución de energía eléctrica a distancias

inferiores a 1,5 veces la altura del apoyo más alto, entre la traza de los

conductores más próximos, exceptuándose de esta norma las zonas de acceso

a Centrales Eléctricas y Estaciones Transformadoras, donde, por sus

características constructivas, sería prácticamente imposible cumplir esta

prescripción.

En todo caso, entre los conductores contiguos de las líneas paralelas no deberá

existir una separación inferior a la prescrita para los conductores entre sí de la

línea de mayor tensión. (Apartado 5.4.1 de la ITC-LAT-07).

También se permite tender dos líneas de distinta tensión en los mismos apoyos

cuando sean de iguales características en orden a la clase de corrientes y

frecuencias, salvo que se trate de líneas de transporte y telecomunicación o

maniobra de la misma empresa, y siempre que éstas últimas estén afectadas

exclusivamente al servicio de las primeras. La distancia entre conductores será

similar a la descrita para líneas paralelas.

Las líneas sobre apoyos comunes se considerarán como de tensión igual a la de

la más elevada, a los efectos de explotación, conservación y seguridad en

relación con las personas y cosas.

El aislamiento de la línea de menor tensión no será inferior al correspondiente

de puesta a tierra de la línea de tensión más elevada.

Líneas de telecomunicaciones.- se evitará, siempre que se pueda, el

paralelismo de las líneas eléctricas de alta tensión con líneas de

telecomunicación, y, cuando ello no fuera posible, se mantendrá, entre las

trazas de los conductores más próximas de una y otra línea, una distancia

mínima igual a 1,5 veces la altura del apoyo más alto.





.

Vías de comunicación.- se prohíbe la instalación de apoyos de líneas

eléctricas de alta tensión en las zonas de influencia de las carreteras, a

distancias inferiores a las que se indican a continuación, medidas

horizontalmente desde el eje de la calzada y perpendicularmente a dicho eje:

Para la Red de Carreteras del Estado, la instalación de apoyos se realizará

preferentemente detrás de la línea límite de edificación y a una distancia a la

arista exterior de la calzada superior a vez y media su altura. La línea límite de

es la situada a 50 metros en autopistas, autovías y vías rápidas, y a 25 metros

en el resto de las carreteras del estado.

Para las carreteras no pertenecientes a la red de Carresteras del Estado, la

instalación de los apoyos deberá cumplir la normativa vigente de cada

comunidad autónoma aplicable a tal efecto.

Independientemente de que la carretera pertenezca o no a la Red de Carreteras

del Estado, para la colocación de apoyos dentro de la zona de afección de la

carretera, se solicitará la oportuna autorización a los órganos competentes de la

Administración. Para la Red de Carreteras del Estado, la zona de afección

comprende una distancia de 100 metros desde la arista exterior de la explanación

en el caso de autopistas, autovías y vías rápidas, y 50 metros en el resto de

de carreteras de la Red de Carreteras del Estado.





Por lo que se refiere a ferrocarriles y cursos de agua navegables o flotables, se

prohíbe la instalación de líneas eléctricas a distancias inferiores 5o metros para

los ferrocarriles y de 25 metros para las vías fluviales, ni a una vez y media la

altura de los apoyos respecto al extremo de la explanación o borde del cauce,

respectivamente.

Por último reseñaremos las condiciones que hay que cumplir cuando las líneas

atraviesen determinadas zonas. Así tenemos:

Masas de Arbolado.- Para evitar interrupciones de servicio y los posibles

incendios provocados por el contacto de las ramas con los conductores, deberá

establecerse, mediante la indemnización correspondiente, una zona de corta de

arbolado a ambos lados de la línea, cuya anchura será la necesaria para que,

considerando los conductores en su posición de máxima desviación bajo la

acción de la hipótesis de viento, su separación de la masa de arbolado, en su

situación normal, no sea inferior a 2 metros o a la resultante de la aplicación de

la siguiente fórmula:

Igualmente, deberán ser cortados todos aquellos árboles que constituyen un

peligro para la conservación de la línea, entendiéndose como tales aquellos

que, por su inclinación o altura, puedan caer sobre la línea y provocar la rotura

de conductores o apoyos.

El concesionario de la línea estará obligado a exigir periódicamente que se

efectúen las operaciones de corta y poda necesarias para la zona de protección

señalada.





En el caso de podas se deberá contar con la aprobación de los Servicios de

Ordenación Forestal correspondientes, y, en el caso de corta de árboles,

deberemos contar, además, con la autorización de la Dirección General de

Medioambiente, u Organismo similar, competente en el territorio de la

intervención, debiéndose realizar en este último caso el correspondiente Estudio

de Impacto Medioambiental.

Edificios, construcciones y zonas urbanas.- El apartado 5.12.2 de la

ITC-LAT-07, establece una serie de condiciones para establecer el paso de

líneas por suelos catalogados como urbanos. Estas condiciones se ven

modificadas por las distintas normas subsidiarias que establecen los distintos

Ayuntamientos y Comunidades Autónomas para cada localidad, por lo que será

necesario consultarlas en cada caso para conocer qué tipo de líneas se pueden

establecer en cascos urbanos y qué condiciones deben cumplir éstas.

En la mayoría de los casos, se establece la necesidad de que sean subterráneas

para evitar posibles accidentes. A este respecto la Ley del Sector Eléctrico, en

su Art. 57, sobre limitaciones a la constitución de servidumbre de paso de

líneas eléctricas, en su apartado a) concretamente, establece:

“No podrá imponerse servidumbre de paso para las líneas de alta tensión

sobre edificios, sus patios, corrales, centros escolares, campos deportivos y

jardines y huertos, también cerrados, anexos a viviendas que ya existan al

tiempo de decretarse la servidumbre, siempre que la extensión de los huertos

y jardines sea inferior a media hectárea”.

Conforme a lo establecido en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre,

no se construirán edificios e instalaciones industriales en la servidumbre de vuelo,

incrementada por la siguiente distancia mínima de seguridad a ambos lados.





con un mínimo de 5 metros.

Análogamente, no se construirán líneas por encima de edificios e instalaciones

industriales en la franja definida anteriormente. No obstante, en los casos de mutuo

acuerdo entre las partes, las distancias mínimas que deberán existir en las

condiciones más desfavorables, entre los conductores de la línea eléctrica y los

edificios o construcciones que se encuentren bajo ella, serán las siguientes:

- Sobre puntos accesibles a las personas: 5,5 + Del metros, con un mínimo de 6 metros.

- Sobre puntos no accesibles a las personas: 3,3 + Del metros, con un mínimo de 4 metros.

Clasificación medioambiental. Medidas a adoptar.

Desde hace tiempo, las distintas Administraciones Públicas, especialmente las

Comunidades Autónomas, por haber sido receptoras de las competencias

correspondientes, y siguiendo los criterios emanados de la Comisión Europea,

han venido legislando sobre medidas de tipo medioambiental a tener en cuenta

a la hora de gestionar todo tipo de instalaciones eléctricas.

Por ejemplo, en la caso de la Junta de Extremadura, el gobierno autonómico

estableció en el Decreto 47/2004, las condiciones técnicas que deben cumplir

las líneas eléctricas en esta Comunidad, para proteger el medio natural. Estas

normas son de aplicación a todas instalaciones eléctricas con tensión de

servicio superior a 1000 V., tanto de nueva construcción como la producción de

modificaciones en las ya existentes, siendo competente para velar por su

cumplimiento la actual Dirección General de Medio Ambiente,

(en adelante, D.G.M.A.) dependiente de la estructura de la Consejería de

Industria, Energía y Medio Ambiente.





Respecto de las medidas a adoptar con el fin de evitar los impactos negativos

sobre la naturaleza, se clasifican en:

Medidas contra la electrocución:

No se instalarán aisladores rígidos.

En los apoyos de alineación en líneas de simple circuito:

Las crucetas serán preferentemente de bóveda.

La distancia entre fases será como mínimo de 150 cm.

La distancia mínima entre los elementos en tensión y la

cruceta será de 35 cm.

En apoyosde amarre, ángulo, derivación y seccionamiento:

La distancia mínima entre los elementos en tensión y la cruceta

será de 70 cm.

No se podrán colocar puentes sin aislar por encima de la

cabecera del apoyo.

En apoyos de derivación, seccionamiento y con autoválvulas:

En las crucetas se dispondrán medidas disuasorias eficaces de

posada para las aves. En su defecto, todos los puentes de los

apoyos de amarre, derivación, seccionamiento y de otros

apoyos especiales deberán estar recubiertos por un material

que impida el contacto directo de las aves con las partes en

tensión y se recubrirá la parte del conductor que llega a la

cadena de aisladores de modo que se consiga la distancia

total de 70 cm. Cuando no se adopten cualquiera de estas

medidas la distancia mínima entre conductores sin

sin recubrimiento y cruceta será de 70 cm.

En apoyos soportes de centros de trasnformación:

Las autoválvulas se colocarán por debajo de las cabeceras del

apoyo, salvo que se encuentren aisladas en su totalidad.





Medidas contra la colisión:

En el informe que emita la D.G.M.A, cuando así sea necesario, se indicará, para

aquellas líneas de 3ª categoría que puedan afectar a la avifauna silvestre, los

tramos de conductores a señalizar y los métodos más adecuados para efectuar

dicha señalización.

En líneas de 1ª y 2ª categoría con cables de tierra, la D.G.M.A. podrá establecer

la supresión de los citados cables, en tramos puntuales, y siempre que sea

técnicamente posible, o en caso contrario la señalización de los mismos.

En las crucetas se dispondrán medidas disuasorias eficaces de posada para las aves. En su defecto, todos los puentes de los apoyos deberán estar recubiertos por un material que impida el contacto directo de las aves con las partes en tensión y se recubrirá la parte del conductor que llega a la cadena de aisladores de modo que se consiga la distancia total de 70 cm. Cuando no se adopten cualquiera de estas medidas la distancia entre conductores y apoyo será como mínimo de 35 cm, de al menos 100 cm entre los elementos en tensión y la cruceta de amarre y de 70 cm entre conductores sin recubrimiento y cruceta del apoyo.

No se utilizarán explosores.





Medidas contra la nidificación:

La proliferación de nidos de cigüeña blanca en líneas eléctricas han traído

consigo un elevado número de interrupciones de servicio, provocadas por los

derrumbes parciales y totales de dichos nidos sobre los conductores, los cuales

se ven acrecentados en épocas de nidificación y reproducción, siendo el

problema aún mayor cuando se trata de apoyos en amarre. El problema a

veces se origina por la falta de aislamiento que sufren los aisladores debido a

los excrementos que se depositan sobre ellos.

En este sentido, la D.G.M.A ha dictado una serie de normas, tendentes a la

compatibilidad de la nidificación con la continuidad del suministro, aunque a

juicio del autor de este Curso lo más efectivo es eliminar el nido y establecer

medidas que impidan la nidificación. Las normas dictadas por la D.G.M.A. para

la conservación de los nidos son:

Traslado del nido a un apoyo cercano fuera de la línea y dotado de

plataforma portanidos.

Aislamiento de conductores por métodos eficaces sin retirar el

nido.

Plataforma portanidos elevada sobre la cabecera del nido.

En los últimos años, y dado el gran número de nidos existentes en algunos

tramos, la D.G.M.A. autoriza a retirar los nidos en determinadas épocas,

obligando a adoptar algún tipo de medidas que impidan la nidificación. En este

sentido, entre las más efectivas se encuentra la instalación de varillas de hierro

terminadas en punta, instaladas sobre una pletina, teniendo las varillas

distintas inclinaciones y medidas y ofreciendo cierta movilidad, todo ello

tendente a impedir que se pose con facilidad la cigüeña.

Recomendaciones contra el impacto paisajístico:

Para aminorar el impacto paisajístico que puedan ocasionar el tendido de líneas

aéreas en el entorno donde van a ser implantadas, se dictan una serie de

recomendaciones, enumeradas a continuación:





Se construirán las líneas a corta distancia y en paralelo respecto de vías de

comunicación existentes (carreteras, caminos, vías férreas, etc.), respetándose

las medidas de seguridad preceptivas, en todo caso.

Cuando existan otras líneas eléctricas, trazar las nuevas lo más cercanas

posibles a las existentes, para construir pasillos o corredores.

En zonas de relieve accidentado, las líneas se trazarán preferentemente

siguiendo los valles, antes que siguiendo las cumbres, o cortando

perpendicularmente laderas, y adaptándose a los cambios naturales del

terreno, siempre que sea posible.

Para la instalación o modificación de líneas eléctricas en suelo no urbanizable

sujetas a autorización administrativa será preceptiva la presentación ante los

Servicios correspondientes de la Dirección General de Ordenación Industrial,

Energía y Minas, de un estudio de impacto ambiental con los siguientes

documentos mínimos:





Introducción y antecedentes.

Descripción del Proyecto y sus acciones.

Proyecto: longitud, tipo de línea y número de apoyos

(derivación, alineación, amarre, ángulo, etc., incluyendo

dibujo del diseño), centro de transformación (tipo y

potencia).

Acciones del proyecto.

Examen de alternativas y justificación de la solución elegida.

Inventario ambiental y descripción de las interacciones ecológicas:

Descripción del medio físico.

Descripción del medio natural.

Descripción del medio social.

Descripción de las interacciones ecológicas.

Identificación y valoración de impactos.

Medidas correctoras.

Contra electrocución.

Contra colisión.

Contra el impacto paisajístico de la línea.





Planos a escala 1:50.000 o 1:25.000 y/o foto aérea con el trazado

de la línea eléctrica.

- Perfil topográfico de la línea.Planos de situación a escala 1:200.000 y 1:50.000.

Plan de vigilancia ambiental.

El estudio de impacto ambiental se podrá presentar por el interesado en cualquiera

de las formas siguientes:

a) Ante la Dirección General de Ordenación Industrial, Energía y Minas por

duplicado junto con el proyecto técnico. En cuyo caso, esta Dirección General

remitirá uno de los ejemplares del estudio de impacto ambiental a la Dirección

General de Medio Ambiente.

b) Ante la Dirección General de Medio Ambiente, pudiendo el interesado optar

por presentar la solicitud de autorización administrativa de la instalación una

vez que disponga del informe del órgano medioambiental, adjuntando una copia

del mismo a dicha solicitud, o bien presentar esta última con anterioridad a la

obtención de dicho informe, en cuyo caso deberá acompañar la petición cursada

ante la Dirección General de Medio Ambiente. En cualquiera de las dos opciones

se acompañará a la solicitud de autorización una copia del estudio de impacto

ambiental presentado.

Recibida la documentación, la Dirección General de Medio Ambiente dispondrá de 45

días para emitir y comunicar a la Dirección General de Ordenación Industrial, Energía

y Minas y al titular el correspondiente informe. Transcurrido dicho plazo sin haberse

emitido el informe o solicitado en su caso las aclaraciones correspondientes éste se

entenderá favorable. En el caso de que para poder emitir el citado informe sea preciso

solicitar aclaraciones, modificaciones o documentación complementaria, dicha

solicitud se requerirá al titular, paralizándose los plazos hasta el momento en que se

reciba la documentación solicitada, y se notificará tal circunstancia a la Dirección

General de Ordenación Industrial, Energía y Minas. La Dirección General de

Ordenación Industrial, Energía y Minas emitirá la autorización de ejecu-ción de las

instalaciones en el plazo de un mes a contar desde la fecha de comunicación del

preceptivo informe de impacto ambiental emitido por la Dirección General de Medio

Ambiente o acreditación por el interesado del transcurso de los plazos previstos en el

apartado anterior. En todo caso, para la puesta en servicio, se exigirá la certificación

del cumplimiento de las condiciones previstas en el presente Decreto.

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Situaciones SingularesMódulo III



ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 1ª~ PROTECCIÓN CONTRA AVES Y PÁJAROS ~

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Colonia de cigüeñas blancas

3

Señalización hilo de guarda para evitar colisión de aves

5

Varillas para impedir nidificación de cigüeña blanca

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Situaciones SingularesMódulo III



ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 2ª~ PROTECCIÓN CONTRA AVES Y PÁJAROS ~

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Tejadillo para evitar nidosEspiral para evitar colisión

2

Espirales al tresbolillo




Unidad Temática II Líneas Subterráneas




Líneas Subterráneas – Elementos Constructivos 90


Conceptos generales.

En las zonas urbanas, donde el establecimiento de líneas aéreas se hace

inviable debido, por un lado, al peligro que puede representar para sus

habitantes y, por otro, el efecto negativo en su entorno que causan los apoyos

y líneas, se hace necesario el establecimiento de líneas subterráneas de alta

tensión, denominándose así, aquellas líneas en la que los conductores

transcurren por debajo del nivel del suelo.

Este tipo de instalaciones se realizan, así mismo, en algunos parajes rurales de

gran interés medioambiental, así como en las interconexiones entre los

generadores y las centrales elevadoras de las distintas centrales.

A pesar de su ventaja estética frente a las líneas aéreas, las subterráneas

ofrecen una gran debilidad en cuanto al factor de continuidad del suministro, ya

que las averías en este tipo de líneas son laboriosas de localizar y su posterior

reparación es más lenta que la de líneas aéreas. Por este motivo, la mayoría de

las alimentaciones subterráneas están realizadas en bucles que nos

garantizarán el suministro en caso de avería parcial de uno de los tramos.

Igualmente, el coste económico de este tipo de líneas suele ser entre dos y

cuatro veces superior al de las líneas aéreas, dependiendo de la naturaleza del

subsuelo, características del pavimento que haya que reponer (hormigón,

asfalto, enlosado, etc.), así como el tipo de canalización (cables directamente

enterrados o bajo tubo).

Los conductores utilizados en este tipo de líneas pueden ser unipolares o

multipolares, aunque en pequeños ramales el uso más generalizado es el de

cables unipolares debido a su mayor manejabilidad. Como hemos indicado

anteriormente, los conductores se alojarán directamente en las zanjas

practicadas para su trayecto o bajo tubo, siendo el segundo tipo de mayor coste

económico que el primero pero más efectivo para el posterior mantenimiento.

Los conductores utilizados en este tipo de instalaciones pueden ser de cobre o

de aluminio, aunque la mayoría se realizan en aluminio. Se designan los

conductores por su tensión asignada, expresada por dos valores separados por

una barra invertida (U0/U), representando la primera magnitud la tensión





soportada por el conductor a frecuencia industrial entre cualquiera de los

conductores y la malla metálica exterior, y la segunda la tensión entre dos

cualquiera de los conductores, expresándose estos valores en kV.

Las líneas subterráneas pueden partir de otras líneas aéreas o del interior de

centros de transformación. En el primer caso, existirá un paso de aéreo a

subterráneo que deberá cumplir unas medidas de seguridad que expondremos

más adelante.

Trazados

El trazado de las líneas subterráneas se hará siempre que sea posible por

terrenos de dominio público. En el caso de líneas por cascos urbanos, se

intentará que su trayecto discurra por acerados o espacios destinados a

aparcamientos, en aras a evitar que las fluctuaciones del terreno, por motivo

del tránsito de vehículos, puedan perjudicar en el futuro a los conductores.

Dividiremos estas canalizaciones en dos tipos: conductores directamente

enterrados y conductores bajo tubo. Las medidas de las zanjas en ambos casos

son similares, diferenciándose en la utilización de tubos protectores.

El apartado 4 de la ITC-LAT-06 establece las distancias mínimas de

soterramiento de los conductores de alta tensión. Así tenemos:

Los cruces en vías públicas o privadas se realizarán con tubos, ajustándose a

las siguientes condiciones:

Se colocarán en posición horizontal, y de forma perpendicular a las

aceras que delimiten la vía a cruzar, debiendo estar hormigonados en

toda su longitud.

Para cables directamente enterrados, la profundidad, hasta la parte superior del cable más próximo a la superficie, no será menor de 0,6 metros en acera o tierra, ni de 0,8 m. en calzada. Para cables en canalización entubada, la profundidad, hasta la partesuperior del tubo más próximo a la superficie, no será menor de 0,6 metros en acera o tierra, ni de 0,8 m. en calzada.





Deberá preverse para futuras ampliaciones uno o varios tubos de

reserva, dependiendo del número, de la zona y la situación del cruce

(en cada caso se fijará el número de tubos de reserva).

Los extremos de los tubos en los cruces llegarán hasta los bordillos

de las aceras, debiendo construirse en los extremos un tabique para

su fijación. En el caso de canalizaciones bajo tubo, se construirán

arquetas a ambos lados de la calzada.

En las salidas, el cable se situará en la parte superior del tubo,

cerrando las orillas con yeso.

Siempre que la profundidad de la zanja bajo la calzada sea inferior a

80 cm., se utilizarán chapas o tubos de hierro u otros dispositivos

que aseguren una resistencia mecánica equivalente, teniendo en

cuenta que dentro del mismo tubo deberán colocarse las tres fases

de Alta Tensión.

Los cruces de vías férreas, cursos de agua, etc., deberán proyectarse

con todo detalle.

Cuando en una zanja coincidan cables de distintas tensiones, se situarán en

bandas horizontales a distinto nivel, de forma que en cada banda se agrupen

cables de igual tensión (extensible a cables de baja tensión que discurran de

forma paralela a los de alta). La separación entre dos bandas de cables será

como mínimo de 25 cm. La separación entre dos cables multipolares o ternas

de cables unipolares, dentro de una misma banda, será como mínimo de 25

cm. La profundidad de las respectivas bandas de cables dependerá de las

tensiones, de forma que la mayor profundidad corresponda a la mayor tensión.

Respecto a la ejecución de las canalizaciones con conductores directamente

enterrados, una vez abierta la excavación, con las medidas expresadas

anteriormente, tenderemos en el lecho de la zanja una capa de arena de 5

cm. de espesor sobre la que se colocarán los cables. Por encima del cable irá

otra capa de arena también de 10 cm. Ambas capas cubrirán la anchura total

de la zanja.





Canalización con conductor directamente enterrado.

La arena que se utilice para la protección de los cables será limpia, suelta y

áspera, exenta de sustancias orgánicas, arcilla o partículas terrosas, para lo

cual se tamizará, o lavará, convenientemente, si fuera necesario. Se empleará

arena de mina o de río indistintamente, siempre que reúna las condiciones

señaladas anteriormente y las dimensiones de los granos serán de 2 ó Mm.,

como máximo.

Para proteger el cable frente a excavaciones hechas por terceros, los cables

deberán tener una protección mecánica que en las condiciones de instalación

soporte un impacto puntual de una energía de 20 J y que cubra las proyecciones

en planta de los cables.

El resto de la zanja se rellenará con material procedente de la excavación,

procurando que el mismo esté limpio de posibles objetos punzantes que puedan

dañar en el futuro al conductor. Antes de realizar la reposición del pavimento

existente se tenderá sobre toda la canalización una banda de plástico de color

amarillo, donde se indique la presencia de conductores eléctricos debajo de la

cinta. Últimamente, y según normas particulares de algunas compañías

suministradoras, en lugar de cinta se colocarán bandejas de polietileno de color





amarillo, en la que se indica la presencia, por debajo, de cables eléctricos. Este

sistema es más efectivo en cuanto a detectar la presencia de los cables, debido

a su mayor dimensión, aunque el precio por metro lineal es bastante superior.

Banda señalizadora normalizada por Iberdrola.

Se recomienda, en el caso de líneas directamente enterradas, la colocación de

señales o “hitos” que muestren el trazado de la línea para facilitar posibles

labores de localización de averías, en caso necesario.

Respecto de las canalizaciones bajo tubo, estas deberán cumplir las mismas

distancias de seguridad que las anteriores. Una vez realizada la excavación y

tendida la primera capa de arena, se colocarán sobre ella los tubos protectores,

cuyo diámetro será de diámetro superior a 1,5 veces el diámetro del conductor.

Canalización con conductor bajo tubo.





Normalmente, en el caso de conductores unipolares, se recomienda la

instalación de un tubo por conductor. Dichos tubos se cubrirán con una segunda

capa de arena de río o se hormigonarán en todo su trayecto, siendo esta opción

la más recomendable, a criterio del autor del diseño docente de este curso. Con

el hormigonado de los tubos conseguimos una mayor seguridad respecto a los

trabajos de excavación y nos evita el colocar material cerámico de protección.

Para facilitar el tendido, así como el posterior mantenimiento y localización de

averías, se construirán registros visitables (arquetas), con unas dimensiones

mínimas de 100 x 80 x 80 cm. Estas arquetas se podrán realizar con ladrillos de

1 pie, enfoscados con mortero de cemento o de hormigón. En ambos casos, el

fondo debe ser permeable para facilitar la evacuación de posibles aguas

circunstanciales. Las arquetas irán coronadas por una tapa, preferentemente de

fundición, aunque pueden ser también de hormigón. Se deberán instalar

arquetas en todos los puntos de cambio de dirección bruscas y cada 40 metros

en tramos totalmente rectos.

Sección de arquetas.





En la arqueta, los tubos quedarán a unos 25 cm. por encima del fondo para

permitir la colocación de rodillos en las operaciones de tendido. Una vez

tendidos los cables, los tubos se taponarán con yeso o pastas apropiadas, de

forma que el cable quede situado en la parte superior del tubo. La arqueta se

rellenará con arena hasta cubrir el cable como mínimo. Estas operaciones se

realizan para impedir la acción de roedores sobre los conductores.

