proyecto elÉctrico de una lÍnea de at

TRABAJO DE FINAL DE GRADO

Grado en Ingeniería Eléctrica

PROYECTO ELÉCTRICO DE UNA LÍNEA DE AT

Volumen III

Anexos

Memoria cálculos justificativos – Cálculo mecánico de

apoyos

Autor: Carlos Salguero Monje Director: Andreas Sumper Convocatoria: Junio 2017




Anexo 1

Memoria cálculos justificativos


ÍNDICE MEMORIA CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS

CAPÍTULO1: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LA LÍNEA ELÉCTRICA DE ALTA TENSIÓN ............... 5

1.1 Cálculos eléctricos línea aérea ..................................................................................... 5

1.1.1 Previsión de carga ................................................................................................. 5

1.1.2 Densidad de corriente máxima admisible. ............................................................ 6

1.1.3 Intensidad máxima admisible ............................................................................... 6

1.1.4 Resistencia quilométrica por fase ......................................................................... 7

1.1.5 Reactancia quilométrica por fase .......................................................................... 7

1.1.6 Caída de tensión .................................................................................................... 9

1.1.7 Capacidad de transporte ....................................................................................... 9

1.1.8 Momento eléctrico .............................................................................................. 10

1.1.9 Pérdida de potencia ............................................................................................ 10

1.1.10 Índice de carga de la línea aérea ......................................................................... 11

1.2 Cálculos eléctricos de la línea subterránea ............................................................... 12

1.2.1 Capacidad de transporte ..................................................................................... 13

1.2.2 Cálculo de las caídas de tensión .......................................................................... 16

1.2.3 Pérdidas de potencia ........................................................................................... 17

1.3 Cálculo mecánico del conductor ................................................................................ 18

1.3.1 Peso propio del conductor .................................................................................. 18

1.3.2 Fuerza del viento sobre el conductor .................................................................. 18

1.3.3 Sobrecarga motivada por el hielo ....................................................................... 19

1.3.4 Peso total del conductor hipótesis con viento .................................................... 20

1.3.5 Peso total del conductor hipótesis con hielo ....................................................... 20

1.3.6 Tracción máxima admisible ................................................................................. 21

1.3.7 Comprobación de fenómenos vibratorios .......................................................... 22

1.3.8 Flechas máximas de los conductores .................................................................. 22

1.3.9 Tense y flechas de tendido .................................................................................. 23

1.3.10 Tensiones y flechas en las hipótesis reglamentarias ........................................... 24

1.4 Distancias de seguridad .............................................................................................. 37

1.4.1 Distancias entre conductores .............................................................................. 38

1.4.2 Distancias entre conductores y a partes puestas a tierra ................................... 39

1.4.3 Distancias al terreno, caminos, sendas y a cursos de agua no navegables......... 39

1.4.4 Distancias a bosques, árboles y masas de arbolado ........................................... 39

1.5 Cálculo mecánico de los apoyos ................................................................................. 40

1.5.1 Cargas y sobrecargas a considerar ...................................................................... 40


2

1.5.2 Hipótesis de cálculo ............................................................................................. 41

1.5.3 Altura del apoyo .................................................................................................. 47

1.5.4 Apoyos adoptados ............................................................................................... 48

1.5.5 Cálculo de armado ............................................................................................... 49

1.5.6 Armados adoptados ............................................................................................ 50

1.5.7 Cálculo de cimentaciones .................................................................................... 51

1.5.8 Tablas resumen resultados ................................................................................. 52

1.6 Cadenas de aisladores ................................................................................................ 63

1.6.1 Cálculo mecánico ................................................................................................. 63

1.6.2 Cálculos eléctricos ............................................................................................... 63

CAPÍTULO 2: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LOS CENTROS DE TRANSFORMACIÓN .............. 67

2.1 Potencia instalada ...................................................................................................... 67

2.2 Intensidad en el lado de alta tensión ......................................................................... 68

2.2.1 Dimensionado del puente de alta tensión .......................................................... 68

2.3 Intensidad en el lado de baja tensión ........................................................................ 69

2.3.1 Dimensionado del puente de baja tensión ......................................................... 69

2.4 Cortocircuitos .............................................................................................................. 70

2.4.1 Observaciones ..................................................................................................... 70

2.4.2 Cálculo de las intensidades de cortocircuito ....................................................... 71

2.4.3 Dimensionado del embarrado de AT .................................................................. 72

2.4.4 Dimensionado del cuadro de distribución de BT ................................................ 74

2.4.5 Selección de fusibles en el lado de alta tensión .................................................. 74

2.4.6 Selección de fusibles en el lado de baja tensión ................................................. 75

2.5 Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación ............................... 78

2.6 Foso de recogida de aceite ......................................................................................... 80

2.7 Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra .......................................................... 80

2.7.1 Características del suelo ...................................................................................... 80

2.7.2 Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo

máximo correspondiente a la eliminación del defecto........................................ 80

2.7.3 Diseño preliminar de la instalación de tierra ...................................................... 82

2.7.4 Cálculo de la resistencia del sistema de tierra .................................................... 82

2.7.5 Cálculo de las tensiones de paso en el interior de la instalación ........................ 85

2.7.6 Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la instalación ....................... 86

2.7.7 Cálculo de las máximas tensiones permitidas ..................................................... 86

Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Carlos Salguero Monje

3

2.7.8 Investigación de las tensiones transferibles al exterior ...................................... 88

CAPÍTULO 3: CONCLUSIONES ..................................................................................................... 91


4


5

CAPÍTULO1

CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LA LÍNEA ELÉCTRICA

DE ALTA TENSIÓN

1.1 Cálculos eléctricos línea aérea

En este apartado se justificará la elección del conductor LA-110 en un circuito simple, teniendo

en cuenta las necesidades energéticas que presenta el terreno a urbanizar, así como las

necesidades de la línea eléctrica.

Designación UNE-EN 50 182:2001: 94-AL1/22-ST1A (LA-110)

Sección total: 116,2 mm2

Sección equivalente en cobre: 60 mm2

Diámetro total: 14 mm

Composición (No de alambres Al/Ac): 30+7

Peso del conductor: 432,5 kg/km

Carga de rotura: 43,17 kN

Coeficiente de dilatación lineal: λ= 17,9 · 10-6 1/K

Módulo de elasticidad final: E = 80.000 N/mm2

Resistencia eléctrica a 20°C: 0,3067 Ω/km

Reactancia kilométrica: 0,423 Ω/km

Intensidad admisible: 318,04 A

Densidad máxima de corriente: δ = 2,737 A/ mm2

1.1.1 Previsión de carga

La superficie total a urbanizar consta de 55.037 m2. De acuerdo con el apartado 4.2 de la ITC-

BT-10, del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, la previsión de carga para edificios

destinados a concentración de industrias, será como mínimo de 125 W/m2 con un coeficiente

de simultaneidad 1.


6

La previsión de carga solicitada por el ayuntamiento de Tona es de 10 MW, dando 181,7 W/m2

superior a lo que determina REBT, la potencia final que se prevé para dicho polígono teniendo

en cuenta un 20% adicional de potencia para prever futuras ampliaciones de este será de 12

MW.

1.1.2 Densidad de corriente máxima admisible.

La densidad de corriente máxima admisible en régimen permanente para corriente alterna a

frecuencia de 50 Hz se obtiene del apartado 4.2.1 de la ITC-LAT 07 del Reglamento de Líneas

Eléctricas de Alta Tensión (RLEAT).

Tabla 1. Densidad de corriente máxima de los conductores en régimen permanente.

La sección del conductor a emplear no se encuentra indicada en la tabla. Por ello, se interpola

entre los valores 125 y 95 mm2, obteniendo la densidad máxima de corriente en régimen

permanente para un conductor de aluminio de sección 116,2 mm2 de:

(1.1)

A este valor se le debe aplicar el coeficiente de reducción 0,916 al tratarse de una composición

(30+7), 30 hilos de aluminio y 7 de acero, quedando una densidad de corriente de:

(1.2)

1.1.3 Intensidad máxima admisible

La intensidad máxima admisible se calculará mediante la sección del conductor y la densidad

máxima de corriente admisible de éste:


7

(1.3)

1.1.4 Resistencia quilométrica por fase

La resistencia quilométrica por fase se obtiene del catálogo del fabricante, a temperatura

ambiente de 20°C.

(1.4a)

Según el aptdo. 8.1 del documento ADZ00100, de la compañía distribuidora, a efectos de

cálculo se debe utilizar un valor correspondiente a 75°C, considerado como la resultante de la

temperatura ambiente más la que adquiere el conductor por el paso de la carga:

(1.4)

(1.4b)

Se obtiene una resistencia quilométrica por fase de 374,2 mΩ a una temperatura de 75°C.

1.1.5 Reactancia quilométrica por fase

La reactancia quilométrica por fase, para un circuito simple y una frecuencia de 50 Hz, se

calcula a partir de la expresión:

(1.5)

Siendo: : Reactancia en ohmios por kilómetro

L: Inductancia en Henrios por kilómetro

f: Frecuencia de la red en hertzios

n° circ: Número de circuitos por fase

La inductancia quilométrica se calcula a partir de la expresión:

(1.6)

Siendo: DMG: Separación media geométrica entre conductores, en metros.


8

RMG: Radio del conductor, en metros.

El cálculo de DMG cambia según la disposición de los conductores y el número de circuitos. De

este modo, para una línea con circuito simple y una disposición que obedece a una

semicruceta atirantada con armado tipo Montseny largo, se emplea la siguiente expresión:

(1.7)

Siendo: Dxy: Distancia en metros

Tabla 2. Distancia crucetas

Distancia horizontal Distancia vertical Distancia TOTAL

dab (m) 4 1,32 4,21

dbc (m) 4,5 1,32 4,69

dca (m) 0,5 2,64 2,69

Se determinan los siguientes valores:

(1.7a)

El cálculo de RMG se realiza a partir del radio del conductor y la aplicación de un coeficiente de

corrección que depende de la configuración del conductor. En este caso, al ser una

configuración (30+7) para LA-110 de 30 hilos de aluminio y 7 de acero, el coeficiente que se

debe aplicar es de 0,826.

(1.8)

Siendo: rcond: Radio del conductor en metros

Se determina el siguiente valor:

(1.8a)

Sustituyendo los valores en la ecuación (1.6) obtenemos una inductancia de:

(1.9a)

Finalmente, se obtiene el valor de la reactancia quilométrica equivalente por fase:


9

(1.10a)

1.1.6 Caída de tensión

La caída de tensión porcentual, teniendo en cuenta la resistencia y la reactancia por fase de la

línea, se determina mediante la siguiente expresión:

(1.9)

Siendo: ΔU: Caída de tensión en tanto por ciento

P: Potencia eléctrica en kilovatios

U: Tensión compuesta en kilovoltios

L: Longitud de la línea en kilómetros

Rf: Resistencia en ohmios por kilómetro

Xf: Reactancia en ohmios por kilómetro

El factor de potencia que determina la compañía es de 0,8.

En condiciones normales de suministro, la caída de tensión es del 2,16%, inferior al 7%

estipulado por la empresa distribuidora:

(1.9a)

1.1.7 Capacidad de transporte

La potencia que puede transportar la línea está limitada por la intensidad máxima admisible

del conductor (calculada en el apartado 1.1.3.) y por la caída de tensión, que debe ser inferior

al 7%

(1.10)

Siendo: Pmáx : Potencia máxima que se puede transportar en vatios

U: Tensión compuesta en voltios

Imáx: Intensidad máxima admisible en amperios

La potencia máxima que puede transportar la línea es de 17,6 MW, inferior a la que se

requiere que es de 12 MW:


10

(1.10a)

Se verifica que la potencia requerida es inferior a la que la línea puede transportar.

1.1.8 Momento eléctrico

Mediante el momento eléctrico se puede obtener la potencia de transporte, las pérdidas y la

distancia que se puede transportar, de forma aproximada, mediante la siguiente expresión:

(1.11)

Siendo: M: Momento eléctrico en megavatios por kilometro

P: Potencia de la línea en megavatios

ΔU: Caída de tensión en porcentaje



Rf : Resistencia eléctrica en ohmios por kilómetro

Xf: Reactancia en ohmios por kilómetro

Se obtiene un momento eléctrico de 50,06 MW · km:

(1.11a)

1.1.9 Pérdida de potencia

La pérdida de potencia por efecto Joule, expresada en tanto por ciento, se obtiene mediante la

expresión:

(1.12)

Siendo: Δp: Pérdida de potencia en porcentaje

P: Potencia de la línea en megavatios




11

Rf : Resistencia eléctrica en ohmios por kilómetro

Se obtienen unas pérdidas porcentuales de la línea eléctrica del 2,03 %:

(1.12a)

Para obtener el valor absoluto, se emplea la siguiente expresión:

(1.13)

Siendo: Pp: Potencia perdida en kilovatios

Δp: Pérdida de potencia en porcentaje

P: Potencia de la línea en kilovatios

Resultan unas pérdidas de 219,50 kW:

(1.13a)

1.1.10 Índice de carga de la línea aérea

El documento (NTP-LAMT) de la compañía FECSA-ENDESA, en su apartado 5.2.3, establece las

siguientes reservas:

Tabla 3. Zonas y reservas de explotación

ZONA RURAL CONCENTRADA

% Alimentación de socorro (con avería de la línea)

25

% Saturación máxima (explotación normal)

100

% Saturación máxima (explotación socorro)

110

La intensidad que circulará por el conductor en explotación normal, se obtiene mediante la

siguiente expresión:

(1.14)

Siendo: P: Potencia requerida en vatios


12

U: Tensión compuesta en voltios

I: Intensidad del conductor en amperios

Resultando una intensidad de 216,51 A:

(1.14a)

El índice de carga de la línea en condiciones de explotación normal, viene dado mediante la


(1.15)

Obteniéndose un índice de carga en explotación normal del 68,08% inferior a la saturación

máxima de la línea permitida 100%:

(1.15a)

En caso de suministro de socorro, la línea podrá llegar hasta un valor de saturación máxima del

110% de la capacidad de la línea.

1.2 Cálculos eléctricos de la línea subterránea

En este apartado se justificará la elección del conductor subterráneo en un circuito simple,

teniendo en cuenta las necesidades energéticas que presenta el área a urbanizar, así como los

parámetros de la línea eléctrica.

