LIBRO-At Instalaciones en Alta Tension

INSTALACIONES ELECTRICAS EN ALTA TENSION

Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión DMELECT, S.L.  Copyright 1991, 2008. Todos los derechos reservados. DMELECT, S.L. C/General Alvear, 4, 3º B 04800 Albox (Almería) Tlfno: 950 120757; Fax: 950 120891 http://www.dmelect.com e-mail:[email protected]

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INDICE CAPITULO 1. GENERACION Y TRANSPORTE DE LA ENERGIA ELECTRICA. 1. INTRODUCCION. 2. GENERACION DE LA ENERGIA ELECTRICA. 2.1. CENTRALES HIDRAULICAS. 2.2. CENTRALES TERMICAS. 2.3. CENTRALES DE GAS. 2.4. OTRAS FUENTES DE ENERGIA. 3. TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA. 4. EVALUACION DE CONSUMOS. 4.1. PREVISION DE POTENCIA EN LAS ZONAS DE ACTUACION. CAPITULO 2. APARAMENTA ELECTRICA DE ALTA TENSION. 1. CONCEPTOS GENERALES. 1.1. INTRODUCCION. 1.2. DEFINICIONES BASICAS. 1.3. DEFINICION DE MAGNITUDES COMUNES EN LA APARAMENTA DE CONEXION Y PROTECCION. VALORES NORMALIZADOS. 2. SECCIONADOR. 2.1. CARACTERISTICAS BASICAS. 2.2. ELECCION DEL SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 3. INTERRUPTOR-SECCIONADOR. 3.1. CARACTERISTICAS BASICAS. 3.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR-SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 4. INTERRUPTOR AUTOMATICO. 4.1. CARACTERISTICAS BASICAS.

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4.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR AUTOMATICO. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 5. FUSIBLES. 5.1. CARACTERISTICAS BASICAS. 5.2. ELECCION DEL FUSIBLE. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 5.3. VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LOS FUSIBLES. CAPITULO 3. CANALIZACIONES O CONDUCCIONES ELECTRICAS EN MEDIA TENSION. 1. INTRODUCCION. 2. CONDUCTORES DESNUDOS. 3. CONDUCTORES AISLADOS. 3.1. CONDUCTOR ELECTRICO. 3.2. AISLAMIENTO. 3.3. ARMADURAS Y PANTALLAS. 3.4. CUBIERTAS. 3.5. NIVEL DE AISLAMIENTO. 3.6. DESIGNACION NORMALIZADA DE UN CABLE AISLADO. 4. RESISTENCIA ELECTRICA DE LOS CONDUCTORES. 5. INDUCTANCIA DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS. 6. CAPACIDAD DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS. 7. EFECTO PELICULAR. 8. EFECTO CORONA. 9. PERDIDAS DE POTENCIA ELECTRICA POR CONDUCTANCIA TRANSVERSAL EN CONDUCTORES AISLADOS. 10. ELECCION DE LA SECCION DE UN CONDUCTOR. 10.1. ELECCION DE LA SECCION POR CRITERIO TERMICO O CALENTAMIENTO. INTENSIDAD MAXIMA ADMISIBLE. 10.2. ELECCION DE LA SECCION POR PERDIDA DE ENERGIA. CAIDA DE TENSION. 11. PROTECCION FRENTE A SOBREINTENSIDADES Y SOBRETENSIONES. 4

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11.1. INTRODUCCION. 11.2. SOBRECARGAS. 11.3. CORTOCIRCUITOS. 11.4. SOBRETENSIONES. CAPITULO 4. INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA EN ALTA TENSION. 1. INTRODUCCION. 2. FINALIDAD DE LA PUESTA A TIERRA EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS. 3. PARAMETROS QUE CARACTERIZAN UNA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA. 4. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA EN CENTROS DE TRANSFORMACION. 4.1. DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DE LAS MASAS EN M.T. 4.1.1. CALCULO DE PARAMETROS CARACTERISTICOS DE LA PUESTA A TIERRA CON ELECTRODOS TIPO. 4.1.2. VALORES MAXIMOS ADMISIBLES PARA LAS TENSIONES DE CONTACTO Y DE PASO. 4.1.3. CONDICIONES DE SEGURIDAD. 4.1.4. ADOPCION DE MEDIDAS ADICIONALES DE SEGURIDAD. 4.2. PUESTA A TIERRA DE LOS ELEMENTOS CONDUCTORES DEL EQUIPO DE BAJA TENSION EN EL INTERIOR DEL C.T. 4.3. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO DEL TRANSFORMADOR. 4.3.1. LINEA PRINCIPAL DE TIERRA. 4.3.2. ELECTRODOS. 4.3.3. SEPARACION ENTRE LA TOMA DE TIERRA DE LAS MASAS DEL C.T. Y LA TOMA DE TIERRA DEL NEUTRO. 5. PUESTA A TIERRA DE LOS APOYOS DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA TENSION. 6. EJEMPLO DE PUESTA A TIERRA EN CENTROS DE TRANSFORMACION. CAPITULO 5. CALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA TENSION. 1. INTRODUCCION.

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2. ECUACION GENERAL DE UN CABLE TENDIDO ENTRE DOS PUNTOS. 2.1. ECUACION GENERAL. 2.2. LONGITUD DEL CABLE. 2.3. EXPRESION DE LA TENSION DEL CABLE EN UN PUNTO EN FUNCION DE LA ORDENADA DE DICHO PUNTO. 2.4. FLECHA DEL CABLE. 2.5. APROXIMACION POR EL METODO DE LA PARABOLA. 2.6. GENERALIZACION DEL METODO DE LA CATENARIA PARA VANOS DE GRAN LONGITUD Y DESNIVEL. 3. CALCULO DE CONDUCTORES. 3.1. CALCULO DE LA TENSION MAXIMA ADMISIBLE. 3.2. FLECHAS MAXIMAS DE LOS CONDUCTORES Y CABLES DE TIERRA. 3.3. COMPROBACION DE FENOMENOS VIBRATORIOS. 3.4. COMPROBACIONES VARIAS. 3.5. ECUACION DE CAMBIO DE CONDICIONES. 3.6. VANO IDEAL DE REGULACION. 3.7. GENERALIZACION DE LA ECUACION DEL CAMBIO DE CONDICIONES POR EL METODO DE LA CATENARIA. 4. CALCULO DE APOYOS. 4.1. INTRODUCCION. 4.2. HIPOTESIS DE CALCULO. 4.3. ACCIONES A CONSIDERAR. 4.3.1. CARGAS VERTICALES. 4.3.2. CARGAS HORIZONTALES. 4.4. ELECCION DEL APOYO. 5. CALCULO DE CIMENTACIONES 5.1. MOMENTO ABSORBIDO POR LA CIMENTACION. 5.2. MOMENTO DEBIDO AL ESFUERZO EN PUNTA.

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5.3. MOMENTO DEBIDO AL VIENTO SOBRE EL APOYO. 6. CADENAS DE AISLADORES 6.1. CALCULO ELECTRICO. 6.2. CALCULO MECANICO. 6.3. ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION. 7. DISTANCIAS DE SEGURIDAD. 7.1. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL TERRENO. 7.2. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES ENTRE SI. 7.3. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL APOYO. 8. CRUZAMIENTOS Y PARALELISMOS. 9. OTROS CABLES.

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica

CAPITULO 1. GENERACION Y TRANSPORTE DE LA ENERGIA ELECTRICA. 1. INTRODUCCION. 2. GENERACION DE LA ENERGIA ELECTRICA. 2.1. CENTRALES HIDRAULICAS. 2.2. CENTRALES TERMICAS. 2.3. CENTRALES DE GAS. 2.4. OTRAS FUENTES DE ENERGIA. 3. TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA. 4. EVALUACION DE CONSUMOS. 4.1. PREVISION DE POTENCIA EN LAS ZONAS DE ACTUACION.

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica

Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica. 1. Introducción En nuestro bienestar y trabajo diario precisamos de energía, mecánica, calorífica, etc, la cual obtenemos principalmente de la electricidad. Por su facilidad en la generación, transporte y conversión (recíproca) en otras formas de energía, han hecho de la energía eléctrica un elemento casi imprescindible en nuestras vidas.

2. Generación de la energía eléctrica La obtención de la energía eléctrica se realiza a partir de otras fuentes de energía, siendo las más importantes las descritas a continuación.

2.1. Centrales hidráulicas En ellas, la energía potencial del agua entre dos puntos a diferente nivel se transforma en energía eléctrica, mediante el movimiento de una turbina que en el mismo eje arrastra el rotor de un generador. La velocidad de giro de estas máquinas es baja, por lo que suelen ser generadores voluminosos al poseer varios pares de polos (n= 60 · f / p ; f = 50 Hz). Puesto que se necesita una cuenca hidráulica con caudal y desnivel suficiente y además la fuente de energía, el agua, está sujeta a variaciones que no podemos controlar, esto obliga en los países desarrollados a combinar esta fuente de energía con otras. Tienen como ventaja el no contaminar el medio ambiente.

2.2. Centrales térmicas Otra posibilidad de producción de energía eléctrica procede de la obtención de trabajo a partir de calor. Este proceso es el que tiene lugar en las centrales térmicas, las cuales se clasifican en centrales térmicas clásicas y centrales térmicas nucleares. 2.2.1. Centrales térmicas clásicas. En ellas, a partir de la combustión de un combustible fósil, carbón, fuel-oil, etc, se obtiene calor que se utiliza en producir y sobrecalentar vapor de agua, el cual al expansionarse en una turbina de vapor produce el movimiento de ésta arrastrando un generador. Suelen ser máquinas más rápidas, y por tanto los generadores más esbeltos (menor número de pares de polos). Hoy en día es difícil prescindir de esta fuente de energía, no obstante presentan grandes inconvenientes debido a las reservas limitadas de combustibles fósiles, así como la elevada emisión de contaminantes a la atmósfera durante su funcionamiento normal. 2.2.2. Centrales Nucleares. En éstas, la fuente de energía térmica es la fisión del uranio enriquecido. A través de un circuito primario que conecta el reactor nuclear con un circuito secundario, se produce vapor de agua, continuando el proceso de forma equivalente a una térmica clásica. Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica Este tipo de centrales no contaminan durante su funcionamiento normal, pero presentan riesgos muy grandes para las personas en caso de averías, y existen grandes dificultades para la eliminación de residuos radiactivos.

2.3. Centrales de gas Se utilizan turbinas de gas en vez de vapor; en ellas los productos de la combustión del gas salen a gran velocidad a través de la turbina, la cual arrastra un generador. Son muy rápidas (uno o dos pares de polos), sin embargo, la producción de energía resulta a un coste mayor, por lo que su utilización es baja.

2.4. Otras fuentes de energía Aparte de las fuentes de energía mencionadas anteriormente, existe la energía eólica, mareomotríz, instalaciones minihidráulicas, etc, que tienen poco peso actualmente en la producción de energía eléctrica por su bajo rendimiento en general. No obstante, empiezan a proliferar industrias con gran consumo de energía térmica que utilizan la energía residual para producir electricidad (cogeneración), las cuales pueden tener en el futuro un peso importante. Todas las fuentes de energía descritas constituyen la producción total de energía eléctrica en un país desarrollado, no existe aún ninguna fuente que pueda ser utilizada en exclusiva. Todas, cada una con sus ventajas e inconvenientes, contribuyen a la producción total de energía eléctrica. Se presenta la siguiente tabla de producción de energía eléctrica en España en los últimos años, en GWh. Año 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

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Hidroeléctrica 30.807 23.178 27.394 28.865 33.420 33.033 27.415 28.167 36.233 20.047 26.184 28.367 20.570 25.728 29.119 24.759

Termoeléctrica Clásica Nuclear 74.490 5.186 78.486 9.568 78.404 8.771 77.670 10.661 63.536 23.086 66.286 28.044 64.276 37.458 63.952 41.271 52.872 50.466 71.669 56.126 71.289 54.268 75.449 55.576 84.753 55.782 79.103 56.059 80.509 55.314 88.700 55.445

Total 110.483 111.232 114.569 117.196 120.042 127.363 129.149 133.390 139.571 147.842 151.741 159.392 161.105 160.890 164.942 168.904

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica

3. Transporte y distribución de energía eléctrica La energía eléctrica como tal no puede almacenarse en los niveles de consumo actuales, así pues, para que exista una situación estable en el sistema eléctrico global, debe haber un equilibrio constante entre la energía producida y la consumida. Esto obliga a transportar la energía eléctrica desde los puntos de generación hasta los lugares de consumo (del orden de cientos a miles de km). En los primeros desarrollos de la energía eléctrica, la que se conocía y de la que podían obtenerse aplicaciones útiles, era la que producía corriente continua (energía química en energía eléctrica). No obstante, las instalaciones de transporte de corriente continua presentaban grandes limitaciones, tanto en el transporte de grandes bloques de energía como en la distancia a transportarlos. Las pérdidas de potencia activa en una línea eléctrica de transporte pueden expresarse:

∆P = R ⋅ I L

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=R ⋅ l

S2 U2

Así pues, para evitar grandes pérdidas de potencia activa (grandes caídas de tensión), el valor eficaz de la tensión debe ser lo mayor posible para una potencia dada S (kVA), lo cual obliga en corriente continua a la construcción de grandes generadores, debido a la imposibilidad de transformar el nivel de tensión. Posteriormente, el principio de inducción de FARADAY (1.831) dio lugar a corrientes y tensiones alternas, lo cual, junto a la aparición del transformador (1.884) hizo posible el transporte de grandes bloques de energía a grandes distancias, con el mínimo de pérdidas posibles de potencia activa y utilizando en la generación máquinas de un coste permisible; esto último ha hecho que se imponga la corriente alterna frente a la continua. Para mantener el equilibrio entre la energía eléctrica generada y la consumida es necesario crear grandes redes interconectadas, a las que se unen por una parte gran número de generadores y por otra gran número de consumidores, de forma que el equilibrio pueda obtenerse a pesar de pequeñas variaciones producidas en alguna de estas instalaciones. Puesto que estas redes recorren grandes distancias y transportan grandes bloques de energía, su tensión es muy elevada (220 ó 400 kV), constituyendo la red nacional de transporte de energía eléctrica. Puesto que la tensión de los generadores suele estar entre 10 o 20 kV, se utilizan transformadores para la elevación del valor eficaz de la tensión hasta los valores de transporte señalados. Cuando las redes de transporte llegan a los grandes centros de consumo como las ciudades, se emplean varias estaciones transformadoras primarias alrededor de los citados centros, donde se reduce la tensión a valores del orden de 132, 66 kV, etc. A estas tensiones se crea una red de subtransporte interconectada que rodea las ciudades o una comarca (agrupando varios pueblos) y que alimenta a varias estaciones transformadoras secundarias. Las subestaciones reducen la tensión a valores que clásicamente reciben el nombre de Media Tensión (15, 20, 25 o 30 kV). Las líneas de distribución que salen de las subestaciones en media tensión se adentran en los núcleos de consumo (planes de actuación, polígonos industriales, residenciales, etc) para alimentar los transformadores o centros Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica de transformación, los cuales proporcionan normalmente un nivel de baja tensión inferior a 1.000 V (230/400 V como tensión más común de utilización). A este nivel se alimentan los edificios destinados principalmente a viviendas, factorías o industrias, locales comerciales, alumbrados públicos y redes de distribución en baja tensión. Como resumen de lo expuesto se presentan a continuación las distintas etapas del transporte y distribución de la energía eléctrica. --------- PRODUCCION ------------------------------------------------TRANSPORTE -----------------------------

GENERACION

10 kV a 20 Kv ⇒

PARQUE DE TRANSFORMADORES EN LAS CENTRALES GENERADORAS

220 kV a 400 kV ⇒

--------- SUBSTRANSPORTE ------------------------------------- DISTRIBUCION -----------------------------ESTACIONES TRANFORMADORAS PRIMARIAS

CENTROS DE TRANSFORMACION

SUBESTACIONES TRANSFOMADORAS

66 kV a 132 kV ⇒

BAJA TENSION (230/400 V) ⇒

15 kV a 25 kV ⇒

CONSUMIDORES DE USO COMUN B.T.