La situación de los tubos en la arqueta será la que permita el máximo radio de

curvatura.

Por último, y a modo de reseña, indicar que en las grandes ciudades así como

en las centrales generadoras de gran tamaño, las líneas subterráneas de alta

tensión discurren a lo largo de galerías. En este tipo de canalizaciones, los

cables son colocados en las paredes de la galería, sobre bandejas o sobre apoyo

constituidos para tal fin. Las líneas cuyas tensiones sean diferentes se tenderán

sobre soportes diferentes. Todos los conductores que constituyen una misma

línea deberán estar identificados en todo su trayecto y estar perfectamente

sujetos para impedir su desplazamiento en caso de ser recorridos por posibles

corrientes de cortocircuito.

Las galerías deberán estar perfectamente ventiladas para evitar condensaciones

o acumulaciones de gases, así como conseguir una disipación adecuada del

calor que se pueda acumular.

Conductores

Los conductores utilizados en las líneas subterráneas de alta tensión están

formados por un elemento metálico (cobre o aluminio), y recubiertos por una o

varias sustancias químicas que constituyen el aislamiento del mismo. En la

parte superior del conductor, y a lo largo de todo él, se encuentra una malla

metálica denominada pantalla, signada con la letra H, la cual está constituida

por cintas o hilos de cobre enrollados en hélice. Esta pantalla tiene como objeto

obtener un campo radial y uniforme del aislamiento. Por último, tenemos la

cubierta o envolvente externa, cuya función es mecánica y no eléctrica.





Todos los conductores subterráneos tienen una tensión designada del cable

(U0/U), que es la tensión a frecuencia industrial a la cual este puede funcionar

permanentemente en condiciones normales:

U0 = Tensión eficaz en kV. entre uno de los conductores y la pantalla o

tierra.

U = Tensión eficaz en kV. entre dos cualesquiera de los conductores.

Los cables se designan por un grupo de letras que caracterizan los principales

elementos constructivos del cable. La primera letra caracteriza el tipo de

aislamiento de los conductores que se utiliza en estos conductores, incluyendo

el eventual relleno en los cables multipolares, y que se dividen en dos grupos:

Termoplásticos:

P - Papel impregnado de una mezcla a base de aceite mineral.

V - Policloruro de vinilo (PVC).

E - Polietileno (PE).

Termoestables:

R - Polietileno reticulado (PRC).

D - Goma de etileno-propileno.

Los primeros están en desuso, mientras que los segundos son los más

utilizados. Los cables con alma apantallada añaden una H a la letra

característica del aislamiento (PH, VH, EH, RH, DH). Cuando los cables llevan

envolturas metálicas (caso de los conductores con aislamiento de papel

impregnado), se designa con una letra la naturaleza metálica de dicha

envoltura, siguiendo el siguiente nomenclátor:

P - Tubo continuo de plomo.

A - Tubo continuo de aluminio liso.

AW - Tubo corrugado de aluminio.





CW - Tubo corrugado de cobre.

La siguiente letra designa una eventual protección metálica contra las acciones

metálicas exteriores, designándose dicho material por las siguientes letras:

F - Flejes de hierro.

M - Alambres de hierro.

MV - Alambres de hierro recubiertos individualmente con PVC.

Q - Pletinas de hierro.

FA - Flejes de aluminio.

MA - Alambres de aluminio.

QA - Pletinas de aluminio.

La última letra de la designación del tipo constructivo se refiere a la naturaleza

de la cubierta exterior, siendo ésta de los posibles siguientes tipos:

J - Capa de fibras textuales impregnadas en mezclas de alquitranes o

betunes.

E - Recubrimiento de polietileno (PE).

N - Recubrimiento de policropeno (PVP).

V - Recubrimiento de policloruro de vinilo (PVC).

En las siguientes figuras se representan la sección de los conductores más

utilizados actualmente, es decir, los DHV y RHV.





Sección conductor RHV.

Sección conductor DHV.





Dentro de los cables subterráneos, los más utilizados son los unipolares,

aunque hay Compañías que utilizan cables tripolares, siendo su uso cada vez

más restrictivo por lo laborioso de su montaje, debido a su elevado peso.

Conductor tipo P3P.





Módulo II Aislamiento y Protección



Líneas Subterráneas – Aislamiento y Protección 101


Terminales de Exterior e Interior.

Para la conexión de los conductores aislados a la distinta aparamenta se utilizan

botellas terminales, acordes a la tensión de aislamiento. Estos terminales los

subdividiremos en dos tipos: terminales retráctiles en frío y en caliente, siendo

de mayor fiabilidad los segundos que a los primeros. En ambos casos, las

botellas terminales se dividen en botellas de exterior y de interior, según donde

se vaya a instalar. Las de exterior o intemperie están dotadas de un mayor

número de campanas, que alargan la línea de fuga y aumentan el aislamiento

en caso de humedad o lluvia.

Las botellas de colocación en frío son de una mayor facilidad de montaje,

siendo un kit prefabricado que se adapta al conductor. Se compone, dicho kit,

de un aislador tubular de una sola pieza que se suministra pretensado sobre un

núcleo. La contracción en frío del terminal sobre el conductor se realiza con solo

tirar de la cinta espiral interior que forma el núcleo, adaptándose

instantáneamente y asegurando un cierre perfecto, estanco a la humedad y sin

vacíos intermedios.

Botellas terminales tipo 3M.





Botellas terminales tipo 3M.

En el caso de las botellas termorretráctiles en caliente, al contrario que las de

colocación en frío, vienen desmontadas las distintas piezas que constituyen las

botellas (funda exterior y campanas), adaptándose al conductor mediante la

aplicación de calor. En ambos casos, el conductor se prepara para la colocación

de la botella, eliminando primeramente la cubierta exterior y recuperando, sin

cortarla, toda la malla exterior. Dado que el principal problema de los

conductores subterráneos es la entrada de agua en el interior de las capas,

todas las operaciones sobre el conductor deben quedar perfectamente selladas

por el uso de cintas apropiadas. Luego eliminaremos la capa semiconductora

que envuelve al conductor.

A continuación cortaremos el aislamiento correspondiente al terminal y se

adaptará este a la parte conductora mediante el uso de máquinas compresoras

o punzonadoras. Una vez sellada la parte baja del terminal con cinta,

limpiaremos con disolventes apropiados la parte exterior del aislamiento y se

aplicará la botella, bien en frió o en caliente, según el tipo. Por último, en el

caso de botellas en caliente, se adaptaran las distintas campanas.





Botellas terminales tipo Raychem.

Botellas terminales tipo Raychem.





Para facilitar las labores de conexión y apriete a la distinta aparamenta, se

instala, en la punta del conductor, un terminal apropiado a la sección del

mismo, el cual es fijado a aquel mediante compresión, utilizándose para ello

máquinas apropiadas (máquinas a compresión).

Terminal y máquina compresora.

Tabla técnica.





Por último, señalar que, con el desarrollo de las celdas modulares, se han

implantado unos terminales de interior denominados “enchufables” o tipo

“ELASTIMOLD”, cuyas características desarrollamos a continuación:

Terminales enchufables de conexión reforzada hasta 24 kV (630 A).

Este tipo de botellas también se utilizan para la conexión de alta tensión de

determinados transformadores.

Seccionamiento y protección. Pasos de aéreo a subterráneo.

En el inicio de todos los ramales subterráneos deberemos instalar la

correspondiente aparamenta de corte y protección, cuya naturaleza es similar a

la descrita en el apartado correspondiente de líneas aéreas. Generalmente, y en

aquellos casos en que el ramal subterráneo parte de un apoyo correspondiente

a línea aérea, se instala un seccionador tripolar en posición vertical dotado de

mando de apertura. Este seccionador suele ir dotado de mecanismo de puesta a

tierra, con el fin de poder descargar las corrientes capacitivas que se almacenan

en los cables subterráneos. El accionamiento de esta puesta a tierra suele ser

independiente y siempre enclavada con el mando del seccionador principal, aún

en el caso de accionamiento con el mismo mando.





Para protección contra sobreintensidades podemos colocar tanto fusibles APR

como seccionadores tipo “XS”, los cuales pueden ir situados delante o detrás

del seccionador aunque es recomendable situarlos detrás.

Dado que los apoyos de paso de líneas aéreas a subterráneas suelen ser

afectados por sobretensiones originadas por descargas atmosféricas,

deberemos instalar en dichos apoyos autoválvulas adaptadas a la tensión

nominal de la red.

Debido a todo ello, deberemos diseñar la altura del apoyo donde instalaremos

toda la aparamenta anterior, de tal forma que las partes en tensión queden a

una altura reglamentaria respecto del suelo.

Paso aéreo-subterráneo en apoyo.





En los apoyos de paso aéreo-subterráneo, los conductores deberán ir

protegidos bajo tubo hasta una altura de 2,50 metros respecto el suelo. Aunque

no es obligatorio, si es recomendable el forrar de obra de fábrica el apoyo

soporte hasta una altura de 2,30 metros respecto del suelo para evitar el escalo

de personal distinto al de mantenimiento, sobre todo cuando se trate de zonas

frecuentadas.

Para realizar los pasos de aéreo a subterráneo podremos utilizar cualquier tipo

de apoyo (hormigón, metálico, tubular, etc.) siempre que reúna las

características mecánicas apropiadas.

Respecto de las líneas subterráneas que partan de Centros de Transformación o

Seccionamiento, deberemos instalar las mismas protecciones que en los casos

anteriores, sólo que en este caso los seccionadores serán de tipo interior. En

caso de centros modulares, las líneas partirán de las denominadas celdas de

salida, las cuales serán descritas en apartados posteriores.

1

Aso

ciac

ión

de In

geni

eros

Téc

nico

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dust

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Các

eres



Líneas SubterráneasUnidad Temática II


ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 1ª~ EMPALMES SUBTERRÁNEOS A. T. ~

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Terminal

Manguito unión

Crimpit derivación

Terminal

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Líneas SubterráneasUnidad Temática II


ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 2ª~ EMPALMES SUBTERRÁNEOS A. T. ~





Módulo III Situaciones Singulares



Líneas Subterráneas – Situaciones Singulares 108


Cruzamientos y paralelismos.

Respecto de cruzamientos y paralelismos, aplicaremos lo dictado el apartado 5

de la ITC-LAT 06.

En el se establecen las siguientes normas:

El cruce de líneas subterráneas con ferrocarriles o vías férreas deberá

realizarse en canalizaciones entubadas hormigonadas, perpendiculares a la

vía siempre que sea posible. La parte superior del tubo más próximo a la

superficie quedará a una profundidad mínima de 1,1 m. respecto de la cara

inferior de las traviesa. Dichas canalizaciones entubadas rebasarán las vías

férreas en 0,25 metros en cada extremo.

En el caso de cruzamiento entre dos líneas eléctricas subterráneas,

directamente enterradas, la distancia mínima a respetar será de 0,2m.

El cruzamiento entre cables de energía y conducciones metálicas

enterradas no debe efectuarse sobre la proyección vertical de las uniones

soldadas de la misma conducción metálica. No deberá existir ningún

empalme sobre el cable de energía a una distancia inferior a 1m.

La mínima distancia entre la generatriz del cable de energía y la de la

conducción metálica no debe ser inferior a 0,30m. Además, entre el cable y la

conducción, debe estar interpuesta una plancha metálica de 8mm. de espesor,

como mínimo, u otra protección mecánica equivalente, de anchura igual, al

menos al diámetro de la conducción y de todas formas no inferior a 0,50m.

Análoga medida de protección debe aplicarse en el caso de que no sea posible

tener el punto de cruzamiento a distancia igual o superior a 1m. de un

empalme del cable.

En el paralelismo entre cables de energía y conducciones metálicas enterradas

se debe mantener en todo caso a una distancia mínima en proyección

horizontal de:





0,50m. para gasoductos.

0,30m. para otras conducciones.

Siempre que sea posible, en las instalaciones nuevas la distancia en proyección

horizontal entre cables de energía y conducciones metálicas enterradas,

colocadas paralelamente entre sí, no debe ser inferior a:

3m. en el caso de conducciones a presión máxima, igual o superior a 25

atmósferas; dicho mínimo se reduce a 1 m. en el caso en que el tramo

de conducción interesada esté contenida en una protección de no más de

100m.

1m. en el caso de conducciones a presión máxima inferior a 25

atmósferas.

En el caso de cruzamiento entre líneas eléctricas subterráneas y líneas de

telecomunicación subterránea, el cable debe, normalmente, estar situado por

debajo del cable de telecomunicación. La distancia mínima entre la generatriz

externa de cada uno de los dos cables no debe ser inferior a 0,50m. El cable

colocado superiormente debe estar protegido por un tubo de hierro de 1m. de

largo, como mínimo, y de tal forma que se garantice que la distancia entre las

generatrices exteriores de los cables, en las zonas no protegidas, sea mayor

que la mínima establecida en el caso de paralelismo, que se indica a

continuación, medida en proyección horizontal. Dicho tubo de hierro debe estar

protegido contra la corrosión y presentar una adecuada resistencia mecánica;

su espesor no deberá ser inferior a 2mm.

En donde, por justificadas exigencias técnicas no pueda ser respetada la

mencionada distancia mínima sobre el cable inferior, debe ser aplicada una

protección análoga a la indicada para el cable superior. En todo caso, la

distancia mínima entre los dos dispositivos de protección no debe ser inferior a

0,10m. El cruzamiento no debe efectuarse en correspondencia con una

conexión del cable de telecomunicación, y no debe haber empalmes sobre el

cable de energía a una distancia inferior a 1m.





En el caso de paralelismo entre líneas eléctricas subterráneas y líneas de

telecomunicación subterráneas, estos cables deben estar a la mayor distancia

posible entre sí. En donde existan dificultades técnicas importantes, se puede

admitir, excepto en lo indicado posteriormente, una distancia mínima en

proyección sobre un plano horizontal, entre los puntos más próximos de las

generatrices de los cables, no inferior a 0,50m., en cables interurbanos y

0,30m. en cables urbanos.

Se puede admitir incluso una distancia mínima de 0,15m. a condición de que el

cable de energía sea fácil y rápidamente separado, y eficazmente protegido

mediante tubos de hierro de adecuada resistencia mecánica y 2mm. de

espesor, como mínimo, protegido contra la corrosión. En el caso de paralelismo

con cables de telecomunicación interurbana, dicha protección se refiere también

a estos últimos.

Estas protecciones pueden no utilizarse, respetando la distancia mínima de

0,15m., cuando el cable de energía se encuentra en una cota inferior a 0,50m.

respecto a la del cable de telecomunicación.

Las reducciones mencionadas no se aplican en el caso de paralelismo con

cables coaxiales, para los cuales es taxativa la distancia mínima de 0,50m.,

medida sobre la proyección horizontal.



Área de Conocimiento II Centros de Transformación

Unidad Temática I Centros de Tipo Intemperie

Módulo I Elementos Constructivos y

Protecciones


Centros de Transformación

Centros de Tipo Intemperie – Elementos Constructivos y Protecciones 111


Definición de Centros de Transformación

Bajo esta denominación englobamos el elemento destinado a disminuir o elevar

la tensión de alimentación, así como el conjunto de aparamenta de protección a

instalar a ambos lados del elemento transformador.

El centro de transformación es uno de los elementos esenciales en cualquier

instalación de alta tensión; su ubicación suele ser lo más cercana posible al

punto de utilización, para evitar en lo posible las mayores caídas que se

producen en el lado de baja tensión.

El elemento principal, dentro de un centro de transformación, es el

transformador, que es la máquina que realiza la disminución o elevación de

tensión; se denomina al lado de mayor tensión como “LADO DE ALTA”, y al de

menor tensión “LADO DE BAJA”. Esta denominación se extiende a la

aparamenta existente en cada lado.

Cuando el transformador, y su distinta aparamenta, se encuentran al aire libre,

los centros se denominan de tipo INTEMPERIE, y cuando las instalaciones se

encuentran a cubierto se denominan de tipo INTERIOR.

Las condiciones que han de cumplir estas instalaciones vienen reguladas por el

Reglamento de Estaciones Transformadoras, Subestaciones y Centrales (en

adelante RCE).

Introducción

Como hemos indicado anteriormente, se denominan así aquellas instalaciones

que se encuentran al aire libre, soportándose el transformador y su aparamenta

sobre un apoyo que puede ser de hormigón o metálico.

Este tipo de instalaciones se realizan para centros de transformación cuya

potencia es igual o inferior a 160 KVA, aunque se pueden instalar

transformadores de mayor potencia, aumentando para ello las condiciones de

resistencia mecánica de los apoyos, con el fin de contrarrestar el mayor peso de

estos transformadores.





La línea divisoria de las 160 KVA viene impuesta por la medición de la energía

para las instalaciones denominadas particulares (no pertenecientes a compañías

distribuidoras), ya que se permite la medición en baja tensión hasta esa

potencia, debiéndose medir en alta a partir de la misma.

La medición en el lado de alta tensión, necesita de una mayor aparamenta

(transformadores de tensión e intensidad), haciéndose necesario el instalar los

centros en edificio para disponer de un mayor espacio, aunque sería posible

también instalarlo al aire, necesitándose un apoyo de mayor altura o la

colocación de dos apoyos, lo que lo haría más costoso, teniendo en cuenta

además que la aparamenta de intemperie siempre es más costosa que la de

interior.

Apoyos y soportes

Se denominan así aquellos apoyos sobre los que instalamos los centros de

transformación, así como la aparamenta de protección.

Dichos apoyos pueden ser tanto de hormigón como metálicos, siempre de

características técnicas adecuadas tanto para soportar el peso de los elementos

que constituyen el centro, como para soportar las posibles solicitaciones

mecánicas cuando dichos apoyos pertenezcan a líneas aéreas.

Cuando se trate de apoyos metálicos, el transformador se sustenta sobre un

balconcillo abrochado al apoyo soporte. Este balconcillo está formado por

perfiles metálicos de suficiente robustez mecánica como para poder soportar el

peso de los transformadores.

Cuando los apoyos soportes son de hormigón, debido a la estrechez de los

mismos, no se utiliza balconcillo, colgándose, en estos casos, la máquina de un

perfil horizontal que se instala para tal fin. Para poder realizar este montaje, los

transformadores deben estar dotados de unos ganchos que faciliten la

colocación del mismo.





C.T. intemperie sobre balconcillo metálico.

C.T. intemperie sobre apoyo de hormigón.





Transformador para colgar.

C.T. intemperie con trafo sobre apoyo.





En ambos casos, la colocación de balconcillo o del angular, donde se “colgará”

el transformador, deberá situarse a una altura que permita que las pipas de alta

tensión queden situadas por encima de los 6 metros que se señala en el

R.L.A.T. Cuando el transformador es de potencia superior a 250 KVA, debido

a su gran peso, éste se sustenta sobre otro apoyo metálico colocado junto al

apoyo de la línea eléctrica que lo alimente, unido solidariamente al mismo

mediante perfiles metálicos sobre los que colocaremos el transformador, según

se indica en la figura anterior.

La instalación de transformadores de gran potencia, así como de

transformadores cuya tensión de alimentación sea superior a 36 KV. (debido al

mayor dimensionamiento de la aparamenta de protección), se realiza sobre

estructuras porticadas formadas por dos apoyos (de hormigón o metálicos)

unidos por perfiles metálicos. Estas estructuras se denominan “CL”,

representándose el montaje en la siguiente figura.

C.T. intemperie en apoyo tipo pórtico.





Los apoyos soportes se pueden utilizar igualmente cuando la línea de

alimentación al centro sea de carácter subterráneo, siempre que se cumplan las

medidas de seguridad referidas a la altura de las partes en tensión.

C.T. intemperie alimentado por línea subterránea.

En todos los casos, y para aumentar las condiciones de seguridad, todos los

apoyos soportes de centros de transformación, deberán forrarse con obra de

fábrica hasta una altura de 2,40 metros respecto del nivel del suelo.

En el caso de apoyos de hormigón, se taparán las ventanas de escalo hasta la

misma altura. En este sentido, y con el fin de crear una superficie equipotencial

alrededor del apoyo, se construirá un acerado perimetral con una anchura de

1,30 metros respecto del cerramiento del centro, estando dotado dicho acerado

de un mallazo metálico conectado a la misma toma de tierra que la del apoyo

soporte.





Cerramiento y mallazo equipotencial en C.T. intemperie.

Protecciones y conexionado AT.

Para protección del primario o “lado de alta” del transformador deberemos

instalar la aparamenta que los proteja de efectos de sobretensión y

sobreintensidad, tal como se señala en los distintos apartados que componen la

MIE RAT 09 del RCE. Del mismo modo, deberá existir aparamenta que permita

el seccionamiento del transformador por ese lado de alta.

En la mayoría de los casos, esta aparamenta se ubica en el apoyo-soporte,

aunque a veces, la misma se coloca en el apoyo anterior, siempre que exista

visibilidad del mismo desde el Centro (siempre recomendable en el mismo

apoyo).

Para protección contra las sobretensiones, tanto de origen interno como de

origen atmosférico, se utilizarán pararrayos autoválvulas de resistencia

variable. Los bornes de tierra de estas autoválvulas se unirán a la toma de

tierra de acuerdo con lo establecido en la RAT 13.





Autoválvula.

Explosor.





Tal como indica la MIE RAT 09 del RCE, esta protección se puede realizar con

explosores, aunque su uso por razones medioambientales de electrocución de

aves, ha sido prohibido en el ámbito algunas Comunidades Autónomas.

Para el resto del territorio español, y siempre que no exista impedimento

medioambiental, la utilización de explosores sólo viene exceptuada en los

siguientes casos:

En los sistemas con neutro a tierra con intensidades de defecto Id en A,

tales que con la resistencia a tierra Rm en de las masa, se cumpla que Id

Rm 5000 V.

En lugares de altitud superior a 1000 m. o en instalaciones conectadas a

una línea de alta tensión que discurra por cotas superiores a 1000 m y a

distancias de la instalación menores de 3 Km.

En zonas expuestas a frecuentes descargas atmosféricas clasificadas en

el plano nº 1 con índice de frecuencias de tormentas "muy elevado" o

"elevado".

En el apartado de protecciones contra sobreintensidades, el apartado 1 de la

MIE RAT 09 del RCDE, establece que “Todas las instalaciones a las que se

refiere este Reglamento deberán estar debidamente protegidas contra los

efectos peligrosos, térmicos y dinámicos, que puedan originar las corrientes de

cortocircuito y las de sobrecarga cuando éstas puedan producir averías y daños

en las citadas instalaciones”.

Para las protecciones contra las sobreintensidades se utilizaran interruptores

automáticos o cortacircuitos-fusibles. Los primeros se usarán solamente en

transformadores de gran potencia y siempre deben ir asociados a

transformadores de intensidad.

La protección más utilizada en centros de poca potencia es la de cortacircuitos-

fusibles, y, dentro de éstos, los más usados son los denominados fusibles “XS”,

debido al poder de seccionamiento que llevan asociado. A parte de estos





dispositivos, se utilizan las denominadas bases APR (Alto Poder de Ruptura), las

cuales se instalan sobre bases portafusibles adecuadas a los distintos tamaños.

Por último, señalar en este apartado de protecciones contra sobreintensidades,

la existencia de un dispositivo denominado eslabón de ballesta, el cual ha caído

en desuso, aunque se pueden apreciar todavía en ciertas instalaciones

antiguas.

Hemos de indicar que este tipo de fusibles, al igual que los APR, no tienen

poder de seccionamiento, por lo que deberán ir asociados con un elemento

seccionador instalado previamente a los portafusibles.

Los distintos dispositivos que se utilicen para eliminar las sobreintensidades

deberán evitar proyecciones peligrosas de materiales, y no producir explosiones

que puedan ocasionar daños a personas o cosas.

Para realizar las funciones de seccionamiento, en aquellos casos en los que los

dispositivos de protección de sobreintensidades no estén dotados de ellas, se

utilizará cualquier sistema de los descritos, referente a seccionamiento de líneas

aéreas. De entre ellos, el más recomendable es el seccionador tripular, de

apertura lateral o vertical dotado de mano de apertura.

La ubicación de la distinta aparamenta en el apoyo-soporte suele ser la

siguiente, según los montajes más usuales:

1º. Colocación de las autoválvulas.

2º. Colocación del seccionador.

3º. Colocación de bases fusibles.

La distinta aparamenta se coloca sobre perfiles metálicos, de dimensiones

suficientes como para que garanticen las distintas distancias de seguridad y,

además, soporten el peso de los mismos. A este respecto, recordamos la

obligatoriedad de no existencia de aparatos o puentes en tensión por encima de

la cabecera del apoyo soporte.





C.T. tipo intemperie con XS y autoválvulas.

Las casas constructoras de transformadores recomiendan últimamente la

instalación de las autoválvulas sobre las mismas pipas del trafo para protegerlo

con mayor fiabilidad.

Respecto del interconexionado entre la distinta aparamenta, y entre ésta y el

transformador, se realizará con conductores metálicos, desnudos o aislados.