- Tipo de cable: AT hasta 45 kV, aislamiento seco. Sección 1x240 mm2

- Material: Aluminio

- Designación: VOLTALENE H 26/45 kV AL RHZ1-0L

- Tensión nominal: 26/45 kV

- Cubierta exterior: PVC color rojo de Poliolefina (Designación Z1)

- Pantalla metálica: Hilos de cobre en hélice con cinta de cobre a contra espira de sección total de 16 mm2

- Sección: 240 mm2

- Diámetro del conductor: 18 mm

- Espesor aislamiento: 34,7 mm

- Peso: 2020 kg/km

- Radio mínimo de curvatura: 707 mm

- Intensidad máxima admitida: 345 A


13

- Reléctrica a f = 50 Hz y 90C: 0,160 Ω/Km

- Reactancia a f= 50 Hz: 0,116 Ω/Km

- Capacidad a f= 50 Hz: 0,246 Ω/Km

1.2.1 Capacidad de transporte

La capacidad de transporte del tramo de la línea eléctrica enterrada vendrá dada por la

aplicación de una serie de factores correctores sobre la capacidad inicial de transporte de

intensidad del conductor. De esta forma, se obtiene la capacidad máxima de transporte que

puede llevar a cabo dicho conductor.

El apartado 5 del documento (NTP-LSMT) de la compañía FECSA-ENDESA, establece que el

conductor seleccionado a utilizar tendrá una sección preferentemente de 240 mm2 con

aislamiento de polietileno reticulado (XPLE), de acuerdo con la normativa.

Según la tabla del apartado 6 del RLEAT se obtiene la intensidad máxima admisible por el

conductor, aún sin aplicar los propios factores de corrección.

Según el RLEAT, se considerará para el cálculo una instalación con cables de aislamiento seco

hasta 26/45 kV formada por un terno de cables unipolares directamente enterrado en toda su

longitud a 1 metro de profundidad, en un terreno de resistividad térmica de 1,5 K·m/W con

una temperatura ambiente del terreno de 25°C. Siguiendo lo dispuesto en las NTP-CT de la

compañía distribuidora, la temperatura máxima del conductor es de 90°C.

Tabla 4. Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente y con corriente alterna. Cables unipolares aislados directamente enterrados.

Los factores de corrección a aplicar en este caso serán:

Corrección por la temperatura específica del terreno:


14

Tabla 5. Factor de corrección para temperatura del terreno

Corrección por la resistividad del terreno:

Se considerará la resistividad térmica del terreno de 1,5 K·m/W, indicada por el RELAT en su

instalación tipo. La resistividad seleccionada se considera del tipo arenoso muy seco por

tratarse de de un terreno con depósitos de grava con matriz arenosa y arcillosa.

Tabla 6. Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza y humedad


15

Tabla 7. Factor de corrección para resistividad térmica del terreno

Corrección por la profundidad:

Tabla 8. Factor de corrección para profundidades de la instalación

La intensidad máxima admisible, una vez aplicados los diferentes factores correctores, es:

(1. 16)

Los valores de intensidad en condiciones de explotación normal In=216,51 A, así como la

intensidad máxima admisible por el conductor aéreo Imáx.admisible=318,04 A, son valores

inferiores a la intensidad máxima admisible para el conductor subterráneo.

El fabricante del cable subterráneo ofrece sus propias tablas en las que se considera la

intensidad admisible (389 A) por el conductor en una instalación tipo, siendo ésta una terna de

cables unipolares agrupados en triángulo, a una profundidad de 1 metro bajo el suelo y una


16

resistividad térmica del terreno 1 K·m/W y una temperatura media del terreno de 25°C. En

este caso, la intensidad correspondiente al RELAT es menor a la obtenida por el proveedor

para la misma instalación. Por tanto, se justifica que la intensidad sea la calculada del nuevo

RELAT en la instalación tipo mencionada anteriormente, al ser menor y disponer de un margen

suficiente respecto a la mencionada por el fabricante.

De acuerdo con el apartado 6.1.2.2.5 de la ITC-LAT 06 del vigente RLEAT, en una instalación de

cables unipolares aislados bajo tubos de gran longitud, la intensidad máxima admisible para el

conductor seleccionado es de 320 A, correspondiente a una resistividad térmica del tubo de

3,5 K·m/W. Tal intensidad resultará mayor a la intensidad máxima admisible por el conductor

aéreo Imáx.admisible=318,04 A, aplicando los pertinentes factores de corrección.

Por lo tanto, se concluye que la elección del conductor subterráneo es la correcta.

1.2.2 Cálculo de las caídas de tensión

Para obtener la caída de tensión en el tramo subterráneo de la línea eléctrica en empleará la

expresión (1.9) que aparece en el apartado 1.1.6 de esta memoria.

Para el tramo inicial de la línea subterránea con una distancia de 30 metros:

(1. 9b)

Para el tramo final de la línea subterránea:

Tabla 9. Caídas de tensión porcentual por tramo

Distancia (m) ∆U %

Entronque-CT1 30 0,0014

CT1-CT2 48 0,0022

CT2-CT3 35 0,0016

CT3-CT4 53 0,0025

CT4-CT5 75 0,0035

CT5-CT6 55 0,0026

CT6-CT7 54 0,0025

CT7-CT8 45 0,0021

CT8-CT9 55 0,0026

CT9-CT10 56 0,0026

CT10-CT11 35 0,0016

CT11-CT12 43 0,0020

CT12-CT13 28 0,0013

CT13-CT14 53 0,0025

CT14-CT15 30 0,0014

CT15-CT16 33 0,0015

CT16-CT17 48 0,0022

CT17-CT18 48 0,0022

CT18-CT19 88 0,0041


17

CT19-CT20 58 0,0027

CT20-CT21 53 0,0025

CT21-CT22 45 0,0021

CT22-CT23 50 0,0023

CT23-CT24 45 0,0021

CT24-CT25 48 0,0022

CT25-CT26 55 0,0026

CT26-CT27 55 0,0026

CT27-CT28 55 0,0026

CT28-CT29 50 0,0023

CT29-CT30 44 0,0021

CT30-CT31 23 0,0011

CT31-CT32 70 0,0033

CT32-CT1 40 0,0019

TOTAL 1596 0,075

La caída de tensión porcentual total resultante de la suma de los tramos de línea eléctrica

subterránea es de 0,075 %.

1.2.3 Pérdidas de potencia

La pérdida de potencia porcentual se calculará con la expresión (1.12) que aparece en el

apartado 1.1.9 de esta memoria.

Para el tramo inicial de la línea subterránea con una distancia de 30 metros:

(1.12b)

Para el tramo final de la línea subterránea:

Tabla 40. Pérdidas de potencia porcentuales por tramo

Distancia (m) ∆P %

Entronque-CT1 30 0,0056

CT1-CT2 48 0,0089

CT2-CT3 35 0,0066

CT3-CT4 53 0,0098

CT4-CT5 75 0,0141

CT5-CT6 55 0,0103

CT6-CT7 54 0,0101

CT7-CT8 45 0,0084

CT8-CT9 55 0,0103

CT9-CT10 56 0,0105

CT10-CT11 35 0,0066

CT11-CT12 43 0,0080

CT12-CT13 28 0,0052

CT13-CT14 53 0,0098

CT14-CT15 30 0,0056


18

CT15-CT16 33 0,0061

CT16-CT17 48 0,0089

CT17-CT18 48 0,0089

CT18-CT19 88 0,0164

CT19-CT20 58 0,0108

CT20-CT21 53 0,0098

CT21-CT22 45 0,0084

CT22-CT23 50 0,0094

CT23-CT24 45 0,0084

CT24-CT25 48 0,0089

CT25-CT26 55 0,0103

CT26-CT27 55 0,0103

CT27-CT28 55 0,0103

CT28-CT29 50 0,0094

CT29-CT30 44 0,0082

CT30-CT31 23 0,0042

CT31-CT32 70 0,0131

CT32-CT1 40 0,0075

TOTAL 1596 0,299

La pérdida de potencia porcentual total resultante de la suma de los tramos de línea eléctrica

subterránea es de 0,299%.

El valor absoluto de las pérdidas se obtendrá de igual modo que en el apartado (1.1.9)

mediante la expresión (1.13). Se obtiene unas pérdidas absolutas de 35,88 kW.

1.3 Cálculo mecánico del conductor

A continuación se realizará el cálculo mecánico del conductor para la determinación del

tensado de cada vano, según lo establecido en la normativa del Reglamento de Líneas

Eléctricas de Alta Tensión (RLEAT), así como de las Normas Técnicas Particulares sobre Líneas

Aéreas de Media Tensión de la compañía distribuidora (NTP-LAMT).

En cada caso se considerará la normativa más restrictiva

1.3.1 Peso propio del conductor

Se considerará un peso por metro lineal del conductor de:

(1.17)

1.3.2 Fuerza del viento sobre el conductor

La sobrecarga de la fuerza producida por la acción del viento se calcula mediante la expresión

(1.17) y se considera, a efectos de cálculo, una acción transversal a la dirección de la línea.


19

(1.8)

Siendo: Pv: Sobrecarga del viento sobre el conductor en daN/m

q: Presión del viento sobre el conductor en daN/m2

d: Diámetro del conductor en metros

El artículo 3.1.2 de la ITC-LAT 07 del RELAT considera un viento mínimo a tener en cuenta de

120 km/h de velocidad, siendo la fuerza del viento para el conductor del haz, la calculada

mediante la expresión (1.18). Según las NTP-LAMT de la compañía distribuidora FECSA-

ENDESA, en el apartado 5.2.2 “Características mecánicas” se establece una velocidad del

viento de 160 km/h (106,7 daN/m2). A efectos de cálculo, se considerará la premisa más

restrictiva, siendo en este caso la de la compañía distribuidora.

(1.9)

Siendo: q: Presión del viento para conductores de d ≤ 16 mm en daN/m2

Vv: La velocidad previsible del viento de 160 km/h

La sobrecarga por metro lineal producida por el viento a una velocidad de 160 km/h sobre un

conductor de diámetro de 14 mm es de:

(1. 38a)

1.3.3 Sobrecarga motivada por el hielo

El trazado de la línea aérea está situado entre los 500 y 1.000 metros de altitud sobre el nivel

del mar, por lo tanto, según el artículo 3.1.3 de la ITC-LAT 07 del RELAT, pertenece a zona B. En

dicha zona se considerarán sometidos los conductores a la sobrecarga de un manguito de hielo

de valor:

(1. 20)

Siendo: PH: Sobrecarga del hielo sobre el conductor en daN/m

d: Diámetro del conductor en milimetros

La sobrecarga por metro lineal producida por el hielo entre los 500 y 1.000 metros de altitud

sobre el nivel del mar a un conductor de diámetro de 14 mm es de:


20

(1. 20a)

1.3.4 Peso total del conductor hipótesis con viento

El peso total del conductor con hipótesis de viento, es la suma vectorial de la fuerza por metro

lineal del conductor hacia el suelo, más la fuerza transversal de la sobrecarga del viento por

metro lineal.

(1. 21)

Siendo: Pt : Peso total unitario del conductor en daN/m

Pc : Peso propio unitario del conductor en daN/m

Pv: Sobrecarga del viento sobre el conductor en daN/m

Se obtiene el peso total del conductor por metro lineal:

(1. 21a)

1.3.5 Peso total del conductor hipótesis con hielo

El peso total del conductor con hipótesis de hielo es la suma de la fuerza del conductor más la

fuerza de la sobrecarga del hielo ambas hacia el suelo y por metro lineal.

(1. 22)

Siendo: Pt : Peso total unitario del conductor en daN/m

Pc : Peso propio unitario del conductor en daN/m

PH: Sobrecarga del hielo sobre el conductor en daN/m

Se obtiene el peso total del conductor por metro lineal:

(1. 22a)


21

1.3.6 Tracción máxima admisible

Según el apartado 3.2.1 “Tracción máxima admisible” de la ITC-LAT 07 del RELAT, establece

que la tracción máxima de los conductores no resultará superior a su carga de rotura dividida

por 2,5 al tratarse de conductores cableados. Sin embargo, las NTP-LAMT de la compañía

distribuidora FECSA-ENDESA, en el apartado 5.2.2 “Características mecánicas”, establece que

los conductores serán capaces de soportar la tensión mecánica que se produzca en las

condiciones más desfavorables a las que pueda estar sometida la línea, con un coeficiente

de seguridad igual o superior a 3. A efectos de cálculo, se considerará la premisa más

restrictiva, siendo en este caso la de la compañía distribuidora.

Además, deberá cumplir que la tensión mecánica de trabajo de los conductores a 15 C sin

ninguna sobrecarga (Tensión de cada día, límite estático dinámico, EDS) no será mayor del

15 % de la carga de rotura del conductor.

(1.23)

Siendo: Tmáx: Tracción máxima admisible en daN

Q: Carga de rotura del conductor en daN

n: Coeficiente de seguridad, en este caso 3.

Operando:

(1.23a)

Para determinar la tracción máxima admisible del conductor se considera sometida a la

hipótesis más desfavorable entre: sobrecarga del viento a una velocidad de 160 km/h y

temperatura de -10°C, más peso propio del conductor o sobrecarga del hielo con un manguito

de peso por metro lineal y peso propio del conductor a una temperatura de -15°C.

Según lo establecido en el documento NTP-LAMT, aptdo 7.1.1, y el RELAT en su ITC-LAT 07,

apartado 3.2.1 “Tracción máxima admisible”

Las hipótesis que se formulan para el cálculo de la tracción máxima admisible, son para la zona

B:

Tabla 11. Condiciones de Hipótesis de Tracción Máxima

Hipótesis Temperatura Sobrecarga viento Sobrecarga Hielo

Tracción máxima viento

-10°C 160 Km/h No se aplica

Tracción máxima hielo

-15°C No se aplica


22

1.3.7 Comprobación de fenómenos vibratorios

Según con el RLEAT y las NTP-LAMT de FECSA-ENDESA, a la hora de determinar las tracciones

mecánicas de los conductores se deberá tener en cuenta la incidencia de posibles fenómenos

vibratorios que pueden, no sólo acortar la vida útil de los mismos, sino también dar lugar a

desgaste y fallos en herrajes, aisladores y accesorios. Estos fenómenos son producidos por la

vibración eólica.

La tracción a temperatura de 15 °C sin sobrecarga alguna, no debe superar el 15% de la carga

de rotura del conductor.