Asimismo y de cara a normalizar los valores o niveles de tensión mencionados, el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de Alta Tensión define en la ITC-LAT 01.Terminología: Tensión nominal de una red trifásica (Un). Valor de la tensión entre fases por el cual se denomina la red, y a la cual se refieren ciertas características de servicio de la red. Tensión más elevada de una red trifásica (Us). Valor más elevado de la tensión eficaz entre fases, que puede presentarse en un instante y en un punto cualquiera de la red, en las condiciones normales de explotación. Este valor no tiene en cuenta las variaciones transitorias (por ejemplo, maniobras en la red) ni las variaciones temporales de tensión debidas a condiciones anormales de la red (por ejemplo, averías o desconexiones bruscas). Las “ tensiones nominales”, así como los valores correspondientes de las “tensiones más elevadas”, se incluyen en el cuadro adjunto.

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Categoría de la línea

Tensión nominal (Un) kV

Tensión más elevada (Us) kV

3ª

3 6 10 15 20 25 30

3,6 7,2 12 17,5 24 30 36

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica

2ª 1ª Especial

45 66 110 132 150 220 400

52 72,5 123 145 170 245 420

Las líneas eléctricas aéreas de Alta Tensión se clasifican según se ha señalado: Categoría Especial. Las de tensión nominal igual o superior a 220 kV. Primera Categoría. Las de tensión nominal inferior a 220 kV y superior a 66 kV Segunda Categoría. Las de tensión nominal igual o inferior a 66 y superior a 30 kV. Tercera Categoría. Las de tensión nominal igual o inferior a 30 kV y superior a 1 kV. Las redes de distribución en media tensión (15 a 30 kV), son el objetivo primordial de desarrollo de este libro, tanto en conductores aislados como en líneas aéreas, pues son a las que tiene acceso normalmente el técnico proyectista. Dichas redes en media tensión suelen disponerse en forma radial, es decir, la energía fluye en un único sentido desde la subestación o conexión a una línea existente hasta los centros de transformación. Esta estructura suele mantenerse en la mayoría de redes rurales que son construidas con líneas aéreas. En los núcleos urbanos y polígonos industriales o residenciales, con el objeto de reducir el número de interrupciones y proporcionar un mejor servicio, las redes de media tensión suelen hacerse subterráneas con conductores aislados y en estructura mallada, aunque algunas durante la explotación se mantienen de forma radial, manteniendo algún punto abierto. También existe la posibilidad de alimentar desde dos puntos diferentes, aunque en funcionamiento se tenga alimentado desde uno y el otro abierto. A continuación se presentan distintas estructuras de las redes de distribución en Media Tensión. a)

Red radial o lineal con una sola alimentación.

b)

Red radial o lineal con doble alimentación.

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica

c)

Red en anillo.

d)

Red en anillos múltiples.

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica e)

Red en huso.

Siendo:

4. Evaluación de consumos A la hora de diseñar nuestras redes de distribución en Media Tensión, necesitamos conocer entre otros datos los consumos de dicha red, es decir, la potencia de los centros de transformación a alimentar, para así poder realizar el cálculo completo de la red.

4.1. Previsión de potencia en las zonas de actuación La potencia total prevista en las zonas de actuación Pt en KW, se obtiene mediante la expresión: Pt = Pv + Pc + Pi + Pd + Pp + Ph + Pa + Pe Considerando: Pv = Potencia correspondiente a viviendas; se determina según ITC-BT 10 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. 2

Pc = Potencia correspondiente a locales comerciales; se determina a razón de 100 W/m de superficie construida, y con el coeficiente de simultaneidad que se estime necesario (previsión mínima por local 3,45 kW), según ITC-BT 10 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Pi = Potencia correspondiente a los locales industriales o industrias; se determina a razón de 125 2 W/m de superficie construida (previsión mínima por local 10,35 kW), según ITC-BT 10 del Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. A la potencia total obtenida se le suele aplicar un coeficiente de simultaneidad comprendido entre 0,10 y 0,20, debido a consideraciones urbanísticas de edificabilidad, volumen, etc, y según las características particulares del tipo de industria que se pretende implantar en la zona. Pd = Potencia correspondiente a centros de enseñanza, guarderías y docencia en general; se determina a razón de 500 W/plaza en ausencia de datos (NTE IER). Pp = Potencia correspondiente a locales de pública concurrencia, centros religiosos, salas de 2 exposiciones, cinematógrafos; se determina a razón de 50 W/m en ausencia de datos (NTE IER). Ph = Potencia correspondiente a establecimientos hoteleros o alojamientos turísticos; se determina a razón de 1000 W/plaza, con un mínimo de 100 kW para establecimientos cuya capacidad sea igual o superior a 50 plazas y con un mínimo de 25 kW para establecimientos cuya capacidad sea inferior a 50 plazas (NTE IER). Pa = Potencia correspondiente al alumbrado público; se determina según estudio luminotécnico. En ausencia de datos se puede estimar una potencia de 1,5 W/m2 de vial. Pe = Potencia correspondiente a edificios o instalaciones especiales, tales como centros médicos, polideportivos, industrias, etc. También puede el usuario obtener la potencia total de una zona de actuación (polígono industrial, residencial, etc), a razón de 20-30 VA/m2 incluidos servicios y dotaciones. Los dos procedimientos llevan a resultados muy parecidos. La potencia de transformadores en kVA y el número de centros de transformación se determina según la tabla adjunta, a partir de la densidad de potencia o cociente entre Pt y la superficie servida, expresada en kW/ha. Densidad de Potencia kW/ha

Potencia Transformadores kVA

Número de Centros de Transformación

KW/ha ≤ 50

250

Pt/250

50 < kW/ha < 100

400

Pt/400

KW/ha ≥ 100

2 ud de 400 ó 1 de 630

Pt/600

En el caso de existir zonas definidas con distintos aprovechamientos urbanísticos del suelo, se aplicará el procedimiento señalado a cada zona separadamente. Para la determinación de los puntos de emplazamiento de los centros de transformación se divide cada zona en tantos sectores como centros de transformación hayan resultado para la misma, de forma que la potencia demandada por cada sector en kW se aproxime por defecto a la potencia en kVA elegida para los centros de dicha zona.

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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica Cada centro de transformación se emplaza lo más próximo posible al centro de gravedad de las potencias de cada sector.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión

CAPITULO 2. APARAMENTA ELECTRICA DE ALTA TENSION. 1. CONCEPTOS GENERALES. 1.1. INTRODUCCION. 1.2. DEFINICIONES BASICAS. 1.3. DEFINICION DE MAGNITUDES COMUNES EN LA APARAMENTA DE CONEXION Y PROTECCION. VALORES NORMALIZADOS. 2. SECCIONADOR. 2.1. CARACTERISTICAS BASICAS. 2.2. ELECCION DEL SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 3. INTERRUPTOR-SECCIONADOR. 3.1. CARACTERISTICAS BASICAS. 3.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR-SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 4. INTERRUPTOR AUTOMATICO. 4.1. CARACTERISTICAS BASICAS. 4.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR AUTOMATICO. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 5. FUSIBLES. 5.1. CARACTERISTICAS BASICAS. 5.2. ELECCION DEL FUSIBLE. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS ADECUADAS. 5.3. VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LOS FUSIBLES.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión

Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión 1. Conceptos generales 1.1. Introducción Se designa como aparamenta eléctrica de Alta Tensión al conjunto de aparatos electromecánicos que se utilizan para la conexión y desconexión de circuitos eléctricos de Alta Tensión. Conviene señalar que el objetivo de este capítulo será únicamente la aparamenta de conexión y/o desconexión sin entrar en la de mando. Tampoco se contemplan aparatos electrónicos, como variadores de frecuencia, reguladores de velocidad, etc. Por último, señalar que el ámbito de aplicación serán las redes de distribución de Media Tensión hasta 72,5 kV de tensión más elevada (Us). La normativa básica para dicha aparamenta se encuentra en los Reglamentos de Alta Tensión e Instrucciones Técnicas complementarias (MIE RAT e ITC), concretamente en: MIE RAT 01: Terminología. MIE RAT 02: Normas de obligado cumplimiento (UNE, etc). MIE RAT 06: Aparatos de maniobra de circuitos. ITC-LAT 01: Terminología. ITC-LAT 02: Normas y especificaciones técnicas de obligado cumplimiento. Aparamenta. Las funciones principales de la aparamenta consisten en: - MANIOBRA. -

Dejar sin servicio cargas (para su mantenimiento).

-

Conmutar cargas y alimentación a redes.

- PROTECCION. - Reducir o evitar los efectos de las sobreintensidades (sobrecargas y cortocircuitos) y sobretensiones en situaciones anómalas.

1.2. Definiciones básicas 1.2.1. Seccionador. Aparato mecánico de conexión cuya función principal es la de seguridad, haciendo visible la apertura de circuitos sin servicio. En posición abierto asegura una distancia de seccionamiento que satisface las condiciones especificadas en las normas. Es un aparato que no está diseñado para establecer o interrumpir (cortar) corrientes, por lo tanto su apertura o cierre se efectúa siempre cuando por el circuito no circula corriente. Efectúa por tanto sólo maniobra y en las condiciones señaladas. 1.2.2. Interruptor-Seccionador. Aparato mecánico de conexión capaz de establecer, mantener e interrumpir corrientes en condiciones normales del circuito. Puede establecer, pero no cortar intensidades de cortocircuito Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión (c.c.), no posee poder de corte. En la posición de abierto cumple las especificaciones del seccionador. Su misión principal es de maniobra. Para la protección de circuitos debe ir asociado con otros elementos fusibles, relés directos o indirectos. 1.2.3. Interruptor Automático. Interruptor capaz de establecer, mantener e interrumpir la intensidad de la corriente de servicio, o de interrumpir automáticamente o establecer, en condiciones determinadas, intensidades de corriente elevadas, tales como las corrientes de cortocircuito (c.c.). Su función principal es la de protección de las instalaciones frente a sobrecargas y cortocircuitos (sobreintensidades). Posee poder de corte. 1.2.4. Fusible. Elemento de protección que mediante la fusión de uno de sus componentes permite la desconexión de los circuitos cuando están recorridos por una intensidad superior a la normal (intensidad de sobrecarga o cortocircuito). Deberá ir siempre acompañado de un elemento de conexión, por ello se utilizan aparatos combinados a base de un aparato de conexión (normalmente interruptor-seccionador) y fusibles, formando un solo aparato; comercialmente existen diversas denominaciones, la más común “Ruptofusibles”. Posee poder de corte.

1.3. Definición de magnitudes comunes en la aparamenta de conexión y protección. Valores normalizados En este apartado señalaremos características comunes y valores normalizados en la aparamenta de Media Tensión. 1.3.1. Poder de Corte. Es el valor de la intensidad prevista de corte que un aparato es capaz de interrumpir bajo una tensión dada y en unas condiciones determinadas, como las de cortocircuito (c.c.). Para poder comparar aparatos por su poder de corte, se deben referir a las mismas condiciones de ensayo normalizadas. De los aparatos mencionados sólo poseen poder de corte los interruptores automáticos y los fusibles. Los valores más usuales en Media Tensión varían entre 12,5 y 31,5 kA para interruptores automáticos y entre 20 y 50 kA para fusibles. 1.3.2. Poder de Cierre. Definición idéntica a la del poder de corte, pero referida a la intensidad que un aparato es capaz de establecer en un circuito. No es un valor muy empleado a la hora de determinar las características adecuadas de un aparato de conexión. 1.3.3. Tensión asignada.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión La tensión asignada indica la tensión más elevada (Us) de la red para la cual está prevista la aparamenta. Este valor es equivalente al valor nominal para las condiciones especificadas de funcionamiento. Según vimos en el capítulo 1, se tiene: 3,6 kV, 7,2 kV, 12 kV, 17,5 kV, 24 kV, 30 kV, 36 kV, 52 kV y 72,5 kV. 1.3.4. Intensidad asignada en servicio continuo. Es el valor eficaz de la intensidad de corriente que un aparato es capaz de soportar indefinidamente en las condiciones prescritas de funcionamiento. Los valores más usuales para Media Tensión (A) son: - Fusibles: 6-10-16-20-25-40-50-63-80-100-125 - Interruptores Automáticos: 400-630-800-1250-1600-2000-2500-3150 - Seccionadores e Interruptores-Seccionadores: 400-630-1250. Conviene señalar que la intensidad nominal o asignada para seccionadores, según la MIE RAT 06, es de 200 A como mínimo, siendo los valores usuales los señalados anteriormente. 1.3.5. Nivel de aislamiento. Tensiones de ensayo soportadas. Estos valores vienen definidos, en la “MIE RAT 12. Aislamiento”, por las tensiones nominales soportadas para distintos tipos de solicitaciones dieléctricas, reunidos en tres grupos según los valores de la tensión más elevada (Ume) para el material: - Grupo A. Tensión mayor de 1 kV y menor de 52 kV. - Grupo B. Tensión igual o mayor de 52 kV y menor de 300 kV. - Grupo C. Tensión igual o mayor de 300 kV. Asimismo debe seguirse lo especificado en la norma “UNE 21-062-80 (1) 1R. Coordinación de aislamiento. Términos, definiciones, principios y reglas” y la “UNE 21-062-80 (2) 1R. Coordinación de aislamiento. Guía de aplicación”. A continuación se presenta la siguiente tabla para la elección del nivel de aislamiento asignado a un aparato de Media Tensión, en kV. Tensión más elevada (Ume) (valor eficaz) 3,6 7,2 12 17,5 24 36 52 72,5

Tensión soportada a impulsos tipo rayo (valor de cresta) Lista 1 Lista 2 (1) (2) (1) (2) 20 40 60 75 95 145 -

23 46 70 85 110 165 -

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40 60 75 95 125 170 250 325

46 70 85 110 145 195 290 375

Tensión a frecuencia industrial durante 1 minuto (valor eficaz) (1) (2) 10 20 28 38 50 70 95 140

12 23 32 45 60 80 110 160

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión (1). A tierra, entre fases y entre bornes del aparato de conexión abierto (kv). (2). A la distancia de seccionamiento (kv). Los valores de la tensión soportada (kv) a la distancia de seccionamiento son válidos para aparatos cuya distancia de aislamiento entre los contactos abiertos esté prevista para satisfacer las condiciones de seguridad especificada para los seccionadores. Se aplicará a los seccionadores, seccionadores de puesta a tierra e interruptores seccionadores. Por último, cabe señalar que la elección entre la Lista 1 o la Lista 2, según MIE RAT 12, deberá hacerse considerando el grado de exposición a las sobretensiones de tipo rayo y maniobra, las características de puesta a tierra de la red y, cuando exista, el tipo de dispositivo de protección contra las sobretensiones. Así pues, para niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo A, redes de 3ª categoría, el material que responda a la lista 1 es utilizable en instalaciones cuando el neutro esté puesto a tierra directamente o bien a través de una impedancia de pequeño valor. Para evaluar el grado de exposición a las sobretensiones de tipo rayo, puede consultarse el Mapa de frecuencia de tormentas en España, según “MIE RAT 09. Protecciones”. 1.3.6. Frecuencia asignada. Los valores usuales de frecuencia asignada a los aparatos de conexión es de 50 Hz en Europa.

2. Seccionador 2.1. Características básicas Según las definiciones del apartado 1.2., el seccionador es un aparato mecánico de conexión, cuya función principal es la de seguridad, haciendo visible la apertura de circuitos sin servicio. Las partes que lo componen pueden apreciarse en la figura siguiente.