Normalmente, esta interconexión se realiza con varilla de cobre, del tipo rígido,

de 8-12-16 mm de diámetro, aunque a veces se realiza con conductor de la

misma naturaleza que el resto de la línea aérea que lo alimenta.

Para soportar estos conductores de interconexión se utilizan aisladores del tipo

rígido, dotados de elementos de fijación, para abrazar los distintos materiales

(varilla, pletina, tubo, etc.). Cuando utilicemos cable desnudo de aluminio-acero





o cobre, se usarán aisladores rígidos del tipo ARVI, realizándose las uniones

mediante retenciones de los tipos “Omega” o similares.

Se colocarán los distintos tipos de apoyos de tal forma que la distancia entre los

distintos puntos de sustentación no sea superior a 1,5 metros para las varillas

de cobre, pudiéndose aumentar esta distancia cuando utilicemos pletinas o

tubos huecos de cobre. A este respecto, deberemos tener en cuenta, que la

separación entre los apoyos aisladores deberá cumplir lo reglamentado en el

apartado 5. 1 de la MIE RAT 006, que dice textualmente:

“En Centros de Transformación, si no se justifica expresamente, la resistencia

mecánica de los conductores, deberá verificarse, en caso de cortocircuito, que:

I = Intensidad permanente de cortocircuito trifásico, en CA.

L = Separación longitudinal entre aisladores de apoyo en centímetros.

D = Separación entre fases, en centímetros.

W = Modulo resistente de los conductores en centímetros cúbicos.

d = Valor de la carga de rotura de tracción del material de los conductores en

daN/cm². “





Transformadores.

Los transformadores son las máquinas eléctricas encargadas en una instalación

de Alta Tensión de disminuir (transformadores de distribución) o elevar

(transformadores de generación) la tensión de utilización.

Los más usuales en nuestro ámbito de actuación son los transformadores

reductores que disminuyen la tensión de distribución (13,8-20-46 KV) a la

tensión de utilización en instalaciones receptoras (220-137 ó 380-220 V).

Cuando la salida en baja tensión es de 3 x 127/220 V. se denominan

transformadores B1 y cuando la salida es de 3 x 220/380 V. se denominan B2.

Pero también existen transformadores de doble salida en baja, que

denominamos B1-B2.

Igualmente, los transformadores se construyen para doble tensión en alta,

pudiéndose hacer el cambio bajo tapa o mediante conmutador sobre tapa

(transformadores más recientes). Esta condición es exigida por las Compañías

suministradoras que tienen en proyecto cambiar la tensión de sus redes de

distribución, normalmente de 13,2 a 20 KV.

Transformador trifásico con líquido refrigerante.





Los transformadores pueden ser trifásicos o monofásicos. Los más extendidos

en nuestro país son los trifásicos, siendo de una utilización casi nula los

monofásicos, excepto para casos de alimentación puntual de instalaciones

rurales (interruptores telemandados, seccionamientos telemandados, servicios

auxiliares de subestaciones, etc.).

Por contrario, a modo de ejemplo, en Estados Unidos es el uso de los

transformadores monofásicos, o “botes”, el más extendido.

Los transformadores trifásicos constan de tres bobinas arrolladas sobre un

núcleo o entrehierro, constando cada bobina de un arrollamiento de alta y un

arrollamiento de baja. Los conductores que constituyen las distintas bobinas

son de cobre o de aluminio, abundando más los primeros que los segundos.

Estos arrollamientos pueden ir refrigerados o no, denominándose éstos últimos

transformadores secos.

Transformador trifásico con aislamiento seco.





Los más utilizados, sin embargo, son los refrigerados por líquido, y, entre éstos,

el más común es el de aceite, cuya misión es disminuir la temperatura que

alcanzan los bobinados cuando son atravesados por la corriente eléctrica. Los

transformadores refrigerados por piraleno fueron retirados del mercado por los

efectos nocivos de dicho líquido sobre las personas y cosas.

Para almacenar dicho líquido y servir de soporte a los bobinados, se construye

una carcasa o cuba, que va dotada de una serie de aletas de refrigeración o

radiadores. Cuanto mayor sea la potencia nominal de los transformadores el

tamaño y número de estos radiadores será mayor. Esta cuba es cerrada

mediante una tapa superior, siendo esta unión realizada mediante tornillería y

ajustándose el cierre mediante gomas o juntas. Sobre la tapa se instalan los

distintos elementos de conexión y accesorios.

Los tres arrollamientos de un transformador se interconectan entre sí de

distintas maneras, dando lugar al denominado Grupo de Conexión, que figura

en la placa exterior de los transformadores. Dado que la tensión de

alimentación varía dependiendo de la ubicación del Centro, dentro del sistema

(cargas circulantes, distancia a subestaciones, etc.), los bobinados de alta están

dotados de distintas tomas para conseguir adaptar dicha tensión en cada caso y

conseguir una transformación óptima. En los transformadores pequeños, esta

regulación es manual y hay que realizarla mediante un conmutador de

posiciones existente en la tapa superior. En los transformadores de potencia

superior, y sobretodo en los existentes en las Subestaciones, la regulación se

hace de forma automática, siendo el método más extendido el denominado

“Sistema Jansen”. Dicha regulación automática consiste en obtener siempre la

misma tensión de salida (tensión de consigna), independientemente de cuál sea

la tensión de entrada.

Las distintas tomas suelen ser unos porcentajes fijos de la tensión nominal

(pasos de 2,5%), siendo lo más usual los transformadores de cinco tomas o

puntos, expresándose las mismas en las placas de características (13.200 ±

2,5% ± 5%). Con la regulación manual conseguimos elevar o disminuir la

tensión de baja, de forma que a tomas superiores de alta (mayor tensión) se

corresponden tensiones inferiores en el lado de baja tensión, y viceversa.





Para interconectar los distintos arrollamientos con los conductores externos de

alimentación, en ambos lados, se utilizan las denominadas “pipas” o terminales,

que no son más que aisladores pasatapas, por cuyo interior discurre una varilla

metálica (normalmente de cobre), cuyo extremo superior está roscado para

facilitar el apriete de los conductores.

Las pipas o aisladores de alta están dotados de mayor línea de fuga para

conseguir las distancias de seguridad marcadas con respecto a masa (cuba del

transformador); de ahí que se diferencien claramente las bornas de alta con

respecto a las de baja (mayor tamaño).

En todos los transformadores, con sistemas de distribución con neutro a tierra

(bien rígidamente o a través de resistencias o reactancias limitadoras), existen

cuatro terminales de baja tensión para hacer accesible el mismo a los

conductores externos. En transformadores con doble salida en baja tensión,

existirán siete bornas, tres por cada sistema trifásico y una para el neutro

(común a ambos sistemas).

Los distintos transformadores son sometidos en las fábricas a una serie de

ensayos eléctricos, cuyos resultados son plasmados en el denominado protocolo

de ensayo del transformador, cuyos datos se obtienen sometiendo el trafo a

distintos regímenes de funcionamiento (vacío, media carga, plena carga), así

como de comportamiento del mismo ante fenómenos de cortocircuito.

Una vez realizados los ensayos, las principales características eléctricas

(tensiones primarias, tensiones secundarias, potencia nominal, tensión de

cortocircuito, frecuencia), las mecánicas (peso total, peso del aceite, peso del

bobinado, etc.) así como otros datos de fabricación (número, tipo, año de

fabricación, etc.) se plasman en un placa metálica, que se coloca normalmente

sobre la zona de radiadores, en el lado que corresponde a las pipas de baja

tensión. Esta placa es importantísima para posteriores revisiones y posibles

recambios por avería, al fin de sustituirlo por otro de similares características.

Podemos apreciar en la siguiente figura un protocolo típico de una casa

constructora:





1ª parte protocolo de ensayo de un transformador.

2ª parte protocolo de ensayo de un transformador.





Existe una serie de accesorios que suelen instalarse en los transformadores a

petición del cliente. Entre estos accesorios tenemos:

Relé Bulchoz: se coloca en transformadores con depósito auxiliar de

almacenaje de líquido aislante, intercalándose el relé en la tubería de

unión entre el depósito y la cuba. Este relé va dotado de dos flotadores,

uno para alarma y otro para disparo, cuyos terminales eléctricos se

interconectan con los elementos de mando y protección de la instalación

(interruptores). La misión del relé es detectar la presencia de gases

provenientes de combustiones no deseadas que se producen por un

sobrecalentamiento de los bobinados y el entrehierro por motivos de

sobrecargas o cortacircuitos. Este relé va provisto de una purga que

permite la salida del gas. Si realizamos la ignición de dicho gas,

podremos detectar, según el color de la llama, dónde se ha producido la

combustión. Si la ignición se apaga, indica que el gas es aire únicamente,

proveniente de la recarga de aceite, en cuyo caso deberemos purgarlo

hasta eliminarlo.

Relé Bulchoz.





Ruedas: los transformadores de potencia superior a 50 KVA van dotados

de ruedas para facilitar su movimiento dentro de un Centro de

Transformación. Estas ruedas son desmontables y se unen a la parte

inferior de la cuba mediante una unión roscada. Las ruedas están

dotadas para dos posiciones de montaje (perpendiculares entre sí).

Indicador de temperatura: algunos transformadores pueden ir dotados

de un termómetro de esfera, para indicarnos la temperatura del

transformador. Este termómetro suele ir dotado de tres agujas, una nos

marca la temperatura y las otras dos se utilizan para alarma y disparo,

colocándose la primera a menor temperatura que la segunda. Al igual

que los contactos del relé, los contactos eléctricos de las mencionadas

agujas, se conexionan con los aparatos de mando y protección del lado

de alta.

Dispositivo de sobrepresión: algunos transformadores disponen en la

tapa superior de una válvula de seguridad que libere los gases de la

cuba, en caso de producirse una sobrepresión en la misma originada por

la aparición de algún defecto (sobrecalentamiento, cortocircuito, etc.),

evitándose de esta forma el “abombar” la cuba.

Por ultimo, señalar que las potencias nominales en KVA normalizadas

actualmente para los transformadores son:

25 – 50 – 100 – 160 – 250 – 400 – 630 – 1.000 – 1600 – 2500

Existen así mismo, otra serie de potencias cuya utilización ha caído en desuso,

aunque se podrían construir bajo pedido, siendo su precio superior a los

normalizados más próximos. Entre estos tenemos:

10 – 15 – 75 – 125 – 200 – 315 – 800 – 1250 – 2000

1

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Elementos Constructivos y ProteccionesMódulo I

Centros de Tipo IntemperieUnidad Temática I

Centros de TransformaciónÁrea de Conocimiento II

ANEXO: FOTOGRAFÍAS

Derivación con seccionadores unipolares

2

CT INTEMPERIE CON XS

Similar al anterior

3

CT INTEMPERIE CON BALLESTAS Y AUTOVALVULAS

Similar al anterior

4

Similar al anterior

Similar al anterior

5

Interconexión de A.T. Con puentes aislados

Similar al anterior

6

Similar al anterior

Cerramiento de obra civil

7

Módulo de medida con trafos de intensidad

Cerramiento y acerado equipotencial

8

Fusibles de Baja Tension

Equipos de medida trifásicos

9

Equipo con trafos de intensidad




Unidad Temática I Centros de Tipo Intemperie

Módulo II Seguridad en Instalaciones



Centros de Tipo Intemperie – Seguridad en Instalaciones 130


Generalidades

Tal como señala la Instrucción RAT 13 del RCE, en su apartado 1: “Toda

instalación eléctrica deberá disponer de una protección o instalación de tierra

diseñada en forma tal que, en cualquier punto normalmente accesible del

interior o exterior de la misma donde las personas puedan circular o

permanecer, éstas queden sometidas como máximo a las tensiones de paso y

contacto (durante cualquier defecto en la instalación eléctrica o en la red unida

a ella) que resulten de la aplicación de las fórmulas que se recogen en dicho

apartado y que desarrollaremos en la parte de cálculos”. Por tanto nuestra

instalación será dimensionada para obtener valores inferiores a los señalados

como máximos.

Puesta a tierra de protección y servicio

Hemos de distinguir en todo Centro de Transformación, ya sea intemperie o

interior, dos tipos de tomas de tierra: Protección y servicio, definiéndose a

continuación ambas:

Puesta a tierra de protección: es la conexión directa a tierra de las

partes conductoras de los elementos de una instalación no sometidos

normalmente a tensión eléctrica, pero que pudieran ser puestos en

tensión por averías o contactos accidentales, a fin de proteger a las

personas contra contactos con tensiones peligrosas.

Puesta a tierra de servicio: es la conexión que tiene por objeto unir a

tierra temporalmente parte de las instalaciones que están normalmente

bajo tensión, o permanentemente ciertos puntos de los circuitos

eléctricos de servicio (neutro de transformadores).

Estas puestas a tierra de servicio pueden ser:

Directas: cuando no contiene otra resistencia que la propia de paso a

tierra.





Indirectas: cuando se realizan a través de resistencias o impedancias

adicionales.

Los elementos que se interconectarán a la tierra de protección en los Centros

de Tipo Intemperie son los siguientes:

Los chasis y bastidores de aparatos de maniobra.

Los envolventes de los conjuntos de armarios metálicos.

Las vallas y cercas metálicas. (Pueden conectarse a la tierra general o

conectarse a una toma independiente de ésta).

Las columnas, soportes, pórticos, etc.

Los blindajes metálicos de los cables.

Las carcasas de transformadores, generadores, motores y otras

máquinas.

Hilos de guarda o cables de tierra de las líneas aéreas.

Por su parte conectaremos a la tierra de servicio los siguientes elementos:

Los neutros de los transformadores, que lo precisan en instalaciones o

redes con neutro a tierra de forma directa o a través de resistencias o

bobinas.

Los circuitos de baja tensión de los transformadores de medida.

El conductor de unión del neutro con el electrodo de puesta a tierra de servicio,

debe ser aislado en la zona de influencia de la tierra de protección, utilizándose

para ello conductores de cobre de 0,6/1 kV. de tensión de aislamiento.





Por su parte, los elementos de protección contra sobretensiones deben

conectarse a la tierra de protección, aunque dicha unión se hará directamente

con el electrodo de puesta a tierra, utilizándose en la interconexión un

conductor aislado de la misma naturaleza que el utilizado para el neutro.

Constitución de electrodos y tomas de tierra.

Las instalaciones de puesta a tierra están constituidas por uno o varios

electrodos enterrados y por las líneas de tierra que conecten dichos electrodos

a los elementos que deban quedar puestos a tierra. Dependiendo de la forma

geométrica de unión entre los electrodos, así como la profundidad a la que los

enterremos, conseguiremos mejores resistencia de difusión a tierra y menores

tensiones de paso y contacto.

En la línea de tierra se establecerán puntos de medida que nos permitan en el

tiempo verificar los valores de dichas tomas. Es recomendable que este punto

de medida lleve asociado un elemento de seccionamiento para aislarnos de la

instalación en el momento de realizar la medición. Para ello, se suelen colocar,

en el cerramiento del apoyo-soporte, dos cajas de poliéster (una por cada

sistema de tierra: protección y servicio), en cuyo interior se coloca un base

seccionable, intercalándose dicha base en la línea de tierra.

Los conductores más utilizados en las líneas de tierra son de cobre y de acero,

y, entre éstos, el uso más extendido es el de cobre. La sección mínima de los

conductores de cobre será de 25mm.² y de 50mm.² para los de acero.

La sección más usual en líneas de tierra es la de 50mm.² en cobre.

El trazado de la línea de tierra en el apoyo soporte será lo más corta y rectilínea

posible. Los empalmes y derivaciones de esta línea de tierra se realizarán con

medios de unión apropiados que aseguren dicha unión y estén protegidos

contra la corrosión galvánica.

Por su parte, los electrodos de tierra (parte de la instalación ubicada por debajo

del suelo) están formados por materiales metálicos en forma de varillas, cables,

chapas, perfiles, que presenten una resistencia elevada a la corrosión por sí





mismos, o mediante una protección adicional, tales como el cobre o el acero

debidamente protegido, en cuyo caso se tendrá especial cuidado de no dañar el

recubrimiento de protección durante el hincado.

Los electrodos podrán disponerse de las siguientes formas:

Picas hincadas en el terreno, constituidas por tubos, barras y otros

perfiles, que podrán estar formados por elementos empalmables.

Varillas, barras o cables enterrados, dispuestos en forma radial, mallada

o anular.

Placas o chapas enterradas.

Respecto de las dimensiones de los elementos que forman parte de los

electrodos de puesta a tierra, el apartado 3.4 de la MIE RAT 013 del RCE marca

los siguientes valores:

Las dimensiones de las picas se ajustarán a las especificaciones

siguientes:

Los redondos de cobre o acero recubierto de cobre, no serán de

un diámetro inferior a 14 mm., mientras que los de acero sin

recubrir no lo tendrán nunca inferior a 20 mm.

Los tubos no serán de un diámetro inferior a 30 mm ni de un

espesor de pared inferior a 3 mm.

Los perfiles de acero no serán de un espesor inferior a 5 mm ni de

una sección inferior a 350 mm.

Los conductores enterrados, sean de varilla, cable o pletina, deberán

tener una sección mínima de 50 mm2, en el caso de los de cobre, y 100

mm2, en el caso de los de acero. El espesor mínimo de las pletinas y el

diámetro mínimo de los alambres de los cables no será inferior a 2 mm,

en los de cobre, y 3 mm, en los de acero.





Las placas o chapas tendrán un espesor mínimo de 2 mm, en el caso de

las de cobre, y 3 mm las de acero.

Elementos de seguridad

Dentro de este apartado, se describen aquellos elementos que, ajenos al

funcionamiento, inciden en la seguridad de las personas en su relación con las

instalaciones. Entre estos tenemos:

Placas de peligro de muerte (figura de hombre fulminado por rayo).

Placa de primeros auxilios donde se indican los pasos a seguir en caso de

accidente.

Pértiga de maniobrabilidad para realizar trabajos de mantenimiento.

Guantes de maniobra para tensiones superiores a la de servicio.

Los dos últimos elementos suelen ir en los coches de mantenimiento, en el caso

de centros pertenecientes a Cías. Suministradoras o estar en algún local

cubierto, en el caso de centros de propiedad particular.




Unidad Temática II Centros de Tipo Interior

Módulo I Centros Modulares



Centros de Tipo Interior – Centros Modulares 135


Introducción

Los denominados Centros Modulares son aquellos que se alojan en el interior de

módulos prefabricados de hormigón. Dentro de esta denominación se engloba

tanto al módulo de alojamiento como a las celdas de protección asociadas a los

transformadores de potencia que van instaladas en su interior.

Suelen ser conjuntos de piezas prefabricadas en origen y ensambladas en la

obra de forma rápida, siendo su precio superior al de Centros con aparamenta

convencional, pero con un tiempo de montaje bastante menor. En los siguientes

apartados se describen los distintos elementos que constituyen este tipo de

Centros, cuyo uso se está generalizando.

Módulos prefabricados

Son edificios prefabricados de hormigón, totalmente desmontables, cuya forma

y dimensiones dependerán de la casa constructora y, como ya se ha

mencionado con anterioridad, su elección dependerá del número de celdas de

protección que se instalen así como del número de transformadores, con un

límite de tres.

Módulo prefabricado serie 24Kv.





Actualmente los módulos se dividen en dos grandes grupos, dependiendo de la

tensión de servicio: el primero para instalaciones de hasta 24 KV y el segundo

para instalaciones de hasta 36 KV. Los primeros son menores que los

segundos debido a las dimensiones de la aparamenta para 36 KV.

Tanto unos como otros, están formados por varias piezas: paredes, base,

cubiertas o techos y soleras, que se ensamblan en obra, quedando asegurada

su estanqueidad mediante el uso de juntas de goma esponjosa entre los

distintos paneles.

El hormigón, con el que suelen estar construidas las piezas, es de unos 300

Kg./cm.², dotadas dichas piezas de armadura metálica, estando todas ellas

unidas entre sí mediante latiguillos de cobre, y a un colector de tierras,

formando de esta manera una superficie equipotencial que envuelve

completamente al Centro.

Por su parte, las puertas y rejillas del Centro están aisladas eléctricamente de

dicha estructura, presentando una alta resistencia respecto de la tierra de la

envolvente (del orden de 10kW.).

Las piezas metálicas en contacto con el exterior, vienen tratadas contra la

corrosión.

Para la instalación de los módulos y previo a su montaje, deberemos

acondicionar el terreno, realizando la excavación del lugar donde se ubicará el

módulo de acuerdo a las dimensiones dada por el constructor. Una vez

realizada la excavación, extenderemos una capa de arena de 10 cm. para

nivelación del mismo.

Sobre dicha capa de arena, se coloca la placa base, que es una losa de forma

rectangular, que se une en los extremos a las paredes del módulo. Sobre esta

base, y a una altura de unos 400 mm. (Dependiendo del fabricante), se sitúa la

solera del centro, la cual se apoya en un resalte interior de las paredes,

permitiendo este espacio entre la base y la solera, el paso de los cables de

media y baja tensión, a los que se accede a través de unas troneras cubiertas

con losetas.





Sección módulo prefabricado.

Por su parte, las paredes laterales, son paneles rectangulares, que se sujetan

entre sí y a la placa base. En su parte inferior y en el espacio existente entre la

placa base y la solera, se sitúan una serie de agujeros para el paso de los

conductores de media y baja tensión. Estos agujeros están semiperforados,

realizándose en obra la apertura de aquellos que sean necesarios para cada

aplicación. De la misma forma existen otros agujeros semiperforados para

facilitar la salida de los cables de tierra al exterior.

Las puertas de acceso del personal de mantenimiento tienen unas dimensiones

aproximadas (dependiendo del fabricante) de 900x2100mm para los centros de

24KV. y de 900x2400 mm para los de 36KV. Por su parte, las rejillas para

acceso de los transformadores son de 1250 x 2100 mm para los de 24KV y

1250x2400mm para los de 36KV. En el caso de las citadas puertas, ambas son

abatibles hacia el exterior con un ángulo de abatimiento de 180º.

Por cada transformador (en el supuesto que hubiese más de uno), los módulos

están dotados de dos rejillas de ventilación, situadas una en la parte inferior de

la puerta de acceso del trafo y la otra en la parte superior de la pared opuesta a





la de la puerta y situada detrás del transformador, con unas dimensiones

aproximadas de 1200x700 mm. Cuando los transformadores que se instalan en

el módulo son de potencia superior a las 630KVA, dichos módulos vienen

dotados de otras rejillas de ventilación colocadas en la pared lateral situada

junto al transformador. Todas las rejillas están dotadas de tela mosquitera y

formadas por lamas en forma de “V” invertida diseñadas para impedir la

entrada del agua al interior del módulo.

Por último, la cubierta del centro, está formada por piezas de hormigón, con

inserciones en la parte superior para su manipulación.

El acabado exterior de los módulos se efectúa con pintura de poliuretano, de

color blanco, crema, etc., en las paredes, y de color distinto en el perímetro de

la cubierta y el techo. Es fácil ver también acabados exteriores de

recubrimiento de chinas. Por lo que respecta a las puertas, estas se pintan…con

pintura metálica para exteriores.

Aparamenta de Alta Tensión. Celdas prefabricadas

La distinta aparamenta de protección, seccionamiento y medida de energía, se

instala en el interior de envolventes metálicas o armarios, los cuales se

ensamblan unos con otros hasta obtener una determinada configuración.

Dichos conjuntos están reglamentados en la MIE RAT 016 (instalaciones bajo

envolvente metálica hasta 72,5KV: conjuntos prefabricados), en la MIE RAT 017

(Instalaciones bajo envolvente aislante hasta 36KV: conjuntos prefabricados) y

en la MIE RAT 018 (instalaciones bajo envolvente metálica aisladas con

hexafloruro de azufre).

Se entiende por conjuntos prefabricados de aparamenta bajo envolvente

metálica, aquellos que suministra el fabricante montados, y que antes de salir

de fábrica han sido sometidos a los ensayos de serie y tipo que se especifican

en la norma UNE 20 099.

En un principio, las celdas prefabricadas instalaban aparamenta de corte al aire,

apreciándose el estado de los mismos (abierto o cerrado), a través de mirillas





circulares que se instalaban en el frontal de las celdas. La interconexión de los

distintos elementos se realizaba con redondos de aluminio aislados (tipo

“barrón”) que reducían las distancias de seguridad. Estas celdas han quedado

en desuso, habiéndose generalizado el uso de celdas que utilizan el hexafloruro

de azufre tanto en el corte de la aparamenta como en el aislamiento del

embarrado.

Las últimas celdas han visto reducidas sus dimensiones, haciéndolas ideales

para el montaje de centros en locales de dimensiones reducidas. Las gamas de

celdas más usadas en el ámbito de nuestra comunidad son la gama SM6 de

Merlín Gerin y la gama CGM de Ormazábal, siendo esta última la que tiene

mayor rango en cuanto a tensiones de utilización. En ambas se utiliza el

hexafloruro de azufre como elemento de corte y elemento aislante.