(1.24)

Tabla 12. Comprobación de fenómenos vibratorios

Hipótesis: Estrés de Cada Día (Every Day Stress)

Temperatura Sobrecarga viento Sobrecarga Hielo

+15°C No se aplica No se aplica

Se obtiene un valor máximo de tensión de 648 daN:

(1.24a)

1.3.8 Flechas máximas de los conductores

Según el apartado 3.2.3, “Flechas máximas de los conductores y cables de tierra” de la ITC-LAT

07 del RLEAT, se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las

hipótesis siguientes, considerando una velocidad del viento de 160 km/h, definido por la

compañía eléctrica:

Tabla 13. Condiciones de Hipótesis de Flecha Máxima

Hipótesis Temperatura Sobrecarga viento Sobrecarga Hielo

Flecha máxima viento

15°C 160 Km/h No se aplica

Flecha máxima temperatura

50°C No se aplica No se aplica

Flecha máxima hielo

0°C No se aplica


23

1.3.9 Tense y flechas de tendido

Para la obtención de los tenses en los diferentes estados de temperatura y sobrecargas se

utilizará la ecuación de cambio de condiciones.

La ecuación es:

(1. 25)

Siendo: : Vano, en metros

: Tensión inicial del conductor en daN

: Tensión final del conductor en daN

: Peso unitario inicial del conductor en daN

Peso unitario final del conductor en daN

: Coeficiente de dilatación lineal del conductor

: Temperatura inicial del conductor en

: Temperatura final del conductor en

: Módulo de elasticidad del conductor en daN/mm2

: Sección del conductor en mm2

Tanto como deben ser los valores de las tensiones horizontales del conductor, los cuales

son constantes a lo largo de todo el vano. Por tanto, esta ecuación sería solo válida para vanos

nivelados. No obstante, también proporciona resultados suficientemente aproximados para el

cálculo de vanos no excesivamente desnivelados, al igual que la ecuación siguiente para el

cálculo de flechas.

Figura 1. Esquemático de los parámetro de un vano


24

Las flechas se determinarán mediante la expresión siguiente:

(1.26)

Siendo: f: Flecha para el vano correspondiente en metros.

a: Longitud del vano en metros.

p: Peso del conductor, con o sin sobrecarga en daN/m.

T: Tensión total del conductor en daN

1.3.10 Tensiones y flechas en las hipótesis reglamentarias

En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos para las distintas hipótesis

reglamentarias, así como la tabla de tendido para el conductor seleccionado al aplicar lo

anteriormente expuesto:


25

Vano 1-2 Longitud (m) Desnivel (m)

87,24 0

Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3

Hipótesis Tracción Máxima Viento

Temperatura -10C P conductor + P viento

T (daN) F (m)

1209,12

1,22

Coef. Seg.

3,57

Hipótesis Tracción Máxima Hielo

Temperatura -15C P conductor + P hielo

T (daN) F (m)

1377,52

0,76

Coef.Seg.

3,13

Fenómenos Vibratorios (EDS)

Temperatura +15C P conductor

T (daN)

583,03

13,51%

15%Q

Hipótesis Flecha Máxima Viento

Temperatura +15C P conductor + P viento

T (daN) F (m)

1111,14

1,33

Coef. Seg.

3,89

Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo

Temperatura 0C P conductor + P hielo

T (daN) F (m)

1312,41 0,80

Coef. Seg.

3,29

Hipótesis Flecha Máxima Temperatura


T (daN) F (m)

504,79 0,80

Coef. Seg.

8,55


280,61 52,51




T (daN) F (m)

1209,12

12,64

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

7,84

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

13,75

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 8,23

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 8,27

Coef. Seg.

8,55


26


312,15 0




T (daN) F (m)

1209,12

15,64

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

9,70

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

17,02

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 10,19

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 10,23

Coef. Seg.

8,55


306,02 0




T (daN) F (m)

1209,12

15,03

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

9,33

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

16,35

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 9,79

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 9,83

Coef. Seg.

8,55


27


242,16 20,69




T (daN) F (m)

1209,12

9,41

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

5,84

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

10,24

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 6,13

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 6,16

Coef. Seg.

8,55


139,82 15,06




T (daN) F (m)

1209,12

3,14

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

1,95

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

3,41

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 2,04

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 2,05

Coef. Seg.

8,55


28


198,59 11,75




T (daN) F (m)

1209,12

6,33

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

3,93

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

6,89

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 4,12

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 4,14

Coef. Seg.

8,55


296,79 3,25




T (daN) F (m)

1209,12

14,13

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

8,77

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

15,38

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 9,21

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 9,25

Coef. Seg.

8,55


29


309,51 12,23




T (daN) F (m)

1209,12

15,37

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

9,54

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

16,73

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 10,01

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 10,06

Coef. Seg.

8,55


310,45 4,43




T (daN) F (m)

1209,12

15,47

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

9,60

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

16,83

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 10,07

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 10,12

Coef. Seg.

8,55


30


217,94 23,90




T (daN) F (m)

1209,12

7,62

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

4,73

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

8,29

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 4,96

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 4,99

Coef. Seg.

8,55


299,02 0,40




T (daN) F (m)

1209,12

14,35

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

8,90

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

15,61

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 9,35

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 9,39

Coef. Seg.

8,55


31


208,08 21,40




T (daN) F (m)

1209,12

6,95

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

4,31

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

7,56

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 4,53

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 4,55

Coef. Seg.

8,55


289,04 12,51




T (daN) F (m)

1209,12

14,26

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

8,85

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

15,51

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 9,29

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 9,33

Coef. Seg.

8,55


32


265,44 12,89




T (daN) F (m)

1209,12

11,31

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

7,02

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

12,30

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 7,37

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 7,40

Coef. Seg.

8,55


235,23 7,13




T (daN) F (m)

1209,12

8,88

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

5,51

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

9,66

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 5,78

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 5,81

Coef. Seg.

8,55


33


164,44 4,51




T (daN) F (m)

1209,12

4,34

Coef. Seg.

3,57



T (daN) F (m)

1377,52

2,69

Coef.Seg.

3,13



T (daN)

583,03

13,51%

15%Q



T (daN) F (m)

1111,14

4,72

Coef. Seg.

3,89



T (daN) F (m)

1312,41 2,83

Coef. Seg.

3,29



T (daN) F (m)

504,79 2,84

Coef. Seg.

8,55


34


35

Tensiones y flechas de tendido

Vano 1-2 Vano 2-3 Vano 3-4 Vano 4-5 Vano 5-6 Vano 6-7

Temperatura (C) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m)

-5 645,00 0,63 645,00 6,47 645,00 8,01 645,00 7,70 645,00 4,82 645,00 1,61

0 627,50 0,64 627,50 6,65 627,50 8,23 627,50 7,91 627,50 4,95 627,50 1,65

+5 611,61 0,66 611,61 6,82 611,61 8,44 611,61 8,12 611,61 5,08 611,61 1,69

+10 596,90 0,68 596,90 6,99 596,90 8,65 596,90 8,32 596,90 5,21 596,90 1,74

+15 583,03 0,69 583,03 7,16 583,03 8,86 583,03 8,51 583,03 5,33 583,03 1,78

+20 569,95 0,71 569,95 7,32 569,95 9,06 569,95 8,71 569,95 5,45 569,95 1,82

+25 557,58 0,72 557,58 7,48 557,58 9,26 557,58 8,90 557,58 5,57 557,58 1,86

+30 545,88 0,74 545,88 7,65 545,88 9,46 545,88 9,09 545,88 5,69 545,88 1,90

+35 534,80 0,75 534,80 7,80 534,80 9,66 534,80 9,28 534,80 5,81 534,80 1,94

+40 524,28 0,77 524,28 7,96 524,28 9,85 524,28 9,47 524,28 5,93 524,28 1,98

+45 514,10 0,78 514,10 8,12 514,10 10,05 514,10 9,65 514,10 6,05 514,10 2,02

+50 504,79 0,80 504,79 8,27 504,79 10,23 504,79 9,83 504,79 6,16 504,79 2,05

Vano 7-8 Vano 8-9 Vano 9-10 Vano 10-11 Vano 11-12 Vano 12-13

Temperatura (C) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m)

-5 645,00 3,24 645,00 7,24 645,00 7,87 645,00 7,92 645,00 3,90 645,00 7,35

0 627,50 3,33 627,50 7,44 627,50 8,09 627,50 8,14 627,50 4,01 627,50 7,55

+5 611,61 3,42 611,61 7,63 611,61 8,30 611,61 8,35 611,61 4,12 611,61 7,75

+10 596,90 3,50 596,90 7,82 596,90 8,51 596,90 8,56 596,90 4,22 596,90 7,94

+15 583,03 3,59 583,03 8,01 583,03 8,71 583,03 8,76 583,03 4,32 583,03 8,13

+20 569,95 3,67 569,95 8,19 569,95 8,91 569,95 8,96 569,95 4,42 569,95 8,31

+25 557,58 3,75 557,58 8,37 557,58 9,11 557,58 9,16 557,58 4,51 557,58 8,50

+30 545,88 3,83 545,88 8,55 545,88 9,30 545,88 9,36 545,88 4,61 545,88 8,68

+35 534,80 3,91 534,80 8,73 534,80 9,49 534,80 9,55 534,80 4,71 534,80 8,86

+40 524,28 3,99 524,28 8,90 524,28 9,68 524,28 9,74 524,28 4,80 524,28 9,04

+45 514,10 4,07 514,10 9,08 514,10 9,88 514,10 9,94 514,10 4,90 514,10 9,22

+50 504,79 4,14 504,79 9,25 504,79 10,06 504,79 10,12 504,79 4,99 504,79 9,39


36

Vano 13-14 Vano 14-15 Vano 15-16 Vano 16-17 Vano 17-18

Temperatura (C) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m) T (daN) f (m)

-5 645,00 3,56 645,00 7,30 645,00 5,79 645,00 4,55 645,00 2,22

0 627,50 3,66 627,50 7,50 627,50 5,95 627,50 4,67 627,50 2,28

+5 611,61 3,75 611,61 7,70 611,61 6,11 611,61 4,79 611,61 2,34

+10 596,90 3,84 596,90 7,89 596,90 6,26 596,90 4,91 596,90 2,40

+15 583,03 3,94 583,03 8,07 583,03 6,40 583,03 5,03 583,03 2,46

+20 569,95 4,03 569,95 8,26 569,95 6,55 569,95 5,15 569,95 2,51

+25 557,58 4,12 557,58 8,44 557,58 6,70 557,58 5,26 557,58 2,57

+30 545,88 4,20 545,88 8,62 545,88 6,84 545,88 5,37 545,88 2,63

+35 534,80 4,29 534,80 8,80 534,80 6,98 534,80 5,48 534,80 2,68

+40 524,28 4,38 524,28 8,98 524,28 7,12 524,28 5,59 524,28 2,73

+45 514,10 4,46 514,10 9,16 514,10 7,26 514,10 5,70 514,10 2,79

+50 504,79 4,55 504,79 9,33 504,79 7,40 504,79 5,81 504,79 2,84


37

1.4 Distancias de seguridad

La normativa vigente del RLEAT determina, en su apartado 5 de la ITC-LAT 07, que en las líneas

aéreas es necesario distinguir entre distancias internas y externas. Las distancias internas son

dadas únicamente para diseñar una línea con una aceptable capacidad de resistir las

sobretensiones. Las distancias externas son utilizadas para determinar las distancias de

seguridad entre los conductores en tensión y los objetos debajo o en las proximidades de la

línea.

Las distancias dadas en los siguientes apartados no son aplicables cuando se realicen trabajos

de mantenimiento de la línea aérea.

Se consideran tres tipos de distancias eléctricas:

- Del: Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una

descarga disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial de tierra en

sobretensiones de frente lento o rápido. Del puede ser tanto interna, cuando se

consideran distancias del conductor a la estructura de la torre, como externas, cuando

se considera una distancia del conductor a un obstáculo.

- Dpp: Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una

descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento

o rápido. Dpp es una distancia interna.

- asom: Valor mínimo de la distancia de descarga de la cadena de aisladores, definida

como la distancia más corta en línea recta entre las partes en tensión y las partes

puestas a tierra.

Adicionalmente, se debe considerar una cuarta distancia:

- Dadd: Distancia de aislamiento adicional para que en las distancias mínimas de

seguridad al suelo, a líneas eléctricas, a zonas de arbolado, etc. se asegure que las

personas u objetos no se acerquen a una distancia menor que Del de la línea eléctrica.

Se tendrá en cuenta que las distancias externas mínimas de seguridad (Dadd + Del) deben ser

siempre superiores a 1,1 veces asom debido a que el riesgo de descarga debe ser mayor sobre la

distancia interna asom que a objetos externos o personas.

Los valores de Del y Dpp, en función de la tensión más elevada de la línea, aparecen

representados en la siguiente tabla:


38

Tabla 14. Del y Dpp en función de la tensión más elevada de la red

Para una línea de tensión nominal Un de 40 kV y de tensión más elevada Us de 52 kV,

obtenemos los siguientes valores:

(1.27)

(1.28)

1.4.1 Distancias entre conductores

La distancia entre los conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos debe ser la

suficiente para que no haya riesgo alguno de cortocircuito entre fases, teniendo presente los

efectos de las oscilaciones de los conductores debidas al viento y al desprendimiento de la

nieve acumulada sobre ellos. Se define con la siguiente expresión:

(1.29)

Siendo: D: Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos en metros.

K: Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, se tomará 0,5 en vez de un coeficiente 0,7 puesto que los conductores están en tresbolillo y se adoptarán medidas preventivas contra fenómeno de galope. El ángulo de oscilación provocado por el viento es 74,2o:


39

(1.30)

K': Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea, se tomará 0,75

F: Flecha máxima en metros

L: Longitud de la cadena de suspensión en metros. En el caso de conductores fijados al apoyo por cadenas de amarre o aisladores rígidos L=0.

Dpp: Distancia mínima aérea de aislamiento especificada en metros

1.4.2 Distancias entre conductores y a partes puestas a tierra

En el apartado 5.4.2 de la ITC-LAT 07, se establece que la separación mínima entre

conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos no será inferior a:

(1.27)

1.4.3 Distancias al terreno, caminos, sendas y a cursos de agua no navegables

En el apartado 5.5 de la ITC-LAT 07, se establece que la altura de los apoyos será la necesaria

para que los conductores, con su flecha máxima, queden situados por encima de cualquier

punto del terreno, senda, vereda o superficies de agua no navegables, a una altura mínima

marcada por la expresión (1.31), con un mínimo de 6 metros. Debido a que el trazado

transcurre por terrenos agrícolas, se determinará una altura mínima de 7 metros respecto al

suelo.

(1.31)

Se obtiene una altura mínima de 7 metros a cualquier terreno, senda, vereda o superficies de

agua no navegables, aplicable a todo el trazado de la línea aérea ya que en la mayoría de éste

se afecta a explotaciones ganaderas cercadas o explotaciones agrícolas.