Fig. 2.1.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión 2.1.1. Funciones. Las funciones principales de los seccionadores de Media Tensión son: - Aislar o separar máquinas, transformadores, líneas y otros circuitos. Su apertura o cierre se efectúa siempre cuando por el circuito no circula corriente. En posición de abierto asegura una distancia de seccionamiento que puede ser comprobada a simple vista. - Puesta a tierra de líneas aéreas y cables aislados, sin carga, para evitar riesgos a personas por la posible presencia de corrientes capacitivas. En este caso, según MIE RAT 06, los seccionadores estarán equipados de cuchillas de puesta a tierra y deberán estar dotados de un enclavamiento seguro entre las cuchillas principales y las de puesta a tierra. 2.1.2. Tipos. Los seccionadores podemos encontrarlos, desde un punto de vista constructivo: - Seccionadores de interior o de exterior. - Seccionadores unipolares o tripolares. El Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión sólo permite seccionadores unipolares accionables con pértiga para líneas de tensión nominal igual o inferior a 30 kV. - Seccionadores de cuchillas giratorias o deslizantes. 2.1.3. Maniobra. Accionamiento. El accionamiento o maniobra de apertura/cierre de un seccionador puede realizarse: - Por actuación directa sobre las cuchillas mediante pértiga aislante. Sólo en los unipolares. - Por palanca situada en un extremo del eje de accionamiento, accionada por a) pértiga aislante, b) manivela situada distante del seccionador y enlazada mecánicamente con el eje a través de la palanca de accionamiento. Este último caso es el más usual por su seguridad. - Mediante motor eléctrico situado distante del seccionador y enlazado mecánicamente con el eje de éste.

2.2. Elección del seccionador. Determinación de las características adecuadas Según MIE RAT 06, los seccionadores deberán ser de modelo y tipo adecuado a la índole de su función, a la instalación y a la tensión e intensidad de servicio. Asimismo sus accionamientos tienen que estar dispuestos de manera tal que no maniobren intespectivamente por los efectos de la presión o de la tracción ejercida con la mano sobre el varillaje, por la presión del viento (exteriores), por la fuerza de la gravedad o bajo los efectos electrodinámicos producidos por las corrientes de cortocircuito. Según esto y siguiendo las especificaciones del apartado “1.3.Valores Normalizados”, elegimos el seccionador adecuado según: 2.2.1. Tipo. De interior o exterior, unipolar o tripolar, según las características de la instalación. 2.2.2. Tensión asignada. La tensión asignada debe ser igual o mayor a la máxima tensión de servicio que pueda Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión aparecer en el punto de su instalación, esto es, Ua ≥ Us, siendo: Ua: Tensión asignada en kV. Us. Tensión más elevada de la línea en kV. 2.2.3. Intensidad asignada. La intensidad asignada debe ser igual o superior a la máxima prevista en servicio continuo de circulación por el aparato, esto es, Ia ≥ Ical, siendo: Ia: Intensidad asignada en Amperios. Mínimo 200 A. Ical: Intensidad máxima prevista a circular, en servicio continuo, por el aparato, en Amperios. 2.2.4. Nivel de aislamiento. El nivel de aislamiento o tensiones de ensayo soportadas deberá obtenerse de la tabla descrita en 1.3., según la Ume (kV). 2.2.5. Frecuencia asignada. Normalmente 50 Hz. 2.2.6. Intensidad asignada de corta duración. Por último, debemos vigilar este dato importante, ya que los seccionadores no tienen poder de corte ni de cierre, sin embargo, en posición cerrado pueden soportar intensidades elevadas de corta duración, como las de c.c., al igual que un conductor eléctrico. La relación 2 vendrá dada por su I · t = cte. Así pues, su intensidad admisible de corta duración (c.c.) tendrá que se mayor que la máxima intensidad de cortocircuito que se pueda producir en el punto en que está instalado y soportarla el tiempo de actuación de las protecciones (interruptores automáticos, fusibles, etc). Asimismo deberán soportar los tiempos máximos de actuación de las protecciones en caso de defecto, dadas por las compañías eléctricas (entre 0,5 y 1 s).

3. Interruptor-seccionador 3.1. Características básicas El interruptor-seccionador, por las definiciones básicas del apartado 2.1., es un elemento de maniobra capaz de establecer, mantener e interrumpir corrientes en condiciones normales de funcionamiento. No posee poder de corte, pero sí poder de cierre, el cual debe ser independiente de la acción del operador. Se prohíbe la utilización de interruptores previstos para cierre manual, en los cuales el movimiento de los contactos sea dependiente de la actuación del operador. Estas características le confieren su aplicación como interruptor. Como seccionador, en posición de abierto cumple las especificaciones de éste. Al igual que los seccionadores, en la MIE RAT 02, se señalan las normas UNE de obligado cumplimiento para estos aparatos. 24

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión

Fig. 2.2. Interruptor-seccionador con fusibles.

2.2.1. Funciones. Las funciones o aplicaciones principales de los interruptores-seccionadores son: - De maniobra. Aislar o separar máquinas, transformadores, líneas y otros circuitos. Su apertura o cierre puede realizarse en carga. En posición abierto asegura una distancia de seccionamiento visible a simple vista. - De protección. Para protección a sobreintensidades (sobrecargas y c.c.) de máquinas, transformadores, etc. Por sí solo el interruptor-seccionador no puede efectuar la protección de elementos; para poder realizar esta función debe ir asociado con otros elementos de protección como relés térmicos directos o indirectos, o fusibles como caso más usual, dando lugar a un aparato combinado (Ruptofusible). Para ser posible esto, el interruptor-seccionador debe ir dotado de un mecanismo de accionamiento con elemento de retención. - Puesta a tierra de líneas aéreas y cables aislados, para evitar riesgos a personas por la posible presencia de corrientes capacitivas. En este caso, según MIE RAT 06, los seccionadoresinterruptores estarán equipados de cuchillas de puesta a tierra y deberán estar dotados de un enclavamiento seguro entre las cuchillas principales y las de puesta a tierra. Debido a todas las funciones o aplicaciones descritas, por su comportamiento como interruptor (maniobra en carga) y como seccionador, este aparato es de más amplia utilización que el seccionador simple. 2.2.2. Tipos. Los interruptores-seccionadores podemos encontrarlos, desde un punto de vista constructivo: - De interior o de exterior. - Tripolares. - De cuchillas giratorias o deslizantes. 2.2.3. Maniobra. Accionamiento.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión Dado que los interruptores-seccionadores están dotados de poder de cierre y éste debe realizarse a una velocidad determinada de los contactos, independientemente de la actuación del operador, los interruptores-seccionadores deben ir dotados de un dispositivo de accionamiento para la apertura y cierre que asegure lo anterior. Este dispositivo suele ser un mecanismo acumulador de energía mediante resortes (muelles). A su vez, este mecanismo acumulador de energía puede ser sin retención o con retención (necesario en el caso de elementos asociados como fusibles, relés térmicos directos o indirectos). En el primer caso, el resorte acumula la energía aplicada al mismo (manual, eléctrica, neumática) hasta llegar a un punto en el que libera automáticamente dicha energía, produciendo el cierre o la apertura. En el segundo caso, el resorte acumula la energía aplicada hasta llegar a su posición final de tensado, quedando retenido. El cierre o la apertura se produce al liberarse el resorte o mecanismo de retención del mismo, que puede ser accionado de forma manual (apertura local), eléctrica o neumática. De esta manera, los interruptores-seccionadores combinados con otros elementos de protección (fusibles, relés), permiten diferir la maniobra de apertura hasta que se actúe sobre el mecanismo de retención. Así, en los interruptores-seccionadores equipados con fusibles, la apertura automática se produce al fundirse uno y su percutor actúa mecánicamente sobre el mecanismo de retención, produciendo el corte omnipolar. Los relés directos actúan de igual forma, en cambio, los indirectos lo hacen por orden eléctrica (electroimán). Por último, cabe señalar que en la maniobra manual puede actuarse por pértiga aislante directamente a la palanca del mecanismo de accionamiento, o por manivela distante del interruptor-seccionador con transmisión mecánica al mecanismo de accionamiento.

3.2. Elección del interruptor-seccionador. Determinación de las características adecuadas En este caso se seguirán las mismas directrices que en apartado 2.2. para seccionadores, tan sólo habrá que destacar el poder de cierre nominal en cortocircuito.

4. Interruptor automático 4.1. Características básicas Según la definición del apartado 1.2., los interruptores automáticos se emplean fundamentalmente para la protección de circuitos eléctricos (líneas, máquinas, transformadores, etc), frente a sobreintensidades (sobrecargas y c.c.), ya que tienen la posibilidad de interrumpir (cortar) automáticamente corrientes en condiciones anormales, tales como sobrecargas y c.c., pues están dotados de poder de corte. Evidentemente, también tienen la función de maniobra, conexión y/o desconexión de circuitos en carga, bien manualmente o a distancia mediante accionamiento eléctrico. Los interruptores automáticos son de disparo independiente de la acción del operador, para ello van dotados de dispositivos de accionamiento con acumulación de energía (muelles) que garantizan lo anterior. Esto es necesario para garantizar poderes de cierre y de corte de las corrientes, tanto en condiciones normales de servicio (nominales) como en condiciones anormales (sobrecargas y c.c.). Dichos dispositivos de accionamiento van dotados de 26

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión mecanismos de retención sobre los que se actuará liberando la energía acumulada y permitiendo el cierre o la apertura (se verá más adelante en la sección Maniobra. Accionamiento). Conviene resaltar que el número de maniobras en un interruptor automático es relativamente bajo (comparado con un contactor), sobre todo si se producen desconexiones con valores de la corriente próxima a su poder de corte. Por último, señalaremos que algunos interruptores automáticos pueden funcionar con reenganche rápido (su proceso se verá con detalle en la sección Maniobra. Accionamiento). Se utilizan con el fin de evitar las interrupciones prolongadas del servicio eléctrico, ya que la mayor parte de los c.c. en las redes son de carácter transitorio (caídas de ramas de árboles en las líneas aéreas, viento, etc). Así, tras su apertura por el c.c., vuelven a cerrar en tiempos de 0,3 s; sólo si el c.c. persiste volverán a abrir. Por todo lo expuesto, el interruptor automático es el aparato más completo.

Fig. 2.3. Interruptor automático de Media Tensión.

Los elementos o partes más importantes de un interruptor automático son las siguientes: Polos o fases. Se denomina polo al conjunto formado por los contactos fijo y móvil dentro de la cámara de extinción, y los bornes de conexión, entrada y salida al circuito. Los interruptores automáticos tripolares (los más usuales) tienen tres cámaras de extinción separadas. Los contactos fijos y móviles a su vez están formados generalmente por unos contactos principales y por los contactos de arco. Cuando se abren los contactos, primero se separan los contactos principales, manteniéndose la corriente por los contactos de arco, que al separarse finalmente se establece un arco eléctrico entre ellos. Cámara de extinción o apagachispas. Medio de corte. La cámara de extinción o apagachispas facilita la extinción del arco eléctrico, por lo tanto, según la MIE RAT 06, podrán emplearse sistemas basados en los principios de: gran Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión volumen de aceite, pequeño volumen de aceite, aire comprimido, hexafluoruro de azufre (SF6), vacío, soplado magnético, autosoplado, o cualquier otro principio que la experiencia aconseje. Para poder entender y seleccionar el sistema adecuado, veremos de forma muy simple que ocurre en la extinción del arco eléctrico. a) Situación de partida. - Debido a las elevadas tensiones (kV), se supera con facilidad la rigidez dieléctrica del aire (∂U /∂l;kV/cm), entorpeciendo con ello la extinción del arco eléctrico. - La mayoría de los circuitos eléctricos son inductivos, así pues, variaciones de la intensidad de corriente, servicio en carga (corrientes nominales, sobrecargas, c.c.), producen variaciones bruscas de la tensión entre contactos (u=cte ∂i(t)/∂t). De esta manera, la extinción de la corriente entre los contactos favorece el aumento rápido de la tensión entre los mismos, ayudando al reencendido del arco. Incluso puede perjudicar el aparato. Los fabricantes tienen especial cuidado con la máxima tensión de arco, dando los valores límites de ésta. b) Debido a lo expuesto, ayudaremos a la extinción del arco eléctrico actuando según los principios básicos anteriores: - Al tratarse de corriente alterna, ésta pasa por cero en cada semiperiodo. En cada paso por cero el arco se apaga, por lo tanto, el objetivo del interruptor será impedir el reencendido del arco, tratando en este caso que la tensión entre contactos no supere valores peligrosos, sino que quede próxima a la tensión de servicio (circuito abierto). - Por otra parte, al apagarse el arco el medio de corte se enfría, por lo tanto se desioniza, aumentando rápidamente la rigidez dieléctrica del medio. - El objetivo final se conseguirá cuando la rigidez dieléctrica del medio sea mayor que la tensión entre contactos, quedando ésta en valores asumibles por el interruptor, y al mismo tiempo la 2 energía liberada durante el proceso (I t) sea tolerada por el aparato, no perjudicando su conservación y continuidad. d) Los fenómenos que ocurren durante la extinción del arco eléctrico son mucho más complejos a lo expuesto, no obstante lo comentado es suficiente para nuestros objetivos: entender básicamente los distintos sistemas empleados. Como resumen, actuaremos sobre las variables comentadas. -(∂U/∂l). Procurando que la tensión no aumente bruscamente a valores peligrosos y que favorezcan el reencendido. Corte en paso por cero de la corriente. e) Actuación. - Velocidad de apertura o separación de los contactos lo más elevada posible, ayudando a impedir el reencendido. Se prohibe el empleo de interruptores en los cuales el movimiento de los contactos sea dependiente de la actuación del operador (MIE RAT 06). - Alargamiento artificial del arco eléctrico, mediante el empleo de “soplado magnético” (campo magnético transversal al arco eléctrico). Su principio físico se basa en la fuerza ejercida sobre una corriente eléctrica por un campo magnético. - Enfriando el espacio entre contactos, favoreciéndose con ello la desionización del medio y aumentando por tanto la rigidez dieléctrica. El sistema empleado es el de autosoplado. - Llenando la cámara de extinción con líquidos (aceite) o gases (SF6) de elevada rigidez dieléctrica y buenas características térmicas (elevado calor específico, etc). - Haciendo el vacío en la cámara de extinción.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión El empleo de cámaras de extinción con medio de corte en SF6 se ha generalizado en los últimos años, ya que debido a las buenas propiedades dieléctricas y térmicas del SF6 se permite disminuir la distancia entre contactos, dando lugar a aparatos más pequeños y de fácil conservación. Las cámaras de extinción en vacío permiten aún aparatos más pequeños y con mayor número de maniobras. Son caros, debido a las dificultados constructivas. Dispositivo de accionamiento. Los interruptores automáticos, como ya se comentó, van dotados con dispositivos de accionamiento que incluyen mecanismos de acumulación de energía (muelles). Se verá con detalle en “Maniobra. Accionamiento”. Disparadores de sobreintensidad. Los disparadores actúan sobre el sistema de retención de los mecanismos de acumulación de energía (muelles), provocando la apertura automática del interruptor cuando se dan las condiciones adecuadas de sobreintensidad (sobrecargas y c.c.). Dotan al aparato de su carácter de protección. Los disparadores son dispositivos unidos mecánicamente al aparato. Pueden ser de dos tipos: directos (primarios) o indirectos (secundarios). a) Disparadores directos o primarios. Están recorridos por la intensidad del circuito principal (circuito a proteger). Actúan cuando la corriente es superior a un valor determinado, intensidad de actuación (Ia). Los interruptores automáticos suelen llevar disparadores de dos tipos: - Disparadores térmicos. Se emplean para la protección contra sobrecargas del circuito a proteger. Suelen ser de tiempo inverso y su funcionamiento depende del calentamiento producido por la corriente que atraviesa el disparador, formado por una bilámina de dos elementos conductores de diferente coeficiente de dilatación.

Fig. 2.4. Disparador térmico.

- Disparadores electromagnéticos. Se emplean para la protección contra corrientes de cortocircuito. Suelen ser de disparo instantáneo independiente de la intensidad; siempre que ésta sea igual o superior a la intensidad de actuación del disparador, el tiempo de apertura suele ser de 0,1 s.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión

Fig. 2.5. Disparador electromagnético.

Las curvas de actuación de los disparadores térmicos y electromagnéticos pueden ser ajustables (Ireg, intensidad de regulación). b) Disparadores indirectos o secundarios. Como disparadores, forman parte del aparato (interruptor automático), como indirectos o secundarios, no son recorridos por la corriente del circuito principal, sino por la de un circuito auxiliar accionado por un relé o pulsador para mando a distancia. Suelen ser de dos tipos: - De emisión de corriente; actúan cuando pasa intensidad por su bobina (electroimán), que normalmente no está recorrida por la corriente.