El número de celdas a instalar dependerá de la configuración del centro de

transformación y del número de transformadores a instalar en el mismo

(centros en bucle, centros de abonado, centros de reparto, etc.)

Respecto de la aparamenta, las celdas van dotadas de los siguientes

elementos:

Posiciones del interruptor-seccionador en la gama SM6 de Merlin Gerin.





Interruptor-seccionador, con seccionador de puesta a tierra que tiene

tres posiciones de funcionamiento: conectado, seccionado y puesto a tierra (ver

figura anterior). En la parte frontal de la celda se encuentra el accionamiento

del interruptor, no pudiéndose conectar a tierra cuando está en posición de

cerrado.

Posiciones del interruptor-seccionador en la gama CGM de Ormazábal.

Los elementos de seccionamiento se encuentran en el interior de un cárter

relleno de gas SF6, a presión. El corte de corriente se produce por la velocidad

de las cuchillas y por el soplado del gas.

Interruptor automático: está constituido por tres polos separados. Cada

polo tiene las partes activas inmersas en SF6 a presión. La cámara donde se

aloja el SF6 está perfectamente sellada y no necesita recargas de gas.

Los polos están formados por dos contactos, uno móvil y otro fijo,

produciéndose el corte de corriente por la suma de dos efectos:

Autocompresión del SF6 por desplazamiento del contacto móvil, que

produce un doble soplado axial sobre el arco en ambos contactos.

Velocidad de separación de los contactos.





Secuencia de apertura de un interruptor automático.

Las celdas de interruptor automático permitan la motorización del mando,

haciéndolas ideales para un posible telemando a distancia.

Las celdas modulares que disponemos en el mercado son las siguientes:

Celda de línea (CL): estás celdas están dotadas de un interruptor-

seccionador, que permite comunicar el embarrado general del conjunto de

celdas con los conductores de llegada o salida, cortar la corriente nominal,

seccionar esta unión o poner a tierra simultáneamente las tres bornas del

conductor de acometida. Estas celdas se denominan, así mismo celdas, de

entrada-salida, y se instalan dos en el caso de Centros en bucle (una para

entrada y otra para salida).

Estas celdas pueden admitir uno o tres transformadores de intensidad para

su conexionado a equipos de medida (amperímetros) y protección (relés),

siendo estas celdas de mayor dimensión que las normales de línea.





Celda de línea serie SM6.

Celda de línea con 1 ó 3 trafos de intensidad serie SM6.





Las celdas vienen dotadas con un bloque de tres lámparas que nos detectan

la presencia de tensión. Los mandos pueden ser motorizados.

Dentro de estas celdas existe un montaje especial que es el denominado de

conmutación automática. Este tipo de celdas se utilizan para aquellos

Centros que puedan disponer de dos entradas distintas de línea y que se

conmute de una a otra de forma automática, en caso de fallo en la

alimentación principal.

Están dotadas de mandos motorizados en corriente continua y dotados de

un relé que efectúa la conmutación. Para poder disponer de este tipo de

celdas deberemos instalar una batería de acumuladores de corriente

continua.

Celdas de conmutación automática serie SM6.





Celda de protección (CPF): estás celdas están dotadas de un interruptor-

seccionador, además de una protección con fusibles. Este tipo de celdas son

las utilizadas normalmente para protección del transformador, debiéndose

instalar tantas como transformadores vayamos a ubicar en nuestro Centro.

También se pueden utilizar para protección de líneas secundarias que partan

desde nuestro Centro.

Celdas de protección serie SM6.

Al igual que en las de línea, las celdas pueden ir dotadas de 1 ó 3

transformadores de intensidad, siendo en estos casos la celda de mayor

dimensionado.





Celdas de protección con trafos de intensidad serie SM6.

En determinadas celdas (Gama CGM de Ormazábal), los fusibles van

instalados sobre unos carros que se introducen en los tubos portafusibles de

resina aislante.

Estos tubos, inmersos en SF6, son perfectamente estancos respecto del gas,

y, cuando están cerrados, lo son también respecto del exterior, garantizando

la insensibilidad a la polución externa y a las inundaciones, consiguiéndose

este efecto mediante el cierre rápido de una membrana. Esta membrana

cumple, también, otra misión como es la del accionamiento del interruptor

para su apertura, que puede tener su origen en:

La acción del percutor de un fusible cuando éste se funde.

La sobrepresión interna del portafusibles por calentamiento

excesivo del fusible.





Funcionamiento del portafusibles en celdas CGM.

Dentro de este tipo de celdas, la protección de fusibles puede responder a

dos sistemas:

Fusibles asociados: en caso de fusión de uno de los fusibles, no

se abre el interruptor de la celda, por lo que el transformador

queda alimentado en dos fases.

Fusibles combinados: cuando cualquiera de los fusibles se

funde, el interruptor de la celda se abre, evitando que el

transformador queda alimentado solo a dos fases.





Fusibles asociados y fusibles combinados.

Las celdas de protección admiten, igualmente, la instalación de una bobina

de disparo, la cual puede ser accionada de varias formas: a través de los

contactos de un relé Bulchoz, conectado a los bornes de un termómetro

instalado en el transformador, etc.

Así mismo, las celdas modulares disponen de relés de protección compactos,

que protegen a la instalación contra defectos a tierra o sobrecargas,

realizándose dicha protección mediante el accionamiento de una bobina de

disparo.





Esquema funcionamiento relé de protección.

Celda de interruptor automático (CPA): estás celdas están dotadas de

un interruptor automático y de un seccionador de tres posiciones. Este tipo

de celdas son las utilizadas para protección general de un Centro de

Transformación cuando existen en el mismo más un transformador de

potencia, y la potencia de éstos es elevada. Hace las funciones, en estos

casos, de interruptor general en alta tensión. También suelen utilizarse para

protección de líneas que parten de un Centro de transformación y de

elevada intensidad nominal.





Celdas de interruptor automático serie SM6.

Se extiende a este tipo de celdas todas las consideraciones hechas en las

celdas de protección, en lo que respecta a bobinas de disparo y relés de

protección.

Celda de medida (CM): son celdas vacías, donde se alojarán los

elementos que constituyen la medida en alta tensión: los transformadores

de intensidad y tensión. Hay varios tipos de celda, dependiendo de la forma

de conexionado con el resto de celdas o la salida hacia el transformador. Su

ubicación puede ser antes o después de las celdas de protección de trafo,

aunque lo normal es que sea anterior, debiéndose consultar con las Normas

particulares que tenga cada compañía suministradora.





Celdas de medida serie SM6

Los elementos de medida, transformadores de tensión e intensidad, nos

permiten transformar las magnitudes eléctricas (tensión e intensidad) a

unos valores que puedan ser medidos por los totalizadores o contadores.

Los transformadores de intensidad suelen ser de doble relación en el

primario, una el doble de otro, pasando de una posición a otra mediante el

cambio de placas que lleva asociadas a los bornes del primario. Así mismo,

los transformadores de intensidad pueden ir dotados de varios devanados

secundarios, de los cuales derivarán los distintos elementos de medida y

protección. Los devanados secundarios de clase 0,5, ó inferiores, son los

utilizados para la medida de la energía (contadores); los de clase 1 son los

utilizados para alimentar los aparatos de medida (voltímetros, vatímetros,

cosímetros, etc.) y los de clase 5P20 son los utilizados para alimentar los

distintos relés de protección que puedan ir asociados a las celdas.

Deberemos tener en cuenta la potencia de los distintos elementos que

vayamos a alimentar y que dicha potencia, expresada en Voltio-Amperios

(VA), sea inferior a la nominal del transformador.





Transformador de intensidad.

Respecto de los transformadores de tensión, estos van dotados de un solo

borne, al cual se conecta la parte de alta tensión. Suelen ser

transformadores reductores de Un-Ö3/110-Ö3 V, donde Un es la tensión

nominal de la línea de alimentación al Centro de Transformación. Al igual

que los transformadores de intensidad, van dotados de varios devanados

secundarios, extendiéndose a éstos las consideraciones marcadas para los

trafos de intensidad.

Transformador de tensión.





Los transformadores de medida se interconectan con los aparatos de

medición y protección mediante conductores de baja tensión, en montaje

superficial bajo tubo metálico, no siendo la sección de los mismos inferior a

6mm².

Esquema conexionado equipos totalizadores.





Una vez descritas las distintas celdas que existen en el mercado, estamos en

disposición de ver la disposición de las mismas en determinadas combinaciones,

dependiendo del tipo de Centro a construir.

Tipos de centros y celdas a instalar.

Interconexionado de Alta Tensión

Para la interconexión desde la última celda del conjunto de aparamenta (celda

de protección de trafo) con el transformador de potencia, utilizaremos

conductores unipolares de aislamiento seco, similares a los descritos en

conductores de líneas subterráneas de alta tensión.

Estos conductores discurrirán por las canaletas interiores de la base del módulo.

Para su conexionado, tanto en la celda como en el trafo, se utilizarán

terminales tipo interior, acordes a la sección del conductor y, sobre todo, a la

tensión de aislamiento del mismo, siendo los tipos más usuales los descritos en

el apartado de terminales de exterior e interior en líneas subterráneas de alta

tensión del presente Curso.





Transformadores

Se extiende a este punto todo lo indicado para transformadores de Centros Tipo

Intemperie, ya que las máquinas que se fabrican para esos Centros también

valen para interior. Antiguamente, sí se fabricaban transformadores para

interior, aunque la única diferencia eran las pipas de conexionado, ya que

tenían una menor línea de fuga que las de exterior; en caso de querer utilizar

estos transformadores para Centros de Intemperie había que colocarles unas

sobrepipas encima de las originales.

Protecciones y conexionados de Baja Tensión

Al igual que el apartado de transformadores, la protección y conexionado, en

baja tensión de los Centros Tipo Interior, se realiza de forma similar a los de

intemperie, con la diferencia de ubicación de los elementos de protección

(interior del local y a una altura que facilita su manipulación desde el suelo).

Dado que la potencia de los transformadores que se instalan en Centros Tipo

Interior obliga a protecciones de mayor calibre, las cajas generales de

protección comerciales no nos cubrirán dicho calibre, por lo que utilizaremos

desconectadores fusibles de calibre superior, instalándose éstos en armarios

metálicos o de poliéster.

En los Centros de Transformación de distribución pública, desde donde parten

varios alimentadores de baja tensión, se instalan los denominados cuadros de

baja tensión, que son armarios metálicos o de poliéster, normalizados por las

Cías. Suministradoras, que están dotados de varios desconectadores fusibles

(cuatro o seis) de 400A. o de 630A., según el tipo de intensidad nominal;

dichos cuadro pueden ser de apertura individual (fase a fase) o conjunta (todas

las fases a la vez). La primera forma tiene es más interesante en distribuciones

destinadas principalmente a viviendas, dado que la reposición de un fusible

fundido no afectará a las viviendas que tomen la corriente de las fases no

afectadas por la avería. Estos cuadros llevan así mismo un voltímetro y

amperímetros, ambos dotados de selector de fase.





En algunos cuadros, estos elementos de medida son sustituidos por un

analizador de redes que nos puede medir más magnitudes eléctricas aunque su

coste económico es superior. Tanto los amperímetros como los analizadores de

redes, son alimentados a través de transformadores de intensidad de baja

tensión que se instalan sobre las barras generales del Cuadro.

Cuadro de baja tensión tipo UNESA.





Tomas de tierra

Se extiende aquí lo descrito en el apartado 3.2.5. para Centros Tipo Intemperie.

Dado la mayor dimensión de estos Centros, los tipos de electrodos que servirán

para la puesta a tierra, son de mayores dimensiones, normalmente de forma

rectangular y que “envuelven” la totalidad del módulo de alojamiento.

En el interior del módulo se tiende una línea general de tierra, cuyo trazado

transcurre por las paredes interiores, realizándose normalmente con varilla de

cobre de 8 m, de 0, soportada en grapas adecuadas, derivándose desde esta

línea hasta los distintos elementos a conectar a tierra. Para las derivaciones

utilizaremos terminales rectos y en forma de “T”, conectándose a estas

derivaciones los distintos elementos a poner a tierra, y que serán los

siguientes:

Las envolventes metálicas de las celdas de protección.

La cuba del transformador.

Las pantallas de protección del transformador.

Las pantallas metálicas de los cables de alimentación.

Cualquier elemento de los descritos anteriormente no podrá interconectarse en

serie con la línea de tierra si no, siempre, en derivación de ésta.

Esta línea general de tierra se interconecta con el electrodo de tierra mediante

un conductor de cobre desnudo de 50mm.² de sección, instalándose cajas de

seccionamiento y medida en la interconexión de ambas líneas.

Respecto de la tierra de servicio, a ésta conectaremos el neutro del

transformador así como los secundarios de los equipos de medida

(transformadores de intensidad y tensión). La interconexión con el electrodo

exterior se realizará mediante un conductor de cobre aislado de 0,6/1Kv. de

tensión de aislamiento, de 50mm.² de sección, intercalándose igualmente una

caja de seccionamiento y medida en dicha línea.





De la misma forma que en los Centros Tipo Intemperie se construyen acerados

equipotenciales, los suelos de los Centros Tipo Interior se dotan de mallazos

equipotenciales instalados bajo la solera del edificio, que aumentan la seguridad

de los centros ante las tensiones de contacto en las instalaciones.

En los centros modulares, estos mallazos vienen instalados desde fábrica.

Mallazo equipotencial en centros tipo interior.

Elementos de seguridad

Los elementos de seguridad de los que deberemos dotar a los Centros del Tipo

Interior serán:

Placas de peligro, que deben situarse en las puertas de acceso tanto

de transformador como de personal de mantenimiento, pantallas de

protección y celdas prefabricadas.

Banqueta aislante para realizar maniobras.

Pértiga de maniobra para tensiones superiores a las de servicio.





Guantes de maniobra.

Insuflador para facilitar la respiración artificial en caso de accidente

por descarga eléctrica.

Dentro del apartado de seguridad, hemos de señalar la necesidad de colocar

pantallas de protección que cubran las bornas del transformador. Estas

pantallas estarán formadas por malla metálica de alambre de 2 mm, con una

separación máxima entre alambres de 2,5 cm., siendo la anchura de la malla

no inferior a 80 cm. y colocándose su parte baja 25 cm. por debajo de la tapa

superior del transformador.

Para la determinación de las protecciones contra incendios a que puedan dar

lugar las instalaciones eléctricas de alta tensión, además de otras disposiciones

específicas en vigor, se tendrá en cuenta:

La posibilidad de propagación del incendio a otras partes de la

instalación.

La posibilidad de propagación del incendio al exterior de la

instalación, con los posibles daños a terceros que esto conllevaría.

La presencia o ausencia de personal de servicio permanente en la

instalación.

La naturaleza y resistencia al fuego de la estructura soporte del

edificio y de sus cubiertas.

La disponibilidad de medios públicos de lucha contra incendios.

Con carácter específico se adoptarán las siguientes medidas de seguridad:

Instalación de dispositivos de recogida del aceite en fosos-colectores.

Si se utilizan aparatos o transformadores que contengan más de 50 litros

de aceite mineral, se dispondrá de un foso de recogida de aceite con

revestimiento resistente y estanco, teniendo en cuenta en su diseño y





dimensionado el volumen de aceite que pueda recibir. En dicho depósito

o cubeta se dispondrán cortafuegos tales como lechos de guijarros,

sifones en el caso de instalaciones con colector único, etc. Cuando se

utilicen pozos centralizados de recogida de aceite es recomendable que

dichos pozos sean exteriores a las celdas. Si, por contrario se utilicen

dieléctricos líquidos con temperaturas de combustión superiores a 300º

C, se dispondrá un sistema de recogida de posibles derrames que impida

su salida al exterior. Los módulos prefabricados vienen dotados de la

mencionada cubeta, estando situada ésta debajo de la ubicación del

transformador.

Sistemas de extinción.

Extintores móviles. Se colocará, como mínimo, un extintor de

eficacia 89 B en aquellas instalaciones en las que no sea

obligatoria la disposición de un sistema fijo, de acuerdo con los

niveles que se establecen en el siguiente apartad b.2). Este

extintor deberá colocarse siempre que sea posible en el exterior

de la instalación para facilitar su accesibilidad y, en cualquier

caso, a una distancia no superior a 15 metros de la misma. Si

existe un personal itinerante de mantenimiento con la misión de

vigilancia y control de varias instalaciones que no dispongan de

personal fijo (compañías suministradoras), ese personal itinerante

deberá llevar, como mínimo, en sus vehículos dos extintores de

eficacia 89 B, no siendo preciso, en este caso, la existencia de

extintores en los recintos que estén bajo su vigilancia y control.

Sistemas fijos. En aquellas instalaciones con transformadores o

aparatos cuyo dieléctrico sea inflamable o combustible, de punto

de inflamación inferior a 300º C, con un volumen unitario superior

a 600 litros, o que, en conjunto, sobrepasen los 2400 litros,

deberá disponerse un sistema fijo de extinción automático,

adecuado para este tipo de instalaciones, tal como el halón o CO2.





Si se trata de instalaciones en edificios de pública concurrencia, con acceso

desde el interior de los mismos, se reducirán estos volúmenes a 400 litros y

1600 litros, respectivamente.

Si los transformadores o aparatos instalados utilizan un dieléctrico de

temperatura de inflamación o combustión igual o superior a 300Cº (aceite de

silicona, aislamiento seco a base de resinas, etc.), podrán omitirse las

anteriores disposiciones, pero deberán instalarse de forma que el calor

generado no suponga riesgo de incendio para los materiales próximos.

Las instalaciones fijas de extinción de incendios podrán estar integradas en el

conjunto general de protección del edificio. Deberá existir un plano detallado de

dicho sistema, así como instrucciones de funcionamiento, pruebas y

mantenimiento.

En el Proyecto de la instalación se recogerán los criterios y medidas adoptadas

para alcanzar la seguridad contra incendios exigida por la normativa vigente.

1

Aso

ciac

ión

de In

geni

eros

Téc

nico

s In

dust

riale

s de

Các

eres


Centros ModularesMódulo I

Centros de Tipo InteriorUnidad Temática II


ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 1ª~ CELDAS MODULARES E INTERRUPTORES SUB. BLINDADOS ~

Celdas de línea Celda medida

Celda protección

2

Celda Interruptor automático

Detalle mando mecánico de apertura

3

Mando eléctrico Celda

4

Relé de protección

Interior celda de interruptor

5

Celda protección trafo Celda medida Celda línea

Botellas terminales en celda de línea

6

Interior Celda de protección

Detalle conductores de llegada

1

Aso

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Centros ModularesMódulo I



ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 2ª~ CELDAS MODULARES E INTERRUPTORES SUB. BLINDADOS ~

Embarrado de interconexión entre celdas

2

Celda de remonte o llegada (Sin seccio-namiento mecánico)

Celda de seccionador apertura al aire

3

Celda seccionada y puesta a tierra

Celda de ruptor con apertura al aire

4

Celda de protección con fusibles APR

Celda de interruptor automático con trafos de intensidad

Trafo de intensidad

5

Celda de medida

Trafo de tensión

Trafo de intensidad

Similar a la anterior

6

Puesta a tierra de botellas terminales

Botellas tipo Elastimod enchufables sobre tapa de trafo

7

Trafo de potencia

Interconexión A.T.

Puesta a tierra carcasa trafo

8

Caja seccionamiento tierra




Unidad Temática II Centros de Tipo Interior

Módulo II Centros Convencionales



Centros de Tipo Interior – Centros Convencionales 161


Introducción

Los Centros de Transformación de Tipo Interior, además de los instalados en

módulos prefabricados, pueden ubicarse igualmente en locales integrados

dentro de edificios destinados al cumplimiento de otros objetivos, o en edificios

de obra civil dedicados únicamente a este fin (casetas de obra civil).

Dado que hemos desarrollado los distintos apartados correspondientes a

Centros Modulares, los mismos son extensivos a los Centros que nos ocupa este

apartado, cambiando únicamente el edificio donde se albergarán (construcción

en situ en lugar de módulo prefabricado).

Por ello, en los siguientes apartados, se recogerán las características

constructivas de aquellos Centros… cuyas celdas se ubicarán en cubículos de

obra civil y cuya aparamenta sea individual, de corte al aire, unidos mediante

embarrado soportado en aisladores. Estos Centros los conoceremos con la

denominación de Centros Convencionales.

Edificios

Las medidas interiores de éstos, vendrán determinadas, al igual que en los

módulos prefabricados, por el número de transformadores que instalemos, el

número de celdas asociadas y de las distintas medidas de seguridad a cumplir

(pasillos de servicio, distancia a partes en tensión, etc.).

Respecto de los materiales a utilizar en su construcción, deberán ser de

suficiente resistencia mecánica y, también, resistentes a la propagación del

fuego, en caso de incendios. Normalmente, se construyen de ladrillos

cerámicos, de un pie de espesor, recomendándose la construcción de cámaras

de aire de la suficiente resistencia mecánica.

Para el solado, se suele recurrir al terrazo, por su capacidad para soportar

grandes pesos en desplazamiento (colocación de transformadores y celdas

prefabricadas).





Se relacionan a continuación las características constructivas más usuales en

las casetas aisladas:

Cimientos y solera con hormigón de 175 Kg. de resistencia, incluyendo

mallazo para superficie equipotencial a efectos de toma de tierra.

Paredes exteriores con ladrillo, de un pie, enfoscadas interior y

exteriormente con cemento.

Forjado en cubierta con bovedillas de cemento, quedando un alero de 30

cm. exterior.

Cámara interior con rasillas y poliespan intermedio.

Enfoscado interior de cemento.

Suelo con terrazo.

Pintado exterior e interiormente con dos manos de pintura blanca de

exteriores.

Cubierta con teja de tipo mixta o portuguesa, a distintas aguas (una, dos

o cuatro, dependiendo de la titularidad de los terrenos colindantes a la

caseta).

Canalizaciones interiores para cables (independizar alta de baja tensión).

Canalización de recogida de aceite hasta deposito exterior, con un

sumidero en cada celda.

Depósito exterior de recogida de aceite de dimensiones suficientes para

albergar todo el aceite de los transformadores a instalar.

La ubicación del depósito colector de aceite puede realizarse dentro de la

caseta, aunque es recomendable fuera siempre que sea posible.

Una vez construido el Centro, bien aislado o formando parte de otro edificio, se

compartimentará el interior, construyéndose, en la parte destinada a alta

tensión, el número de celdas necesarias para realizar nuestro montaje: celdas

de entrada-salida, celda de medida, celdas de transformadores, etc.





Sección tipo convencional con celda de entrada y transformación.

Planta tipo convencional con celda de entrada y transformación.





Todos los tabiques divisorios de las celdas, serán de suficiente resistencia

mecánica y todas sus aristas se reforzarán con perfiles metálicos en “U”,

soldándose a dicho tabique las partes metálicas de los aisladores-soportes del

embarrado, los mandos de los seccionadores e interruptores, y las distintas

pantallas de protección que se instalen en los frontales de las celdas.

En las celdas de transformación se construirán sumideros de desagüe,

interconectados con el foso colector de aceites, situándose, en dichos

sumideros, guijarros de río que hagan de cortafuegos.

Depósito de recogida de aceite.

La ventilación del Centro se realizará a través de rejillas metálicas que darán

directamente a la vía pública o espacios abiertos. Se colocará el número

suficiente para conseguir una correcta circulación de aire. Si no fuese posible la

ventilación natural habría que recurrir a la instalación de extractores o en caso

extremo la colocación de aparatos de aire acondicionado.





En caso de instalarse rejillas, éstas estarán formadas, básicamente, por un

bastidor metálico y una serie de lamas o angulares, con disposición

laberíntica…que haga imposible la entrada de alambres o palos que puedan

tocar partes en tensión desde el exterior. Por la parte interior, las rejillas

estarán dotadas de telas mosquiteras que impidan la entrada al Centro de

insectos. En los Centros aislados, es recomendable, para una correcta

ventilación, la construcción de una chimenea en el centro de la cubierta que

facilite la salida de aire caliente.

Por lo que hace a la altura de los edificios, esta vendrá determinada por la

entrada de conductores al mismo. Últimamente, y dado el carácter urbano que

suelen tener este tipo de Centros, las acometidas eléctricas a los mismos son

de tipo subterráneo, aunque se pueden realizar de forma aérea. En las

primeras, la altura vendrá marcada por el tipo de distribución que realicemos y

teniendo en cuenta las distintas medida de seguridad entre fases y entre éstas

y tierra (paredes o techo), siendo una altura suficiente la de 3,5 metros libres

en el interior del centro.

Centros de transformación tipo interior con entrada subterránea.





En los centros de transformación con entrada aérea, deberemos dar mayor

altura al edificio con el fin de que los conductores en la entrada al centro se

instalen a una distancia superior o igual a los 6 metros respecto del suelo que

marca el R.L.A.T. Esta altura puede tenerla todo el edificio o sólo una parte

del mismo (Centros tipo chimenea). En este tipo de Centros, y para conseguir

la altura reglamentaria del último vano, es frecuente la instalación de pórticos o

balconcillos de entrada, que se elevan por encima del edificio y a los que se

amarran los conductores aéreos.

Centro tipo interior con entrada aérea.