1.4.4 Distancias a bosques, árboles y masas de arbolado

Para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por el contacto

de ramas o troncos de árboles con los conductores de una línea eléctrica aérea, deberá

establecerse una zona de protección de la línea definida por la siguiente expresión (1.31).

Según el apartado 5.12.1 de la ITC-LAT 07, define con un mínimo de 2 metros la distancia de

seguridad a ambos lados de la proyección de la línea sobre la zona de servidumbre:

(1.32)


40

Se establece por tanto una distancia a bosques, arboles y masas de arbolado de 2,1 metros.

1.5 Cálculo mecánico de los apoyos

Para la elección de los apoyos y su justificación, mediante el cálculo de los requisitos

establecidos, se seguirá la normativa establecida en el Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta

Tensión (RLEAT), así como de las Normas Técnicas Particulares sobre Líneas Aéreas de Media

Tensión de la compañía distribuidora (NTP-LAMT).

1.5.1 Cargas y sobrecargas a considerar

El cálculo mecánico de los elementos constituyentes de la línea se efectuará bajo la acción de

las cargas y sobrecargas que se indican a continuación:

1. Cargas permanentes: Se considerarán las cargas verticales que soportan los apoyos y

los distintos elementos: conductores, herrajes, aisladores, apoyos y cimetaciones,

añadiendo el peso de un operario subido en la semicruceta.

2. Fuerzas del viento sobre los componentes de las líneas aéreas: Se considerará un

viento mínimo de referencia de 160 km/h (44,4 m/s). Se supondrá el viento horizontal,

actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide.

3. Desequilibrio de tracciones: Los desequilibrios de tracciones a considerar, según el

tipo de apoyo son:

- Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de amarre: Se

considerará un esfuerzo equivalente al 15% de las tracciones unilaterales de

todos los conductores.

- Apoyos de anclaje: Se considerará, un esfuerzo equivalente al 50% de las

tracciones unilaterales de los conductores.

- Apoyos de fin de línea: Se considerará un esfuerzo igual al 100% de las

tracciones unilaterales de todos los conductores.

4. Esfuerzos longitudinales por rotura de conductores: Se considerará la rotura del

conductor de una sola fase por apoyo.

- Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de suspensión:

Se considerará el 50 % de la tensión del cable roto en las líneas con un

conductor por fase.

- Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de amarre: No

es necesario considerarlo ya que se colocarán apoyos de anclaje cada 3 km

como máximo, los tenses máximos que se les darán a los conductores tendrán


41

un coeficiente de seguridad superior a 3 y el de los apoyos y cimentaciones en

la hipótesis 3a será el correspondiente a las hipótesis normales.

- Apoyos de anclaje: Se considerará un esfuerzo correspondiente a la rotura

total un conductor, sin reducción alguna de su tensión. En los apoyos de

anclaje con ángulo, también se valorará el esfuerzo de ángulo creado.

- Apoyos de fin de línea: Se considerarán los criterios expuestos para apoyos de

anclaje.

5. Esfuerzos resultantes de ángulo: En los apoyos situados, en el que el trazado de la

línea se observe un cambio de dirección, se tendrá en cuenta además el esfuerzo de

ángulo resultante de las tracciones de los conductores.

1.5.2 Hipótesis de cálculo

Las hipótesis de cálculo, para cada tipo de apoyo, son las que se muestran en las siguientes

tablas:

Tabla 15. Hipótesis 1ª y 2ª para apoyos situados en zona B

TIPO DE APOYO

TIPO DE ESFUERZO

1ª HIPÓTESIS (Viento)

2ª HIPÓTESIS

(Hielo) (Hielo + viento)

Suspensión de

Alineación o

Suspensión de ángulo

Vertical

Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de viento a una velocidad mínima de 160 Km/h

Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga del hielo mínima

Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima y de viento mínima (60 Km/h)

Transversal

Esfuerzo del viento (160 km/h) sobre:

- Conductores - Apoyo

SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo

ALINEACIÓN: No se aplica.

ÁNGULO:

Resultante de ángulo

Esfuerzo del viento (60 Km/h) y sobrecarga del hielo sobre:



Longitudinal No aplica

Amarre de Alineación

o Amarre de

Ángulo

Vertical




Transversal





ÁNGULO:






Anclaje de Alineación

o Vertical

Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de viento a una velocidad mínima de 160


Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima y de viento mínima


42

Anclaje de Ángulo

Km/h (60 Km/h)

Transversal





ÁNGULO:






Fin de línea

Vertical




Transversal



No aplica



Longitudinal Desequilibrio de tracciones Desequilibrio de tracciones

Tabla 16. Hipótesis 3ª y 4ª para apoyos situados en zona B

TIPO DE APOYO

TIPO DE ESFUERZO

3ª HIPÓTESIS (Desequilibrio de tracciones)

4ª HIPÓTESIS (Rotura de conductores)

Suspensión de

Alineación o

Suspensión de ángulo

Vertical Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima.

Transversal


ÁNGULO:


Longitudinal Desequilibrio de tracciones Rotura de conductores

Amarre de Alineación

o Amarre de

Ángulo


Transversal


ÁNGULO:




o Anclaje de

Ángulo


Transversal


ÁNGULO:




43

Fin de línea

Vertical

No aplica

Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima.

Transversal No aplica

Longitudinal Rotura de conductores

En cada tipo apoyo, se tendrán en cuenta las cuatro hipótesis para determinar los diferentes

esfuerzos mediante las expresiones de las tablas siguientes:

Tabla 17. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de suspensión de alineación (I)

Amarre de alineación y Suspensión de alineación

TIPO DE ESFUERZO

1ª HIPÓTESIS (viento)

2ª HIPÓTESIS (hielo)

V

T

No aplica

L No aplica

Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5.

Tabla 18. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de suspensión de alineación (II)

Suspensión de Alineación

TIPO DE ESFUERZO



V

No aplica:

- Anclaje cada 3Km máx. - Coef. Seg. rotura conduct. 3 - Coef. Seg. Hipot. 3ª de 1,5

T No aplica

L


Tabla 19. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de amarre de ángulo (I)

Amarre de Ángulo

TIPO DE ESFUERZO



V

T

L No aplica



44

Tabla 20. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de amarre de ángulo (II)

Amarre de Ángulo

TIPO DE ESFUERZO



V

No aplica:

- Anclaje cada 3Km máx. - Coef. Seg. rotura conduct. 3

Coef. Seg. Hipot. 3ª de 1,5

T No aplica

L


Tabla 21. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de ángulo (I)

Anclaje de Ángulo

TIPO DE ESFUERZO



V

T

L No aplica


Tabla 22. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de ángulo (II)

Anclaje de Angulo

TIPO DE ESFUERZO



V

T No aplica

L



45

Tabla 23. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de alineación (I)


TIPO DE ESFUERZO



V

T

No aplica

L No aplica


Tabla 24. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de alineación (II)


TIPO DE ESFUERZO



V

T No aplica

L


Tabla 25. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de fin de línea (I)

Fin de Línea

TIPO DE ESFUERZO



V

T

No aplica

L



46

Tabla 26. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de fin de línea (II)

Fin de Línea

TIPO DE ESFUERZO



V

No aplica

T No aplica

L


Nomenclatura utilizada:

: Número de conductores

Pc: Peso propio del conductor en daN/m

Pv: Sobrecarga del viento en daN/m

Pt: Peso total en daN/m

a1: Longitud del vano anterior en metros

a2: Longitud del vano posterior en metros

h1: Desnivel entre el punto de sujeción del cable en el apoyo considerado y el punto de sujeción del mismo cable en el apoyo anterior en metros

h2: Desnivel entre el punto de sujeción del cable en el apoyo considerado y el punto de sujeción del mismo cable en el apoyo posterior en metros

T-10°C+V: Tense a –5 oC + V en daN

T-15°C+H = Tense a –15 ºC + H en daN

α: Ángulo de desviación de la línea en grados

: Distancia entre el punto de sujeción del conductor más alejado del apoyo y el eje del apoyo en metros

Fv: Fuerza vertical en daN

FT: Fuerza transversal en daN

FL: Fuerza longitudinal en daN

M: Momento torsor en daN·m


47

1.5.3 Altura del apoyo

La altura de los poyos deberá ser tal que la distancia mínima del cable al terreno no sea en

ningún caso inferior a 7 metros bajo las condiciones de hipótesis más desfavorable de flecha

máxima. La altura total del apoyo es la suma de altura libre, armado, cadena de aisladores (en

caso de apoyo de suspensión) y cimentación.

La altura total será:

(1.33)

Siendo: H: Altura total de cada apoyo en metros.

ar: Pérdida de altura por armado en metros.

ht : Altura útil del apoyo tipo en metros.

e: Empotramiento del apoyo en metros. Se toma la altura de la cimentación menos el margen de distancia (0,2 m) entre la altura de la cimentación y la colocación del apoyo.

d: Distancia de seguridad ITC-LAT 07 aptdo. 5 (≥7 metros) en metros.

g: Distancia al apoyo tipo en metros. Se obtiene a partir de restar de la altura útil del apoyo la distancia de seguridad y el incremento de altura por inexactitudes.

Δh: Incremento de altura por inexactitudes en metros.

hc: Altura de la cimentación en metros.

Se regula la altura de cada apoyo atendiendo a las inexactitudes del terreno

En las siguientes tablas, se muestran las alturas útiles de cada apoyo, es decir, la altura

existente entre el punto de engrape del conductor inferior al terreno, teniendo en cuenta la

cimentación para cada apoyo.

La altura para los armados tipo B1 y H es de 0 metros.

Tabla 27. Alturas útiles de apoyos normalizados

Alturas (m)

Fammsa 12 14 16 18 20 22 24 26 28

GRACO-66kV-3500-X-H 10,53 12,47 14,40 16,34 18,28 20,21 22,20 24,14 26,07

GRACO-66kV-1500-X-B1 10,98 12,97 14,90 16,89 18,83 20,81 22,80 24,74 26,72

GRACO-66kV-2500-X-B1 10,73 12,67 14,60 16,59 18,53 20,51 22,50 24,44 26,42

GRACO-66kV-3500-X-B1 10,53 12,47 14,40 16,34 18,28 20,21 22,20 24,14 26,07

El incremento de altura por inexactitudes viene fijado por la empresa FECSA-ENDESA en su

documento ADZ00100 apartado 11.2. Vienen expresados en la siguiente tabla:


48

Tabla 28. Incremento de altura por inexactitudes

Incremento de altura en metros

Vano (m) 50 100 150 200 250 300 350 400

Incremento (m) 0,25 0,50 0,60 0,80 0,90 1,00 1,05 1,10

1.5.4 Apoyos adoptados

La nomenclatura utilizada para identificar el tipo de apoyo empleado, esfuerzo, altura y tipo de

armado es la siguiente:

Figura 2. Nomenclatura utilizada para identificar los apoyos

Se han adoptado los siguientes apoyos según los cálculos realizados anteriormente:

Tabla 29. Apoyos adoptados

Nº APOYO FUNCIÓN APOYO ADOPTADO

1 Fin de línea GRACO-66kV-3500-12-H-2

2 Amarre de ángulo GRACO-66kV-2500-24-B1

3 Amarre de alineación GRACO-66kV-1500-28-B1




7 Anclaje de ángulo GRACO-66kV-1500-16-B1





12 Anclaje de alineación GRACO-66kV-1500-26-B1





17 Amarre de ángulo GRACO-66kV-3500-20-B1

18 Fin de línea GRACO-66kV-3500-16-H-2,5


49

1.5.5 Cálculo de armado

Para el cálculo de los armados se tendrá en cuenta:

Distancia entre conductores

(1.29)

Siendo: Dcc: Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos, en metros.

K: Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, se tomará 0,5 en vez de un coeficiente 0,7 puesto que los conductores están en tresbolillo y se adoptarán medidas preventivas contra fenómeno de galope.

El ángulo de oscilación provocado por el viento es 74,2o:

(1.30)

K': Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea, se tomará 0,75.

F: Flecha máxima en metros, para las hipótesis según el apartado en metros.

L: Longitud de la cadena de suspensión. En el caso de conductores fijados al apoyo por cadenas de amarre o aisladores rígidos L=0 en metros.

Dpp: Distancia mínima aérea de aislamiento especificada en metros

Los resultados obtenidos para los distintos vanos son:

Tabla 30. Distancias entre conductores

Vano Nº Flecha (m) DCC (m)

1-2 1,33 1,10

2-3 13,75 2,38

3-4 17,02 2,59

4-5 16,35 2,55

5-6 16,35 2,55

6-7 3,41 1,45

7-8 6,89 1,84

8-9 15,38 2,49

9-10 16,73 2,57

10-11 16,83 2,58


50

11-12 8,29 1,97

12-13 15,61 2,50

13-14 7,56 1,90

14-15 15,51 2,49

15-16 12,30 2,28

16-17 9,66 2,08

17-18 4,72 1,61

- Distancia entre conductores y partes puestas a tierra

Según la ITC-LAT 07, apartado 5.4.2, la separación mínima entre conductores y sus accesorios

en tensión y los apoyos no será inferior a Del = 0,6 m. Tal distancia vendrá determinada por la

longitud total que forma la cadena de aisladores (aptdo 1.7 de la presente memoria de

cálculos). Por tanto, Del ≥ 0,6 m.

Las distancias mínimas de los armados escogidos son:

Fammsa H-2 DCC: 2 m Del: 0,82 m

Fammsa H-2,5 DCC: 2,5 m Del: 0,82 m

Fammsa

B1 DCC: 2,64 m Del: 0,82 m

1.5.6 Armados adoptados

Las distancias calculadas anteriormente son inferiores a las distancias mínimas de los armados

escogidos para cada apoyo.

Tabla 31. Armados adoptados

Apoyo Nº DCC (m) Armado

1 1,33 H-2

2 3,12 B1

3 3,41 B1

4 3,41 B1

5 3,36 B1

6 3,36 B1

7 2,36 B1

8 3,27 B1

9 3,39 B1

10 3,40 B1

11 3,40 B1


51

12 3,29 B1

13 3,29 B1

14 3,28 B1

15 3,28 B1

16 2,98 B1

17 2,70 B1

18 2,05 H-2,5

En lo referente a esfuerzos mecánicos, se ha tenido en cuenta el conjunto armado-apoyo para

la elección correcta de éstos.

1.5.7 Cálculo de cimentaciones

El cálculo de la cimentación de los apoyos se realizará aplicando la fórmula de SULZBERGER, de

acuerdo con los siguientes criterios:

- Se adoptará un coeficiente de seguridad al vuelco mayor o igual a 1,5.

(1.34)

- La tangente del ángulo de giro de la cimentación no será superior a 0,01.

- El coeficiente de compresibilidad del terreno, (kg/cm3).