Fig. 2.6. Disparador indirecto.

- Disparador de mínima tensión; la bobina de disparo está colocada en un circuito auxiliar alimentado por una tensión que cuando se anula o baja de un determinado valor, provoca la actuación del disparador indirecto. Los interruptores automáticos pueden tener o no disparadores indirectos, pero en caso de tenerlos sólo poseen de un tipo.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión Por último, señalaremos que un disparador directo o indirecto forma parte del aparato, mientras que un relé es un elemento externo al aparato. Así por ejemplo, un relé térmico asociado a un interruptor-seccionador es externo a él, formando un aparato combinado. De igual forma, un relé diferencial es externo a un interruptor automático, formando también un aparato combinado.

Fig. 2.7. Esquema de un interruptor automático.

4.1.1. Funciones. Los interruptores automáticos pueden realizar funciones de maniobra, incluso automatizada según se vio. También aseguran la continuidad del servicio eléctrico frente a c.c. transitorios (reenganche rápido). No obstante, su función principal es la de protección de líneas o redes, transformadores, motores de media tensión, generadores e incluso baterías únicas de condensadores, frente a sobreintensidades (sobrecargas y c.c.). También pueden combinarse con transformadores toroidales y relés diferenciales, actuando sobre los disparadores secundarios o indirectos del interruptor automático, y haciendo la función de elemento de protección en el caso de defectos de aislamiento o fases a tierra. 4.1.2. Tipos. Desde un punto de vista constructivo, los interruptores automáticos más utilizados en la actualidad son: - Interruptores de hexafluoruro (SF6). - Interruptores de pequeño volumen de aceite. - Interruptores de vacío. 4.1.3. Maniobra. Accionamiento. En Media Tensión prácticamente se utilizan interruptores tripolares con un mecanismo de accionamiento común para los tres polos. Brevemente describiremos los pasos más importantes del sistema de accionamiento de un interruptor automático. Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión En primer lugar señalaremos, que el sistema de accionamiento con mecanismos de acumulación de energía, dotado de dispositivos de retención, es necesario para que al actuar sobre ellos se libere dicha energía, permitiendo el movimiento de los contactos independiente de la actuación del operador. Esto, junto a los medios de corte señalados, permite dotar a los interruptores automáticos de alto poder de corte y cierre. a) Acumulación de energía. Como ya se ha señalado, el mecanismo de acumulación de energía es mecánico (muelles); la energía aportada a este mecanismo puede ser: - Sólo manualmente mediante manivela. - Eléctricamente, mediante motor eléctrico enlazado mecánicamente con los resortes. En este caso también existe el aporte manual para casos de fallo de la alimentación eléctrica. b) Actuación de los disparadores. Estando el interruptor en posición de abierto se acumula energía aportada manual o eléctricamente. Al llegar a un punto, se libera el mecanismo de cierre y parte de la energía acumulada se emplea en cerrar el interruptor y otra parte se mantiene acumulada para poder efectuar la apertura al liberar el dispositivo de retención. De esta forma se puede producir la apertura automática mediante disparadores directos térmicos o electromagnéticos e incluso por defectos a tierra o corrientes diferenciales mediante disparadores indirectos. Según lo expuesto, ahora podemos entender el punto 2.5. de la MIE RAT 06, que nos dice: “con carácter general, salvo casos especiales, los interruptores automáticos que no deban funcionar con reenganche rápido, deberán satisfacer con su pleno poder de corte uno de los dos ciclos nominales siguientes”: - 0 – 3 min – C0 – 3 min – C0 - 0 – 15 s – C0 0: Abrir C: Cerrar Al final del ciclo, el interruptor será capaz de soportar permanentemente el paso de su intensidad nominal o asignada en servicio continuo. Los interruptores automáticos que deban funcionar con reenganche rápido cumplirán el siguiente ciclo. 0 – 0,3 s – C0 – 3 min – C0 Para satisfacer este ciclo, los interruptores automáticos deben poseer mecanismos de accionamiento motorizados y sus contactos estar preparados para realizar dos aperturas en un intervalo aproximado de 0,4 s con su pleno poder de corte, para lo cual en posición cerrado tendrá los muelles de apertura y cierre tensados.

4.2. Elección del interruptor automático. Determinación de las características adecuadas En este caso, se seguirán las mismas directrices que en los apartados anteriores 2.2 y 3.2.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión Tan sólo habrá que señalar el poder de cierre y el poder de corte, con respecto a los puntos comentados en los apartados citados. Por último, habrá que prestar especial atención a las curvas de los disparadores directos térmicos y electromagnéticos, para la correcta elección del interruptor automático en su empleo para proteger líneas o redes. 4.2.1. Curvas características. Curva característica de disparo I (t). Da los valores del tiempo de disparo de los disparadores térmicos y electromagnéticos en función de la intensidad de corriente.

Fig. 2.8. Curva característica I (t) 2 Curva I t.

Son curvas que dan el valor de la integral térmica ∫ I2 (t) · dt, en función de la corriente simétrica de cortocircuito prevista. Expresa la energía disipada durante el cortocircuito en una resistencia de 1 ohmio.

2

Fig. 2.9. Curva I t.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión Para que un interruptor automático proteja una línea se deben cumplir las siguientes condiciones. 1º/ La curva I(t) del interruptor automático ha de quedar por debajo de la curva térmica del conductor a proteger.

Fig. 2.10

2º / El poder de corte del interruptor automático (P. de C.) ha de ser mayor o igual a la corriente de cortocircuito máxima que se pueda presentar (Ipccmax). P.d.C ≥ Ipccmax 3º / La corriente de cortocircuito mínima (Ipccmin) que puede presentarse en el elemento a proteger debe ser mayor o igual a la intensidad de actuación del disparador electromagnético (IaMAG). Ipccmin ≥ IaMAG En otras palabras, el interruptor ha de detectar la mínima intensidad de cortocircuito. 4º / La energía que deja pasar el disparador durante el proceso de apertura en un cortocircuito no debe dañar al cable, es decir, no se debe superar la máxima temperatura de cortocircuito de éste. Dicho de otra forma, el tiempo que un conductor emplea en alcanzar su máxima Tª de c.c., durante un cortocircuito, debe ser superior al tiempo de desconexión del disparador electromagnético. En el capítulo 3, en el apartado de protección a sobreintensidades se desarrollará con detalle lo expuesto.

5. Fusibles 5.1. Características básicas Tal y como se comentó en el apartado de definiciones básicas, el fusible es un elemento que abre el circuito en el que está intercalado, cuando la corriente que pasa por él provoca, por

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión calentamiento, la fusión de uno de sus elementos previstos para este fin. El valor de la corriente que provoca la fusión depende del tiempo de actuación de ésta. Según lo expuesto, los fusibles son dispositivos de protección frente a sobreintensidades (sobrecargas y c.c.); para efectuar maniobra, conexión y/o desconexión, deben asociarse con otros elementos, formando aparatos combinados o siendo de características especiales, como los fusibles de expulsión.

Fig. 2.11. Partes de un fusible.

Un fusible consta de dos partes básicas: “conjunto portador” y “cartucho fusible”. El conjunto portador es la parte fija del fusible que sustenta el cartucho fusible y dispone de los elementos de conexión en el circuito exterior. Consta de base, bornes de conexión y del portafusible. El cartucho fusible es el elemento recambiable del fusible; está formado por contactos, elemento fusible, material de extinción y aislante. El elemento fusible es un hilo redondo o cinta de sección rectangular destinados a fundirse cuando las condiciones lo requieran, suelen ser de cobre, plata u otros materiales y su sección puede ser uniforme o no, disponiendo en este caso de estrechamientos en los que se inicia la fusión y se produce el arco eléctrico. En la mayor parte de los fusibles, el elemento fusible conductor suele estar dispuesto en un cartucho de material aislante (porcelana, vidrio) que contiene un material extintor, normalmente sílice de grano fino y seco, que rellena por completo el cartucho y facilita el apagado del arco eléctrico y la absorción de energía (I2t). Por último señalar que hay cartuchos con indicador de fusión y percutor, que en caso de fusión liberan la energía necesaria para hacer funcionar otros aparatos, como interruptoresseccionadores. 5.1.1. Funciones. La función principal de los fusibles es la protección contra cortocircuitos y fuertes sobrecargas de líneas o redes, centros de transformación, motores de media tensión, baterías de condensadores, etc. Debido a la curva característica de los fusibles I-t (la veremos más adelante), los fusibles tienen buen comportamiento frente a cortocircuitos (c.c.) y sobrecargas fuertes. Poseen elevado poder de corte. De cualquier forma, para una correcta protección a sobrecargas, esta función debe estar encomendada a otros dispositivos, como relés directos. También debe prestarse especial

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión cuidado en la elección del calibre, teniendo en cuenta las corrientes e intensidades de arranque de los motores y los transitorios en la conexión de transformadores. 5.1.2. Tipos. Los fusibles se designan por dos letras. La primera indica la zona de corte o rango de intensidades que el fusible es capaz de cortar. Según ésta, los fusibles pueden ser de tipo g y tipo a.

Fig. 2.12. Fusibles tipo “g”.

Los fusibles tipo “g” son de uso general, ya que pueden cortar corrientes o intensidades por encima de la intensidad de fusión hasta su poder de corte.

Fig. 2.13. Fusibles tipo “a”.

Los fusibles tipo “a”, denominados de acompañamiento, garantizan el funcionamiento adecuado en la protección de elementos para intensidades varias veces superior a la In. Son adecuados, por tanto, para la protección a cortocircuitos (c.c.), en cambio, para la protección a sobrecargas deben combinarse con otro elemento (relés directos). 36

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión La segunda letra indica el tipo de elemento a proteger, cables (G), motores (M), etc. Fusibles limitadores. Existe un tipo de fusibles que funcionan limitando el valor de la corriente de cortocircuito a valores inferiores al de cresta previsto. Sus tiempos de fusión son inferiores a 5 ms.

Fig. 2.14. Fusibles “limitadores”.

Fusibles de expulsión. Son fusibles de intemperie. Los vapores que se generan durante la fusión del elemento conductor o fusible, son expulsados a través de una cápsula eyectable; esta acción se combina con el basculamiento del portafusible alrededor de un pivote. También poseen gancho para ser accionado con pértiga aislante. Estos fusibles operan con baja tensión de arco y no son limitadores de corriente. 5.1.3. Principio de funcionamiento de los fusibles. Cuando pasa una corriente por los elementos conductores de los fusibles, se disipa 2 energía por efecto Joule (R · I · t), que eleva la temperatura de dicho elemento conductor. Al mismo tiempo, cuando se eleva la Tª por encima de la del ambiente, se disipa calor al elemento que lo rodea (sílice) y de éste al exterior. Según el valor de la intensidad de corriente, pueden producirse los siguientes fenómenos: 1º / Que se consiga una temperatura de equilibrio entre el fusible y el medio exterior, es decir, la 2 energía disipada por efecto Joule (R · I · t) es igual a la evacuada al ambiente. Este sistema permanece estable mientras lo esté la corriente. 2º / Que durante el proceso de elevación de la temperatura se alcance el punto de fusión del elemento conductor o fusible. En este caso los elementos conductores empiezan a fundir en los Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión estrechamientos; cuando se produce el corte, se inicia un arco eléctrico que se alarga rápidamente, produciéndose una gran disipación de energía y un aumento rápido de la temperatura. La función del material extintor consiste en condensar los vapores metálicos, enfriando el arco, facilitando el apagado y, en el caso de corrientes alternas, dificultando el reencendido tras un paso por cero de dichas corrientes. El tiempo de funcionamiento (tfu) del fusible es el tiempo que transcurre desde que empieza a circular la corriente, que provoca la fusión, hasta que se extingue dicha corriente. Consta de dos partes: Tiempo de prearco o tiempo de fusión (tf), es el tiempo que transcurre hasta que se inicia el arco. Tiempo de arco (ta), es el tiempo que transcurre desde el inicio del arco hasta su extinción. Se verifica, por tanto: Tfu = tf + ta En los fusibles limitadores, tfu < 0,01 s. Si el valor de la corriente que se establece en el circuito es superior al poder de corte del fusible, éste no es capaz de extinguir permanentemente el arco, se disipa gran cantidad de energía y el cartucho fusible puede destruirse.

5.2. Elección del fusible. Determinación de las características adecuadas En este apartado se seguirán las mismas directrices que en los anteriores, para la correcta elección de los fusibles. Se prestará asimismo especial atención al poder de corte, según la tensión asignada o nominal. Por último, para la correcta elección de un fusible en su protección a sobreintensidades (sobrecaragas y c.c.), debe vigilarse la curva de características tiempo-corriente.

Fig. 2.15. Curva I-t para fusibles.

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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión En relación con la curva de características I (t) de los fusibles, se tienen las siguientes definiciones: Intensidad convencional de no fusión (Inf), es el valor de la corriente que el fusible puede soportar sin fundir en un tiempo dado (tiempo convencional, tc). Intensidad convencional de fusión (If), es el valor de la corriente que provoca la fusión en un tiempo dado (tiempo convencional, tc). Estos valores son importantes de cara a la protección a sobrecargas (se verá en el capítulo 3, apartado de protecciones). El valor del tiempo convencional, tc, viene fijado por la norma UNE 21-103, en función del calibre de los fusibles. Así, para fusibles tipo “g” se tiene: Intensidad asignada o nominal (A)

Tiempo convencional (h)

In≤63 63 18/30 kV Papel Impregnado 90

105

90

80

El paso de la corriente eléctrica a través de un cable eléctrico eleva la temperatura de éste a causa del calor generado por las pérdidas producidas por efecto Joule. El cable alcanza una temperatura de equilibrio cuando el calor disipado al ambiente es igual al generado por las pérdidas. La intensidad máxima admisible (Iad) en servicio permanente vendrá dada por la cantidad de calor, que por unidad de tiempo, puede evacuarse desde el cable al ambiente, estando el cable a la máxima temperatura que nos garantiza su vida útil estimada, es decir, su temperatura de régimen permanente (Trp). Así pues, dado un cable:

Fig. 3.8. Criterio térmico en un conductor.