Centro tipo interior con entrada aérea tipo "chimenea".

En este tipo de Centros, para realizar la entrada de conductores al edificio y

conservar las medidas de seguridad entre fases, se instalan ventanas con

aisladores pasamuros. Las citadas ventanas son placas metálicas troqueladas

para la instalación de los pasamuros y que se instalan sobre un marco metálico

que facilitan su montaje y posterior mantenimiento.





Aislador pasamuros.

Tabla técnica.





Ventana pasamuros.

Los aisladores pasamuros constan de un aislador de porcelana de forma tubular

y perfil exterior rizado. En su parte interior se aloja la barra conductora

convenientemente fijada a la parte aislante y sobresaliendo de ésta lo suficiente

como para poder realizar las conexiones al circuito. Se fijan a la ventana

pasamuros mediante una abrazadera situada en el exterior.

Las puertas de acceso a estos Centros serán metálicas y abatibles hacia el

exterior. Se puede construir una de acceso para el personal (de unos 90 cm. de

ancho) y otra para acceso directo del transformador hasta su celda (de 1,20 a

1,40 m. de ancha). Estas dos puertas se pueden agrupar en una sola de

medidas similares a la entrada de transformador. En la parte inferior y superior

de las puertas, se dejarán lamas para facilitar la ventilación del centro.

La anchura de los pasillos de servicio tiene que ser suficiente para permitir la

fácil maniobra e inspección de las instalaciones, así como el libre movimiento

por los mismos de las personas y el transporte de los aparatos en las

operaciones de montaje o revisión de los mismos.





La anchura de los pasillos de servicio no será inferior a la que a continuación se

indica según los casos:

Pasillos de maniobra con elementos en tensión a un solo lado 1,0 m.

Pasillos de maniobra con elementos en tensión a ambos lados 1,2 m.

Pasillos de inspección con elementos en tensión a un solo lado 0,8 m.

Pasillos de inspección con elementos en tensión a ambos lados 1,0 m.

Los anteriores valores deberán ser totalmente libres, es decir, medidos entre

las partes salientes que pudieran existir, tales como mandos de aparatos,

barandillas, etc.

Cuando instalemos elementos en tensión no protegidos sobre los pasillos, estos

deberán estar a una altura mínima «h», en centímetros, sobre el suelo, para

cuyo cálculo utilizaremos la siguiente expresión:

siendo «d» el valor correspondiente de la tabla siguiente:

En las zonas de transporte de aparatos deberá mantenerse una distancia, entre

los elementos en tensión y el punto más próximo del aparato en traslado, no

inferior a «d», con un mínimo de 40 centímetros.

En cualquier caso, los pasillos deberán estar libres de todo obstáculo hasta una

altura de 230 cm.





Aparamenta de Alta Tensión

Como se ha indicado en los apartados precedentes, en los Centros de tipo

convencional, la distinta aparamenta de protección y seccionamiento es de tipo

individual y de corte al aire, instalándose la misma en las paredes que

conforman las distintas “celdas”. La aparamenta que podremos instalar en las

distintas celdas o habitáculos es la siguiente:

Seccionadores de entrada-salida.-

Constituyen la aparamenta de corte general, así como de protección y

seccionamiento de las posibles líneas que partan del centro. Para el

seccionamiento, tanto de la línea de llegada como de las líneas de salida, se

suelen utilizar seccionadores tripolares de apertura vertical, y, dentro de éstos,

los de apertura deslizante, por el menor espacio que ocupan. Estos

seccionadores pueden ir dotados de cuchillas de puesta a tierra. Veamos

algunas representaciones gráficas.

Vista frontal de seccionador deslizante IA - 39 de Ibérica de Aparellajes.





Vista lateral de seccionador deslizante IA - 39 de Ibérica de Aparellajes.

La apertura de estos seccionadores se realiza a través de mandos mecánicos,

uno para el seccionador y otro para las cuchillas de puesta a tierra.

En los Centros con entrada subterránea, los seccionadores de entrada y salida

se pueden situar o bien en una celda destinada a tal fin (celda de entrada-

salida), o bien en los laterales de las celdas de transformación.





Seccionador de entrada en celda individual.

Seccionador de entrada en celda de transformación.





En los centros con llegada aérea, los seccionadores se suelen intercalar en la

bajada de los conductores al embarrado general, concretamente en la chimenea

de entrada.

Seccionador de entrada en C.T. tipo "chimenea".

Cuando necesitamos gran poder de corte, debido a la intensidad que va a

circular por el embarrado del centro, sobre todo en aquellos instalados en

bucle, se instalarán interruptores de apertura en carga, denominados ruptores,

que, al igual que los seccionadores, son de apertura deslizante.





Vista perfil de interruptor tipo RI de Ibérica de Aparellajes.

Vista frontal de interruptor tipo RI de Ibérica de Aparellajes.





Tabla técnica.

Los interruptores seccionadores responden al principio de autocompresión,

consistente en generar el aire comprimido necesario para la extinción del arco

durante la carrera de apertura. Los elementos de corte los constituyen el

parachispas superior e inferior, entre los que se establece el arco en el

momento de la apertura del aparato. Al desplazarse el tubo móvil de contacto,

el aire comprimido entre éste y el pistón fijo, fluyen a través de la tobera

superior, produciéndose un enérgico soplado.

Mando de apertura ruptor tipo RI.





La energía necesaria, tanto para el cierre como para la apertura, procede de la

acumulada por el resorte, el cual es tensado antes de cada ciclo. El cierre del

interruptor se efectúa bruscamente y de forma independiente del operador por

la acción del mismo resorte que suministra la energía para la apertura,

maniobrándolo en sentido inverso.

Para realizar, el tensado del resorte, así como la maniobra para la apertura, se

instala un mando accionado por manivela, instalándose un reenvío, tal como se

indica en la figura anterior.

Este tipo de interruptores admite cuchillas de puesta a tierra así como un Kit

para su accionamiento eléctrico.

Aparamenta de protección de trafos.-

Constituyen la aparamenta de corte y protección de los transformadores que

instalemos en nuestro Centro. Se instalan en una de las paredes del cubículo

donde se aloja el transformador de potencia.

El seccionamiento se realiza mediante seccionadores de apertura vertical para

pequeñas potencias de transformación y a través de interruptores de las

mismas características que las descritas en el apartado anterior.

Respecto a la protección contra sobreintensidades, se instalan bases

portafusibles y sobre éstas fusibles de alto poder de ruptura.

De normal, se suelen combinar ambos sistemas en un solo aparato, siendo

extensivo el uso de los denominados ruptofusibles. La acción de los fusibles

sobre el interruptor o ruptor puede ser de dos tipos: asociada o combinada; en

el primer caso, los fusibles funden sin provocar disparo del interruptor,

mientras que en el segundo se produce la desconexión del ruptor al fundirse

uno de los fusibles.

Este tipo de interruptores admite igualmente la instalación de relés térmicos,

instalados en cada polo, que actuarán en caso de sobrecargas.





Vista perfil interruptor tipo RIF de Ibérica de Aparellajes.

Vista frontal interruptor tipo RIF de Ibérica de Aparellajes.





Tabla técnica.

La colocación de los elementos de seccionamiento y protección dentro de las

celdas de transformación dependerá de las dimensiones de la misma, aunque

normalmente su instalación se realiza en la pared posterior de la celda.

Sección centro con dos celdas de transformación.





Celdas de medida.-

En aquellos centros que se necesite instalar un equipo de medida en alta

tensión, se ubicarán los transformadores de medida (intensidad y tensión), en

el interior de un cubículo destinado únicamente a este fin.

Dicha celda o cubículo deberá ser totalmente precintable y no accesible por

ningún sitio, para evitar su manipulación por parte de personal distinto al de la

Compañía Suministradora. Las puertas o rejillas de acceso al interior de la celda

serán precintadas por la Compañía.

Para realizar la entrada y salida de los conductores de alta tensión de la celda,

instalaremos, en las paredes laterales de la misma, ventanas dotadas de

pasamuros tipo interior-interior, similares a los descritos en apartados

anteriores. Los pasamuros de tipo interior-interior son de menor longitud que

los utilizados en la entrada de cables aéreos al centro (tipo exterior-interior).

Planta centro tipo convencional con celda de medida.





Sección centro tipo convencional con celda de medida.

En el frontal exterior de estas celdas se suelen situar los equipos de

totalizadores, acortándose de esta forma la longitud de los conductores de

interconexión con los distintos transformadores de intensidad y tensión

instalados en el interior de la celda.





Embarrados de Alta Tensión. Distancias

Para la interconexión de los distintos elementos que constituyen la aparamenta

descrita en los apartados anteriores, se instalarán embarrados generales

constituidos por conductores de cobre o aluminio, soportados sobre aisladores,

derivándose, desde estos embarrados generales hasta los distintos elementos,

mediante piezas apropiadas (terminales rectos, terminales acodados, etc.)

Los conductores suelen ser de cobre, a base de varillas, pletinas o tubos

huecos. En cualquier caso, el diámetro mínimo de los conductores de cobre será

de 0,8 centímetros. Para materiales o perfiles diferentes, los conductores no

tendrán una resistencia eléctrica superior ni una rigidez mecánica inferior a las

correspondientes a la varilla de cobre de 0,8 cm. de diámetro.

Para Centros de pequeña potencia, y situados en antena, se suele utilizar varilla

de cobre de 8 milímetros de diámetro, mientras que, en el caso de grandes

potencias de transformación y centros situados en bucle, se suele utilizar la

pletina y el tubo de cobre.

La pletina tiene una gran ventaja respecto de los tubos a la hora de su montaje,

y son las distintas piezas de unión y derivación. En el primer caso, se realizan

mediante uniones atornilladas, habiéndose realizado previamente los taladros a

ambas pletinas (principal y derivada).

En el caso de los tubos, se necesitarán piezas especiales para realizar las

distintas uniones y derivaciones, siendo estas de elevado coste y no existiendo

normalmente en stock, sino que su fabricación es bajo pedido. Sin embargo, los

embarrados con tubo de cobre soportan una mayor intensidad y tienen un

mejor comportamiento ante situaciones de cortocircuito que los embarrados

realizados a base de pletina.

Las dimensiones más utilizadas para la pletina de cobre son las de 50 x 5 mm,

para el embarrado general, y de 30 x 3 mm. para las derivaciones a los

aparatos.





En los distintos embarrados que podamos instalar, los conductores irán

soportados sobre aisladores de apoyo de tipo interior, siendo similares para

todos los embarrados, variando únicamente la pieza superior de sujeción

(portavarilla, portapletina o portatubo). El aislador que elijamos deberá ser el

apropiado a la tensión de aislamiento de la línea. Al ser de tipo interior, la línea

de fuga es inferior a las del tipo exterior.

Aislador de apoyo tipo interior IA-20 de Ibérica de Aparellajes.

Cuando las medidas del Centro sean reducidas y no podamos obtener las

distancias de seguridad reglamentada, en lo que se refiere a embarrados, las

uniones entre los distintos elementos que configuran la aparamenta de alta

tensión se realizará con conductores con aislamiento, seco de forma similar a

como se realiza en la interconexión entre las celdas modulares y los

transformadores de potencia, utilizándose las correspondientes botellas

terminales para realizar las conexiones con los aparatos de corte y protección.





Respecto de la distancia entre los distintos apoyos, deberá verificarse, en caso

de cortocircuito, la siguiente expresión:

I = Intensidad permanente de cortocircuito trifásico, en CA.

L = Separación longitudinal entre aisladores de apoyo en centímetros.

D = Separación entre fases, en centímetros.

W = Módulo resistente de los conductores en centímetros cúbicos.

d = Valor de la carga de rotura de tracción del material de los conductores en daN/cm².

Respecto de las distancias que deberán respetarse en la construcción de los

embarrados (distancia entre fases y distancias entre fases y tierra), deberemos

tener en cuenta lo prescrito en el apartado 3 de la Instrucción MIE RAT 012 del

R.C.E. Así, en las tablas 4 y 5 de dicha Instrucción se indican las distancias

mínimas entre fase y tierra (tabla 4) y entre fase y fase (tabla 5), para obtener

los distintos aislamientos, reproduciéndose a continuación ambas tablas:

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Centros ConvencionalesMódulo II



ANEXO I: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 1ª

Embarrado con variila de cobre

2

Celda de entrada

Seccionador de entrada

3

Ruptor

Seccionador

Ruptor con fusibles

Mando

4

Frontal celda

Ruptor de entrada

5

Detalle bobinas de disparo regulables en intensidad

6

Conexionado AT

Conexionado BT

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Centros ConvencionalesMódulo II



ANEXO I: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 2ª

Placa características trafo

2

Salidas B.T.

Detalles conexionado A.T. Y B.T.

3

Tierras botellas terminales

Línea de tierra

Conexionado alta tensión

4

Termómetro doble aguja

Puesta a tierra carcasa trafo

Línea de tierra

5

Caja seccionamiento tierra servicio

Trafo desencubado

6

Cuadro Baja Tensión

Pletinas de entrada B.T.

Trafo de intensidad

7

Desconectadores verticales B.T.



Área de Conocimiento III Montaje y Construcción de Líneas de Alta Tensión

Unidad Temática II Tendidos de Líneas y Comprobaciones


Montaje y Construcción de Líneas de Alta Tensión

Tendidos de Líneas y Comprobaciones 190


Tendido, tensado y remencionado

El tendido de los conductores debe realizarse de tal forma que se eviten

torsiones, nudos, aplastamientos, o roturas de alambres, roces con el suelo,

apoyos o cualquier otro obstáculo. Las bobinas no deben nunca ser rodadas

sobre el terreno con asperezas o cuerpos duros susceptibles de estropear los

cables, así como tampoco deben colocarse en lugares con polvo o cualquier otro

cuerpo extraño que pueda introducirse entre los conductores.

Operación de tendido de cables.

Las operaciones de tendido no serán emprendidas hasta que hayan pasado 15

días desde la terminación de la cimentación de los apoyos de ángulo y anclaje,

salvo indicación en sentido contrario del Director de Obra, sobretodo

dependiendo de la época del año en que se construya la línea.





Antes del tendido se colocarán poleas, con garganta de madera o aluminio,

adecuadas con el objetivo de producir un rozamiento mínimo. Durante el

tendido se tomarán todas las precauciones posibles, tales como

arriostramientos, para evitar deformaciones o fatigas anormales de crucetas,

apoyos y cimentaciones. Estas precauciones se adoptarán en particular en los

ángulos y anclajes.

Para la regulación se hará uso de la tabla de tendido que hayamos utilizado en

la confección del reparto de apoyos, comprobándose mediante termómetro la

temperatura ambiente. Una vez determinada la flecha que debe alcanzar el

vano de regulación, marcaremos la misma mediante una tabla (crucetas

rectas), dos tablas (crucetas tipo bóveda) o tres tablas (crucetas al tresbolillo o

bandera), en cada apoyo que sustenta el citado vano, utilizándose cada tabla

en cada caso para los distintos conductores (laterales, central, superior o

inferior). Se realizará el tense de los conductores hasta que estos queden

enrasados con las distintas tablas de referencia, procurando que los tres

conductores queden regulados de la misma forma.

Después del tensado y regulación de los conductores, se mantendrán éstos en

poleas durante 24 horas como mínimo, para que puedan adquirir una posición

estable. El tense de los conductores también se podrá realizar mediante el uso

de dinamómetros.

La realización del tense manual se efectúa mediante el uso de Tirvis, trócolas

(en desuso) o pulis. Una vez regulados los conductores, se procederá a la

realización de los amarres y posteriormente se fijarán los conductores en las

cadenas de suspensión mediante su engrapado.

El tendido del conductor LA-110, al igual que conductores de similar

composición (30 + 7 o superiores) se realizará mediante la utilización de trenes

de tendido, que eviten su deterioro por contacto con el suelo.

En el supuesto de que hubiese que señalizar algún vano por motivos

medioambientales, las distintas balizas se colocarán una vez estén regulados

los vanos, abrazándose las mismas a los conductores mediante retenciones

adecuadas.





Reposición del terreno

Las tierras sobrantes de la excavación, así como los restos del hormigonado,

deberán ser extendidas, si el propietario del terreno lo autoriza, o retiradas, en

caso contrario, a la correspondiente escombrera.

Numeración de apoyos. Avisos de peligro

Se numerarán los apoyos con pintura negra, ajustándose dicha numeración a la

dada por el Director de Obra. Las cifras serán legibles desde el suelo.

Se colocarán las placas de peligro a una altura suficiente para que no se pueda

quitar desde el suelo.

PUESTA A TIERRA

Se conectarán los apoyos de la línea a tierra de un modo eficaz, de acuerdo con

el Proyecto y siguiendo las instrucciones dadas en el Reglamento de Líneas de

Alta Tensión.

COMPROBACIONES FINALES

Una vez finalizadas las instalaciones, el contratista deberá solicitar la oportuna

recepción global de la obra al Director nombrado para la misma.

Éste realizará, entre otras, la medición de la conductividad de las tomas de

tierra, principalmente en apoyos de seccionamiento, así como las pruebas de

aislamiento pertinente.

Igualmente, dicho Director dará su conformidad a la instalación o condicionará

su recepción a la modificación de los detalles que estime susceptibles de

mejoras.





También podrá encargar la ejecución de probetas de hormigón, de forma

cilíndrica, de 15 cm. de diámetro y 30 cm. de altura, con objeto de someterlas

a ensayos de compresión. El contratista tomará a su cargo las obras ejecutadas

con hormigón que hayan resultado de insuficiente calidad.

Una vez comprobado que toda la instalación está ejecutada de acuerdo a las

prescripciones del Proyecto, y que se cumplen las distintas medidas

reglamentarias, el Director de Obra extenderá el correspondiente Certificado de

dirección de obra de acuerdo con el modelo oficial que esté en vigor.

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Distribución de ApoyosTendidos de Líneas y

Comprobaciones

Unidad Temática IUnidad Temática II


Área de Conocimiento III

ANEXO: FOTOGRAFÍAS ~ Parte 1ª~ TENDIDOS DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN ~

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Planta Línea

2

Perfil de la línea

Estación Base GPS

3

Nivel

Estaquillasalineación

Centro apoyo

4

Torre desmontada

Inicio de excavación

5

Hoyo rematado

Electrodo de tierra

6

Inicio de montaje Serie C

7

Cabeza Torre Serie RU

Montantes Torre Serie RU

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Comprobaciones





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4

Montaje Armado tipo Bóveda B2

7

Apriete mediante máquina neumática

Graneteado de tuercas

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Comprobaciones





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Remate anclaje

2

Colocación de anclaje

3

Encarado de anclaje para guardar alineación

4

Aplomado de anclaje usando nivel de agua

5

Anclaje listo para hormigonado

Conexionado electrodo de tierra a torre

6

Labores de hormigonado de apoyo

7

Peana rematada en punta de diamante

Colocación de cadenas y herrajes previo al izado del resto de apoyo

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Comprobaciones





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2

Labores de izado sobre anclaje previamente instalado

4

Labores de acoplamiento sobre anclaje

6

Poleas para labores de tendido

7

Portería con apoyos de madera para tendido de cables sobre Carretera

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Comprobaciones





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2

Colocación de grapas de suspensión armada

3

Colocación de armorrod previo a grapa de suspensión



Área de Conocimiento IV Cálculos

Unidad Temática I Líneas Aéreas de Alta Tensión

Módulo I Cálculos Eléctricos


Cálculos

Líneas Aéreas de Alta Tensión – Cálculos Eléctricos 194


Cálculos eléctricos

Para determinar las distintas magnitudes eléctricas que intervienen en el

cálculo de una línea eléctrica de alta tensión, determinaremos en primer lugar

las características generales de dicha línea resumiéndose del siguiente modo:

Longitud Mts

Potencia KVA

Tensión de

transporte

KV

Sección del

Conductor

Mm²

Cos & 0,8

Resistencia

eléctrica

Ohm/Km

Reactancia de la

línea

Ohm/Km

De estas magnitudes, la resistencia eléctrica dependerá del conductor elegido y

lo obtendremos de las tablas dadas por el fabricante. Por lo que hace a la

reactancia de la línea se suele tomar un valor de 0,40 Ohm/Km. o calcularlo de

acuerdo a la siguiente fórmula:

f = Frecuencia de la red. £A = Coeficiente de autoinducción del conductor.


Cálculos



Por su parte, el coeficiente de autoinducción del conductor viene expresado con

cargo a la siguiente formulación:

d = Separación entre conductores. D = Diámetro del conductor.

Veamos un caso práctico:

Planteamiento: Calcular la reactancia de una línea de alta tensión trifásica que

utiliza conductor tipo LA-110 (diámetro = 14 mm y sección = 116,2 mm2), y

cuya separación entre conductores es de 2 metros.

Solución:

Es corriente tomar por defecto, un valor de 0,400 Ohm/Km, para realizar los

distintos cálculos.

Intensidad. Densidad de corriente

La intensidad que circulará a plena carga por la línea se determinará en función

de la siguiente expresión:


Cálculos



I = Intensidad en A. P = Potencia de transporte en KVA. V = Tensión nominal en kV.

Respecto de la densidad de corriente, ésta vendrá determinada por la siguiente

expresión:

Una vez obtenido su valor se comprobará que el mismo es inferior al

establecido en Tabla 11 de la ITC-LAT 07 (Apartado 4.2.1).

Caída de tensión

La caída de tensión acaecida en la línea desde el inicio hasta el punto final

vendrá determinada por la expresión:

U = Caída de tensión en voltios. I = Intensidad en amperios. L = Longitud de la línea en Km. R = Resistencia de la línea en Ohm/Km. X = Reactancia de la línea en Ohm/Km.


Cálculos



Pérdida de potencia. Rendimiento

La perdida de potencia acaecida en la línea desde el inicio hasta el punto final

vendrá determinada por la expresión:

Pp = Pérdida de potencia en watios. I = Intensidad en amperios. L = Longitud de la línea en Km. R = Resistencia de la línea en Ohm/Km.

Respecto del Rendimiento de la instalación, expresado en tantos por ciento,

éste será igual a:

Cálculo de cadenas aisladoras

El apartado 4.4 de la ITC-LAT 07 (Tablas 12 y 13), define el nivel de aislamiento

por las tensiones soportadas bajo lluvia, es decir a 50 Hz., durante un minuto

y con onda de impulso de 1,2/50 microsegundos, según lo contenido en normas

de Comisión Electrotécnica Internacional.


Cálculos

Líneas Aéreas d


Para otros valores de la tensión, más elevada, que no coincidan con los reflejados

en la tabla, se interpolarán, en función de la misma, (en función de aquella) los

valores de las tensiones de ensayo.

Para la tensión de nuestra línea, veremos las tensiones de aislamiento a

obtener, comprobando según la tabla que nos dé el fabricante, qué combinación

de aisladores hacen posible obtener dicho aislamiento. (Apartado aislamientos).

En este sentido se denomina grado de aislamiento a la relación entre línea de

fuga y tensión entre fases más elevada, y se representa con la siguiente

fórmula de cálculo:


Cálculos



Veamos un ejemplo:

Planteamiento: Sea una línea de 132 kV que está situada en una zona forestal

y agrícola.

Pregunta: Calcular el número de aisladores de la cadena, suponiendo que se

instalan aisladores Esperanza del tipo 1503.

Datos: Según características del fabricante la longitud línea de fuga es de

19cm.

Explicación: El reglamento marca para tensiones de 132 kV una tensión más

elevada de 145 kV.

Para un grado de aislamiento de 2 tendremos:

Efecto corona. Cálculo

Si los conductores de una línea eléctrica alcanzan un potencial lo

suficientemente grande como para que rebase la rigidez dieléctrica del aire, se

producen pérdidas de energía debido a la corriente que se forma a través del

medio. El sistema se comporta como si el aire se hiciera conductor, dando lugar

a una corriente de fuga.

En determinadas líneas, el efecto es visible en la oscuridad, pudiéndose

apreciar como los conductores quedan envueltos por un halo luminoso, azulado,

de sección transversal circular, es decir en forma de corona, por lo que al

fenómeno se le dio el nombre de efecto corona.


Cálculos



La tensión, a partir de la cual comienzan las pérdidas a través del aire, se llama

tensión crítica disruptiva, pero en ella el efecto aún no es visible. Los efluvios se

hacen visible cuando se alcanza la tensión crítica visual, es decir, que la tensión

crítica es de valor menor que la visual. Las pérdidas empiezan en una línea

desde el momento en que la tensión de la misma se hace mayor que la tensión

crítica disruptiva.

El apartado 4.3 de la ITC-LAT 07, nos indica que es “preceptiva la comprobación

del comportamiento de los conductores al efecto corona en las líneas de

1ª categoría que puedan estar próximas al límite inferior de dicho efecto, y será

obligatorio realizar… la citada comprobación.”

El valor de la tensión crítica depende, a su vez, de los siguientes factores: el

diámetro del conductor, la separación y rugosidad de los conductores, el estado

higrométrico del aire y su densidad.