El fabricante, siguiendo el método Sulzberger, presenta unas tablas de cálculo con las

cimentaciones a adoptar, según la altura de cada apoyo y el coeficiente de compresibilidad del

terreno. Las cimentaciones serán monobloque.

Las cimentaciones, para cada apoyo, son las siguientes:

a: Distancia en metros.

h: Altura cimentación en metros.

V: Volumen cimentación en metros cúbicos.

Tabla 32. Cimentaciones adoptadas

Nº APOYO APOYO ADOPTADO CIMENTACIÓN

(a-h-V)

1 GRACO-66kV-3500-12-H-2 1,71-2,05-5,99

2 GRACO-66kV-2500-24-B1 2,13-2-9,07

3 GRACO-66kV-1500-28-B1 2,27-1,75-9,02

4 GRACO-66kV-1500-28-B1 2,27-,1,75-9,02

5 GRACO-66kV-1500-26-B1 2,2-1,75-8,47

6 GRACO-66kV-1500-26-B1 2,2-1,75-8,47

7 GRACO-66kV-1500-16-B1 1,85-1,65-5,65


52

8 GRACO-66kV-1500-26-B1 2,2-1,75-8,47

9 GRACO-66kV-1500-28-B1 2,27-1,75-9,02

10 GRACO-66kV-1500-28-B1 2,27-1,75-9,02

11 GRACO-66kV-1500-28-B1 2,27-1,75-9,02

12 GRACO-66kV-1500-26-B1 2,2-1,75-8,47

13 GRACO-66kV-1500-26-B1 2,2-1,75-8,47

14 GRACO-66kV-1500-26-B1 2,2-1,75-8,47

15 GRACO-66kV-1500-26-B1 2,2-1,75-8,47

16 GRACO-66kV-1500-22-B1 2,06-1,7-7,21

17 GRACO-66kV-3500-20-B1 1,99-2,25-8,91

18 GRACO-66kV-3500-16-H-2,5 1,85-2,15-7,36

1.5.8 Tablas resumen resultados

Seguidamente, se muestran de forma esquemáticas las tablas con los resultados para cada

apoyo. En ellas se indica el tipo de apoyo, armado, las características de éste, entre otros.


53

APOYO Nº 1

Fin de línea

Apoyo seleccionado Carga vertical (daN) Esfuerzo Útil (daN) Momento Torsor (daN·m) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-V)

GRACO-66kV-3500-12-H-2

2250 4671 4625

12

1,71-2,05-5,99

> 240 > 4133 > 2755

1ª Hipótesis Viento (160km/h)

FV (daN) FT (daN) FL (daN)

151 195

3823

2ª Hipótesis Hielo FV (daN) FT (daN) FL (daN)

240 --

4133

3ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones


-- -- --

4ª Hipótesis Rotura conductores


M (daN ·m)

240 --

1378 2755

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 2

Amarre Ángulo


GRACO-66kV-2500-24-B1

2250 3549 4625

24

2,13-2-9,07

> 145 > 2909



145 2909

--


72 2416

--



72 --

413



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa


54

APOYO Nº 3

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1845 > 1327



658 1327

--


1845 -- --



1845 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 4

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1113 > 1384



489 1384

--


1113 -- --



1113 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa


55

APOYO Nº 5

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1351 > 1228



529 1228

--


1351 -- --



1351 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 6

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 817 > 855



361 855

--


817 -- --



817 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa


56

APOYO Nº 7

Anclaje Ángulo


GRACO-66kV-1500-16-B1

2250 2451 3750

16

1,85-1,65-5,65

> 146 > 2310 > 3444



146 2310

--


37 1789

--



37 --

2066



M (daN ·m)

37 --

1378 3444

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 8

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1110 > 1109



459 1109

--


1110 -- --



1110 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa


57

APOYO Nº 9

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1302 > 1358



532 1358

--


1302 -- --



1302 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 10

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1012 > 1388



465 1388

--


1012 -- --



1012 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa


58

APOYO Nº 11

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 453 > 1183



309 1183

--


453 -- --



453 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 12

Anclaje

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1405 > 2066 > 3444



535 1158

--


1405 -- --



1405 --

2066



M (daN ·m)

1405 --

1378 3444

Proveedor: Fammsa


59

APOYO Nº 13

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 500 > 1136



315 1136

--


500 -- --



500 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 14

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1181 > 1133



478 1133

--


1181 -- --



1181 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa


60

APOYO Nº 15

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1397 > 1262



544 1262

--


1397 -- --



1397 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 16

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-22-B1

2250 2451 3750

22

2,06-1,7-7,21

> 844 > 1121



396 1121

--


844 -- --



844 --

331



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa


61

APOYO Nº 17

Amarre Ángulo


GRACO-66kV-3500-20-B1

2250 4611 4625

20

1,99-2,25-8,91

> 515 > 4351



293 4351

--


515 4070

--



515 --

451



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa

APOYO Nº 18

Fin de línea


GRACO-66kV-3500-16-H-2,5

2250 4671 4625

16

1,85-2,15-7,36

> 480 > 4133 > 3444



228 368

3996


480 --

4133



-- -- --



M (daN ·m)

480 --

1378 3444

Proveedor: Fammsa


62


63

1.6 Cadenas de aisladores

Según establece la Norma Técnica Particular de Líneas Aéreas de Media Tensión (NTP-LAMT)

de FECSA-ENDESA, apartado 5.3.3, los aisladores serán compuestos (poliméricos a base de

goma silicona), de características adecuadas.

Las características del aislador seleccionado son las siguientes:

1.6.1 Cálculo mecánico

El coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores debe ser 3.

El aislador debe soportar las cargas que actúan sobre él.

(1.35)

La tracción del conductor en las condiciones más desfavorables es:

1.6.2 Cálculos eléctricos

En función de la tensión más elevada del material y de los niveles de contaminación, se

determinará el número de aisladores a situar en la cadena.

Designación:

Tensión nominal:

Tensión más elevada:

Línea de fuga mínima:

Línea de fuga protegida:

Tensión soportada a impulso tipo rayo:

Tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia:

Nivel de polución:

Longitud cadena aislador aproximada:

Torsión:

Carga mecánica especificada:

CS 70 YB 45PU

45 kV

52 kV

1864 mm

807 mm

325 kV

135 kV

Medio

818 mm

6 daN·m

70 kN


64

Según la ITC-LAT 07 apartado 4.4 “coordinación de aislamiento”, los niveles de aislamiento que

debe presentar el material según su tensión más elevada (gama I) son los siguientes:

Tabla 33. Niveles de aislamiento para el material

Tensión más elevada para el material

Um kV

(valor eficaz)

Tensión soportada normalizada de corta duración

a frecuencia industrial

kV (valor eficaz)

Tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo

kV (valor de cresta)

3,6 10 20 40

7,2 20 40 60

12 28 60 75 95

17,5 38 75 95

24 50 95

125 145

36 70 145 170

52 95 250

72,5 140 325

123 (185) 450

230 550

145

(185) (450)

230 550

275 650

170

(230) (550)

275 650

325 750

245

(275) (650)

(325) (750)

360 850

395 950

460 1050 NOTA: Si los valores entre paréntesis son insuficientes para probar que las tensiones soportadas especificadas entre fases se cumplen, se requieren ensayos complementarios de tensiones soportadas entre fases.

Tensión más elevada de la línea: 52 kV

Tensión nominal de la línea: 40 kV

El nivel de contaminación, así como la línea de fuga correspondiente se especifica en la

siguiente tabla, de acuerdo con el RELAT:


65

Tabla 34. Líneas de fuga para distintos niveles de contaminación

Nivel de contaminación

Ejemplos de entornos típicos

Línea de fuga específica nominal mínima

mm/kV(1)

I

Ligero

- Zonas sin industrias y con baja densidad de viviendas equipadas con calefacción.

- Zonas con baja densidad de industrias o viviendas, pero sometidas a viento o lluvias frecuentes.

- Zonas agrícolas(2) - Zonas montañosas - Todas estas zonas están situadas al menos de 10 km a 20

km del mar y no están expuestas a vientos directos desde el mar(3)

16,0

II

Medio

- Zona con industrias que no producen humo especialmente contaminante y/o con densidad media de viviendas equipadas con calefacción.

- Zonas con elevada densidad de viviendas y/o industrias pero sujetas a vientos frecuentes y/o lluvia.

- Zonas expuestas a vientos desde el mar, pero no muy próximas a la costa (al menos distantes bastantes kilómetros(3).

20,0

III

Fuerte

- Zonas con elevada densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con elevada densidad de calefacción generando contaminación.

- Zonas cercanas al mar o en cualquier caso, expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mar(3).

25,0

IV

Muy fuerte

- Zonas, generalmente de extensión moderada, sometidas a polvos conductores y a humo industrial que produce depósitos conductores particularmente espesos.

- Zonas, generalmente de extensión moderada, muy próximas a la costa y expuestas a pulverización salina o a vientos muy fuertes y contaminados desde el mar.

- Zonas desérticas, caracterizadas por no tener lluvia durante largos periodos, expuestos a fuertes vientos que transportan arena y sal, y sometidas a condensación regular.

31,0

1) Línea de fuga mínima de aisladores entre fase y tierra relativas a la tensión más elevada de la red (fase-fase). 2) Empleo de fertilizantes por aspiración o quemado de residuos, puede dar lugar a un mayor nivel de contaminación por dispersión en el viento. 3) Las distancias desde la costa marina dependen de la topografía costera y de las extremas condiciones del viento.

Se considera un nivel de contaminación II medio, con una línea de fuga mínima de 20 mm/kV.

Se adoptará en este caso las líneas de fuga mencionadas por las NTP-LAMT (apartado 5.2.1) de

FECSA-ENDESA y RELAT ITC-LAT 07 apartado 4.4, adoptándose un valor de 20 mm/kV según la

calificación establecida en la norma CEI 60805.


66

El número de aisladores suficiente para la formación de la cadena de aisladores se obtiene de:

(1.36)

Siendo: n: número de aisladores de la cadena.

Nia: Nivel de aislamiento recomendado según las zonas que atraviesa la línea en

mm/kV.

Um:Tensión más elevada de la línea en kV.

Llf: Longitud de la línea de fuga del aislador elegido en mm.

Los valores requeridos, son los siguientes:

Grado de aislamiento: Aislador: Línea de fuga: Tensión de la línea más elevada: Tensión nominal de la línea:

20 mm/kV CS 70 YB 45PU 1864 mm 52 kV 40 kV

El número de aisladores a instalar en la cadena de aisladores, será de 1:

(1.36a)

Por tanto que la cadena de aisladores, estará formada por 1 aislador, modelo CS 70 YB 45PU.


67

CAPÍTULO 2

CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LOS CENTROS DE

TRANSFORMACIÓN

2.1 Potencia instalada

Para determinar el número de Centros de transformación a instalar se hará en función de la

potencia requerida por el polígono industrial, así como de las limitaciones impuestas por la

Norma Técnica Particular de Centros de Transformación en Edificio de la compañía FECSA-

ENDESA (NTP-CT) y el documento “Instrucciones técnicas complementarias del Reglamento

sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y

centros de transformación”.

La demanda de potencia del polígono industrial “La Clota” es de 12.000 kW por lo que es

necesaria la instalación de 32 CT’s con un transformador de 630 kVA, conectados entre ellos

mediante una red en bucle.

La potencia a transportar es de 12.000 kW; aplicando un factor de potencia de 0,8 se obtiene

una potencia aparente de 15.000 kVA.

(2.1)

Para la elección de la potencia del transformador se ha tenido en cuenta lo establecido por

FECSA-ENDESA en las NTP-CT, que fija un máximo de 630 kVA y un mínimo de 160 kVA, donde

entre estos máximos y mínimo se ajustan a una determinada gama de capacidades

normalizadas expresadas en kVA.


68

Para la elección de los transformadores se tiene presente el índice de carga del transformador,

que se ha fijado en un 75%, ya sea para prevenir posibles ampliaciones de la demanda en un

futuro y/o labores de mantenimiento. La relación que se establece es de que, por cada cuatro

transformadores, existan tres funcionando y un cuarto sin servicio para tareas de

mantenimiento si fuera necesario.

En este régimen de carga las pérdidas efecto Joule se reducen considerablemente, obteniendo

una característica potencia-rendimiento, notablemente mejor que con un índice de carga más

elevado.

(2.2)

(2.3)

La NTP-CT de FECSA-ENDESA establece que, a pesar de que todos los CT’s se instalen

inicialmente transformadores de potencia máxima 630 kVA, se dimensionarán para una

potencia máxima admisible de 1000 kVA por transformador, a fin de cubrir únicamente

eventuales incrementos de potencia de tipo vegetativo.

2.2 Intensidad en el lado de alta tensión

En un sistema trifásico, la intensidad en el primario de un transformador viene dada por la

expresión:

(2.4)

Siendo:

: Potencia del transformador en kVA.

Tensión primaria en kV.

: Intensidad primaria en Amperios.

Para una tensión primaria de 40 kV y una potencia aparente de 630 kVA, se obtiene un valor

de intensidad de 9,09 A.

(2.4a)

2.2.1 Dimensionado del puente de alta tensión

Los cables que constituyen el puente que une las celdas de AT y el transformador serán

unipolares de aislamiento seco para una tensión de aislamiento 26/45 kV y de 50 mm2 de

sección mínima.


69

(2.5)

La instalación será de cables unipolares tendidos sobre bandejas perforadas con separación

entre cables igual a un diámetro.

2.3 Intensidad en el lado de baja tensión

En un sistema trifásico la intensidad en el secundario de un transformador viene dada por la

expresión:

(2.6)

Los valores quedan detallados en la siguiente tabla:

Tabla 35. Intensidad en el lado de baja tensión

S (kVA) Us (kV) Wfe (kW) Wcu (kW) Is (A)

630 0,4 2 10,5 891,28

Para el dimensionamiento del puente de baja tensión se tendrá en cuenta la intensidad

calculada anteriormente, que corresponde a la potencia del transformador a plena carga.

2.3.1 Dimensionado del puente de baja tensión

Se dimensiona el puente de baja tensión para la potencia nominal del transformador.

(2.7)

Según establece la NTP-CT de FECSA-ENDESA, el cable utilizado en el puente de Baja Tensión es

el RV 0,6/1 kV 1 x 240 Al.

Se instalarán 12 cables para atender a la demanda de potencia según las NTP-CT de la

compañía distribuidora.

Siendo:

: Potencia del transformador en kVA.

: Tensión en el secundario en kV.

: Intensidad en el secundario en amperios.

: Pérdidas en el hierro en kW.