El calor generado por efecto Joule (Pe), por unidad de tiempo, resulta: 2

Pe = p · R · I

(18)

Siendo: p: nº de conductores bajo la envolvente o cubierta común, es decir, la polaridad del cable eléctrico. R: Resistencia eléctrica, cuya expresión se vio anteriormente. I: Intensidad eléctrica.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas El calor disipado al ambiente debido a la diferencia de Tª entre el cable y el ambiente, por unidad de tiempo, resulta: Pt = ∆T/Rt

(19)

Siendo: Pt : Potencia calorífica. ∆T: Diferencia de temperatura (Tª) entre el cable eléctrico y el ambiente. Rt: Resistencia térmica, que depende del tipo de aislamiento de los conductores eléctricos, de las condiciones de instalación (enterrada, al aire, etc). Igualando ambas expresiones (18) y (19), se obtiene: 2 p · R · I = ∆T/Rt

Si sustituimos la resistencia eléctrica R por unidad de longitud por su valor, la ecuación anterior quedará:

ρ⋅

Trp − Ta 1 2 ⋅I = k⋅S Rt

De esta ecuación ya se puede despejar el valor buscado:

Iad =

K ⋅ S ⋅ (Trp − Ta ) ρ ⋅ Rt

(20)

Siendo: Iad: Intensidad máxima admisible por el conductor, en amperios (A). K: Conductividad eléctrica del material conductor. 2 S: Sección del conductor eléctrico (mm ). p: polaridad del cable eléctrico; p=1 unipolar, p=3 tripolar. ∆T: (Trp – Ta), en ºC. Este parámetro establece la diferencia de temperatura entre el cable en régimen permanente (Trp), vista en la tabla anterior en función del aislamiento del cable, y la temperatura ambiente. Ta: Temperatura ambiente, que viene fijada en nuestra normativa en 40 ºC para cables al aire y 25 ºC para cables enterrados. Las intensidades admisibles (Iad), nos vienen dadas en forma de tablas, según su aislamiento, sección, naturaleza del conductor, y a una temperatura ambiente según su instalación, al aire (40 ºC) o enterrada (25 ºC). Véanse las bases de datos del programa REDAT de dmELECT, S.L., el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión o cualquier catálogo de fabricantes de cables en Media Tensión. El lector puede apreciar fácilmente que al cambiar la Tª ambiente también varía ∆T y como consecuencia la “Iad” del cable eléctrico. Para tener en cuenta esta variación de la

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas intensidad admisible al variar la Tª ambiente, nuestra normativa fija los factores de corrección por temperatura, Fct. Rt: Resistencia térmica. La resistencia térmica es el parámetro más complejo que aparece en esta sencilla expresión (20). En su evaluación exacta habrá que considerar la transmisión de calor al ambiente por conducción (a través del material conductor, aislamiento, cubierta, etc), convección y radiación. Su desarrollo teórico es muy complejo, aún admitiendo simplificaciones, debido a esto cabe señalar que nuestra normativa nos proporciona tablas con la “Iad” en unas condiciones estándar de canalización. Para tener en cuenta variaciones de la intensidad admisible al cambiar las condiciones de instalación, debemos afectar de los factores de corrección por instalación, “Fci”. Ejemplo: conductores bajo tubo Fci = 0,8. Por todo lo expuesto, conviene señalar que en las bases de datos de REDAT de dmELECT, S.L., catálogos de fabricantes, reglamentos AT y normas UNE, podemos encontrar la intensidad admisible de cables eléctricos para Media Tensión, según la naturaleza del conductor (Cu, Al, Al-Ac), sección (mm²), polaridad (unipolares, tripolares), aislamiento y en unas condiciones estándar de canalización y Tª ambiente (40 ºC – al aire, 25 ºC – enterrada). A dicha intensidad admisible en las citadas condiciones la denominaremos “Itb”. En caso de tener condiciones de instalación y Tª ambiente diferentes, debemos afectar de los correspondientes factores de corrección, así pues la intensidad admisible de un cable en cualquier situación será: Iad = Itb · Fct · Fci

(21)

Siendo: Iad (A): Intensidad admisible real del cable eléctrico, en Amperios. Itb (A): Intensidad admisible del cable en condiciones estándar de canalización y Tª ambiente, expresada en forma de tablas, en Amperios. Fct: Factor de corrección por Tª ambiente. Véanse base de datos de REDAT de dmELECT, S.L., reglamentos AT, catálogos de fabricantes, etc. Es adimensional. Fci: Factor de corrección por instalación. Véanse base de datos de REDAT de dmELECT, S.L., reglamentos AT, catálogos de fabricantes, etc. Es adimensional. Así pues, para la correcta elección de la sección de un cable por calentamiento, debe verificarse: Ical ≤ Iad = Itb · Fct · Fci

(22)

Itbs ≥ Ical / Fct·Fci Siendo: Ical (A): Intensidad de cálculo o empleo que atraviesa un cable eléctrico, según la potencia eléctrica a suministrar, tensión de línea, etc, en Amperios. Itbs: Intensidad normalizada para una sección (mm²), según el material conductor, aislamiento, polaridad y condiciones estándar de Tª ambiente y canalización. Fct: Factor de corrección por Tª ambiente. Fci: Factor de corrección por canalización. El lector podrá comprobar que la elección de la sección de un cable por criterio térmico (calentamiento), no es determinante en la mayoría de los casos en media tensión, aunque sí obligada su comprobación. Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas

10.2 Elección de la sección por pérdida de energía. Caída de tensión En los conductores eléctricos que son recorridos por corrientes alternas se producen pérdidas de energía, como hemos podido comprobar en los epígrafes 4. Resistencia eléctrica de los conductores, 5. Inductancia, 6. Capacidad, 7. Efecto pelicular, 8. Efecto corona y 9. Conductancia transversal. Todo lo expuesto significa, que parte de la energía que transportamos por los conductores de Media Tensión no llega a los receptores, donde sería aprovechada como energía útil, transformable en mecánica o calorífica. Dicha energía se transformará en calor (aumentando la Tª de los conductores) por efecto Joule, o quedará almacenada en forma de campos magnéticos y eléctricos a lo largo del recorrido de los conductores. De todas las posibles conversiones de energía en el recorrido de los cables eléctricos, estudiadas en los epígrafes anteriores, podemos considerar con suficiente aproximación, sólo las debidas al efecto resistivo e inductivo, despreciando las demás a los niveles de tensión en los que nos movemos en media tensión. Así pues, el circuito equivalente de los cables eléctricos será:

Fig. 3.9. Circuito equivalente.

Una manifestación de la transformación de energía a lo largo de los cables, es la diferencia de tensión entre el origen de la línea y en bornes del receptor; esta diferencia es conocida como caída de tensión. Nuestra normativa de media tensión impone valores máximos para la caída de tensión, no pudiendo ser superior, entre el origen de la instalación y cualquier punto de utilización, al 5 % de la tensión nominal en origen. La caída de tensión puede expresarse en función de los parámetros de la instalación.

Fig. 3.10. Diagrama vectorial del circuito equivalente.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas Con suficiente aproximación, se tendrá para un sistema trifásico: e = U1 – U2 = √3 · I · (R·cosϕ + X·senϕ) Siendo: e: Caída de tensión, en voltios (V). I: Valor eficaz de la corriente alterna senoidal que pasa por el conductor, en amperios (A). R: Resistencia de la línea, en ohmios (Ω). R = L / K·S X: Reactancia de la línea, en ohmios (Ω). Xu = 0,33 Ω/km (conductores desnudos). Xu = 0,15 Ω/km (conductores aislados). En tanto por ciento: e (%) = e(v)/U1 · 100 Asimismo nuestra normativa en líneas de Alta Tensión nos exige expresar las pérdidas de potencia activa a lo largo de los cables eléctricos, no pudiendo ser superior al 5 % de la potencia transportada.

∆Pact = 3 · R · I² Siendo:

∆Pact: Pérdidas de potencia activa en vatios (W). R: Resistencia eléctrica del conductor en ohmios (Ω), vista en epígrafes anteriores. I: Valor eficaz de la intensidad de corriente, en amperios (A). El lector podrá comprobar que la elección de la sección de un cable por criterio de caída de tensión, pérdida de energía, no es determinante en la mayoría de los casos en media tensión, aunque sí obligada su comprobación.

11. Protección frente a sobreintensidades y sobretensiones 11.1. Introducción Cuando se diseña una línea o red de media tensión, se toman como base los valores de tensiones e intensidades que sus distintos elementos (cables, aparamenta, cargas, etc) son capaces de soportar en las condiciones normales de utilización, “Valores asignados o nominales” en dichas condiciones. No obstante, durante la explotación de cualquier instalación suelen producirse corrientes o tensiones mayores que las tomadas para el diseño. Cuando se producen estas condiciones anormales (sobreintensidades o sobretensiones), es necesario que exista algún sistema de protección que las detecte y desconecte la parte afectada. Hay que señalar que el objetivo de este epígrafe es la protección de los conductores a sobreintensidades y sobretensiones para que no superen sus máximas temperaturas permisibles y así evitar posibles incendios. La protección de personas será objeto del capítulo 5.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas

11.2. Sobrecargas Se considera que una instalación o parte de ella está sometida a una sobrecarga cuando, durante un cierto tiempo, es recorrida por una corriente mayor que la nominal o asignada, sin que exista ningún tipo de avería o fallo en la instalación. Las sobrecargas pueden ser: Sobrecargas previsibles Este tipo de sobrecargas se producen durante la utilización normal de la instalación, y son debidas a transitorios asociados al funcionamiento de ciertas cargas (transformadores, motores de inducción en MT). Normalmente la magnitud y duración de estas sobrecargas son conocidas por el proyectista. Este tipo de sobrecarga no debe producir la actuación de ningún sistema de protección. Sobrecargas no previsibles Pueden ser debidas a: A / Averías en las cargas, como deterioro de cojinetes en motores, fallo de espiras en transformadores, etc. B / Sobreutilización de la instalación, por conexión de mayor número de cargas al previsto en proyecto. C / Sobreutilización de las cargas, extrayendo una potencia mayor a la prevista en proyecto. Toda instalación eléctrica debe disponer de un sistema de protección que detecte este tipo de sobrecarga y produzca la desconexión antes de que ningún elemento de la instalación sea deteriorado. Si por un conductor eléctrico circula una corriente superior a su “Iad”, su temperatura tiende a estabilizarse en un valor mayor a su temperatura admisible, Trp (ºC). Véase 3.27, Trp (ºC) de conductores en equilibrio térmico con el ambiente. Cuando la temperatura del cable se mantiene frecuentemente por encima de su valor de régimen permanente, se acelera su proceso de envejecimiento, las propiedades dieléctricas y mecánicas del aislante se degradan y finalmente se producen defectos puntuales de aislamiento que originan cortocircuitos. En definitiva, las sobrecargas producen una reducción de la vida útil de los conductores.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas

Fig. 3.11. Temperaturas de equilibrio de un conductor eléctrico en régimen permanente.

Cuando por un conductor circula una intensidad mayor que su intensidad admisible (I > Iad), su temperatura aumenta y tiende a estabilizarse, en régimen continuo, en una temperatura superior a su temperatura de régimen permanente (Teq > Trp). Se denomina tcalent (tiempo de calentamiento del conductor), al tiempo invertido en alcanzar su temperatura admisible (Trp). Evidentemente “tcalent” disminuye cuando la intensidad es superior a la intensidad admisible (fig. 3.11.b). La condición para que un dispositivo de protección frente a sobrecargas proteja adecuadamente a un conductor es que, para todas las sobrecargas posibles, el dispositivo de protección actúe interrumpiendo la corriente del circuito antes de que el conductor alcance su temperatura admisible (Trp). tac ≤ tcalent

(26)

Siendo: tac: tiempo de actuación del dispositivo de protección. tcalent: tiempo que tarda el conductor el alcanzar Trp (ºC) para una intensidad de corriente.

Fig. 3.12. Curvas t-I; conductor y dispositivo de protección.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas Para que la protección del conductor sea efectiva y se verifique la ecuación 26, la curva de disparo del dispositivo de protección debe estar por debajo de la curva t-I del conductor. La protección a sobrecargas en media tensión puede ser realizada por los siguientes dispositivos: - Interruptor automático con disparador directo de sobreintensidad de tiempo inverso. - Relé de sobreintensidad de tiempo inverso asociado al disparador secundario o indirecto de un interruptor automático. - Relé de sobreintensidad de tiempo inverso asociado a un disparador electromecánico (electroimán), el cual libera el dispositivo de retención de un interruptor seccionador. - Fusibles tipo “g”. Conviene señalar en este punto, que en Alta Tensión, para relés de sobreintensidad de tiempo inverso o a tiempo dependiente, se suelen utilizar 3 familias de curvas, curva normalmente inversa, curva muy inversa y curva extremadamente inversa. La expresión analítica t-I para estas familias de curvas es: n’ t (s) = k’ / (I/Ia) -1

Siendo: t (s): tiempo de disparo en segundos. I (A): Valor de la sobreintensidad en amperios. Ia (A): Intensidad mínima de disparo del relé, intensidad de regulación mínima o intensidad de arranque del dispositivo de protección, en amperios. K’: constante que depende del tipo de curva (normalmente inversa, muy inversa o extremadamente inversa). Tiene la posibilidad de ser regulada en cada familia. n’: constante que depende del tipo de curva; su valor normalmente suele ser: n’: 2 (extremadamente inversa) n’: 1 (muy inversa) n’: 0,02 (inversa) Según todo lo expuesto y dado que la condición teórica de protección a sobrecargas (curva t-I del dispositivo de protección por debajo de curva t-I del conductor) es difícil de aplicar, pues normalmente no se conoce la característica t-I de los conductores al depender de las condiciones de instalación, la norma UNE 20460 establece un criterio de fácil aplicación para verificar la protección a sobrecargas. Se considera que un dispositivo protege a sobrecargas si se verifican las dos condiciones siguientes: 1/ Ical ≤ In ≤ Iad 2/ Id ≤ 1,45 Iad Siendo: Ical: Intensidad de cálculo o empleo que circula por el conductor, mayorada según el tipo de carga a alimentar (motores, etc), en amperios.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas In: Intensidad de ajuste del relé o disparador de sobreintensidad, en amperios. En los aparatos sin posibilidad de ajuste, como los fusibles o interruptores magnetotérmicos de curva térmica fija, se toma su In. Iad: Intensidad admisible del conductor a proteger, afectada de sus factores de corrección por temperatura e instalación, en amperios. Id: Intensidad de disparo o de arranque del dispositivo de protección, InxI>. En el caso de fusibles tipo “g”, será la intensidad convencional de fusión 1,6 In, en amperios. El lector podrá comprobar que dadas las secciones a utilizar en alta tensión, se verificarán sin problema las dos condiciones señaladas.

11.3. Cortocircuitos Los cortocircuitos serán analizados como defectos francos. Según la MIE RAT 01, se definen como contactos entre partes de la instalación a distinto potencial, con impedancia de defecto nula o despreciable. Al considerar la impedancia de defecto nula, los cortocircuitos suelen dar lugar a grandes sobreintensidades, las cuales provocan una elevación de Tª (ºC) de los conductores (efecto térmico). Los conductores no podrán superar su máxima temperatura, denominada Tcc (ºC). AISLAMIENTO

PVC

XLPE

Tcc (ºC)

160

250

HEPR HEPR EPR U0/U ≤ 18/30 kV U0/U > 18/30 kV Papel Impregnado 250

250

250

220

Asimismo, los cortocircuitos producen efectos electrodinámicos debido a las fuerzas de atracción o repulsión. Las causas más frecuentes de los cortocircuitos son: 1 / Fallos de aislamiento. Los fallos de aislamiento entre dos partes activas o una parte activa y masa, pueden ser provocados por sobreintensidades, o pueden tener origen mecánico (fallos de fijación, accidentes, etc). 2 / Defectos en las cargas conectadas. Parte de los cortocircuitos están provocados por averías en las cargas o por conexión incorrecta de las mismas. Asimismo pueden presentarse cortocircuitos por conexiones incorrectas en la instalación. Para una correcta protección a cortocircuitos deben existir dispositivos capaces de cortar toda corriente de cortocircuito antes de que los conductores sufran ningún daño, esto es, no superen su temperatura de cortocircuito (Tcc, ºC). Los dispositivos de protección frente a cortocircuitos se instalan en el origen de las líneas. La protección a cortocircuitos en media tensión puede ser realizada por los siguientes dispositivos: - Interruptor automático con disparador directo electromagnético. - Relé a tiempo independiente asociado al disparador indirecto o secundario de un interruptor automático.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas - Relé a tiempo independiente asociado a un disparador electromecánico (electroimán), el cual libera el dispositivo de retención de un interruptor-seccionador. - Fusibles tipo “g” o “a”. Nota: En los relés o disparadores existe la posibilidad de ajustar o regular la intensidad de actuación (InxI>>), así como el tiempo de actuación, normalmente 0,1 s. Según lo expuesto, estamos en disposición de comprobar en Alta Tensión, tanto el poder de corte de las protecciones como la sección necesaria de los conductores para poder soportar la máxima intensidad de cortocircuito, durante el tiempo que permanece dicha corriente. Así pues, necesitamos: a/ Potencia de c.c. en MVA para la red en estudio. Dato proporcionado por la compañía suministradora de electricidad. b/ Tiempo en segundos de duración del c.c. o falta. Este dato también suele ser proporcionado por la compañía suministradora de electricidad. Aunque los relés de tiempo independiente suelen ser de actuación rápida, para intensidades superiores a la de arranque (normalmente 0,1 s), debemos basarnos en los datos más desfavorables de la compañía suministradora, la cual conoce el tiempo de actuación de sus relés, así como el empleo de reenganche rápido. c/ Intensidad de cortocircuito (Icccs, A) soportada por el conductor a proteger, durante el tiempo de duración del defecto. Dicha intensidad dependerá del material conductor, aislamiento, sección, etc. Para poder determinar este punto y comprobar que la solicitación térmica a cortocircuito es soportada por el conductor, debemos recordar que considerando el c.c. como defecto franco, el cual dará lugar a grandes sobreintensidades, el conductor no tiene tiempo de establecer un equilibrio térmico con el ambiente, y debemos desconectar antes los defectos. En estas condiciones se establece una conversión de energía en régimen adiabático. La energía disipada por efecto Joule durante el c.c. será absorbida por el conductor aumentando su Tª (ºC). El límite de este proceso vendrá impuesto por la temperatura de cortocircuito Tcc (ºC) del conductor. Dicho balance energético será:

Icccs =

kc ⋅ S tcc

(28)

Siendo: Icccs: Intensidad de c.c. en amperios soportada por un conductor de sección “S” en un tiempo determinado tcc, en amperios (A). S: Sección del conductor, en mm². tcc: Tiempo máximo de duración del c.c., en segundos. Kc: Constante del conductor, que depende de la naturaleza del elemento conductor, aislamiento, etc. * Polietileno reticulado, Etileno-propileno y Etileno-propileno de alto módulo con U0/U > 18/30 kV. - Kc Cu = 143; Kc Al = 94.