El valor de dicha tensión crítica se obtiene por la denominada fórmula de Peek:

Ec = Tensión crítica compuesta en kV. D = Diámetro del conductor en cm. d = Separación entre conductores en cm. mc = Factor de corrección debido a la rugosidad del conductor. mc = 1 (Hilos lisos y pulidos). mc = 0,95 (Hilos oxidados y ligeramente rugosos). mc = 0,85 (Cables). mt = Factor de corrección debido al estado higrométrico del aire. mt = 1 (Tiempo seco). mt = 0,8 (Tiempo lluvioso). fc = Factor de corrección debido a la densidad del aire.

h = Presión barométrica en cm. de Hg. tm = Temperatura media de 40ºC.


Cálculos



De estas magnitudes, la presión barométrica se obtiene en función de la altitud

de paso de la línea (Alt) y viene definida por la siguiente igualdad:

En el caso de que existan pérdidas en la línea debido a que E>Ec, estas tienen

el siguiente valor en KW/Km:

Veamos un ejemplo:

Hallemos la tensión crítica y las pérdidas de una línea aérea de las siguientes

características:

E = 145 kV.

Tiempo = Lluvioso.

D = 15,7 mm (Conductor LA-140).

d = 9 m.

Tm = 14ºC.

Altitud = 220 m.

A la vista de los datos, obtendremos primeramente los distintos factores de

corrección:

mc = 0,85 (Por ser un cable el conductor).

mt = 0,8 (Tiempo lluvioso).


Cálculos



Respecto del factor fc:

h = Presión barométrica en cm. de Hg. tm = Temperatura media de 40ºC.

De entre estas magnitudes, la presión barométrica se obtiene en función de la

altitud de paso de la línea (Alt) y viene definida por la siguiente igualdad:

Por lo que resulta:

Sustituyendo los distintos valores en la fórmula de Peek:


Cálculos



Dado que la tensión crítica obtenida es inferior a la de servicio (145 kV),

existirán pérdidas en la línea teniendo éstas el siguiente valor:

Si hubiésemos calculado el anterior ejemplo en tiempo seco (mt = 1), se

comprobaría que no existen pérdidas.




Unidad Temática I Líneas Aéreas de Alta Tensión

Módulo II Cálculos Mecánicos


Cálculos

Líneas Aéreas de Alta Tensión – Cálculos Mecánicos 204


Cálculos del conductor

Realizaremos los cálculos mecánicos del conductor, tendentes a obtener las

flechas máximas de cada vano de la línea, en función del tense que demos a la

misma y de la condición más desfavorable entre las marcadas por el RLAT.

Para ello nos valdremos de una serie de expresiones, cuyo desarrollo

matemático no será objeto de este Curso y que nos servirán para alcanzar los

objetivos marcados.

Ecuación de la flecha es la siguiente:

f = Flecha del vano en m. a = Vano de la línea en m. P = Peso del conductor (o su resultante) en Kg. T = Tensión del conductor en Kg/mm2. S = Sección del conductor en mm2.

Dada la flecha que se produce en un vano, la longitud del conductor no es igual

a la distancia entre los apoyos. La distancia exacta L, se calcula de acuerdo a la

siguiente expresión:

Si sustituimos el valor de la flecha obtenido según la expresión tenemos:


Cálculos



Para efectuar los cálculos mecánicos del conductor es fundamental conocer

cuáles son las fuerzas que actúan sobre él.

En principio, cabría pensar que la fuerza del tensado es la única fuerza que

actúa sobre el conductor, pero es necesario tener presente que ésta es la

consecuencia equilibradora de las demás acciones, ya que, si el conductor

estuviera en el suelo, la tensión para mantenerlo recto sería nula.

De esta manera se ve que el peso del conductor es el que crea la tensión a que

está sometido. Así pues el primer dato que debe considerarse es su propio

peso, pero además existirán acciones importantes debido a las inclemencias

atmosféricas (hielo, frío, calor o viento).

El RLAT en su apartado 3.1.3 de la ITC-LAT 07, divide el estudio de las

acciones sobre los conductores en tres zonas según la altitud de la línea:

Zona A................... 0 a 500 m. de altitud.

Zona B................... 500 a 1.000 m. de altitud.

Zona C................... Más de 1.000 m. de altitud.

En los siguientes apartados describimos las acciones que tendremos en cuenta

según lo establecido en los el apartado 3.1 y sus subapartados de la ITC-LAT 07,

así como las acciones de la temperatura y de la elasticidad:

Peso del conductor

Su valor lo obtendremos de las tablas facilitadas por los fabricantes de

conductores y su acción se entiende vertical, expresándose su valor en Kg/m.

La expresión (3) nos indica la relación entre el peso unitario por unidad de

longitud y la tensión a la que está sometido.

Acción del viento

El viento ejerce una presión sobre los conductores cuyo valor es:


Cálculos



PV = Fuerza por unidad de longitud (Kg./ m). K = Coeficiente que depende del diámetro del conductor. v2 = Velocidad del viento en Km./h. D = Diámetro del conductor en m.

El apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07, considera un viento de 120 kilómetros/hora

(33,3m./segundo) de velocidad. Se supone que es viento horizontal actuando

perpendicularmente a las superficies sobre las que incide. La acción de este

viento da lugar a las presiones que a continuación se indican (K x v2) sobre los

distintos elementos de la línea:

Sobre conductores y cables de tierra de un diámetro igual o

inferior a 16 mm: 60 daN/m2.

Sobre conductores y cables de tierra de un diámetro superior a

16 mm: 50 daN/m2.

Por lo que la fuerza del viento en cualquier zona (A, B o C) es:

Fuerza del viento.

Dado que el viento actúa de modo horizontal y el peso en sentido vertical, se

forma una resultante de sobrecarga debido al viento Sv, cuyo valor es:


Cálculos



Acción del viento.

Acción del hielo

El hielo que se forma alrededor de un conductor hace aumentar su peso,

elevándose por tanto la tensión, y pudiendo llegar a la rotura.

El apartado 3.1.3 de la ITC-LAT 07, establece las siguientes sobrecargas debido a

la acción del hielo, dependiendo de las zonas en las que sitúe el estudio:

Zona A: No se tendrá en cuenta sobrecarga alguna motivada

por el hielo.

Zona B:


Cálculos



Zona C:

Dado que el hielo actúa de forma vertical, la sobrecarga debido al manguito de

hielo SH será:

Acción de la temperatura

Debido a los cambios de temperatura, el conductor se dilata o contrae,

originándose variaciones en la tensión y la flecha, mayores cuanto mayor es el

vano a considerar.

La dilatación lineal responde a la fórmula:

L0 = Longitud del cable a 0º (m). L1 = Longitud del cable a la temperatura t (m). a = Coeficiente de dilatación lineal (ºC-1). t = Temperatura considerada (ºC).

La variación de longitud entre dos temperaturas distintas t1 y t2 será:


Cálculos



Acción de la elasticidad

Cuando un conductor está sometido a una determinada tensión, se produce un

alargamiento de su longitud que responde a la ley de Hooke.

Según ésta, el alargamiento producido por una tensión T1 o T2 sobre un

conductor de longitud L0 y sección S es:

El módulo de elasticidad E, es E = 1/e, con lo que la diferencia de longitud será:

Ecuación del cambio de condiciones

Mediante la ecuación de cambio de condiciones, relacionamos dos estados o

situaciones de una línea eléctrica. De esta forma, si conocemos los parámetros

de un estado o condición inicial (1), podemos hallar los parámetros de otro

estado arbitrario o condición final (2).

Los datos de partida o condición (1) son:

Vano a; Flecha f1; Longitud L1; temperatura t1; Tensión T1; Peso P1.

Los parámetros de la condición (2) serán:

Vano a; Flecha f2; Longitud L2; temperatura t2; Tensión T2; Peso P2.

Aplicando, en cada caso, las ecuaciones de la flecha y de la longitud del vano,

tenemos:


Cálculos



Por otro lado, las diferencias de longitudes están en función de la temperatura

y de la elasticidad (suma de las expresiones (3) y (4)), resultando de la

igualación a la expresión (5), la siguiente fórmula:

Agrupando los términos de ambas condiciones y dividiendo ambos términos

por a:

Denominaremos como K1 al primer término de la expresión (7)

Y sustituimos y desarrollamos de modo matemático llegaremos a una

expresión del siguiente tipo:


Cálculos



Si denominamos como K2 a:

Y como K3 a:

Obtendremos la forma final de la ecuación del cambio de condiciones:

Se obtiene, pues, una ecuación de tercer grado (tres soluciones), pero solo una

de ellas será real y positiva, y es la que buscamos.

Una vez obtenida la ecuación del cambio de condiciones, seguiremos un

desarrollo de la utilización de la misma, fijándonos en el apartado 3.2.1 de la

ITC-LAT 07 (apartados 1 y 3), las condiciones iniciales (condición 1) y las

hipótesis de cálculo a realizar (condiciones 2). Así tenemos:

Tracción máxima admisible (condiciones iniciales 1)

La tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior

a su carga de rotura dividida por 2,5, si se trata de conductores cableados, o

dividida por 3, si se trata de conductores de una alambre, considerándoles

sometidos a la hipótesis de sobrecarga de la tabla 4 de la ITC-LAT 07, en función

de que la zona sea A, B ó C.


Cálculos



Zona A: Sometidos a la acción de su propio peso, a una sobrecarga de

viento, según el apartado 3.1.2. de la ITC-LAT 07, y a una temperatura de

- 5º.C.

Zona B: Sometidos a la acción de su propio peso y a la sobrecarga de

hielo correspondiente a la zona, según el apartado 3.1.3 de la

ITC-LAT 07, y a una temperatura de - 15º.C.

Zona C: Sometidos a la acción de su, propio peso y a la sobrecarga de



En las zonas B y C, en el caso que pudieran presentarse sobrecargas de viento

superiores a las de hielo indicadas, bien fuese por poder preverse sobrecargas

de viento de valor excepcional o por tratarse de cables huecos o con rellenos,

además de la hipótesis de máxima tensión fijada anteriormente y con el mismo

coeficiente de seguridad, se considerará la siguiente:

Hipótesis adicional: Se considerarán los conductores y cables de tierra

sometidos a su propio peso y a una sobrecarga de viento. Esta

sobrecarga se considerará aplicada a una temperatura de -10º.C. en

zona B, y -15º C en zona C. El valor de esta sobrecarga será fijado por el

proyectista en el caso de preverse sobrecargas excepcionales de viento.

Así pues, en las zonas B y C, deberemos calcular ambas hipótesis (normal y

adicional), tomando la más desfavorable para el resto de cálculos.

A la hora de proyectar, en lugar de utilizar las tensiones máximas, utilizaremos,

en la condición inicial (1), la tensión de tendido máxima que vayamos a

realizar, y que han servido de base para obtener las distintas tablas de tendido

de uso generalizado y que habremos utilizado en el reparto de apoyos sobre el

perfil longitudinal. Las tensiones máximas normalizadas por las Cías.

Suministradoras son:

8 Kg./mm2.

10 Kg./mm2.


Cálculos



Hemos de recordar a este respecto que, a mayor tense, obtenemos menores

flechas de tendido, pero someteremos a los apoyos a mayor esfuerzo y

aparecerán en determinados vanos efectos vibratorios. Una vez determinado el

tense máximo que daremos al conductor, comprobaremos que el coeficiente de

seguridad (CS), cumple con el R.L.A.A.T., obteniéndose dicho coeficiente de

acuerdo a la expresión:

CS = Coeficiente de seguridad. CR = Carga de rotura del conductor en Kg. Tm = Tense de la línea en Kg/mm2. S = Sección del conductor en mm2.

Flechas máximas de los conductores (condición 2)

De acuerdo con la clasificación de las zonas de sobrecarga definidas en el

apartado 3.1.3 de la ITC-LAT 07 se determinará la flecha máxima de los

conductores y cables de tierra en las hipótesis o condiciones siguientes:

En zonas A, B y C:

Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su propio peso y a una

sobrecarga de viento, según el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07, y a una

temperatura de +15º.C.

Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su propio peso, y a

una temperatura máxima previsible, teniendo en cuenta las condiciones

climatológicas y de servicio de la línea, que no será en ningún caso

inferior a más de 50º C.

Hipótesis de hielo. Sometidos a la acción de su propio peso y la

sobrecarga de hielo correspondiente a la zona en cuestión, según el

apartado 3.1.3 de la ITC-LAT 07, y a una temperatura de 0º C. Dado que

el apartado no impone ninguna sobrecarga de hielo en la Zona A, no

realizaremos esta hipótesis en dicha zona.


Cálculos



Además de las hipótesis de obligado cumplimiento según Reglamento

(hipótesis de máxima tracción (condición 1) y de flecha máxima (condición 2)),

se suele calcular una condición no reglamentaria denominada TDC (Tensión de

Cada Día). Esta condición se corresponde a un peso sin sobrecargas y a una

temperatura de +15 º C.

Por último reseñar, que en determinadas ocasiones, se calcula una condición no

reglamentada y denominada de Flecha Mínima, correspondiente a un peso sin

sobrecargas y a las temperaturas de -5,-15 y -20 ºC, respectivamente para las

Zonas A, B y C. Obteniendo las distintas flechas mínimas para las distintas

longitudes de vano, determinaremos la tabla denominada de “ahorcamiento”,

que nos servirá para determinar si un apoyo de alineación está o no ahorcado.

Dada la gran cantidad de condiciones enumeradas anteriormente, resumimos

en la siguiente tabla las condiciones que hemos de calcular en las distintas

Zonas.

Tabla de zonas

La ecuación del cambio de condiciones nos permitirá obtener la flecha

correspondiente a cada situación y diseñar en función de la más desfavorable,

los distintos componentes (apoyos, crucetas, etc.).


Cálculos



En relación con la Tensión de Cada Día (T.D.C.), se obtiene el denominado

COEFICIENTE T.D.C., que representa la Tensión de cada día en tanto por ciento

de la carga de rotura (CR), es decir:

Una vez obtenido este coeficiente, y para cumplir lo reglamentado en el

apartado 3.2.2 de la ITC-LAT 07 - estudio de vibraciones -, la experiencia

demuestra que para valores superiores al 15%, deberemos colocar antivibradores.

En ningún caso deberá superarse el 22% de la carga de rotura.

Cálculos de vanos de línea

Los distintos cálculos que hemos ido describiendo en los anteriores apartados,

no se realizarán para todos los vanos de la línea, sino que se realizarán para un

determinado vano, denominado vano de regulación, y sus resultados serán

extrapolados al resto de vanos.

Si denominamos como a1 la longitud del vano de regulación y como f1 su

flecha obtenida en una determinada hipótesis, para determinar la flecha f2 que

tendrá un vano de longitud a2 operaremos del siguiente modo:

Dividiendo ambas expresiones tendremos:


Cálculos



Que será la fórmula que utilizaremos para calcular todos los vanos distintos al

de regulación.

Ese vano ideal de regulación se obtiene según la siguiente fórmula:

Para facilitar los cálculos, el vano de regulación se suele tomar de 100 m.

Ecuación del cambio de condiciones en función de sobrecargas

La fórmula de la ecuación del cambio de condiciones, la podemos expresar en

función de las sobrecargas del peso del conductor debidas al viento y al hielo,

denominándose dichas sobrecargas por m1 para la condición inicial y m2 para

la condición final.

La ecuación toma la forma que se presenta a continuación, no incluyéndose en

este Curso el desarrollo matemático seguido hasta la forma final en razón de

y que es más simplificada que la anterior, ya que los parámetros A y B, toman

una serie de valores tipificados en tablas.

d = Peso especifico en g/cm3. E = Módulo de elasticidad en Kg./mm2. a = Coeficiente de dilatación lineal.


Cálculos



Para conductores de aluminio-acero, los más usuales en líneas aéreas, los

parámetros A y B, toman los siguientes valores:

Conductores de 6+1 de composición: A = 0,00404 B = 0,155

Conductores de 30+7 de composición: A = 0,00473 B = 0,146

Por tanto, y a juicio del autor del presente Curso, la expresión obtenida en

función de las sobrecargas, es más fácil de utilizar y requiere menos cálculos,

sirviéndonos de ella para realizar el siguiente caso práctico de cálculo.

Desarrollo de caso práctico

Vamos a calcular para un vano de 100 metros con conductor tipo LA-30

instalado en Zona B y con un tense máximo de 10 Kg/mm2, las distintas

hipótesis que nos marca el Reglamento.

Para la tensión máxima de tense que daremos al vano, tenemos el siguiente

coeficiente de seguridad (C.S.):

Según los datos del fabricante para conductor de aluminio-acero tipo LA-30

tenemos:


Cálculos



La presión del viento (Pv), peso del conductor (Pc), sobrecarga del viento (Sv),

coeficiente de sobrecarga (mv), peso del manguito de hielo (Ph), sobrecarga

del hielo(SH), y coeficiente de sobrecarga del hielo (Mh), toman los siguientes

valores para conductor de Al-Ac de 31,10 mm2 de sección:

Para nuestro caso, línea en zona B, las condiciones iniciales (máximo tense), el

Reglamento nos marca la siguiente hipótesis: sometidos a la acción de su peso

propio y a la sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apartado

3.1.3 de la ITC-LAT 07, y a una temperatura de -15º C.

Por tanto:

t2 = 10 Kg./mm2.

02= -15º C.

m2 = mh = 5,45.

A = 0,00421 (según tablas).

B = 0,153 (según tablas).


Cálculos



Para calcular las distintas hipótesis de flecha máxima (hipótesis de viento,

hipótesis de temperatura e hipótesis de hielo) que nos marca el RLAT para

zona B seguiremos los siguientes pasos:

Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su propio peso, a

una sobrecarga de viento, según el apartado 3.1.2 de la

ITC-LAT 07, y a una temperatura de +15º C.

01 = 15º C (hipótesis de viento).

m1 = mv =4,08 (hipótesis de viento).

Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su propio

peso, a la temperatura máxima previsible, teniendo en cuenta las

condiciones climatológicas y de servicio de la línea, y sin olvidar

que esta temperatura no será en ningún caso inferior a más de

50º C.

01 = 50º C (hipótesis de temperatura).

m1 = 1 (hipótesis de temperatura) (sin sobrecarga).

Hipótesis de hielo. Sometidos a la acción de su propio peso, a la

sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apartado

3.1.3 de la ITC-LAT 07, y a la temperatura de 0º.C.

01 = 0º C (hipótesis de hielo).

m1 = mh = 5,45 (hipótesis hielo).

Incluiremos, en la ecuación del cambio de condiciones, los valores anteriores

para las distintas hipótesis y así tendremos:

Hipótesis de viento:


Cálculos



Hipótesis de temperatura:

Hipótesis de hielo:


Cálculos



Como ya se ha mencionado, para vanos diferentes de 100 metros aplicaremos

la fórmula abreviada, también indicada con anterioridad.

Separación de conductores

La distancia entre los conductores que componen una línea deberá ser tal como

para que no haya riesgo alguno de cortocircuito entre fases y entre éstas y

tierra, teniendo… presente los efectos oscilatorios que sufren los conductores

por la acción del viento y al desprendimiento de manguitos de hielo cuando

sube la temperatura (pandeos verticales).

Según el apartado 5.4.1 de ITC LAT 07, del Reglamento vigente, la mínima

separación entre conductores viene dada por la fórmula:

entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Los valores de DPP se indican en el aparta


Cálculos



Zona A: Sometidos a la acción de su propio peso, a una sobrecarga de

viento, según el apartado 3.1.2. de la ITC-LAT 07, y a una temperatura de

- 5º.C.

Zona B: Sometidos a la acción de su propio peso y a la sobrecarga de



Zona C: Sometidos a la acción de su, propio peso y a la sobrecarga de



En las zonas B y C, en el caso que pudieran presentarse sobrecargas de viento

superiores a las de hielo indicadas, bien fuese por poder preverse sobrecargas

de viento de valor excepcional o por tratarse de cables huecos o con rellenos,

además de la hipótesis de máxima tensión fijada anteriormente y con el mismo

coeficiente de seguridad, se considerará la siguiente:

Hipótesis adicional: Se considerarán los conductores y cables de tierra

sometidos a su propio peso y a una sobrecarga de viento. Esta

sobrecarga se considerará aplicada a una temperatura de -10º.C. en

zona B, y -15º C en zona C. El valor de esta sobrecarga será fijado por el

proyectista en el caso de preverse sobrecargas excepcionales de viento.

Así pues, en las zonas B y C, deberemos calcular ambas hipótesis (normal y

adicional), tomando la más desfavorable para el resto de cálculos.

A la hora de proyectar, en lugar de utilizar las tensiones máximas, utilizaremos,

en la condición inicial (1), la tensión de tendido máxima que vayamos a

realizar, y que han servido de base para obtener las distintas tablas de tendido

de uso generalizado y que habremos utilizado en el reparto de apoyos sobre el

perfil longitudinal. Las tensiones máximas normalizadas por las Cías.

Suministradoras son:

8 Kg./mm2.

10 Kg./mm2.


Cálculos



La presión de viento a considerar será la mitad de la fijada para los

conductores en el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07.

Caso Práctico

Supongamos una línea cuya tensión de servicio sea de 132 KV., constituida por

conductores tipo OSTRICH (S=176,70 mm2; D=17,27 mm; P=613 Kg./Km.).

Desarrollaremos la fórmula ya conocida de la siguiente manera:

En el caso de cadenas de suspensión, según el referido apartado 5.4.2 de la

ITC-LAT 07, la presión del viento a tener en cuenta será la mitad de la fijada

en el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07.

Para nuestro caso tendremos los siguientes valores:


Cálculos



Altura sobre el terreno

Según el apartado 5.5 de la ITC-LAT 07, la distancia de los conductores al

terreno, en el caso más desfavorable viene dada por la expresión:

En caso de zonas totalmente inaccesibles, las distancias obtenidas por la

anterior fórmula podrán reducirse en un metro.

Cálculos de apoyo

Al igual que en el cálculo mecánico de los conductores, los apoyos estarán

sometidos a una serie de cargas y sobrecargas que se describen en el apartado

3.5 y subapartados correspondientes de la ITC-LAT 07. Las sobrecargas debido

al viento y al manguito de hielo, se han descrito en el apartado de cálculo

del conductor, relacionándose a continuación las correspondientes a

desequilibrio de tracciones (apartado 3.1.4 de la ITC-LAT 07) y a rotura de

conductores (apartado 3.1.5 de la ITC-LAT 07).

Desequilibrio de tracciones (apartado 3.1.4 de la ITC-LAT 07).

Desequilibrio en apoyos de alineación y de ángulo.- Se considerará

un esfuerzo longitudinal equivalente al 8 por 100 de las tracciones unilaterales

de todos los conductores y cables de tierra. Este esfuerzo se considerará

distribuido en el eje del apoyo a la altura de los de fijación de los conductores

y cables de tierra.


Cálculos



Desequilibrio en apoyos de anclaje.- Se considerará, por este

concepto, un esfuerzo equivalente al 50 por 100 de las tracciones unilaterales

de los conductores y cables de tierra, considerándose distribuido este esfuerzo

en el eje del apoyo en forma análoga a la indicada en el apartado 1 del

artículo 18.

Desequilibrio en apoyos de fin de línea.- Se considerará por el mismo

concepto un esfuerzo igual al 100 por 100 de las tracciones unilaterales de

todos los conductores y cables de tierra, considerándose aplicado cada

esfuerzo en el punto de fijación del correspondiente conductor o cable de

tierra al apoyo. Se deberá tener en cuenta, por consiguiente, la torsión a que

estos esfuerzos pudieran dar lugar.

Desequilibrios muy pronunciados.- En los apoyos de cualquier tipo que

tengan un fuerte desequilibrio de los vanos contiguos, deberá analizarse el

desequilibrio de tensiones de los conductores en la hipótesis de máxima

tensión de los mismos. Si el resultado de este análisis fuera más desfavorable

que los valores fijados anteriormente, se aplicarán los valores de dicho

análisis.

Esfuerzos longitudinales por rotura de conductores (apartado 3.1.5

de la ITC-LAT 07).

En apoyos de alineación y de "ángulo".- Se considerará el esfuerzo

unilateral, correspondiente a la rotura de un solo conductor o cable de tierra.

Este esfuerzo se considerará aplicado en el punto que produzca la solicitación

más desfavorable para cualquier elemento de apoyo, teniendo en cuanta la

torsión producida en el caso de que aquel esfuerzo sea excéntrico.

Previas las justificaciones pertinentes, podrá tenerse en cuanta la reducción

de este esfuerzo, mediante dispositivos especiales adoptados para este fin, así

como la que pueda originar la desviación de la cadena de aisladores de

suspensión.

Teniendo en cuenta este último concepto, el valor mínimo admisible del

esfuerzo de rotura que deberá considerarse será el 50 por 100 de la tensión

del cable roto en las líneas con uno o dos conductores por fase y circuito; el


Cálculos



75 por 100 de la tensión del cable roto en las líneas con tres conductores por fase y

circuito, no pudiéndose considerar reducción alguna por desviación de la cadena

en las líneas con cuatro o más conductores por fase y circuito.

En apoyos de de alineaci·n y §ngulo con cadenas de amarre.- Se considerará el esfuerzo

correspondiente a la rotura de un solo conductor por fase o cable de tierra, sin reducción alguna

de su tensión. En los apoyos de ángulo con cadenas de amarre se valorará, además el esfuerzo de

ángulo creado por esa circunstancia en su punto de aplicación.