: Pérdidas en el cobre en kW


70

Según la ITC-BT 07 del REBT, la Intensidad Máxima admisible (Imáx) del conductor en una

instalación al aire a 40oC, es de 420 A, siendo necesarios tres circuitos.

Según las NTP-CT de FECSA-ENDESA, se deben aplicar los factores correctores pertinentes para

agrupaciones de trenas dispuestas horizontalmente, separadas un diámetro y soportadas al

aire (equivalente a bandeja perforada).

El número de circuitos que albergará el cuadro de Baja Tensión deberá ser mayor de:

(2.8)

Se obtiene un valor de 3 circuitos.

(2.8a)

Según la tabla 14 de la ITC-BT 07 del REBT, el factor corrector correspondiente a tres bandejas

perforadas colocadas horizontalmente y una agrupación de ternas de cables unipolares

formando tres circuitos trifásicos será de 0,85

Aplicando los factores correctores, se obtiene una intensidad máxima admisible de:

(2.9)

La normativa NTP-CT de la compañía distribuidora establece que, para un transformador de

potencia de 630 kVA, se instalarán 9 conductores unipolares para las fases de 240 mm2, y 3

conductores unipolares de 240 mm2 para el neutro.

Por lo tanto, el puente de Baja Tensión se realizará mediante 3 circuitos cada uno con 3

conductores de 240 mm2 por fase y 1 un conductor de 240 mm2 para el neutro, todos ellos de

aluminio.

2.4 Cortocircuitos

2.4.1 Observaciones

Según FECSA-ENDESA, para el cálculo de la intensidad de corto circuito se determina una

potencia de cortocircuito en la red de distribución de 500 MVA.

Siendo: : Número de conductores.

: Intensidad máxima admisible en amperios.

: Intensidad en el secundario en amperios.


71

2.4.2 Cálculo de las intensidades de cortocircuito

Para la realización del cálculo de las corrientes de cortocircuito, se utilizarán las expresiones:

- Intensidad primaria para cortocircuito en el lado de alta tensión

(2.10)

Para unos valores de potencia de cortocircuito de 500 MVA y la tensión de servicio 40 kV, la

intensidad de cortocircuito es 7,22 kA:

(2.10a)

La sección mínima por cortocircuito en el primario según la ITC-LAT 06 se calcula mediante la


(2.11)

Se comprueba que la sección mínima requerida en caso de cortocircuito es inferior a las

secciones instaladas:

(2.11a)

Se especifica en las NTP-LSMT de la compañía distribuidora que la corriente de cortocircuito no

será superior a 31,9 kA para secciones de 240 mm2.

Siendo: : Potencia de cortocircuito de la red en MVA.

: Tensión de servicio en kV.

: Corriente de cortocircuito en kA.

Siendo: : Sección mínima del conductor en mm2.

: Intensidad de cortocircuito permanente, en valor eficaz en amperios.

: Tiempo de la duración del cortocircuito en segundos.

: Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y de sus temperaturas al inicio y al final del cortocircuito. Para el cable RHZ1 Al unipolar, con aislamiento de polietileno reticulado XLPE, la k =160 para un tiempo de cortocircuito inferior a 5 segundos.


72

Por tanto, la sección instalada de 240 mm2 cumple lo dispuesto en la normativa del RELAT y de

las NTP-LSMT de la compañía distribuidora respecto a corrientes de cortocircuito.

- Cortocircuito en el lado de Baja Tensión

Para un transformador de una potencia aparente de 630 kVA, con una tensión de 400 V en el

secundario y una tensión de cortocircuito de 4,5%, se obtiene una tensión de cortocircuito de

20,21 kA en el lado de Baja Tensión, mediante la siguiente expresión:

(2.12)

(2.12a)

La NTP-CT de FECSA-ENDESA, en el apartado 4.5.6, establece valores de las corrientes de

cortocircuito mínimas que deberán soportar los circuitos de BT, con carácter general serán de

12 kA entre fases. Por tanto cumple lo establecido.

Se comprueba que el conductor puede soportar la corriente de cortocircuito en el lado de Baja

Tensión según lo dispuesto en el REBT en la ITC-BT 07, apartado 3.2, donde se fija una

densidad máxima de corriente de cortocircuito para los conductores de puente de baja tensión

de 132 A/mm2.

Se obtiene una corriente de cortocircuito máxima admisible para el conductor de 31,68 kA:

(2.13)

Por tanto cumple lo dispuesto en las distintas normativas.

2.4.3 Dimensionado del embarrado de AT

Según la NTP-CT de FECSA-ENDESA, la intensidad nominal del embarrado y de la aparamenta

de AT será, en general, de 630 A, en función de las características de la red de distribución.

Dichas características las determinará la empresa distribuidora.

Las celdas de AT corresponderán al tipo de celdas prefabricadas bajo envolvente metálica, en

las modalidades de compactas o modulares, contempladas en la norma GE FND003 con corte y

Siendo: : Potencia del transformador en kVA.

: Tensión de servicio en voltios.

: Tensión de cortocircuito en porcentaje.

: Corriente de cortocircuito en kA.


73

aislamiento en SF6; las celdas de línea estarán dimensionadas para una corriente de 630 A en

servicio continuo.

- Comprobación por densidad de corriente

La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor

indicado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin superar la densidad máxima

posible para el material conductor. Esto, además de mediante cálculos teóricos, puede

comprobarse realizando un ensayo de intensidad nominal, que con objeto de disponer de

suficiente margen de seguridad, se considerará que es la intensidad del bucle, que en este caso

es de 630 A.

Las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para certificar los valores

indicados en las placas de características, por lo que no es necesario realizar cálculos teóricos

ni hipótesis de comportamiento de celdas.

- Comprobación por solicitación electrodinámica

La intensidad dinámica de cortocircuito se valora en aproximadamente 2,5 veces la intensidad

eficaz de cortocircuito calculada en el apartado 2.4.2. de este capítulo, por lo que:

(2. 14)




- Comprobación por solicitación térmica

La comprobación térmica tiene por objeto comprobar que no se producirá un

calentamiento excesivo de la aparamenta por defecto de un cortocircuito. Esta

comprobación se puede realizar mediante cálculos teóricos, pero preferentemente se

debe realizar un ensayo según la normativa en vigor. En este caso, la intensidad

considerada es la eficaz de cortocircuito, cuyo valor es:

(2. 15)




El ensayo garantiza una resistencia térmica de 20 kA durante 1 segundo.


74

2.4.4 Dimensionado del cuadro de distribución de BT

La función de los cuadros modulares de distribución es la de recibir el puente de BT principal

procedente del transformador y distribuirlo en un número determinado de circuitos

individuales.

Los cuadros de distribución dispondrán de cuatro salidas constituidas por un módulo de

acometida.

La intensidad máxima a circular en condiciones nominales por cada circuito será de 222,82 A:

(2.11)

Los cuadros cumplirán lo establecido en la Norma GE FNZ001, y sus características más

significativas serán las siguientes:

Tensión asignada

Corriente asignada del conjunto

Corriente asignada a las salidas

Corriente de corta duración entre fases

Corriente de corta duración entre fases y neutro

Nivel de aislamiento a 50 Hz

Nivel de aislamiento a impulso tipos rayo

Salida para servicios auxiliares del CT

Dispositivo de seccionamiento general

Bases portafusibles tripolares cerradas seccionables en carga

Bases portafusibles para servicios auxiliares

440 V

1600 A

250 A

12 kA

7,5 kA

10 kV

20 kV

80 A

1600 A

tamaño 2

UTE 32 A

2.4.5 Selección de fusibles en el lado de alta tensión

Para la elección de los fusibles se tendrá en cuenta la potencia del transformador, teniendo en

cuenta eventuales incrementos de intensidad debido a la aparición de fenómenos transitorios

que se puedan producir en la instalación o arranques en vacío, se dimensionará teniendo en

cuenta un valor dinámico de 2,5 veces superior a la corriente en condiciones nominales.

Se obtiene así una corriente de fusible de 22,73A.

(2.12)


75

Según la NTP-CT de FECSA-ENDESA, las características del fusible a instalar en el interruptor

ruptofusible de alta tensión seleccionado, serán entre otras:

- Tipo

- Clase

- Tensión máxima de servicio

- Poder de corte asignado

- Percutor

- Calibre

- Tiempo para actuación

Limitador

Asociado

40 kV

20 kA

15 daN

25 A

0,1 s

Se selecciona un fusible de 25 A que, siendo ligeramente superior a la intensidad calculada,

proporciona una protección adecuada

2.4.6 Selección de fusibles en el lado de baja tensión

Para la selección de los fusibles se seguirá lo establecido en el documento FGC001 donde se

exponen los criterios a seguir para dimensionar el calibre de los fusibles en el cuadro de BT.

Los fusibles serán del tipo “gG”, de uso general y con las características que se describen en las

normas UNE EN 60269 partes 1 y 2 (antiguas UNE-21103 partes 1/91 y 2/91) y UNE 21103-2-1.

Conocida la máxima corriente de cortocircuito trifásico en bornes BT del transformador que

alimente a dicho conductor, el poder de corte del fusible del conductor debe superar

ampliamente este valor, de modo que sea capaz de cortar la intensidad máxima de

cortocircuito fundiendo solamente, sin deterioro de su estructura externa. Esto también es

aplicable al conjunto portador del elemento fusible.

En este caso, la máxima corriente de cortocircuito trifásico en bornes de BT es de 20,21 kA, por

lo que el poder de corte del fusible deberá ser superior.

- Intensidad nominal del conductor.

El fusible elegido según este criterio permite la plena utilización del conductor. Se tomará la

intensidad máxima permanente admisible del conductor en condiciones habituales de

explotación, comparándose ésta con la intensidad convencional de No Fusión de los fusibles,

eligiendo el fusible con I de No Fusión inferior.

La intensidad convencional de No Fusión es aquella que el fusible puede soportar durante un

tiempo especificado (tiempo convencional, normalmente superior a 1–2 horas), sin fundir.

De considerarse sólo este criterio, el calibre de los fusibles en las salidas de un CT o PT sería:


76

Tabla 36. Calibre del fusible. Intensidad nominal del conductor

- Respuesta térmica del conductor

Bajo esta condición se determinan las intensidades que puede soportar el conductor de la

salida BT durante un tiempo específico, siendo el método de cálculo empleado del tipo de

función de respuesta térmica:

(2.13)

La característica intensidad/tiempo del conductor tendrá que ser superior a la respuesta del

fusible, a efectos de que el fusible proteja al conductor. El conductor puede soportar un valor

determinado de corriente durante un tiempo tconductor; para este mismo valor de corriente, el

fusible debe fundir en un tiempo tfusible, menor que tconductor, respetando siempre los criterios de

selectividad que se han descrito.

(2.14)

A efectos de hallar el calibre óptimo del fusible, existen dos métodos de cálculos (ambos igual

de válidos), pero al ser uno de ellos más restrictivo que el otro, únicamente se indicará éste.

Este método vendrá determinado por:

1. El tiempo convencional característico del fusible, obtenido de la norma UNE EN 60269-1.

2. La intensidad admisible del conductor en dicho tiempo convencional del fusible,

calculada según la formulación incluida en la norma UNE 21192:

(2.15)

(2.16)

Siendo: : Intensidad admisible de cortocircuito, a calcular en amperios.

: Intensidad de cortocircuito, calculada según la hipótesis adiabática .


77

(2.17)

Se elige el calibre de fusible cuya Corriente de Fusión, en el tiempo convencional, sea

inmediatamente inferior al valor de corriente obtenido, considerando una temperatura

máxima de 120 °C.

Tabla 37. Calibre del fusible. Respuesta térmica del conductor

- La potencia del transformador AT/BT

Este criterio determina el calibre máximo del fusible que se puede instalar en una salida de BT

del CT.

Se tomará la intensidad nominal del transformador en sus condiciones habituales de

explotación y se elegirá el calibre del fusible inmediato superior. El fusible elegido permite la

plena explotación del transformador.

: Tiempo convencional del fusible que se instala en segundos.

: Constante que depende del material del conductor, para el Aluminio vale 148

: Sección geométrica del conductor en mm2.

: Temperatura final máxima alcanzable: la del conductor (160°C); la del

aislamiento XLPE (120°C).

: Temperatura inicial del conductor, tomándose 40°C

: Inversa del coeficiente de variación de resistencia con la temperatura; para el Aluminio vale 228

: Factor de pérdida del calor (1 en régimen adiabático), tomándose en este caso los valores correspondientes a cada instante de la fórmula simplificada para su cálculo, como se indica en la misma norma UNE 21192:

Siendo: : Constante; para el Aluminio y aislamiento XLPE, vale 0,57

: Constante; para el Aluminio y aislamiento XLPE, vale 0,16


78

Tabla 38. Calibre del fusible. Potencia del transformador

Instalar un fusible en la BT de mayor calibre que el indicado implica:

- La no-selectividad con el fusible de AT. El fusible instalado en BT tiene su zona de

actuación dentro de la misma zona que el fusible de AT, o la supera, llegando a fundir

antes el fusible de AT.

- La zona de actuación del fusible de BT está por encima de la respuesta térmica del

conductor. La eliminación del defecto sólo la puede efectuar el fusible instalado en el

lado AT.

Siendo el valor menor que resulte de aplicar estos criterios el que determine el calibre del

fusible a aplicar.

Siguiendo la NTP-CT de FECSA-ENDESA, se instalarán cuatro bases portafusibles tripolares

cerradas de 400 A en cada cuadro de distribución.

Por tanto, basándose en los criterios expuestos, el calibre de los fusibles será de 315 A con un

poder de corte de 50 kA.

2.5 Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación

Las rejillas de ventilación de los edificios prefabricados, para la evacuación del calor generado

en el interior del CT, estarán diseñadas y cumplirán con lo dispuesto en la NTP-CT de FECSA-

ENDESA, así como en el ITC-RAT 14. La superficie mínima de ventilación, se dimensionará de

acuerdo con la siguiente expresión:

(2.18)

Siendo: : Superficie mínima de las rejas de entrada de aire en m2.

: Pérdidas en el cobre del transformador en kW.

: Pérdidas en el hierro del transformador en kW.

: Coeficiente en función de la forma de las rejas de entrada. Se toma 0,40


79

Se supone igual la sección de las rejas de entrada y salida de aire.

La NTP-CT de FECSA-ENDESA establece que se dimensionará la superficie de ventilación para

un CT de 1000 kVA, aunque se instale inicialmente un CT de 630 kVA.