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas * Etileno-propileno de alto módulo con U0/U ≤ 18/30 kV. - Kc Cu = 135; Kc Al = 89. * PVC, Sección ≤ 300 mm². - Kc Cu = 115; Kc Al = 76. * PVC, Sección > 300 mm². - Kc Cu = 102; Kc Al = 68. * Papel impregnado. - Nivel de aislamiento ≤ 12/20 kV; Kc Cu = 113; Kc Al = 74. - Nivel de aislamiento de 15/25 a 18/30 kV; Kc Cu = 101; Kc Al = 66. - Nivel de aislamiento 26/45 kV; Kc Cu = 109; Kc Al = 71. - Nivel de aislamiento 36/66 kV; Kc Cu = 112; Kc Al = 74. * Conductores desnudos. - Kc Cu = 164. - Kc Al = 107. - Kc Al-Ac = 135. Para que la red quede protegida a c.c. debe cumplirse: A / El poder de corte (P.deC.) de los elementos de protección debe ser mayor o igual que la máxima intensidad de c.c. (P.deC. ≥ IpccM). B / Los conductores deben soportar la máxima intensidad de cortocircuito durante la duración de éste (Icccs ≥ IpccM). Ejemplo Se pretende determinar la sección mínima que cumple a c.c. en una red con potencia de c.c. Scc = 500 MVA, tiempo máximo de duración de la falta tcc = 1 s, empleando conductores de Al y aislamiento DHZ1, tensión 25 kV. Según la expresión (28): Icccs = Kc · S / √tcc ≥ IpccM S ≥ IpccM · √tcc / Kc ; Kc Al = 94, tcc = 1 s IpccM = Scc · 1000 / √3 · U = 500 · 1000 / 1,732 · 25 = 11547,3 A. S ≥ 11547,3 · 1 / 94 = 122,84 mm² En este punto queda de manifiesto como la solicitación térmica a c.c. en los conductores de media tensión es determinante a la hora de elegir las secciones. Esto explica porqué muchas compañías eléctricas para conductores de Al DHZ1, conociendo sus redes, imponen como secciones a utilizar 150, 240 y 400 mm².

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Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas

11.4. Sobretensiones Las sobretensiones en las redes de Media Tensión pueden ser debidas a: 1 / Descargas atmosféricas. La caída de rayos en las líneas aéreas de transporte o distribución producen sobretensiones que se propagan por el sistema eléctrico, pudiendo afectar a conductores y equipos. 2 / Maniobras en las redes de transporte y distribución. Las maniobras de conexión y desconexión de cargas en líneas de transporte y distribución, ya sea debido a la explotación de la línea o a la aparición de faltas o defectos que provocan desconexiones y reenganches, originan sobretensiones que son mayores cuanto mayor es la tensión nominal de la línea. Las sobretensiones elevadas, originadas por descargas atmosféricas o maniobras en las redes de Alta Tensión, pueden perforar los aislantes de los cables, devanados de máquinas, etc., dejándolos inservibles. La protección de instalaciones y equipos frente a sobretensiones de tipo transitorio, como las descritas, se realiza mediante “limitadores de sobretensión”, también llamados pararrayos o autoválvulas, conectados entre las partes activas del elemento a proteger y tierra. Actualmente se utilizan los limitadores de sobretensión de óxidos metálicos. Cuando la tensión aplicada entre sus extremos es menor que un valor umbral “U0“ (parámetro característico del limitador), el limitador presenta una impedancia muy elevada, derivándose a tierra una corriente muy pequeña. Cuando la tensión entre sus extremos supera el valor umbral, el limitador pasa al estado de conducción, comportándose como una resistencia no lineal de pequeño valor. En el estado de conducción, entre los extremos del limitador se mantiene una tensión residual Ur, que depende del limitador, de la resistencia de puesta a tierra de éste, etc.

Fig. 3.13. Protección frente a sobretensiones.

Para proteger adecuadamente una línea o aparato de tensión nominal “Un” y tensión de aislamiento Ua (rigidez dieléctrica), se deben cumplir las siguientes condiciones. 1/ Un < U0 < Ua 2/ Ur < Ua 3/ La resistencia de puesta a tierra debe ser menor de 10 Ω. 66

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Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión

CAPITULO 4. INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA EN ALTA TENSION. 1. INTRODUCCION. 2. FINALIDAD DE LA PUESTA A TIERRA EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS. 3. PARAMETROS QUE CARACTERIZAN UNA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA. 4. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA EN CENTROS DE TRANSFORMACION. 4.1. DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DE LAS MASAS EN M.T. 4.1.1. CALCULO DE PARAMETROS CARACTERISTICOS DE LA PUESTA A TIERRA CON ELECTRODOS TIPO. 4.1.2. VALORES MAXIMOS ADMISIBLES PARA LAS TENSIONES DE CONTACTO Y DE PASO. 4.1.3. CONDICIONES DE SEGURIDAD. 4.1.4. ADOPCION DE MEDIDAS ADICIONALES DE SEGURIDAD. 4.2. PUESTA A TIERRA DE LOS ELEMENTOS CONDUCTORES DEL EQUIPO DE BAJA TENSION EN EL INTERIOR DEL C.T. 4.3. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO DEL TRANSFORMADOR. 4.3.1. LINEA PRINCIPAL DE TIERRA. 4.3.2. ELECTRODOS. 4.3.3. SEPARACION ENTRE LA TOMA DE TIERRA DE LAS MASAS DEL C.T. Y LA TOMA DE TIERRA DEL NEUTRO. 5. PUESTA A TIERRA DE LOS APOYOS DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA TENSION. 6. EJEMPLO DE PUESTA A TIERRA EN CENTROS DE TRANSFORMACION.

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Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión

Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión 1. Introducción En este capítulo se exponen los conceptos básicos relativos a las instalaciones de puesta a tierra de las masas en centros de transformación (tipo interior o tipo intemperie sobre poste) y puesta a tierra de los apoyos de líneas aéreas de alta tensión, todo ello con objeto de garantizar la seguridad de personas y bienes. Para su desarrollo se han tenido en cuenta: - Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, ITC-LAT 07, apdo. 7. - Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación. MIE RAT 13. - Recomendación UNESA. “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra en centros de transformación conectados a redes de tercera categoría”.

2. Finalidad de la puesta a tierra en los sistemas eléctricos Básicamente en un sistema eléctrico, con objeto de garantizar la seguridad de personas y bienes, los elementos que se conectan a tierra son: - Neutros de generadores y transformadores. Su finalidad fue expuesta con detalle en el capítulo 3, en la sección dedicada a la elección del nivel de aislamiento de conductores. - Elementos de protección, como pararrayos, seccionadores de puesta a tierra, etc. Su finalidad fue expuesta en el capítulo 2, Aparamenta de conexión y desconexión y en capítulo 3, Apartado de protecciones. - Masas. La puesta a tierra de las masas de alta tensión es el objeto fundamental de este capítulo. La MIE RAT 01 define como “Masa” al conjunto de partes metálicas de un aparato o instalación eléctrica que en condiciones normales están aisladas de las partes activas, pero que son susceptibles de ser puestas bajo tensión por fallos de aislamiento o por accidentes durante la explotación de la instalación eléctrica. Por ejemplo, son masas las envolventes metálicas de aparatos eléctricos, los cuadros metálicos que contienen aparamenta, soportes metálicos de canalizaciones, etc. Conviene recordar que en un fallo de aislamiento una masa queda a una tensión con respecto a tierra y ésta puede ser accesible por una persona, derivándose a través de ésta una corriente a tierra que puede producir graves daños. Una instalación se considera segura si se garantiza que en caso de aparecer una tensión de defecto, en cualquier parte accesible a las personas, será eliminada por las protecciones en un tiempo inferior al deducido de la curva de seguridad. En la fig. 4.1. se muestra la curva de seguridad adoptada por las normas UNE 20460 y CEI 364 para las condiciones de contacto seco y extenso (100 cm²) entre mano izquierda y pies:

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Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión

Fig. 4.1. Curva de seguridad.

Como valores destacados de este curva podemos señalar: A / Uc = 50 V. Será soportada por una persona tiempos superiores a 5 s. B / Uc = 115 V. Sólo podrá ser soportada por una persona 0,20 s. C / Uc = 230 V. Sólo podrá ser soportada por una persona 0,05 s (50 ms). Según lo expuesto, cuanto mayor es el valor eficaz de la tensión de contacto a la que podemos quedar expuestos menos tiempo somos capaces de soportarla. Así pues, es lógico que para garantizar la seguridad de personas y bienes se busquen sistemas encaminados por un lado a que las tensiones de contacto sean lo más bajas posibles y por otro lado combinar con mecanismos de protección capaces de detectar el cambio producido en alguna variable de la instalación eléctrica al producirse un defecto de aislamiento, de tal forma que puedan desconectar o eliminar la falta en tiempos inferiores a los deducidos de la curva de seguridad (tiempos que somos capaces de soportar para una tensión de contacto dada). Con esta idea básica, estamos preparados en este punto para justificar la finalidad de la puesta a tierra de las masas.

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69

Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión

Fig. 4.2. Masas no conectadas a tierra.

Cuando un fallo de aislamiento o un accidente afecta a una masa no conectada a tierra, la masa queda a una tensión con respecto a tierra, UMT = Ud = UFN (en sistemas con neutro puesto a tierra y considerando impedancia de defecto y de líneas despreciable). Cualquier persona que entre en contacto con la masa y se apoye en el suelo quedará sometida a esta tensión, de forma que:

Ip =

U

FN

R

(1)

H

Siendo: Ip = Intensidad en amperios (A) que se deriva a través de la persona. UFN = Tensión Fase-neutro o tensión simple, en voltios (V). RH = Resistencia de la persona en ohmios (Ω). La MIE RAT 13 considera como resistencia del cuerpo humano 1.000 ohmios.

Fig. 4.3. Masas conectadas a tierra a través de Rt.

70

Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión En cambio, cuando un defecto de aislamiento o un accidente afecta a una masa conectada a tierra (ver fig. 4.3.), la masa queda a una tensión respecto a tierra UMT = Uc; en este caso la Id que se establece a través de la resistencia a tierra de las masas será:

Id =

U R

N

FN

R

+

(2)

t

La tensión de contacto o masa-tierra a la que quedan sometidas las masas será:

Uc = Rt ⋅ Id Uc = U

FN

⋅

(3)

R R

N

t

+

R

Ia Id = U / 1,732·√(Rt² + Xn²) Sustituyendo valores, de estas dos condiciones se obtiene: Rtmax = 16,65 Ω. Id = 480,58 A. 6.2.2. Selección del electrodo tipo. Según los valores anteriores, el valor unitario máximo de la resistencia de puesta a tierra del electrodo será: Kr ≤ Rt / ρ = 16,65 Ω / 300 Ω·m = 0,0555 Ω / Ω·m Según las características del CT 5,00x4,00 m, se utilizará un electrodo en anillo formado por: -

conductor desnudo de Cu de 50 mm² (5,00x4,00 m) enterrado a una profundidad de 0,5 m.

-

se completará con 8 picas de diámetro 14 mm, Cu, en los vértices y puntos medios del rectángulo, de una longitud Lp = 6 m.

Según lo señalado y teniendo en cuenta el electrodo tipo del documento UNESA (apdo. 4.1 del presente capítulo), se tiene: - Parámetros característicos del electrodo. - De la resistencia: Kr = 0,050 Ω / Ω·m - De la tensión de paso: Kp = 0,0097 V / Ω·m·A - De la tensión de contacto: Kc = Kpacc = 0,0161 V / Ω·m·A 6.2.3. Medidas adicionales de seguridad.

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93

Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión a) En el suelo del CT se instalará un mallazo de redondos de ∅ 4 mm, con retícula 0,30x0,30 m, cubierto por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a dos puntos opuestos del electrodo de puesta a tierra de protección del C.T. b) Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del centro no tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión, debido a defectos o averías. 6.2.4. Valores de la resistencia de puesta a tierra Rt, intensidad de defecto Id y tensiones de paso Vp, Vpacc, del electrodo tipo seleccionado, para la resistividad del terreno medida ρ. - Rt = Kr · ρ = 0,050 · 300 = 15 Ω - Id = U / 1,732·√(Rt² + Xn²) = 25.000 / 1,732·√(15² + 25²) = 495 A - Tensión de paso en el exterior. Vp = Kp · ρ · Id = 0,0097 · 300 · 495 = 1.440,45 V. - Tensión de paso en el acceso al CT. Vpacc = Vcext = Kc · ρ · Id = 0,0161 · 300 · 495 = 2.390,85 V. - Tensión de defecto máxima. Ud = Rt · Id = 15 x 495 = 7.425 V. 6.2.5. Determinación de valores admisibles. a) Duración total de la falta. - Desconexión inicial (relé a tiempo dependiente). n t1 = k / (Id/Ia) - 1 = 40 / (495/60)² - 1 = 0,6 s.

- 2ª Desconexión (relé a tiempo independiente). t2 = 0,5 s - t = t1 + t2 = 1,1 s b) Según MIE RAT 0,9 < t ≤ 3. - t = 1,1 s → k = 78,5 ; n = 0,18. - Tensión de paso admisible en el exterior: Vpad = 10 k / tn · (1 + 6ρ /1000) = 10 · 78,5 / 1,10,18 (1 + 6·300/1000) = 2.160,6 V - Tensión de paso admisible en el acceso al CT: n 0,18 (1 + 3·300+3·3000/1000) Vpaccd = 10 k / t · (1 + 3ρ+ 3ρH /1000) = 10·78,5/1,1 Vpaccd = 8.411 V.

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Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión

6.3. Comprobación que los valores calculados satisfacen las condiciones exigidas 6.3.1. Tensiones de paso y contacto en el interior. Dado que se han adoptado las medidas adicionales de seguridad señaladas en el apartado 6.2.3. a), no será necesario calcular las tensiones de paso y contacto en el interior, ya que éstas serán prácticamente cero. 6.3.2. Tensiones de contacto en el exterior. Dado que se han adoptado las medidas adicionales de seguridad señaladas, apartado 6.2.3. b), no será preciso calcular la tensión de contacto exterior, ya que ésta será prácticamente cero. 6.3.3. Tensión de paso en el exterior y de paso en el acceso al C.T. Valor calculado Vp = 1.440,45 V Vpacc = 2390,85 V

Condición ≤ ≤

Valor admisible Vpad = 2.160,6 V Vpaccd = 8.411 V

6.3.4. Tensión e intensidad de defecto. Valor calculado Vd = 7.425 V Id = 495 V

Condición ≤ >

Valor admisible Vbt = 8.000 V 1º/ 60 A. 2º/ 60 A.