En apoyos de anclaje.- Se considerará el esfuerzo correspondiente a la rotura de un

cable de tierra o de un conductor en las líneas con un solo conductor por fase y circuito,

sin reducción alguna de su tensión; y en las líneas con conductores en haces múltiples, se

considerará la rotura de un cable de tierra o la rotura total de los conductores de un haz

de fase pero supuestos aquéllos con una tensión mecánica igual al 50 por 100 de la que les

corresponde en la hipótesis que se considere, no admitiéndose sobre los anteriores esfuerzos

reducción alguna. Este esfuerzo se considerará aplicado en forma análoga que en los apoyos

de alineación y de "ángulo".

En apoyos de fin de línea.- Se considerará este esfuerzo como en los apoyos de anclaje

según el apartado 3.1.5.3 de la ITC-LAT 07, pero suponiendo, en el caso de las líneas con haces

múltiples, los conductores sometidos a la tensión mecánica que les corresponda de acuerdo con

la hipótesis de carga.

Por último, en los apoyos de ángulo (apartado 3.1.6 de la ITC-LAT 07) se tendrá además en cuenta

el esfuerzo resultante de ángulos de las tracciones de los conductores y cables de tierra.

El apartado 3.5.3 de la ITC-LAT 07, nos enumera las hipótesis de cálculo que habremos de tener

en cuenta para los distintos tipos de apoyo y dependiendo siempre de la zona de estudio en que

se encuentre la línea:

Hipótesis 1ª.............................. Sobrecarga de viento.

Hipótesis 2ª.............................. Sobrecarga de hielo.

Hipótesis 3ª.............................. Desequilibrio de tracciones.

Hipótesis 4ª.............................. Rotura de conductores.

En los siguientes apartados, enumeraremos para cada tipo de apoyos, las hipótesis a calcular.


Cálculos



En las líneas de segunda y tercera categoría, en los apoyos de alineación y de

ángulo con conductores de carga de rotura inferior a 6.600 daN, se puede

prescindir de la consideración de la cuarta hipótesis, cuando en la línea se

verifiquen simultáneamente las siguientes condiciones:

Que los conductores y cables de tierra tengan un coeficiente de

seguridad de 3 como mínimo.

Que el coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en

la hipótesis tercera sea el correspondiente a las hipótesis

normales.

Que se instalen apoyos de anclaje cada 3 km. como máximo.

Dentro de las hipótesis, las mismas se dividen en dos tipos: Normales y

anormales, relacionándose en el siguiente cuadro cada una de ellas:

Tabla de hipótesis.

Así mismo, el apartado 3.5.4 de la ITC-LAT 07 nos indica los distintos coeficientes

de seguridad que deberán tener los apoyos, dependiendo del tipo de hipótesis y

del material con que estén fabricados dichos apoyos, relacionándose a

continuación los mismos:

Tablas de apoyos y coeficientes.


Cálculos



Los anteriores valores podrán ser inferiores, siempre que se certifiquen los

correspondientes ensayos.

Desarrollaremos en los siguientes apartados los cálculos para los distintos tipos

de apoyo.

Apoyos de alineación

En este tipo de apoyos deberemos tener en cuenta las siguientes hipótesis de

cálculo:

Zona A

Hipótesis 1ª (Viento)

Cargas permanentes: estas cargas son siempre verticales, y son debida al

peso de los conductores así como al peso de elementos de sustentación

(aisladores, herrajes, etc.).

Las cargas verticales anteriores no tienen gran influencia en los cálculos de

apoyos, frente a los momentos producidos por los esfuerzos de los conductores.

El peso de un conductor (P) que soportará un apoyo de alineación, es igual a la

siguiente expresión, no desarrollándose matemáticamente la misma:


Cálculos



Para el caso de terrenos horizontales, donde n1 y n2 son 0º, el peso soportado

por el apoyo será:

p = peso por metro lineal de conductor.

El resultado obtenido habría que multiplicarlo por el número de conductores que

soporte el apoyo.

Viento (acorde a lo especificado en el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07):para

determinar el esfuerzo del viento sobre los conductores, deberemos determinar:

- Semisuma de los vanos contiguos al apoyo (semivano).

- Esfuerzo del viento sobre cada metro lineal de conductor en

función de lo reglamentado en el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07.

Fuerza del viento.


Cálculos



- Número de conductores (n) que soporta el apoyo.

Con todo ello, el esfuerzo del viento sobre los conductores que se transmite a

cada apoyo será:

n = número de conductores que soporta el apoyo.

Hipótesis 3ª (Desequilibrio de tracciones)

Cargas permanentes: descritas anteriormente.

Desequilibrio de tracciones (apartado 3.1.4.1 de la ITC-LAT 07): habrá que

calcular el 8% de todas las tracciones unilaterales que actúan sobre el apoyo.

N = Nº de conductores. T = Tense de la línea en Kg./mm2. S = Sección del conductor.


Cargas permanentes.

Rotura de conductores (apartado 3.1.5.1 de la ITC-LAT 07): en las líneas de

segunda y tercera categoría, en los apoyos de alineación y de ángulo con conductores

de carga de rotura inferior a 6.600 daN, se puede prescindir de la consideración de

la cuarta hipótesis, cuando en la línea se verifiquen simultáneamente las

siguientes condiciones:

Que los conductores y cables de tierra tengan un coeficiente de

seguridad de 3 como mínimo.


Cálculos



Que el coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en

la hipótesis tercera sea el correspondiente a las hipótesis

normales.

Que se instalen apoyos de anclaje cada 3 km. como máximo.

Por esto, deberemos siempre considerar 3 como coeficiente de seguridad para

los distintos casos.

En el supuesto que no se cumpliesen las premisas enumeradas anteriormente,

habría que considerar la acción por rotura de conductores establecida en el

apartado 1 del apartado 3.1.5.1 de la ITC-LAT 07.

Zonas B y C

Se actuará de forma análoga a los apoyos de Zona A, variando únicamente la

hipótesis de hielo según Zona.


Cargas permanentes.

Viento (acorde a lo especificado en el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07).

Hipótesis 2ª (Hielo).-

Cargas permanentes.

Hielo según zona (apartado 3.1.3 de la ITC-LAT 07): habrá que aumentar

al peso de los conductores, la sobrecarga motivada por el manguito de hielo según

la zona de estudio.

Zona B:


Cálculos



Zona C:

Hipótesis 3ª (Desequilibrio de tracciones).-

Cargas permanentes.

Hielo según zona (apartado 3.1.3 de la ITC-LAT 07).

Desequilibrio de tracciones (apartado 3.1.5.1 de la ITC-LAT 07).


Cargas permanentes.


Rotura de conductores (apartado 3.1.5.1 de la ITC-LAT 07).

Apoyos de anclaje

Sus cálculos se realizan de forma similar a lo descrito para los apoyos de

alineación, existiendo dos salvedades:

El desequilibrio de tracciones a tener en cuenta es del 50% en lugar del 8%

reglamentado para los apoyos de alineación:

N = Nº de conductores. T = Tense de la línea en Kg./mm2. S = Sección del conductor.


Cálculos



En la hipótesis de rotura de conductor, según el apartado 3.1.5.3 de la

ITC-LAT 07, deberemos tener en cuenta el esfuerzo correspondiente a la

rotura de un conductor en las líneas con un solo conductor por fase y circuito.

Apoyos a fin de línea

En este tipo de apoyos deberemos tener en cuenta las siguientes hipótesis de

cálculo:

Zona A


Cargas permanentes.

Viento (acorde a lo especificado en el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07):

habrá que calcular únicamente en un semivano

Desequilibrio de tracciones (apartado 3.1.4.4 de la ITC-LAT 07): habrá que

calcular el 100% de todas las tracciones unilaterales que actúan sobre el apoyo.

N = nº de conductores. T = tense de la línea en Kg./mm2. S = sección del conductor.


Cargas permanentes.

Rotura de conductores (apartado 3.1.5.4 de la ITC-LAT 07): se considerará

este esfuerzo como en los apoyos de anclaje, según el apartado 3.1.5.3 de la

ITC-LAT 07, pero suponiendo, en el caso de las líneas con haces múltiples,


Cálculos



los conductores sometidos a la tensión mecánica que les corresponda de

acuerdo con la hipótesis de carga.

Zonas B y C.-

Se actuará de forma análoga a los apoyos de zona A, variando únicamente la

hipótesis de hielo según Zona.


Cargas permanentes.

Viento (acorde a lo especificado en el apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07).


Hipótesis 2ª (Hielo)

Cargas permanentes.

Hielo según zona (apartado 3.1.3 de la ITC-LAT 07): habrá que aumentar,

al peso de los conductores, la sobrecarga motivada por el manguito de hielo según

la zona de estudio.

Zona B:

Zona C:


Cálculos





Cargas permanentes.


Rotura de conductores (apartado 3.1.5.4 de la ITC-LAT 07).

Apoyos de ángulo

Sus cálculos son similares a los descritos en apoyos de alineación, debiéndose

calcular únicamente, la hipótesis de ángulo en el caso más desfavorable, o sea

considerando la acción del viento sobre los conductores y la resultante de

ángulo en dirección de la bisectriz del ángulo que forman los conductores, cuya

fórmula será:

Fa = Esfuerzo de ángulo a soportar. & = Ángulo que forma la línea. Pv = Presión del viento. a = Semivano en m. que forman los vanos continuos. Ft = Esfuerzo longitudinal de todos los conductores:

Apoyos de seguridad reforzada

Denominaremos apoyos de seguridad reforzada, a todos a aquellos que

intervienen en los cruzamientos señalados como tales en el apartado 5.3 de

la ITC-LAT 07.


Cálculos



Para su cálculo, el punto c) del apartado 5.3 de la ITC-LAT 07 nos indica literalmente:

“Los coeficientes de seguridad de cimentaciones, apoyos y crucetas, en el caso de

hipótesis normales, deberán ser un 25% superiores a los establecidos para la línea

en los apartados 3.5 y 3.6 de la ITC-LAT 07.

Por tanto, para estos apoyos, y en las distintas hipótesis deberemos mayorar

los resultados un 25%.

Elección de apoyos según esfuerzos

Una vez determinados los esfuerzos a los que someteremos a los distintos tipos

de apoyo, deberemos elegir, entre los normalizados, aquel apoyo que pueda

absorber los esfuerzos externos que hemos ido calculando.

Los fabricantes de apoyos suelen dar, en sus características constructivas, los

esfuerzos longitudinales que pueden soportar dichos apoyos en la cogolla, con

el coeficiente de seguridad reglamentario. Estos esfuerzos se denominan

esfuerzos unitarios en punta, y de su valor se ha descontado el esfuerzo de

viento a que está sometido el apoyo.

En los apoyos de hormigón, y otros metálicos de forma no cuadrada en su

cogolla, el esfuerzo libre en punta varía según la dirección en que se aplica, en

cuyo caso los fabricantes nos darán ambos esfuerzos.

Debido a ello, cuando realicemos el montaje de apoyos de hormigón,

deberemos colocarlos de forma que la cara de mayor esfuerzo en punta esté

perpendicular al mayor esfuerzo a soportar; así, cuando los apoyos son de

alineación, el mayor esfuerzo a contrarrestar será el producido por viento,

debiéndose colocar dicha cara (cara lisa) de forma perpendicular a la línea.

Cuando se utilizan como apoyos de anclaje o final de línea, el mayor esfuerzo

corresponde al desequilibrio de tracciones, en cuyo caso el apoyo se colocara de

tal forma que la cara lisa se sitúe en sentido de la línea.

Por otro lado, los fabricantes también nos indicarán, las cargas verticales que

un apoyo es capaz de soportar, simultáneamente con el esfuerzo unitario en

punta.


Cálculos



El esfuerzo unitario en punta libre en la cogolla, va siendo mayor cuanto más

hacia abajo apliquemos los esfuerzos, multiplicándose dicho esfuerzo por el

coeficiente H/h, donde H es la altura a la que se encuentra la cogolla, y h la

altura del punto donde se aplica el esfuerzo, ambos referidos al nivel del suelo.

Cálculo de cimentaciones

Aplicaremos en estos cálculos el método suizo Sulzberger, que cumple con el

Reglamento de A.T. español en vigor.

En dicho método se considera el apoyo sometido a dos momentos:

De vuelco, con centro a 2/3 de la cimentación y cuya expresión es la

siguiente:

Mv = Momento de vuelco F = Esfuerzo útil del apoyo t = Profundidad de la cimentación en m. h = Altura útil del apoyo en m.

Estabilizador, debido por un lado al momento estabilizador del terreno, M1,

y por otro al momento estabilizador del peso del apoyo y del bloque de

cimentación, M2.

M1: es el momento estabilizador del terreno expresado en Kg x m. Ch: es el coeficiente de compresibilidad a la profundidad "h". tag: a es la tangente del ángulo de giro de la cimentación. a: es el lado de la base de la cimentación en metros, que se supone cuadrada. T: es la altura de la cimentación en metros.


Cálculos



Apoyos.

La Tabla 10 de la ITC-LAT 07, nos da los valores de los distintos coeficientes

de compresibilidad a 2 m de profundidad "K", y en la misma tabla, apartado

b), admite la proporcionalidad de este coeficiente con la profundidad, por lo

tanto tendremos que:

También el apartado 3.6.1 de la ITC-LAT 07, nos dice que el ángulo de giro de la

cimentación no deberá tener una tangente superior a 0,01.


Cálculos



Sustituyendo estos valores en la fórmula general, tendremos:

K es el coeficiente de compresibilidad del terreno a 2 metros de profundidad,

que podremos reducirlo a tres valores:

K = 20 Kg./cm3 para terrenos fuertes.

K = 10 Kg./cm3 para terrenos normales.

K = 5 Kg./cm3 para terrenos flojos.

La mayoría de los fabricantes de apoyo suelen utilizar como valores de K, 16,

12 y 8 Kg./cm3.

El momento estabilizador del bloque de hormigón y del peso del apoyo M2, se

puede calcular mediante la fórmula:

M2: el momento de las cargas verticales en Kg x m. Pciment: el peso de la cimentación en Kilogramos. Papoyo: el peso del apoyo en Kilogramos. a: el lado de la base de la cimentación en metros.

Esta fórmula podemos ponerla en función del volumen de la cimentación "h a2",

ya que si tenemos presente que la densidad del hormigón es 2,2 Tn/m3 ,

podremos poner


Cálculos



Como ya hemos expuesto, el momento de vuelco debe ser contrarrestado con

el momento estabilizador del terreno y con el momento estabilizador del bloque

de hormigón y del apoyo, por lo tanto,

teniendo en cuenta un cierto coeficiente de seguridad "n", (según el

apartado 3.6.1 de la ITC-LAT 07, el coeficiente de seguridad, en hipótesis normales,

no deberá ser inferior a 1,5.) tendremos que

Las incógnitas en esta fórmula son dos "h" y "a", por lo tanto podemos

asegurar que hay infinitas soluciones posibles; no obstante, las soluciones

prácticas pueden quedar limitadas a una serie de resultados lógicos, todas ellas

teóricamente válidas.

Si ahora suponemos que es el valor de "h" el que vamos a predeterminar,

fácilmente llegaremos a la siguiente ecuación de tercer grado:

que nos permite calcular el valor correspondiente de "a".


Cálculos



Para apoyos formados por estructuras metálicas de alturas comprendidas entre

8 y 20 metros, podremos partir de valores de "h" entre 1,1, y 2,5 metros para

terrenos normales, obteniendo de esta manera pares de valores (h, a), de entre

los que elegiremos el par que más nos convenga.

Para apoyos de gran envergadura, es obvio que las alturas de las cimentaciones

presentarán valores prácticos superiores, los cuales deberemos ir ensayando y

comprobando hasta obtener uno que cumpla nuestros deseos.

Entre el fondo de la cimentación y el final del apoyo existe una distancia

llamada "solera base" que suele ser del orden de 0,2 metros para terrenos

flojos, 0,10 metros para terrenos normales y 0,05 metros para terrenos fuertes.

Por lo general, este valor tiene escasa influencia en el cálculo de los apoyos, por

lo que en algunas ocasiones podrá despreciarse.

Cálculo de herrajes

En este apartado se comprobará que los herrajes que intervienen en las

cadenas de aisladores tienen coeficientes de seguridad superior a lo

reglamentado.

Grapas de suspensión

Estarán sometidas al esfuerzo de los conductores bajo la presión del viento y el

peso de los mismos (Sobrecarga de viento). Para una carga de rotura CRs,

tendremos el siguiente coeficiente de seguridad (C.S.), para grapas de

suspensión:

CRs = Carga rotura grapa suspensión. Sv = Sobrecarga del viento según conductor. a = Semivano más desfavorable de los apoyos de alineación.


Cálculos



Grapas de amarre

Estarán sometidas al tense máximo de los conductores. Para una carga de

rotura CRa, tendremos el siguiente coeficiente de seguridad (C.S.), para grapas

de amarre:

CRa = Carga rotura grapa amarre. Tm = Tense máximo línea en Kg./mm2. S = Sección del conductor.

Horquillas de bola y rótulas


rotura CH, tendremos el siguiente coeficiente de seguridad (C.S.), para

horquillas de bola y rótula:

CH = Carga rotura horquillas de bola y rótulas. Tm = Tense máximo línea en Kg./mm2. S = Sección del conductor.

Aisladores


rotura CA, tendremos el siguiente coeficiente de seguridad (C.S.), para

aisladores:

CA = Carga rotura aisladores. Tm = Tense máximo línea en Kg/mm2. S = Sección del conductor.




Unidad Temática II Centros de Transformación

Módulo I Cálculos Eléctricos


Cálculos

Centros de Transformación – Cálculos Eléctricos 243


Centros de transformación. Cálculos eléctricos.

Se determinarán todos los receptores de fuerza motriz y alumbrado que se

vayan a instalar, sumándose las potencias de los mismos, con lo que se

obtendrá una potencia P en Kilovatios. Después, se determinará, en función del

uso, el coeficiente de simultaneidad previsto de funcionamiento(S), con lo que

obtendremos la potencia en KVA del transformador según la siguiente

expresión:

Se toma normalmente para el factor de potencia (cos f), el valor de 0,8. Una

vez determinada la potencia del transformador, se elegirá el inmediato superior

de la escala normalizada por UNESA:

25 - 50 - 100 - 160 - 250 - 400 - 630 - 1.000 - 1600 – 2500

Intensidad de cortocircuito

En el lado de Alta Tensión, el valor de Intensidad de cortocircuito se obtiene

según la siguiente expresión:

Iccp = Intensidad de cortocircuito, en kA. Pcc = Potencia de cortocircuito de la red, en MVA. Un = Tensión nominal en el lado de alta, en kV.


Cálculos



Ejemplo

Para un transformador de 630 KVA, una tensión nominal de 13.200 V y una

Pcc, dado por la Cía. Suministradora, de 350 MVA, en el lado de Alta tendremos

la siguiente Intensidad de cortocircuito del lado primario:

Este dato tendremos que tenerlo en cuenta para dimensionar el embarrado o

conductor de alta, ya que el poder de ruptura tendrá que ser inferior al valor

obtenido.

Por su parte, la intensidad de cortocircuito en el secundario de un

transformador trifásico viene determinada por la siguiente expresión:

Iccs = Intensidad de cortocircuito secundaria, en kA. P = Potencia del transformador, en kVA. Ucc = Tensión de cortocircuito del transformador, en %. Us = Tensión secundaria, en V.

Ejemplo

Para un transformador de 630 KVA, una tensión secundaria de 380V entre fases

y una Tensión de cortocircuito del 4% (según el fabricante), en el lado de baja

tendremos la siguiente Intensidad de cortocircuito del lado secundario:


Cálculos



Intensidad primaria

Determinaremos, a la vista de la potencia nominal del transformador elegido, la

intensidad que circulará a plena carga por el devanado primario del mismo, con

el fin de determinar la densidad de corriente del conductor de conexionado en

alta tensión, así como el calibre de los fusibles de protección para evitar

sobreintensidades.

Dicha intensidad primaria, se obtiene de la expresión:

I1 = Intensidad primaria en A. P = Potencia del transformador en KVA. V = Tensión nominal en kV.

Ejemplo

Para un transformador de 630 KVA y una tensión nominal de 13.200 V en el

lado de alta tendremos:


Cálculos



Si el conductor de interconexionado en alta tensión es de aluminio-acero, tipo

LA-30 de 31,10 mm2 de sección, la densidad de corriente será:

Para un conductor de 31,10 mm2 de sección y 6 + 1 de composición, según el

apartado 4.2.1 de la ITC-LAT-07, la densidad máxima admisible es:

Intensidad secundaria

De manera similar, determinaremos la intensidad que circulará a plena carga

por el devanado secundario del mismo, con el fin de obtener el conductor de

interconexionado en baja tensión así como el calibre de las protecciones en baja

tensión. La intensidad secundaria, se obtiene de la expresión:

I2 = Intensidad secundaria en A. P = Potencia del transformador en vatios V = Tensión nominal en Voltios.


Cálculos



Ejemplo

Para un transformador de 630 KVA y una tensión en baja tensión de 3x220/380

V. en el lado de baja tendremos:

Para determinar el conductor de interconexión en baja tensión, desde el

transformador hasta el elemento general de protección (caja general de

protección o dispositivo magnetotérmico), veremos en las distintas tablas de

las ITC-BT 06 y 19 del R.E.B.T., atendiendo a la naturaleza del conductor (cobre

o aluminio) o el tipo de montaje (al aire, bajo tubo, agrupados, etc.), aquel cuya

intensidad máxima admisible sea superior a la obtenida anteriormente.

Respecto del calibrado de la protección de baja tensión elegiremos la inmediata

superior dentro de las normalizadas en el mercado:

80 - 100 - 160 - 250 - 400 - 630 - 1.000 A.

Selección de las protecciones de Alta Tensión y Baja Tensión

Protecciones en el lado de Alta

En los siguientes apartados se justifica la elección de los diferentes dispositivos

de protección que llevarán instaladas las celdas del Centro de Transformación

(modulares o convencionales).

Protección con fusibles

Las celdas de protección de trafo, llevarán incorporados tres fusibles del alto

poder de ruptura, y baja disipación térmica, para protección contra eventuales


Cálculos



cortocircuitos. Estos fusibles se seleccionarán para asegurar un funcionamiento

continuado a la intensidad de servicio, evitar el disparo durante el arranque en

vacío de los transformadores, o cuando se produzcan sobreintensidades de 10 a

20 veces la nominal durante un periodo de tiempo muy corto.

En el ejemplo que venimos analizando, dada una tensión de servicio de 13,2

kV, y una intensidad de servicio de 27, 52 A, los fusibles a instalar en la celda

de protección de trafo tendrán una tensión nominal de 24 kV, y un calibre de

63A.

Protección general en el cuadro de baja tensión

Cada línea de salida en baja tensión estará protegida por un juego de fusibles o

interruptor automático de calibre suficiente para conducir la intensidad nominal,

y de poder de corte superior a la intensidad de cortocircuito.

Las protecciones de baja tensión se dimensionarán para una intensidad nominal

superior a la obtenida en el cálculo de la intensidad secundaria y un poder de

corte superior a la intensidad de cortocircuito obtenida en el lado de baja o

secundario.

Siguiendo con nuestro ejemplo de aplicación, se instalará un interruptor

automático de 380 V, 1.000 A de intensidad nominal y 35 kA de poder de corte.




Unidad Temática II Centros de Transformación

Módulo II Cálculos Mecánicos


Cálculos

Centros de Transformación – Cálculos Mecánicos 249


Cálculos Mecánicos.

Ventilación del Centro de Transformación

El centro de transformación dispondrá de rejillas de entrada y salida para la

renovación del aire por ventilación natural. Para calcular la superficie total de

las rejillas de entrada de aire tomaremos la siguiente expresión:

S = Superficie útil del orificio de entrada, en m². Wp = Pérdidas totales de los transformadores, en kW.

DT = Diferencia de temperatura de entrada y salida del aire, en °C (valores normales entre 10 y 15°C). H = Distancia vertical entre el centro del orificio de salida de aire al centro del transformador, en m.

Ejemplo

Supongamos unas pérdidas totales de 7.800 W en los transformadores, y

tomaremos 1,0 metros como distancia vertical entre el centro del orificio de

salida y el centro del transformador, y 10°C de diferencia entre las

temperaturas de salida y entrada. Dadas estas circunstancias, obtendremos

una superficie para las rejillas de entrada de 1,55 m².

Las rejillas de salida tendrán una superficie total de un 10% mayor que las de

entrada.

Cuando sea necesario utilizar la extracción forzada, se hará hacia una zona de

servicio, mediante un extractor que no rebase los 35 dB. de nivel de ruido. El

extractor se parará automáticamente en el caso de incendio, para lo cual se

instalará un detector autónomo de incendios, o se hará a través de la central

de incendios general del edificio. El caudal de aire necesario por segundo para

absorber las pérdidas de los transformadores, será:


Cálculos



Q = Caudal de aire a renovar. Wp = Pérdidas totales de los transformadores, en kW.