Se obtiene un valor de 0,85 m2:

(2.23a)

Las rejas de ventilación de la caseta prefabricada tienen una superficie, tanto para la entrada

como para la salida de aire, con las siguientes dimensiones:

Entrada de aire:

Lateral: 800 x 500 mm2 Anterior: 1200 x 500 mm2

Salida de aire:

Lateral: 800 x 500 mm2 Posterior: 1200 x 500 mm2

Superficie rejas 1 m2 > 0,85 m2

Por tanto, la superficie de ventilación instalada es mayor a la mínima requerida, cumpliendo

con los requisitos mínimos.

El fabricante ha realizado ensayos de homologación del centro de transformación prefabricado

empleado según los protocolos obtenidos en laboratorio Labein (Vizcaya-España) siguiendo los

siguientes criterios:

97624-1-E, para ventilación de transformador de potencia hasta 1000 kVA

960124-CJ-EB-01, para ventilación de transformador de potencia hasta 1600 kVA

: Distancia en altura entre centros geométricos de las ventanas de ventilación en metros.

: Temperatura máxima admisible en el interior del CT en °C. Se toma 55°C (La temperatura máxima del aceite en la parte superior, admitida por la Norma UNE 20101, es de 60°C).

: Temperatura media diaria en el exterior del CT en °C. Se toma 30°C.


80

2.6 Foso de recogida de aceite

Según el apartado 5.1 de la ITC-RAT 014, cuando se utilicen aparatos o transformadores que

contengan más de 50 litros de aceite mineral, se dispondrá de un foso de recogida de aceite de

capacidad adecuada, con revestimiento resistente y estanco, y con dispositivo cortafuegos.

Se dispone de un foso de recogida de aceite de 600 l de capacidad por cada transformador,

cubierto de grava para la absorción del fluido y para prevenir el vertido del mismo hacia el

exterior y minimizar el daño en caso de fuego.

2.7 Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra

Cada CT estará provisto de una instalación de puesta a tierra, con objeto de limitar las

tensiones de defecto a tierra que puedan producirse en el propio CT.

Para el diseño de la puesta a tierra se toma lo dispuesto en el documento “Método de cálculo

y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación conectados a

redes de tercera categoría”, publicado por UNESA.

2.7.1 Características del suelo

Partiendo de la investigación mediante el “Método de Wenner” y teniendo en cuenta que el

terreno está formado por depósitos de gravas con matriz arenosa y arcillosa, se determina una

resistividad eléctrica media de 450 Ω·m. Dicha resistividad se tomará para el cálculo del

sistema de tierra de todos los Centros de Transformación.

2.7.2 Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo

máximo correspondiente a la eliminación del defecto

La tensión máxima de contacto aplicada, en voltios, que se puede aceptar según el reglamento

ITC-RAT-13, será:

(2.19)

Se obtiene un valor, por tanto, de Vca= 144 V:

(2.24a)

Siendo: : Tensión máxima de contacto aplicada en Voltios.

: Duración de la falta en segundos: 0,65 s

= 72 y = 1 para tiempos inferiores a 0,9 segundos


81

Puesta a tierra del neutro

Se debe tener en cuenta en el cálculo de la corriente máxima de puesta a tierra el tratamiento

del neutro de la red.

FECSA-ENDESA especifica en la NTP-CT los parámetros a utilizar en el diseño de las

instalaciones de puesta a tierra.

Al tratarse de un neutro puesto a tierra con un valor de impedancia de 25 Ω, no se considerará

la impedancia de los cables.

La intensidad máxima de defecto se calculará mediante la siguiente expresión:

(2.20)

La Intensidad de defecto máxima calculada en este caso será de 577,35 A:

(2.25a)

Duración máxima del defecto

Cuando se produce un defecto, éste se eliminará mediante la apertura de un elemento de

corte que actúa por indicación de un dispositivo relé de intensidad, que puede actuar en un

tiempo fijo (tiempo fijo), o según una curva de tipo inverso (tiempo dependiente).

Adicionalmente pueden existir reenganches posteriores al primer disparo, que sólo influirán a

efectos de cálculo si se producen en un tiempo inferior a los 0,5 segundos. La NTP-CT de

FECSA-ENDESA especifica en que no existirá reconexión automática en líneas subterráneas,

por tanto, en este caso no será preciso el cálculo.

La NTP-CT de FECSA-ENDESA establece que las protecciones de línea con relés de curva de

actuación extremadamente inversa garantizarán la desaparición del defecto en un tiempo

inferior a 0,6 segundo.

Los parámetros del relé son:

Siendo: : Intensidad defecto máxima calculada en amperios.

: Tensión de servicio en voltios. Se toma 40.000 V

: Resistencia de puesta a tierra del neutro en ohmios. Se toma 0 Ω

: Reactancia de puesta a tierra del neutro en ohmios. Se toma 40 Ω


82

- Constante K’= 24

- Curva n’= 2 (extremadamente inversa)

- Corriente de arranque de la protección: = 60 A

- Tiempo de actuación del relé: 0,294 s

El tiempo de actuación del relé en segundos, en función de la intensidad de defecto, viene

dado por la siguiente expresión:

(2.21)

2.7.3 Diseño preliminar de la instalación de tierra

El diseño preliminar de la instalación de puesta a tierra se realiza basándose en las

configuraciones tipo presentadas en el Anexo 2 del método de cálculo de instalaciones de

puesta a tierra de UNESA, de acuerdo con la forma y dimensiones del centro de

transformación, según el método de cálculo desarrollado por este organismo.

Para ello, se tendrá en cuenta el valor máximo del nivel de aislamiento de las instalaciones en

BT, que queda definido según UNESA en Vbt = 8000 V. Se debe tener en cuenta que la tensión

de defecto nunca será superior a dicho valor para evitar el deterioro de los elementos de baja

tensión.

2.7.4 Cálculo de la resistencia del sistema de tierra

Características de la red de alimentación:

Tensión de servicio: Ur = 40 kV

Puesta a tierra del neutro:

- : Resistencia de puesta a tierra del neutro en ohmios. Se toma 0 Ω

- : Reactancia de puesta a tierra del neutro en ohmios. Se toma 40 Ω

Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT:

- Vbt = 8.000 V

Características del terreno:

- Resistencia de tierra 0= 450 Ω·m

- Resistencia del hormigón = 3.000 Ω


83

La resistencia máxima de puesta a tierra de protección del edificio, vendrá determinada por la

expresión siguiente:

(2.27)

Se obtiene un valor de 13,86 Ω:

(2.27a)

La intensidad de defecto preliminar se calcula mediante la siguiente expresión:

(2.28)

Se obtiene un valor de 545,53 A, inferior a los 577,35 A máximos, obtenidos anteriormente:

(2.22)

Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las tablas, y de aplicación en este caso

concreto, según las condiciones del sistema de tierras) que cumple el requisito de tener una Kr

más cercana inferior o igual a la calculada para este caso y para este centro.

(2.23)

Siendo: : Intensidad defecto a tierra en amperios.

: Resistencia total de puesta a tierra en ohmios.

: Tensión de aislamiento en BT en voltios.

Siendo: : Tensión de servicio en voltios

: Resistencia de puesta a tierra del neutro en ohmios

: Resistencia total de puesta a tierra en ohmios

: Reactancia de puesta a tierra del neutro en ohmios

: Intensidad defecto a tierra preliminar en amperios

Siendo: : Resistencia total de puesta a tierra en ohmios.

: Resistividad del terreno en Ω·m.

: Coeficiente del electrodo.


84

Tabla 39. Resistividad media del terreno

Transformadores Resistividad media del terreno

(Ω·m) Kr

CT’s (1-32) 450 0,0308

- TIERRA DE PROTECCIÓN

Todas las partes metálicas no unidas a los circuitos principales de todos los aparatos y equipos

instalados en el Centro de Transformación se unirán a la tierra de protección: envolventes de

las celdas y cuadros de BT, rejillas de protección, carcasa de los transformadores, etc. , así

como la armadura del edificio (si éste es prefabricado). No se unirán, por contra, las rejillas y

puertas metálicas del centro, si son accesibles desde el exterior

La configuración que se considera adecuada para la instalación del sistema de puesta a tierra

de protección de los CT’s es la siguiente:

Configuración seleccionada: 8/84

Geometría del sistema: Picas en hilera unidas por un conductor horizontal

Profundidad del electrodo horizontal: 0,8 m

Número de picas: 8

Longitud de las picas: 4 m

Separación entre picas: 6 m

Diámetro de la pica: 14 mm

Parámetros característicos del electrodo:

- De la resistencia Kr = 0,0305

- De la tensión de paso Kp = 0,00301

Según se indica en el documento Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a

tierra para centros de transformación de tercera categoría de UNESA, para el caso de

electrodos longitudinales con picas exteriores, no se indica el valor de la tensión de contacto

exterior, ya que depende de la posición en que se ubique el electrodo con respecto al CT. En

general, si las picas se colocan frente a los accesos al CT, paralelas a la fachada, no debe

considerarse la tensión de paso de acceso (tensión de contacto exterior).

La conexión desde el Centro de Transformación hasta la primera pica se realizará con cable de

cobre aislado de 0,6/1 kV, protegido contra daños mecánicos.

El valor real de la resistencia de puesta a tierra del edificio será:


85

(2.24)

(2.25a)

La intensidad de defecto real, tras aplicar la fórmula 2.28, es la siguiente:

(1. 28b)

2.7.5 Cálculo de las tensiones de paso en el interior de la instalación

Para evitar que aparezcan tensiones de contacto interiores, se adoptarán las siguientes

medidas de seguridad:

- En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo electrosoldado, con

varilla de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,3 x 0,3 m,

cubierto por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta a tierra del

mismo. Todas las varillas metálicas colocadas dentro del hormigón que constituyan la

armadura equipotencial estarán unidas entre sí mediante soldadura eléctrica. Con esta

disposición se consigue que, la persona que tenga que acceder a una parte que pueda

estar en tensión de forma eventual, esté sobre una superficie equipotencial,

desapareciendo el riesgo inherente a la tensión de contacto y de paso interior.

- En el caso de instalar las picas en hilera, se dispondrán alineadas con el frente del

edificio.

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las tensiones de paso y

contacto en el interior en los edificios de maniobra interior, ya que éstas son prácticamente

nulas.

La tensión de defecto, será 6430,11 V; inferior a los 8000 V del nivel de aislamiento de BT:

(2.31)

(2.32)

Siendo: : Resistencia total de puesta a tierra en ohmios.


: Coeficiente del electrodo.


86

(2.33)

2.7.6 Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la instalación

Para que evitar que aparezcan tensiones de contacto exteriores, se adoptarán las siguientes

medidas de seguridad: las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del edificio no

tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar a tensión debido a

defectos o averías

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las tensiones de

contacto en el exterior de la instalación, ya que éstas serán prácticamente nulas.

La tensión de paso en el exterior vendrá determinada por las características del electrodo y la

resistividad del terreno, expresándose de la siguiente forma:

(2.34)

Se obtiene un valor de 739,67 V:

(2.34a)

2.7.7 Cálculo de las máximas tensiones permitidas

La determinación de los valores máximos admisibles de la tensión de paso exterior y de la

tensión de paso en el acceso al CT se realizará mediante las siguientes expresiones:

Tensión de paso en el exterior:

(2.35)

Siendo: : Tensión de defecto en voltios.

: Resistencia total de puesta a tierra en ohmios.

: Intensidad defecto en amperios.

Siendo: : Coeficiente


: Intensidad de defecto en amperios.

: Tensión de paso en el exterior en voltios.


87

Obteniéndose un valor de 5328 V:

(2.35a)

Tensión de paso en el acceso al edificio:

(2.36)

Obteniéndose un valor de 16344 V:

(2.36a)

Por tanto, se comprueba que los valores calculados son inferiores a los máximos admisibles

según las tablas de UNESA.

- Tensión de paso en el exterior:

(2. 37)

- Tensión de paso en el acceso al edificio:

Siendo: : Coeficiente = 72

: Tiempo total de duración de la falta en segundos (0,5 seg.)

: Coeficiente = 1

: Resistividad del terreno en Ω·m

: Tensión admisible de paso en el exterior en voltios

Siendo: : Coeficiente = 72

: Tiempo total de duración de la falta en segundos (0,5 seg.)

: Coeficiente = 1

: Resistividad del terreno en Ω·m

: Resistividad del hormigón en Ω·m

: Tensión admisible de paso en el exterior en voltios


88

(2. 38)

- Tensión de defecto en voltios

(2. 39)

2.7.8 Investigación de las tensiones transferibles al exterior

Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera tensiones al sistema de

tierra de servicio, evitando así que afecten a los usuarios, debe establecerse una separación

entre los electrodos más próximos de ambos sistemas, siempre que la tensión de defecto

supere los 1000V.

En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la tensión de defecto superior

a los 1000 V indicados.

La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene dada por la expresión:

(2.40)

Se obtiene un valor de 39,11 metros de separación:

(2.40a)

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador, así como la

tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de la celda de

medida.

La configuración que se considera adecuada para la instalación del sistema de puesta a tierra

de servicio de los CT’s es la siguiente:

Configuración seleccionada: 8/82

Siendo: : Resistividad del terreno en Ω·m.

: Intensidad de defecto en amperios.

: Distancia mínima de separación en metros.


89

Geometría del sistema: Picas en hilera unidas por un conductor horizontal

Profundidad del electrodo horizontal: 0,5 m

Número de picas: 8

Longitud de las picas: 2 m

Separación entre picas: 3 m

Diámetro de la pica: 14 mm

Parámetros característicos del electrodo:

- De la resistencia Kr = 0,0572

- De la tensión de paso Kp = 0,00345

El criterio de selección de la tierra de servicio es no ocasionar en el electrodo una tensión

superior a 24 V cuando existe un defecto a tierra en una instalación de BT protegida contra

contactos indirectos por un diferencial de 650 mA. Para ello, la resistencia de puesta a tierra

de servicio debe ser inferior a 37 Ω.

(2. 41)

La tensión de defecto para el sistema de tierra de servicio será de 16,73 V, inferior a los 24 V

mencionados anteriormente:

(2.42)

La conexión desde el Centro de Transformación hasta la primera pica se realizará con cable de

cobre aislado de 0,6/1 kV, protegido contra daños mecánicos.


90


91

CAPÍTULO 3

CONCLUSIONES

Expuestas en este proyecto las razones que justifican la necesidad de la instalación y sus

características, se solicita la aprobación y autorización para su construcción y posterior puesta

en funcionamiento.