NOTA FINAL Conviene señalar por último, que en el ejemplo estudiado se ha empleado un electrodo tipo anillo o malla, ya que se trataba de un C.T. aislado. En caso de no poder ser utilizado un electrodo en anillo enterrado en el suelo del C.T., por estar éste ocupado, la recomendación UNESA da la posibilidad de obtener los parámetros característicos de electrodos de puesta a tierra para el caso en que se utilicen picas en hilera unidas por un conductor horizontal. El libro de UNESA supone que el cable de tierra va aislado hasta la primera pica, para evitar un reparto de tensiones, no estudiadas, en su recorrido. Con este tipo de electrodo se pueden adoptar dos disposiciones: 1 / La primera y más frecuente, consiste en colocar picas cercanas al CT delante de la puerta de acceso. En este caso, el lector habrá observado que la tensión de paso en el acceso al C.T. es prácticamente nula. 2 / La segunda disposición consiste en colocar las picas lejanas al C.T. En este caso el lector observará que la tensión de paso en el acceso al CT (Vpacc), coincide con la máxima tensión de defecto, Vd = Rt · Id. Al ser conocidas en ambas disposiciones la tensión de paso en el acceso al CT (Vpacc), el libro de UNESA da solamente, en este caso, el valor de kp para calcular la tensión de paso Vp y kr para la resistencia a tierra (Rt). Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión

Fig. 14.1. Hilera de picas cercana al CT

Fig. 14.2. Hilera de picas alejadas del CT

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

CAPITULO 5. CALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA TENSION. 1. INTRODUCCION. 2. ECUACION GENERAL DE UN CABLE TENDIDO ENTRE DOS PUNTOS. 2.1. ECUACION GENERAL. 2.2. LONGITUD DEL CABLE. 2.3. EXPRESION DE LA TENSION DEL CABLE EN UN PUNTO EN FUNCION DE LA ORDENADA DE DICHO PUNTO. 2.4. FLECHA DEL CABLE. 2.5. APROXIMACION POR EL METODO DE LA PARABOLA. 2.6. GENERALIZACION DEL METODO DE LA CATENARIA PARA VANOS DE GRAN LONGITUD Y DESNIVEL. 3. CALCULO DE CONDUCTORES. 3.1. CALCULO DE LA TENSION MAXIMA ADMISIBLE. 3.2. FLECHAS MAXIMAS DE LOS CONDUCTORES Y CABLES DE TIERRA. 3.3. COMPROBACION DE FENOMENOS VIBRATORIOS. 3.4. COMPROBACIONES VARIAS. 3.5. ECUACION DE CAMBIO DE CONDICIONES. 3.6. VANO IDEAL DE REGULACION. 3.7. GENERALIZACION DE LA ECUACION DEL CAMBIO DE CONDICIONES POR EL METODO DE LA CATENARIA. 4. CALCULO DE APOYOS. 4.1. INTRODUCCION. 4.2. HIPOTESIS DE CALCULO. 4.3. ACCIONES A CONSIDERAR. 4.3.1. CARGAS VERTICALES. 4.3.2. CARGAS HORIZONTALES. 4.4. ELECCION DEL APOYO.

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión 5. CALCULO DE CIMENTACIONES 5.1. MOMENTO ABSORBIDO POR LA CIMENTACION. 5.2. MOMENTO DEBIDO AL ESFUERZO EN PUNTA. 5.3. MOMENTO DEBIDO AL VIENTO SOBRE EL APOYO. 6. CADENAS DE AISLADORES 6.1. CALCULO ELECTRICO. 6.2. CALCULO MECANICO. 6.3. ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION. 7. DISTANCIAS DE SEGURIDAD. 7.1. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL TERRENO. 7.2. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES ENTRE SI. 7.3. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL APOYO. 8. CRUZAMIENTOS Y PARALELISMOS. 9. OTROS CABLES.

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

Capitulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión 1. Introducción En los capítulos anteriores se ha abordado el cálculo eléctrico completo para líneas eléctricas de Alta Tensión, conceptos, aparamenta, elección de secciones, protección de las líneas (sobreintensidades y sobretensiones), protección de las personas (puesta a tierra), etc. En el caso de líneas eléctricas con conductores aislados sería suficiente con lo expuesto, no obstante muchas de las líneas a las que los técnicos tienen acceso, en cuanto a la realización de proyectos o direcciones técnicas de obra, se realizan mediante conductores desnudos sustentados por apoyos (empotrados en el terreno) mediante cadenas de aisladores. Este sistema, utilizado en la red nacional de transporte de energía eléctrica, electrificación rural o traída de energía eléctrica hasta los núcleos urbanos, obliga a mantener distancias de seguridad entre conductores, conductores y apoyos (masas) y al terreno (véase apdo. 5 de la ITC-LAT 07). Dado que los conductores de Cu y Al por sí solos no suelen estar preparados para las solicitaciones mecánicas necesarias y así poder cumplir con las distancias mencionadas, se mejoran estas características mediante la fabricación de conductores de alma de acero (Al-Ac). Así pues, según lo expuesto, en las líneas eléctricas aéreas habrá que completar con el cálculo mecánico (conductores, apoyos, cimentaciones, etc), objetivo de este capítulo.

2. Ecuación general de un cable tendido entre dos puntos 2.1. Ecuación general Para poder resolver con éxito todo lo referente al cálculo mecánico y aplicar correctamente el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de Alta Tensión, comenzaremos por lo más elemental, que es la obtención de la ecuación a la que responde un cable tendido entre dos puntos.

Fig. 5.1. Cable tendido entre dos puntos.

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Dado el cable de la fig. 5.1. sustentado por los puntos A y B, tomamos un diferencial de →

longitud

dl . Se tendrá: → → → T + T + p ⋅ dl = 0 C

D

Siendo p el peso unitario del cable. Proyectando según los ejes del plano que contiene el cable, se obtiene: x; TDx – TCx = 0 y; TDy – TCy = p·dl

TDx = TCx + d Tx TDy = TCy + d Ty

TCx + d Tx - TCx = 0 TCy + d Ty - TCy = p·dl

De donde: (1) (2)

dTx = 0 dTy = p·dl

Expresando Tx y Ty en función de la tensión T en el punto en estudio.

dx dx ; Tx = T ⋅ cos α = T ⋅ dl dl dy dy sen α = ; Ty = T ⋅ sen α = T ⋅ dl dl cos α =

Sustituyendo en (1) y (2):

 dx  dTx = d  T ⋅  = 0  dl  dx Tx = T ⋅ = cte = Th dl Esta primera ecuación diferencial nos indica que la tensión horizontal (eje X) se mantiene constante a lo largo del cable.

dTy = p ⋅ dl

100

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

 dy  d  T ⋅  = p ⋅ dl  dl  Dado que:

T = Th ⋅

dl dx

dl dy   d  Th ⋅ ⋅  = p ⋅ dl dx dl    dy  Th ⋅ d   = p ⋅ dl  dx  Th = c = cte p

(3) (4)

Esta última ecuación es el parámetro característico de la catenaria. Asimismo.

dy = y' = u dx 2

 dy  dl = d 2 x + d 2 y = dx 1 +   = dx 1 + u 2  dx  Sustituyendo en (3):

du 1+ u

2

=

dx c

(5) Ecuación diferencial del cable entre dos puntos.

Integrando (5), se tienen las dos soluciones siguientes:

x − x0 ln u + 1 + u 2  =   c

(6)

x − x0 ln − u + 1 + u 2  = −   c

(7)

Si en el plano que contiene el cable tomamos como referencia de ejes, el “eje y” pasando por el punto más bajo de la catenaria (vértice de ésta).

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101

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

Así pues:

(8)

x ln u + 1 + u 2  =   c

(9)

x ln − u + 1 + u 2  = −   c

x

u + 1+ u 2 = e c

2

− u + 1+ u =

−x ec

Restando ambos miembros de las ecuaciones: x

2u = e c − e x

ec −e u= 2 x u = senh c

−x c

−x c

Deshaciendo el cambio de variable.

u=

dy dx

dy = senh

x dx c

De donde:

y = c ⋅ cosh

102

x c

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Ecuación de la catenaria, o forma que toma el cable sustentado entre dos puntos. Gráficamente:

2.2. Longitud del cable Una vez vista la expresión de la ecuación de la catenaria o ecuación general de un cable tendido entre dos puntos, veamos la longitud real del conductor. Según vimos:

dl = dx 1 + u 2 x

ec +e 1+ u = 2 2

−x c

= cosh

x c

De donde:

x dl = cosh ⋅ dx c Integrando y considerando que l=0 para xv=0, se tiene:

l = c ⋅ senh

x c

(11)

Expresión de la longitud real del cable.

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

2.3. Expresión de la tensión del cable en un punto en función de la ordenada de dicho punto

Fig. 5.2. Tensión del cable en un punto y flecha máxima.

Según las expresiones vistas en los epígrafes anteriores:

Tc ⋅

dx c = Th = p ⋅ c dl

dl = dx 1 + u 2 = dx ⋅ cosh

x c

De donde:

Tc = p ⋅ c ⋅ cosh

x c

Tc = p ⋅ yc Generalizando:

T = p⋅ y

(12)

Siendo: T: Tensión en el punto considerado (daN). p: Peso unitario del cable (con o sin sobrecarga) (daN/m). y: Ordenada en el punto considerado (m). Según se aprecia en la expresión (12), la tensión en un punto del cable es proporcional a la ordenada de dicho punto.

104

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

2.4. Flecha del cable En los epígrafes anteriores se vio que la forma que adopta un cable bajo la acción del campo gravitatorio (peso propio más sobrecarga), y sujeto en dos puntos (A y B), obedece a la ecuación de la catenaria (ver fig. 5.2.). Dado que los conductores deben guardar unas distancias mínimas al terreno, según apdo. 5 de la ITC-LAT 07, necesitamos definir el concepto de flecha. Llamamos flecha “f” a la distancia vertical entre un punto de la curva del cable o conductor y la recta que une los puntos de sujeción. La flecha máxima será por tanto dicha distancia vertical máxima. Según la fig. 5.2. y considerando vano a nivel (misma altura en los puntos de sujeción), la flecha máxima será:

fm = y B − c y B = c ⋅ cosh

xB c

De donde:

x   fm = c ⋅  cosh B − 1  c  

(13)

Flecha máxima en un vano a nivel.

2.5. Aproximación por el método de la parábola En una línea eléctrica aérea los conductores son sustentados por apoyos. Los conductores son tendidos ejerciendo sobre los mismos una determinada tracción mecánica. Los conductores, debido al peso propio y a las sobrecargas, hemos demostrado que adoptan la forma de una catenaria (cosenos y senos hiperbólicos). No obstante, en la práctica, para simplificar los cálculos, sobre todo antes de la aparición del ordenador, se adoptan simplificaciones de las ecuaciones deducidas anteriormente. Así pues, si desarrollamos en serie de polinomios el coseno y seno hiperbólicos, se tiene: 2

4

cosh

x 1  x 1 x = 1 +   +   + ...... c 2!  c  4!  c 

senh

x x 1  x = +   + ...... c c 3!  c 

3

Si nos quedamos con los dos primeros miembros:

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

cosh

x x2 = 1+ 2 c 2c

senh

x x x3 = + c c 6c 3

La expresión de la curva del cable o conductor:

x2 2c

y =c+

c=

Th p

y=

Th x 2 ⋅ p + p 2 ⋅ Th

La expresión de la longitud de un tramo de conductor:

l = x+

x3 6c 2

La longitud total de un cable en un vano (entre dos puntos de sujeción) y considerando dicho vano a nivel:

LT = 2l x=

a , vano a nivel. 2

L=a+

a3 ⋅ p2 24 ⋅ Th 2

(17)

La flecha máxima para vanos a nivel y por aproximación a la parábola:

 x2B  x2B fm = c1 + 2 − 1 =  2⋅c  2c   Siendo en este caso:

xB =

106

a 2

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

fm =

a2 ⋅ p 8 ⋅ Th

(18)

Expresión de la flecha máxima para un vano a nivel y por aproximación, de la curva adoptada del cable, a la parábola. Aunque esta expresión es muy utilizada en el cálculo mecánico, hemos demostrado que es una aproximación y en rigor no introduce mucho error para vanos en los que a/2c es pequeño (menor de 0,5). En las expresiones vistas: L: Longitud del cable en un vano (m). F: Flecha máxima del conductor (m). a: Proyección horizontal del vano (distancia entre dos apoyos consecutivos) (m). Th: Componente horizontal de la tensión a lo largo del vano, que según vimos por las condiciones de equilibrio estático es constante a lo largo del vano (daN). p: Peso unitario del conductor con o sin sobrecarga (daN/m).

2.6. Generalización del método de la catenaria para vanos de gran longitud y desnivel Los métodos de cálculo por aproximación a parábola y considerando las fórmulas simplificadas para vanos a nivel introducen errores apreciables cuando se aborda el cálculo de vanos de gran longitud y desnivel, vanos reales que con frecuencia se presentan en el cálculo mecánico de líneas eléctricas de Alta Tensión. Por este motivo dmELECT, aborda el cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas por el método de la catenaria (véase programa de cálculo CMAT de dmELECT, S.L.). Dicho método permite evaluar el comportamiento real de una línea aérea para vanos de cualquier longitud y desnivel.

Fig. 5.3. Vano desnivelado de gran longitud.

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107

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Sea el vano de la fig. 5.3., tendido entre los puntos de fijación A y B, ejerciendo sobre el mismo una determinada tracción mecánica. El vano es la distancia entre dos apoyos consecutivos, siendo “b” la distancia real y “a” la proyección horizontal de dicha distancia. “h” es el desnivel entre los puntos de sujeción de los conductores del vano. Adoptaremos el siguiente criterio de signos: h será positivo cuando el apoyo final del vano esté más alto que el apoyo inicial de ese vano. Como se verá más adelante, nuestro reglamento de Líneas de AT impone unos valores límites para la tensión máxima del conductor. Conviene recordar en este punto que la tensión máxima en un vano desnivelado se dará en uno de los puntos de sujeción del conductor y por tanto puede ser de valor muy diferente a la tensión horizontal Th (tensión en el vértice de la catenaria, punto más bajo de ésta), ya que:

PT es el peso total del conductor en el vano considerado (daN). PA es la componente vertical de la tensión en el punto A (daN). PB es la componente vertical de la tensión en el punto B (daN). Según los ejes de coordenadas tomados de referencia, se tiene: PA = - LA · p PB = LB · p “p” es el peso por metro lineal de conductor en las condiciones consideradas (con o sin sobrecarga) en daN/m. LA es la longitud del conductor que gravita sobre A, desde el vértice de la catenaria (v) hasta el apoyo A, en m. LB es la longitud del conductor que gravita sobre B, desde el vértice de la catenaria (v) hasta el apoyo B, en m. Según la figura 5.3. y utilizando el concepto del punto medio “m”, punto que divide la proyección horizontal del vano “a” en dos partes iguales “a/2”, se tiene:

108

XA = Xm – a/2

(19)

XB = Xm + a/2

(20) Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Según la expresión (8):

Xm = c ⋅ ln u + 1 + u 2    Tomando el valor de “u” para este punto medio “m”:

u=

h a/2 2 ⋅ c ⋅ senh   c 

X L A = c ⋅ senh A  c

X  ; L B = c ⋅ senh B  c 

  

Lt = L B − L A  Xm − a / 2   Xm + a / 2  Lt = c ⋅ senh   − c ⋅ senh c c     Siendo c =

(22)

Th , en las condiciones de trabajo consideradas. p

De la misma forma, la tensión en los puntos de fijación de los conductores, será:

 Xm − a / 2  T A = p ⋅ y A = p ⋅ c ⋅ cosh  c  

(23)

 Xm + a / 2  T B = p ⋅ y B = p ⋅ c ⋅ cosh  c  

(24)

Por último, generalizamos para la obtención de la flecha en vanos desnivelados y por el método de la catenaria:

h  fm = y B − y fm −  ( X B − Xfm ) a 

(25)

X B = Xm + a / 2 2  h h Xfm = c ⋅ ln + 1 +   a a 

   