DT = Aumento de temperatura admitido en el aire (máximo 20°C).

Ejemplo

En un Centro de Transformación, con unas pérdidas totales en los

transformadores de 7.800 W, y si consideraremos una diferencia de

temperatura de 10°C, resultará un caudal de 2.236 m³/h = 0,621 m³/s.

Una vez obtenido el caudal, se instalará un extractor comercial cuyo caudal sea

superior al obtenido en cálculos.

Dimensionado del pozo apagafuegos

Se dispondrá, por cada transformador, un foso de recogida de aceite con

revestimiento resistente y estanco, con capacidad suficiente para albergar el

volumen de aceite que pueda recibir.

De las características dadas por el constructor de los transformadores,

obtendremos la capacidad en litros del líquido aislante, dimensionándose el

pozo apagafuegos para que pueda albergar el total de dicho líquido.

Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra

Para realizar el estudio de la Instalación de puesta a tierra de un Centro de

Transformación, utilizaremos el estudio desarrollado por la comisión de

Reglamentos de UNESA para centros de transformación de tercera categoría.

Para ello, desarrollaremos un caso práctico, en el cual partimos de los

siguientes datos:


Cálculos



Tensión de servicio...............................................U = 13.200 V.

Puesta a tierra del neutro en ETD...........................Rn = 5W; Xn = 0W

Tiempo de desconexión.........................................t' = 0,3 sg.

Intensidad de arranque de protecciones................. Ia = 50 A.

Nivel de aislamiento instalaciones de B.T............... Vbt = 10.000 V.

Longitud de la línea principal................................1 Km.

Resistividad del terreno

Para determinar la resistividad del terreno, hemos hecho mediciones en la

ubicación del centro de transformación de acuerdo al método de Wenner y

después de hacer varias medidas hemos obtenido una resistividad media de 60

W x m.

Cálculo de la instalación

El apartado 2.1 de la MIE RAT 013, indica los pasos a seguir en el estudio de la

puesta a tierra de un Centro de transformación, enumerándose a continuación

dichos pasos:

Investigación de las características del suelo.

Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo

máximo correspondiente de eliminación del defecto.

Diseño preliminar de la instalación de tierra.

Cálculo de la resistencia del sistema de tierra.

Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la instalación.

Cálculo de las tensiones de paso y contacto con el interior de la

instalación.

Comprobar que las tensiones de paso y contacto calculadas en los puntos

5 y 6 son inferiores a los valores máximos definidos.


Cálculos



Investigación de las tensiones transferibles al exterior por tuberías,

raíles, vallas, conductores de neutro, blindajes de cables, circuitos de

señalización y de los puntos especialmente peligrosos, y estudio de las

formas de eliminación o reducción.

Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo.

En los apartados siguientes desarrollaremos los puntos descritos.

Resistencia máxima de la puesta a tierra (Rt) e intensidad de

defecto (Id)

Nuestro sistema de tierra tendrá que cumplir las siguientes condiciones:

En función del valor de la tierra, calcularemos la corriente de defecto mediante

la expresión siguiente:

El valor máximo de la resistencia de tierra ha de ser tal que permita que actúen

las protecciones y por tanto que la intensidad de defecto sea superior a la

intensidad de arranque de los relés que en nuestro caso es de 50 A.

Despejando Rt tendremos el siguiente valor:


Cálculos



R = 151,60 W V = 50 x 151,60 = 7.580 < 10.000 V. admitidos.

Selección del electrodo tipo

Elegiremos un electrodo tipo entre los incluidos en las tablas del Anexo 2 del

documento UNESA utilizado en el presente estudio.

Valor unitario máximo de la resistencia de puesta a tierra del

electrodo, Kr:

Rt = Resistencia máxima de tierra en Ohmios. r = Resistividad del terreno en Ohmios x metro.

Para nuestro caso tendremos:

luego la configuración a elegir deberá tener un Kr inferior al valor obtenido.


Cálculos



Para nuestro caso elegiremos picas en hilera unidas por un conductor horizontal

de 50 mm.² de Cu, utilizando un total de 3 picas de 2 m. y 14 mm de 0

separadas entre sí 3 m, siendo el código de la configuración 5/32.

Para esta configuración tenemos los siguientes valores:

Kr = 0,135 W/W * m

Kp = 0,0252 V/(W * m)(A)

Valores máximos admisibles de paso Vp, contacto Vc y de paso de

acceso.

Según el apartado 1.1 de la MIE RAT 13 el valor de la tensión de paso (Vp),

tensión de contacto (Vc) y tensión de paso de acceso (Vpacc) viene

determinado por las siguientes expresiones:

K = 72 y n = 1 para tiempos inferiores a 0,9 segundos. K = 78,5 y n = 0,18 para tiempos superiores a 0,9 segundos e inferiores a 3 segundos. t = duración de la falta en segundos.

Para nuestro caso, K y n toman los siguientes valores para un tiempo de

desconexión de 0,3 sg: k = 72 y n = 1

Para pavimentos de hormigón, r' tiene un valor de 3.000 Wxm.


Cálculos



Aplicando las anteriores expresiones obtenemos los siguientes valores máximos

admisibles para el terreno de ubicación:

Cálculo de tensión de paso V'p, Tensión de paso de acceso Vpacc

resistencia de puesta a tierra R't e intensidad de defecto I'd ,para el

electrodo elegido

Una vez obtenidos los valores máximos que nos marca el Reglamento,

calcularemos para la configuración elegida del electrodo de puesta a tierra, los

valores de las distintas magnitudes:

• Resistencia de puesta a tierra R't:

• Intensidad de defecto I'd:


Cálculos



• Tensión de paso V'p:

Medidas adicionales de seguridad para evitar tensiones de contacto

Dado que no conseguiremos tensiones de contacto inferiores a las máximas

marcadas por la MIE RAT 013, deberemos adoptar una serie de medidas que

limiten dicha tensión.

Centros de tipo interior

Las puertas y rejillas metálicas que den al exterior del centro no tendrán

contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a

tensión debido a defectos o averías.

En el piso del Centro, se instalará un mallazo electrosoldado con redondos de

diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior de 0,30 x 0,30

m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos preferentemente

opuestos a la puesta a tierra de protección del centro, consiguiéndose de esta

manera una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riego inherente a

la tensión de contacto y de paso interior. Este mallazo se cubrirá con una capa

de hormigón de 10 cm. de espesor como mínimo.

Centros de tipo intemperie

Para tener tensiones de contacto inferiores a la calculada, se colocará una losa

de hormigón de espesor no inferior a 20 cm. que cubra como mínimo hasta

1,20 m de las aristas exteriores de la cimentación del apoyo. Dentro de la losa

y hasta 1 m de las aristas exteriores de la cimentación del apoyo, se dispondrá

un mallazo electrosoldado de construcción con redondos de diámetro no inferior


Cálculos



a 4 mm formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este mallazo se

conectará a la puesta a tierra del centro al menos en dos puntos

preferentemente opuestos y quedará recubierto por un espesor de hormigón no

inferior a 10 cm.

Con esta medida, se consigue que la persona que deba acceder a una parte

que, de forma eventual, pueda ponerse en tensión, esté situada sobre una

superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión

de contacto.

Para reforzar aún más esta cuestión, el cerramiento del centro de

transformación se realizará con obra civil hasta una altura de 2,20 m según

señala la MIE RAT 15 en su apartado 2.1.

Separación entre los sistemas de puesta a tierra de protección

(masas) y de servicio (neutro de B.T.).-

El apartado 7.7 de la MIE RAT 013, nos indica “En Centros de Transformación,

para evitar tensiones peligrosas provocadas por defectos en la red de alta

tensión, los neutros de baja tensión de las líneas que salen fuera de la

instalación general, pueden conectarse a una tierra separada”.

La distancia mínima de separación entre el sistema de protección y el de puesta

a tierra de neutro (tierra de servicio), viene determinada por la expresión:

Para nuestro caso D = 8,45 m.


Cálculos



Comprobación de que los valores calculados satisfacen las

condiciones exigidas.

• Tensiones de contacto: Se han adoptado medidas adicionales de

seguridad que anulan prácticamente la tensión de contacto.

• Tensión de paso: La tensión de paso calculada V'p (880,66 V) es

inferior a la máxima admisible Vp (3.264 V) .

• Tensión de paso en acceso: La tensión de paso calculada V'acc

(4.717,85 V) es inferior a la máxima admisible Vpacc (24.432 V).

• Tensión e intensidad de defecto:



Área de Conocimiento V Averías

Unidad Temática I Localización y Reparación de Averías


Averías

Localización y Reparación de Averías 259


Líneas aéreas

Las averías que podemos detectar en líneas aéreas de alta tensión las podemos

englobar en tres grandes grupos:

Faltas ocasionadas entre fases y tierra.

Faltas ocasionadas entre fases.

Falta de continuidad en los conductores (falta de una fase).

En el primer grupo, se engloban todas aquellas averías que producen la unión

de uno o más conductores con tierra. En el segundo, todas aquellas en las que

se produce una unión o cortocircuito entre dos fases; y en el último, la rotura

de algún conductor, que puede ocasionarse en medio de un vano (traería

acarreada una falta a tierra, ya que el conductor tocaría el suelo) o en algún

puente intermedio de un determinado apoyo (podría provocar falta a tierra si se

toca alguna parte del apoyo o simplemente falta de dicha fase si no lo toca).

Entre las causas que pueden provocar esta rotura, más de un 90% de ellas son

debidas a elementos ajenos a la constitución de la línea, destacándose, entre

otras, las roturas de ramas o árboles en las inmediaciones de las líneas, las

descargas atmosféricas producidas en las tormentas, las aves que se posan en

los apoyos, y, sobre todo últimamente, los nidos de cigüeña blanca, los vientos

huracanados y los manguitos de hielo en líneas de alta montaña.

Entre las posibles averías debidas a los elementos constructivos de la línea

podemos enumerar las siguientes: elementos utilizados para derivaciones de

línea, sobre todo los denominados “aprietahilos” o “petacas”, aisladores rígidos

o cadenas de aisladores, seccionadores con cierta antigüedad y líneas de

sección insuficiente a la carga soportada.

En líneas de poca longitud y destinadas normalmente a un solo abonado, la

localización de estas averías es la mayoría de las veces sencilla, dado que en la

mayoría de los casos son visibles a simple vista. Un caso que se da algunas

veces, y es de difícil localización, es el de un aislador, o cadena de aisladores,

que pierde su aislamiento y no se detecta desde el suelo ninguna anomalía


Averías



externa en razón del aspecto correcto que presente dicho del aislador. En estos

casos, es necesario el utilizar un “meger” o medidor de continuidad,

comprobándose cadena por cadena donde puede estar el defecto de aislamiento

(en líneas de gran longitud habrá que acotar la posible zona del problema,

realizándose apertura de puentes en los apoyos de amarre y haciendo sucesivas

pruebas en corriente). Durante la noche, la localización de averías, sobre todo

cuando se trata de defectos francos, se realiza por el resplandor que produce la

derivación a tierra.

En líneas de distribución de gran longitud, la localización de averías es más

laboriosa, debido a la gran cantidad de derivaciones que puedan existir.

Normalmente, y sobre todo cuando las líneas tienen doble alimentación, se

realizan sucesivas pruebas a base de seccionar las distintas derivaciones,

haciéndose las mismas de tal forma que la primera prueba abarque una gran

zona de distribución y de ese modo ir acotando el problema paulatinamente.

Sucesivamente, iremos seccionando tramos cada vez más pequeños hasta

conseguir determinar en que tramo o derivación se encuentra el defecto. Por

ello la filosofía de las empresas distribuidoras es primero restablecer el servicio

al mayor número posible de abonados y por último localizar y reparar la avería

una vez detectado el tramo donde existe la misma

Líneas subterráneas

Las averías que se producen en estas líneas son debidas, por un lado, al

envejecimiento de los materiales y, por otro, a las acciones debidas a

excavaciones realizadas en las inmediaciones de las canalizaciones.

Se pueden enumerar dos tipos principales de avería:

Deterioro de aislamientos.

Interrupción de la continuidad de la línea.

Para detectar qué tipo de anomalía es la que se ha producido, deberemos

comprobar la resistencia de los conductores y del aislamiento. Si comprobamos

la resistencia entre los conductores y nos da un valor infinito y la resistencia de


Averías



aislamiento nos da un valor aceptable, tendremos una avería del tipo b),

mientras que si ocurre lo contrario tendremos una avería del tipo a).

Medición continuidad entre conductores.

Medición sucesión de fases.

La localización de las avería es muy laboriosa y no se puede realizar a simple

vista, siendo necesario la utilización de radares para la localización más

aproximada posible de dicha avería. Una vez localizado el punto, procederemos


Averías



a desenterrar el conductor, cortar la zona dañada y proceder a realizar el

empalme con los útiles apropiados.

Hemos de indicar que los citados radares únicamente los tienen las compañías

suministradoras y algunos fabricantes de conductores, por lo que podemos

imaginar que la localización y reparación de averías en líneas subterráneas es

larga, costosa y laboriosa, recomendándose la instalación de dobles

alimentaciones a aquellos centros que son suministrados por ramales

subterráneos, sobre todo cuando son de gran longitud.

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Localización y ReparaciónUnidad Temática I

AveríasÁrea de Conocimiento V

ANEXO: FOTOGRAFÍAS~ DETECCIÓN DE AVERÍAS SUBTERRÁNEAS ~



Área de Conocimiento V Averías

Unidad Temática II Revisiones Periódicas


Averías

Revisiones Periódicas 263


Revisiones Aéreas.

El artículo 13 del R.C.E. y el artículo 21 del RLAT establece la necesidad

de realizar inspecciones periódicas a las instalaciones de alta tensión, al

menos, cada tres años, siendo responsable de su realización el titular de las

instalaciones.

Estas revisiones periódicas las realizarán técnicos competentes, entre los que

se encuentran los Ingenieros Técnicos Industriales, y consistirán en

inspeccionar las distintas instalaciones (línea y centros de transformación) y

detectar aquellas partes defectuosas o que no se adaptan a la reglamentación

vigente.

Una vez realizada la inspección, se rellenará un impreso normalizado por el

organismo administrativo competente en esta materia en cada territorio donde

se recogerán los datos del titular de la instalación, número del expediente, la

ubicación de las instalaciones, datos técnicos de la línea de alimentación

(naturaleza, longitud, tensión nominal, sección y naturaleza de los conductores,

número y tipo de apoyos, etc.), datos del centro de transformación (tipo,

características constructivas del transformador, tipo de protecciones, etc.),

datos de tomas de tierra (apoyo de seccionamiento, apoyo más desfavorable,

toma de tierra de protección, toma de tierra de servicio) así como enumerar los

defectos encontrados en la inspección realizada. Estos defectos están

catalogados por ese organismo administrativo competente y van precedidos de

un número así como la clasificación del defecto ( C - defecto crítico; M - defecto

mayor y m - defecto menor).

A la vista de los defectos detectados, la Administración competente dará un

plazo para subsanar los mismos, dependiendo dicho plazo de la naturaleza y

número de defectos, pudiendo ordenar el corte de suministro si a juicio de

dicho organismo los defectos encontrados pueden ocasionar una pérdida

irreparable de personas o cosas.

Es recomendable reparar los defectos detectados antes de presentar el

documento de revisión, y hacer mención de los defectos que se han corregido

en la casilla correspondiente.


Averías



Conjuntamente con el boletín de reconocimiento periódico, se presenta un

contrato de mantenimiento de las instalaciones, que lo firman, por una parte, el

titular de las instalaciones y, por otra, la empresa instaladora autorizada que se

compromete al mantenimiento de las instalaciones revisadas. Este documento

también es imprescindible en la puesta en marcha de las nuevas instalaciones.

En las siguientes páginas, a modo de ejemplo, se reproducen los defectos

codificados por la Dirección General de Industria, Energía y Minas, de la

Consejería de Industria de la Junta de Extremadura, así como el impreso oficial

de reconocimiento de instalaciones eléctricas de alta tensión, subestaciones y

centros de transformación. Para otras comunidades, se atendrá a los diferentes

modelos que tengan para la presentacion de la revisión periódica. El mostrado

aquí es solamente, para que el alumno pueda hacerse una idea de la forma y

composición de los impresos correspondientes a la revisión periódica.


Averías



Primera parte Defectos en Instalaciones de AT.


Averías



Segunda parte Defectos en Instalaciones de AT.


Averías



Tercera parte Defectos en Instalaciones de AT.


Averías



Cuarta parte Defectos en Instalaciones de AT.


Averías



Quinta parte Defectos en Instalaciones de AT.


Averías



Sexta parte Defectos en Instalaciones de AT.


Averías



Primera parte Boletín de Reconocimiento Periodico.


Averías



Segunda parte Boletín de Reconocimiento Periódico.



Área de Conocimiento VI Documentación de Proyectos

Unidad Temática I Documentación de Proyectos


Documentación de Proyectos

Documentación de Proyectos 273



La Instrucción MIE RAT 020 del R.C.E., establece los documentos que deben

componer los proyectos de legalización y construcción de instalaciones

eléctricas de alta tensión.

El proyecto técnico es el documento básico para la realización de la obra, así

como la base para la legalización por parte del organismo competente

correspondiente en cada caso y en cada territorio o Comunidad Autónoma.

Contendrá los datos necesarios para que la instalación quede definida técnica y

económicamente, de forma tal que pueda ser ejecutada bajo la dirección de un

técnico competente distinto al autor del proyecto.

El proyecto de una instalación eléctrica de alta tensión constará de los

documentos siguientes:

Memoria.

Pliego de condiciones técnicas.

Presupuesto.

Planos.

Para la tramitación de una autorización administrativa, no será exigible la

presentación del pliego de condiciones.

En la Memoria se darán todas las explicaciones e informaciones precisas para la

correcta dirección de la obra, incluyendo los cálculos justificativos y, además

comprenderá:

Justificación de la necesidad de la instalación, en el caso de

solicitar autorización para dicha instalación.

Indicación del emplazamiento de la instalación, así como los

datos del peticionario o titular de las obras.

Descripción de la misma, señalando sus características, así como

las de los principales elementos que se prevé utilizar:

conductores, apoyos, aislamiento y herrajes, aparamenta de





corte y protección, tomas de tierra, cruzamientos con organismos

públicos, características de Centros de Transformación (tipo,

transformador, aparamenta de alta y baja tensión asociada,

interconexionado en alta y baja tensión, tomas de tierra,

elementos de seguridad), etc.

Justificación de que en el conjunto de la instalación se cumple la

normativa que se establece en la reglamentación del Ministerio de

Industria y Energía (enumerar los distintos reglamentos que

hemos utilizado en la redacción del proyecto).

Realización del anejo de cálculos, tanto eléctricos (carga

prevista, intensidad, caída de tensión, pérdida de potencia,

rendimiento, aislamiento de línea, tomas de tierra) como

mecánicos (cálculos del conductor, cálculo de apoyos,

cimentaciones, herrajes).

Cuando existan cruzamientos con organismos oficiales, se deberán redactar

anexos a la memoria donde se describirán las características del cruzamiento

así como la justificación de que se cumplen las medidas de seguridad

reglamentada para dichos cruzamientos. Este anexo deberá entregarse junto

con el impreso de solicitud de cruzamiento ante los distintos organismos

afectados, para obtener su autorización, sin la cual no se emitirá la puesta en

marcha de nuestras instalaciones.

Deberán presentarse así mismo otros dos anexos a la Memoria, que son el

estudio de impacto ambiental así como el estudio de seguridad.

El pliego de condiciones técnicas contendrá la información necesaria para definir

los materiales, aparatos y equipos y su correcto montaje.

El documento de presupuesto deberá constar de:

Mediciones.

Presupuestos parciales de los elementos y equipos de la instalación

que va a realizarse.





Presupuesto general, resumen del conjunto de los presupuestos

parciales.

El documento de planos deberá incluir:

Planos de situación, incluyendo los accesos al lugar de la

instalación. (Escala 1:50.000 o inferior).

Perfil a escala 1:500 y planta a escala 1:2000, cuando el proyecto

sea de líneas aéreas.

Esquema unifilar de la instalación, con indicación de las

características principales de los elementos fundamentales que la

integran.

Plano o planos generales, en planta y alzado, suficientemente

amplios, a escalas convenientes y con indicación de las cotas

esenciales, poniendo de manifiesto el emplazamiento y la

disposición de las máquinas, aparatos y conexiones principales.

Proyectos de ampliaciones y modificaciones

A los efectos de lo especificado en la disposición transitoria del reglamento a

que se refiere esta instrucción, se consideran como ampliaciones no

importantes, entre otras, aquellas que cumplan alguna de las siguientes

circunstancias:

Que no obligue a realizar obras o instalaciones nuevas, ni tendidos o

sustitución de cables o conductores, bastando sustituir fusibles,

aparamenta o relés.

Que sólo exija colocar fusibles, aparamenta o relés en espacios, celdas

o cabinas vacías, previstas y preparadas en su día para realizar tal

ampliación.

Que consista en sustituir un transformador en un Centro por otro de un

tamaño inmediato superior según las escalas normales en el mercado y no





sea preciso modificar barra, conductores ni otros elementos, y en el

proyecto original estuviera prevista dicha ampliación.

Que la modificación afecte solamente a los circuitos de medida, mando,

señalización o protección, o a los aparatos correspondientes.

Que la modificación afecte solamente a los servicios auxiliares de la

instalación de alta.

Como norma general, no tiene la consideración de modificación la sustitución de

aparatos o elementos por otros de características técnicas similares.

Para la realización de este tipo de ampliaciones y modificaciones, que no tienen

la consideración de importantes, sobre instalaciones al amparo del citado

Reglamento, no se precisará autorización administrativa ni presentación del

proyecto subsiguiente.

Sin embargo, cuando dichas ampliaciones o modificaciones impliquen algún

cambio en las características técnicas de la instalación o afecten al Registro

Industrial, deberán comunicarse…al órgano competente de la Administración.

Cuando se trate de la ampliación o modificación importante de una instalación,

ya debidamente legalizada y en servicio, se deberá presentar a la

Administración un proyecto de ampliación, o modificación, que recoja los

conceptos que se indican en el punto 2, y en el que se justifiquen la necesidad

de la ampliación o modificación en cuestión.

Documentación anexa a la presentación del proyecto

Conjuntamente con un ejemplar del Proyecto Técnico redactado y visado por el

correspondiente Colegio Oficial, deberemos presentar, ante el servicio territorial

correspondiente, la siguiente documentación:

Impreso oficial de aprobación previa de proyecto de alta tensión, donde

se recogen los datos básicos del peticionario, instalaciones a realizar o

modificar, presupuesto de las obras, finalidad de las mismas, datos de la

compañía instaladora, datos de la compañía suministradora, autor del





proyecto y organismos afectados por los cruzamientos. En el final del

impreso se solicita que tipo de autorización requerimos (concesión

administrativa, autorización en concreto de utilidad pública, autorización

de ejecución y desarrollo de la instalación). El impreso deberá ir firmado

por el titular de las instalaciones.

Conformidad de la empresa suministradora de la zona, al punto de

enganche de las nuevas instalaciones o conformidad a la modificación que

se plantee.

Permisos de paso debidamente firmados por los propietarios afectados

por las instalaciones, así como declaración jurada del propietario de las

instalaciones proyectadas de que no existen más personas afectadas por

las mismas.

Autorizaciones de los distintos organismos afectados por el paso de las

instalaciones, aunque también pueden presentarse junto con los

documentos correspondientes a la puesta en marcha definitiva de la

instalación.

Informe favorable del organo competente en materia ambiental,

una vez fiscalizado por este Organismo el estudio de impacto

medioambiental presentado por el solicitante. Este informe también

puede presentarse en el momento de entregar los documentos

definitivos para la puesta en marcha de la instalación.

Documentación para la puesta en marcha de las instalaciones

Una vez revisado el proyecto por parte de los técnicos del Servicio Territorial de

Industria y Energía, o asimilable, correspondiente, y para la puesta en marcha

de las instalaciones, deberemos presentar la siguiente documentación:

Copia de la carta de autorización administrativa y de ejecución de la

instalación emitida por el Servicio Territorial, antes mencionado. En el caso

de que fuese solicitada en dicha carta alguna documentación





complementaria a la ya presentada, ésta se adjuntará con el resto de

documentación.

Certificado de Dirección de Obras, emitido por el técnico competente

que haya dirigido las mismas, y visado por el Colegio correspondiente. En

dicho Certificado hemos de indicar claramente que se cumplen las medidas

medioambientales proyectadas y aprobadas por el organismo competente

materia de medio ambiente de la comunidad autonoma correspondiente.

Contrato de mantenimiento de las instalaciones, firmado entre el titular

de las instalaciones y la empresa instaladora que se compromete al

mantenimiento de las instalaciones.

Esta documentación es revisada por el Servicio Territorial y si, no encuentra

anomalías en la misma, emite la correspondiente Acta de Puesta en Marcha de

las instalaciones, documento necesario para que la compañía suministradora

realice el enganche de las instalaciones a su red.

latyct

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