Para que quede constancia, se firma el presente a:

Barcelona, 6 de junio de 2017

Carlos Salguero Monje

Ingeniero Técnico Industrial Eléctrico


92




Anexo 2

Cálculo detallado de apoyos


ÍNDICE CÁLCULO DETALLADO DE APOYOS

CAPÍTULO 1: CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS .......................................................................... 3

1.1 Apoyo nº 1 ..................................................................................................................... 5

1.2 Apoyo nº 2 ..................................................................................................................... 9

1.3 Apoyo nº 3 ................................................................................................................... 13

1.4 Apoyo nº 4 ................................................................................................................... 17

1.5 Apoyo nº 5 ................................................................................................................... 21

1.6 Apoyo nº 6 ................................................................................................................... 25

1.7 Apoyo nº 7 ................................................................................................................... 29

1.8 Apoyo nº 8 ................................................................................................................... 33

1.9 Apoyo nº 9 ................................................................................................................... 37

1.10 Apoyo nº 10 ................................................................................................................. 41

1.11 Apoyo nº 11 ................................................................................................................. 45

1.12 Apoyo nº 12 ................................................................................................................. 49

1.13 Apoyo nº 13 ................................................................................................................. 53

1.14 Apoyo nº 14 ................................................................................................................. 57

1.15 Apoyo nº 15 ................................................................................................................. 61

1.16 Apoyo nº 16 ................................................................................................................. 65

1.17 Apoyo nº 17 ................................................................................................................. 69

1.18 Apoyo nº 18 ................................................................................................................. 73

Cálculo mecánico de apoyos

2


3

CAPÍTULO 1

CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS

Para la realización de los cálculos de los apoyos se debe tener presente los siguientes datos

calculados anteriormente:

Peso conductor: Pc = 0,424 daN/m

Sobrecarga del viento: PV = daN/m

Peso conductor más sobrecarga hielo (PC +PH): Pt = daN/m


4


5

1.1 Apoyo nº 1

Función: Fin de línea

Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO

1ª Hipótesis: VIENTO (160 km/h)

Esfuerzo vertical

(4. 1)

(4. 1a)

Esfuerzo transversal

(4. 2)

(4. 2a)

Esfuerzo longitudinal

(4. 3)

(4. 3a)

(4. 4)

(4. 4a)

(4. 5)

(4. 5a)

2ª Hipótesis: Hielo

Esfuerzo vertical

(4. 6)

(4. 6a)


6



(4. 7)

(4. 7a)

3ª Hipótesis: Desequilibrio de tracciones

Esfuerzo vertical



4ª Hipótesis: Rotura de conductores

Esfuerzo vertical

(4. 8)

(4. 8a)



(4. 9)

(4. 9a)

(4. 10)

(4. 10a)

CÁLCULO ALTURA APOYO


(1.33)









7

hc : Altura de la cimentación en metros.

La altura del apoyo será:

(1.33a)

El apoyo seleccionado es: GRACO-66kV-3500-12-H-2

CÁLCULO DE LAS CIMENTACIONES

Las dimensiones de las cimentaciones monobloque se obtienen de las tablas proporcionadas

por el fabricante, que han sido calculadas según el Método Sulzberger, con un coeficiente de

compresibilidad de 10 kg/cm2·cm a 2 metros de profundidad y calculadas para una seguridad

de arranque y compresión de 1,50.

Dimensiones de la cimentación: a = 1,71 m

h = 2,05 m

V = 5,99 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 1

Fin de línea


GRACO-66kV-3500-12-H-2

2250 4671 4625

12

1,71-2,05-5,99

> 239,55 > 4132,56 > 2755,04



151,49 195,37

3822,75


239,55 --

4132,56



-- -- --



M (daN ·m)

239,55 --

1377,52 2755,04

Proveedor: Fammsa

Nota: Carga vertical: Esfuerzo vertical máximo de 2250 kg combinado con todas las hipótesis de carga

(750 kg por conductor).

Esfuerzo útil: Esfuerzo útil horizontal sin viento con un coeficiente de seguridad 1,5.

Momento torsor: Rotura del conductor con brazo de 1,00 m con un coeficiente de seguridad 1,2.


8


9

1.2 Apoyo nº 2

Función: Amarre ángulo

Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 11)

(4. 11a)


(4. 12)

(4. 12a)



Esfuerzo vertical

(4. 13)

(4. 13a)


(4. 14)

(4. 14a)



10


Esfuerzo vertical

(4. 15)

(4. 15a)



(4. 16)

(4. 16a)


No es necesario tener en cuenta la hipótesis de Rotura de conductores para los apoyos de alineación y ángulo, porque en el diseño se cumplirá simultáneamente que:

- Los conductores tendrán un coeficiente de seguridad de 3 como mínimo. - El coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en la hipótesis tercera será el

correspondiente a las hipótesis normales. - Se instalarán apoyos de anclaje cada 3 km como máximo.



(1.33)










(1.33a)

El apoyo seleccionado es: GRACO-66kV-2500-24-B1


11







h = 2,00m

V = 9,07 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 2

Amarre Ángulo


GRACO-66kV-2500-24-B1

2250 3549 4625

24

2,13-2-9,07

> 144,51 > 2908,88



144,51 2908,88

--


72,02 2416,49

--



72,02 --

412,82



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






12


13

1.3 Apoyo nº 3

Función: Amarre alineación

Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 17)

(4. 17a)


(4. 18)

(4. 18a)



Esfuerzo vertical

(4. 19)

(4. 19a)




Esfuerzo vertical

(4. 20)


14

(4. 20a)



(4. 21)

(4. 21a)







(1.33)










(1.33a)



15



por el fabricante, que han sido calculadas según el Método Sulgerger, con un coeficiente de




h = 1,75 m

V = 9,02 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 3

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1844,70 > 1327,49



658,44 1327,49

--


1844,70 -- --



1844,70 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






16


17

1.4 Apoyo nº 4


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 22)

(4. 22a)


(4. 23)

(4. 23a)



Esfuerzo vertical

(4. 24)

(4. 24a)




Esfuerzo vertical

(4. 25)


18

(4. 25a)



(4. 26)

(4. 26a)







(1.33)










(1.33a)



19







h = 1,75 m

V = 9,02 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 4

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1113,20 > 1384,49



489,16 1384,39

--


1113,20 -- --



1113,20 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






20


21

1.5 Apoyo nº 5


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 27)

(4. 27a)


(4. 28)

(4. 28a)



Esfuerzo vertical

(4. 29)

(4. 29a)




Esfuerzo vertical

(4. 30)


22

(4. 30a)



(4. 31)

(4. 31a)







(1.33)










(1.33a)



23







h = 1,75 m

V = 8,47 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 5

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1351,11 > 1227,65



529,31 1227,65

--


1351,11 -- --



1351,11 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






24


25

1.6 Apoyo nº 6


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4.32)

(4. 32a)


(4. 33)

(4. 33a)



Esfuerzo vertical

(4. 34)

(4. 34a)




Esfuerzo vertical

(4. 35)


26

(4. 35a)



(4. 36)

(4. 36a)







(1.33)










(1.33a)



27







h = 1,75 m

V = 8,47 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 6

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 816,58 > 855,44



361,00 855,44

--


816,58 -- --



816,58 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






28


29

1.7 Apoyo nº 7

Función: Anclaje ángulo

Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 37)

(4. 37a)


(4. 38)

(4. 38a)



Esfuerzo vertical

(4. 39)

(4. 39a)


(4.40)

(4. 40a)



30


Esfuerzo vertical

(4. 41)

(4. 41a)



(4. 42)

(4. 42a)


Esfuerzo vertical

(4. 43)

(4. 43a)



(4. 44)

(4. 44a)

(4. 45)

(4. 45a)



(1.33)







31





(1.33a)








h = 1,65 m

V = 5,65 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 7

Anclaje Ángulo


GRACO-66kV-1500-16-B1

2250 2451 3750

16

1,85-1,65-5,65

> 145,86 > 2310,11 > 3443,80



145,86 2310,11

--


36,78 1788,90

--



36,78 --

2066,28



M (daN ·m)

36,78 --

1377,52 3443,80

Proveedor: Fammsa


32






33

1.8 Apoyo nº 8


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 46)

(4. 46a)


(4. 47)

(4. 47a)



Esfuerzo vertical

(4. 48)

(4. 48a)




34


Esfuerzo vertical

(4. 49)

(4. 49a)



(4. 50)

(4. 50a)







(1.33)










(1.33a)



35







h = 1,75 m

V = 8,47 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 8

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1110,35 > 1109,34



458,82 1109,34

--


1110,35 -- --



1110,35 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






36


37

1.9 Apoyo nº 9


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 51)

(4. 51a)


(4. 52)

(4. 52a)



Esfuerzo vertical

(4. 53)

(4. 53a)




38


Esfuerzo vertical

(4. 54)

(4. 54a)



(4. 55)

(4. 55a)







(1.33)










(1.33a)



39







h = 1,75 m

V = 9,02 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 9

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1302,17 > 1357,74



531,60 1357,74

--


1302,17 -- --



1302,17 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






40


41

1.10 Apoyo nº 10


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 56)

(4. 56a)


(4. 57)

(4. 57a)



Esfuerzo vertical

(4. 58)

(4. 58a)




42


Esfuerzo vertical

(4. 59)

(4. 59a)



(4. 60)

(4. 60a)







(1.33)










(1.33a)



43







h = 1,75 m

V = 9,02 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 10

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 1011,82 > 1388,40



465,28 1388,40

--


1011,82 -- --



1011,82 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






44


45

1.11 Apoyo nº 11


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 61)

(4. 61a)


(4. 62)

(4. 62a)



Esfuerzo vertical

(4. 63)

(4. 63a)




Esfuerzo vertical

(4. 64)


46

(4. 64a)



(4. 65)

(4. 65a)







(1.33)










(1.33a)



47







h = 1,75 m

V = 9,02 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 11

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-28-B1

2250 2451 3750

28

2,27-1,75-9,02

> 453,23 > 1183,29



309,22 1183,29

--


453,23 -- --



453,23 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






48


49

1.12 Apoyo nº 12

Función: Anclaje de alineación

Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 66)

(4. 66a)


(4. 67)

(4. 67a)



Esfuerzo vertical

(4. 68)

(4. 68a)




Esfuerzo vertical

(4. 69)


50

(4. 69a)



(4. 70)

(4. 70a)


Esfuerzo vertical

(4. 71)

(4. 71a)



(4. 72)

(4. 72a)

(4. 73)

(4. 73a)



(1.33)










51


(1.33a)








h = 1,75 m

V = 8,47 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 12

Anclaje

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1405,38 > 2066,28 > 3443,80



534,79 1157,73

--


1405,38 -- --



1405,38 --

2066,28



M (daN ·m)

1405,38 --

1377,52 3443,80

Proveedor: Fammsa






52


53

1.13 Apoyo nº 13


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 74)

(4.74a)


(4. 75)

(4.75a)



Esfuerzo vertical

(4. 76)

(4.76a)




Esfuerzo vertical

(4. 77)


54

(4.77a)



(4. 78)

(4. 78a)







(1.33)










(1.33a)



55







h = 1,75 m

V = 8,47 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 13

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 499,89 > 1135,65



315,27 1135,65

--


499,89 -- --



499,89 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






56


57

1.14 Apoyo nº 14


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 79)

(4. 79a)


(4. 80)

(4. 80a)



Esfuerzo vertical

(4. 81)

(4. 81a)




Esfuerzo vertical

(4. 82)


58

(4. 82a)



(4. 83)

(4. 83a)







(1.33)










(1.33a)



59







h = 1,75 m

V = 8,47 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 14

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1180,51 > 1133,46



478,20 1133,46

--


1180,51 -- --



1180,51 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






60


61

1.15 Apoyo nº 15


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 84)

(4. 84a)


(4. 85)

(4. 85a)



Esfuerzo vertical

(4. 86)

(4. 86a)




62


Esfuerzo vertical

(4. 87)

(4. 87a)



(4. 88)

(4. 88a)







(1.33)










(1.33a)



63







h = 1,75 m

V = 8,47 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 15

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-26-B1

2250 2451 3750

26

2,2-1,75-8,47

> 1397,35 > 1262,20



544,09 1262,20

--


1397,35 -- --



1397,35 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






64


65

1.16 Apoyo nº 16


Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 89)

(4. 89a)


(4. 90)

(4. 90a)



Esfuerzo vertical

(4. 91)

(4. 91a)




66


Esfuerzo vertical

(4. 92)

(4. 92a)



(4. 93)

(4. 93a)







(1.33)










(1.33a)



67







h = 1,70 m

V = 7,21 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 16

Amarre

Alineación


GRACO-66kV-1500-22-B1

2250 2451 3750

22

2,06-1,7-7,21

> 844,43 > 1121,25



396,34 1121,25

--


844,43 -- --



844,43 --

330,61



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






68


69

1.17 Apoyo nº 17

Función: Amarre ángulo

Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 94)

(4. 94a)


(4. 95)

(4. 95a)



Esfuerzo vertical

(4. 96)

(4. 96a)


(4. 97)

(4. 97a)



70


Esfuerzo vertical

(4. 98)

(4. 98a)



(4. 99)

(4. 99a)







(1.33)










(1.33a)



71







h = 2,25 m

V = 8,91 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 17

Amarre Ángulo


GRACO-66kV-3500-20-B1

2250 4611 4625

20

1,99-2,25-8,91

> 515,05 > 4351,42



292,97 4351,42

--


515,05 4069,94

--



515,05 --

450,54



M (daN ·m)

-- -- -- --

Proveedor: Fammsa






72


73

1.18 Apoyo nº 18

Función: Fin de línea

Tensión máxima:

Tensión máxima:

Vano:

Desnivel:

CÁLCULO DEL APOYO


Esfuerzo vertical

(4. 100)

(4. 100a)


(4. 101)

(4. 101a)


(4. 102)

(4. 102a)

(4. 103)

(4. 103a)

(4. 104)

(4. 104a)


Esfuerzo vertical

(4. 105)

(4. 105a)



74


(4. 106)

(4. 106a)


Esfuerzo vertical




Esfuerzo vertical

(4. 107)

(4. 107a)



(4. 108)

(4. 108a)

(4. 109)

(4. 109a)



(1.33)










75


(1.33a)

El apoyo seleccionado es: GRACO-66kV-3500-16-H-2,5







h = 2,15 m

V = 7,36 m3

Tabla resumen:

APOYO Nº 18

Fin de línea


GRACO-66kV-3500-16-H-2,5

2250 4671 4625

16

1,85-2,15-7,36

> 479,83 > 4132,56 > 3443,80



227,76 368,26

3995,62


479,93 --

4132,56



-- -- --



M (daN ·m)

479,93 --

1377,52 3443,80

Proveedor: Fammsa






76

proyecto elÉctrico de una lÍnea de at

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