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109

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

 Xfm  yfm = c ⋅ cosh   c 

3. Cálculo de conductores 3.1. Cálculo de la tensión máxima admisible Según lo visto en epígrafes anteriores, estamos en condiciones de abordar el cálculo mecánico de conductores. Para ello seguiremos el apdo. 3.2.1. de la ITC-LAT 07, en cuyo primer párrafo señala: La tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior a su carga de rotura mínima dividida por 2,5 si se trata de conductores cableados, o dividida por 3 si se trata de conductores de un alambre, considerándolos sometidos a la hipótesis de sobrecarga siguiente en función de las zonas de sobrecarga definidas en el apdo. 3.1.3. - En Zona A. Se considera una única hipótesis: * Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apdo. 3.1.2., a la Tª de –5ºC. - En Zona B. Se consideran tres hipótesis: * Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apdo. 3.1.2., a la Tª de –10ºC. * Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –15ºC. * Sometidos a la acción de su peso propio, a una sobrecarga de viento de 60 km/h y a una sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –15 ºC. Esta última hipótesis suele aplicarse únicamente a las líneas de categoría especial. - En Zona C. Se consideran tres hipótesis: * Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apdo. 3.1.2., a la Tª de –15ºC. * Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –20ºC. * Sometidos a la acción de su peso propio, a una sobrecarga de viento de 60 km/h y a una sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –20 ºC. Esta última hipótesis suele aplicarse únicamente a las líneas de categoría especial. El apdo. 3.1.2. de la ITC-LAT 07 señala las presiones debidas al viento. Se considerará un viento mínimo de 120 km/h (33,3 m/s) de velocidad, excepto en las líneas de categoría especial, donde se considerará un viento mínimo de 140 km/h (38,89 m/s) de velocidad. Se supondrá el viento horizontal, actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide. La acción del viento, en función de su velocidad Vv en km/h, da lugar a fuerzas, que a continuación se indican, sobre los distintos elementos de la línea. - Sobre conductores y cables de tierra de un diámetro igual o inferior a 16 mm. d ≤ 16 mm → q (presión del viento) = 60 · (Vv/120)² daN/m² - Sobre conductores y cables de tierra de un diámetro superior a 16 mm. d > 16 mm → q (presión del viento) = 50 · (Vv/120)² daN/m²

110

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Ejemplo Conductor LA-56, d= 9,45 mm, peso propio pp: 0,189 kg/m, velocidad del viento Vv: 120 km/h. La sobrecarga de viento será: pv = 60 daN/m² · 9,45/1000 = 0,567 daN/m. La sobrecarga total que actúa sobre el conductor:

P0 =

2

2

p p + p v = 0,185 2 + 0,567 2 = 0,596 daN / m

El ángulo de oscilación de los conductores será: α = arctg (0,596/0,185) = 72,75º. El apdo. 3.1.3 señala las sobrecargas motivadas por el hielo, a estos efectos el país se clasifica en tres zonas: - Zona A. La situada a menos de 500 m de altitud sobre el nivel del mar (altitud < 500 m). No se tendrá en cuenta sobrecarga alguna motivada por el hielo. - Zona B. La situada a una altitud entre 500 y 1000 m sobre el nivel del mar (500 ≤ altitud ≤ 1000 m). Se considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a la sobrecarga de un manguito de hielo de valor:

0,18 d (daN / m) “d” es el diámetro del conductor o cable de tierra en mm. - Zona C. La situada a una altitud superior a 1000 m sobre el nivel del mar (1000 m < altitud). Se considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a la sobrecarga de un manguito de hielo de valor:

0,36 d (daN / m) “d” es el diámetro del conductor o cable de tierra en mm. Ejemplo Conductor LA-56, d=9,45 mm, peso propio pp: 0,189 kg/m. La sobrecarga de hielo para este conductor en zona B: Ph = 0,18x√9,45 = 0,553 daN/m. El peso total: Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

111

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

P0 = Pp + Ph = 0,185 + 0,553 = 0,738 daN/m. La sobrecarga de hielo para este conductor en zona C: Ph = 0,36x√9,45 = 1,106 daN/m. El peso total: P0 = Pp + Ph = 0,185 + 1,106 = 1,291 daN/m. Tal y como se vio en epígrafes anteriores, la tensión máxima se producirá en uno de los puntos de fijación de los conductores, tensión que no podrá ser superior a la carga de rotura del conductor dividido por el coeficiente de seguridad (3, 2.5, etc). También sabemos que la tensión máxima es distinta a la tensión horizontal Th, la cual necesitamos para la obtención del parámetro característico de la catenaria, etc. El proceso a seguir será el siguiente:

112

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión P0 será el peso unitario (daN/m), considerando la sobrecarga que corresponda en cada hipótesis, y de esta forma se determinará la tensión horizontal máxima Toh, cumpliendo el apdo. 3.2.1 de la ITC-LAT 07.

3.2. Flechas máximas de los conductores y cables de tierra El RLAT señala que, además de cumplir en toda la línea con la tracción máxima admisible, se deben verificar las flechas máximas de los conductores y cables de tierra. Para ello, de acuerdo con la clasificación de las zonas de sobrecarga definidas en el apdo. 3.1.3, se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las hipótesis siguientes: a / Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apdo. 3.1.2, para una velocidad de 120 km/h, a la temperatura de +15 ºC. Se considera en las zonas A, B y C. b / Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio a la temperatura máxima previsible, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de servicio de la línea. Esta temperatura no será en ningún caso inferior a +50 ºC. En líneas de categoría especial, la temperatura no será inferior a +85 ºC para los conductores de fase ni inferior a +50 ºC para los cables de tierra. Se considera en las zonas A, B y C. c / Hipótesis de hielo. Sometidos a la acción de su peso propio y a la sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la temperatura de 0 ºC. Se considera sólo en las zonas B y C.

3.3. Comprobación de fenómenos vibratorios Asimismo, el RLAT (apdo. 3.2.2.) señala que a la hora de determinar las tracciones mecánicas de los conductores y cables de tierra deberá tenerse 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, e incluso en elementos de los apoyos. Estos fenómenos son producidos por la vibración eólica y en el caso de conductores en haz, además, la vibración del subvano (entre separadores). La elección de una tracción adecuada a la temperatura ambiente y el uso de amortiguadores y separadores debidamente posicionados ayudan a prevenir estos fenómenos. Como criterio de comprobación más utilizado se emplea el “Everyday Stress” (EDS):

EDS =

Th x100 Qr

(26)

Siendo: Th: Componente horizontal de la tensión con peso propio y a la Tª 15 ºC, en daN. Qr: Carga de rotura del conductor, en daN. En general, se recomienda que el valor de EDS no supere el 22 % si se realiza el estudio de amortiguamiento y se instalan dichos dispositivos, o que no supere el 15 % si no se instalan.

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113

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

3.4. Comprobaciones varias También exige el RLAT la comprobación de cruzamientos con otras líneas eléctricas, que si son de mayor tensión a la que se está diseñando estarán por encima, lo cual obligará a comprobar con las flechas mínimas. Asimismo, en el caso de cadenas de suspensión, la distancia de los conductores y sus accesorios en tensión al apoyo será la indicada en la tabla 15 de la ITC-LAT 07 (Del) en función de la tensión más elevada de la línea, considerados los conductores desviados bajo la acción de una presión del viento mitad. Por último señalaremos, que para la realización o tendido de la línea debemos obtener las tensiones y flechas bajo la acción del peso propio y en todas las condiciones de temperatura posibles. De todo lo expuesto se deduce que conocemos la tensión horizontal máxima Toh en unas condiciones de temperatura y sobrecarga según la zona (hipótesis de tensión máxima) y necesitamos conocerla, para obtener el parámetro característico de la catenaria “c”, en otras condiciones de tensión, temperatura y sobrecarga, como acabamos de ver. Para ello aplicaremos la ecuación del cambio de condiciones.

3.5. Ecuación de cambio de condiciones Esta sencilla ecuación permite obtener la tensión horizontal del cable en cualquier situación de sobrecarga y temperatura, partiendo de la condición de tensión máxima, según la zona. Dado un cable en unas condiciones de Tª y Toh, al cambiar de temperatura y tensión (cambio de las condiciones de sobrecarga), experimenta un alargamiento o acortamiento. El alargamiento o acortamiento debido al cambio de temperatura puede expresarse:

δ ⋅ (t − t o ) ⋅ L0

(27)

Siendo: -1

δ: coeficiente de dilatación lineal del cable (ºCxm) t: temperatura final del cable (ºC). t0: temperatura inicial del cable (ºC). L0: longitud inicial del cable (m)

El alargamiento o acortamiento debido al cambio de tensión puede expresarse:

(T − T0 ) ⋅ L0 S⋅E

(28)

Siendo: T: tensión del cable en las condiciones finales (daN). T0: tensión del cable en las condiciones iniciales en daN (conocida). L0: longitud inicial del cable (m). S: sección del cable o conductor (mm²).

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión E: módulo de elasticidad (daN/mm²). Por tanto, el alargamiento o acortamiento total podemos expresarlo:

L − L0 = δ ⋅ (t - t 0 ) ⋅ L0 +

(T − T0 ) ⋅ L0 S⋅E

(29)

Siendo: L: longitud del cable en las condiciones finales (m). Si en un primer estudio de la ecuación del cambio de condiciones asumimos las siguientes simplificaciones, se llegará a una ecuación de fácil solución manual: - En primer lugar suponemos que la tensión es prácticamente la misma a lo largo del cable, esto implica vanos prácticamente a nivel. a≅L a: proyección horizontal del vano. T ≅ Th T 0 ≅ T 0h - En segundo lugar consideramos que la forma que adopta el cable es la parábola, lo cual supone, junto con la simplificación primera:

L =a+

a3 p 2 24 Th 2

L0 = a +

2 a 3 p0 24 T0 h 2

Siendo: p: peso unitario del cable en condiciones finales (daN/m). p0: peso unitario del cable en condiciones iniciales (daN/m). Th: componente horizontal de la tensión en condiciones finales (daN). T0h: componente horizontal de la tensión en condiciones iniciales (daN).

p0 2 a 3  p 2 ⋅ − 24  Th 2 T0 h 2

  = δ ⋅ (t − t ) ⋅ a + (Th − T0 h ) ⋅ a 0  E⋅S 

De donde: 2 (Th − T0 h ) a 2 p 2 a 2 p0 − = δ ⋅ (t − t 0 ) + 2 2 E⋅S 24 Th 24 T0 h

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115

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Multiplicando ambos miembros por E·S·Th², se tiene: 2 a2 a 2 p0 ⋅ p2 ⋅E ⋅S − ⋅ E ⋅ S ⋅ Th 2 = δ ⋅ E ⋅ S ⋅ (t − t 0 ) ⋅ Th 2 + Th 3 − Th 2 ⋅ T0 h 24 24 T0 h 2

Agrupando términos se tiene:

Th 2 ⋅ (Th + A) = B

(30)

A = δ ⋅ E ⋅ S ⋅ (t − t 0 ) − Toh +

B=

2 a 2 p0 ⋅E⋅S 24 T0h 2

a2 ⋅ p2 ⋅ E ⋅ S 24

Ejemplo Sea un conductor LA-56. E = 8.100 kg/mm² -6 -1 δ = 19,1 x 10 (ºC·m) S = 54,6 mm² Vano = 100 m. - Condiciones iniciales: T0h=555,8 kg; t0= -5 ºC; p0 = 0,548 kg/m - Condiciones finales: Th?; t= +15 ºC; p= 0,598 kg/m Según las fórmulas vistas anteriormente: A= -173,54 B= 65897477,1

→ Th² (Th – 173,554) = 65897477,1

Th = 470,8 kg (15 + V)

3.6. Vano ideal de regulación En la expresión anterior de la ecuación del cambio de condiciones, “a” es la proyección horizontal del vano. Cuando en una línea se tiene un tramo o cantón compuesto por varios vanos, entre dos anclajes o sujeciones firmes, utilizando apoyos de alineación, las cadenas de suspensión en dichos apoyos no pueden absorber las diferencias de tensado en los distintos vanos, debidas a diferente longitud, desniveles, etc. Se admite que las tensiones en los distintos vanos del tramo varían como lo harían en un vano teórico, llamado vano de regulación (ar).

116

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Dado que la ecuación del cambio de condiciones debe verificarse, para este vano de regulación se tiene:

δ ⋅ (t − t o ) +

p0 2 Th − T0 h a r 2  p 2 = − E⋅S 24  Th 2 T0 h 2

  (31)  

Dicha ecuación debe verificarse para cada vano:

a i 3  p 2 p0 2 Th − T0 h   a L − L0 = δ ⋅ (t − t o ) + ⋅ = − i 24  Th 2 T0 h 2 E ⋅ S  

   

Para todos los vanos del tramo se tendrá:

Σ ai 3  p 2 Th − T0 h  p0 2  i  a Σ( L − L0 ) = δ ⋅ (t − t o ) + ⋅ Σ = − i i E ⋅ S  i 24  Th 2 T0 h 2 

   

De donde:

Th − T0 h p0 2 1  p 2 δ ⋅ (t − t o ) + = − E⋅S 24  Th 2 T0 h 2

Σa 3  ii   Σa i 

(32)

i

Comparando las expresiones (31) y (32), resulta:

ar =

Σa i 3 Σa i

(33)

Ecuación del vano de regulación en un tramo o cantón. Asimismo, existen otras expresiones referentes al vano de regulación en un tramo: ar = Vano medio + 2/3 (Vano máximo – Vano medio)

(34)

3.7. Generalización de la ecuación del cambio de condiciones por el método de la catenaria La ecuación del cambio de condiciones vista anteriormente implicaba varias simplificaciones, entre otras simplificar la longitud de los cables por la expresión obtenida como parábola. Esto permitía resolver el cambio de condiciones en un cable de forma manual mediante varias iteraciones. No obstante, con el ordenador se pueden emplear las ecuaciones reales mediante cosenos hiperbólicos y conseguir de este modo más precisión. A continuación se presenta el organigrama a seguir:

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117

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

De esta forma podemos obtener la componente horizontal de la tensión Th de un cable en cualquier condición de sobrecarga y temperatura (Tª), y así calcular las tensiones y flechas (mediante las fórmulas anteriores) en todas las condiciones señaladas por el RLAT, dando cumplimiento al apartado de cálculo de conductores.

4. Cálculo de apoyos 4.1. Introducción Según el apdo. 2.4 de la ITC-LAT 07, existen dos criterios para la clasificación de los apoyos: - Atendiendo al tipo de cadena de aislamiento y a su función en la línea: * Apoyo de suspensión. Apoyo con cadenas de aislamiento de suspensión. * Apoyo de amarre. Apoyo con cadenas de aislamiento de amarre. * Apoyo de anclaje. Apoyo con cadenas de aislamiento de amarre destinado a proporcionar un punto firme en la línea. Limitará, en ese punto, la propagación de esfuerzos longitudinales de carácter excepcional. * Apoyo de principio o fin de línea. Son los apoyos primero y último de la línea, con cadenas de aislamiento de amarre, destinados a soportar, en sentido longitudinal, las solicitaciones del haz completo de conductores en un sólo sentido. * Apoyos Especiales. Son aquellos que tienen una función diferente a las definidas en la clasificación anterior.

118

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión - Atendiendo a su posición relativa respecto al trazado de la línea: * Apoyo de alineación. Apoyo de suspensión, amarre o anclaje usado en un tramo rectilíneo de la línea. * Apoyo de ángulo. Apoyo de suspensión, amarre o anclaje colocado en un ángulo del trazado de la línea. Los apoyos de los tipos enumerados pueden aplicarse a diferentes fines de los indicados, siempre que cumplan las condiciones de resistencia y estabilidad necesarias al empleo a que se destinen. Otra clasificación muy común es por el material de constitución, utilizándose principalmente: Metálicos - Celosía Cabeza cónica Cabeza recta - Presilla Cabeza cónica Cabeza recta - Chapa Sección rectangular Sección circular Hormigón - Hormigón Vibrado (HV) - Hormigón Vibrado Hueco (HVH) En cuanto a los coeficientes de seguridad a adoptar en los apoyos, como veremos más adelante en hipótesis de cálculo de apoyos, éstos se clasifican en normales (viento, hielo) y anormales (desequilibrio de tracciones y rotura de conductores). Según lo expuesto, se tiene: Metálicos - C.S. Hipótesis normales = 1,5 - C.S. Hipótesis anormales = 1,2 Hormigón - C.S. Hipótesis normales = 2,25 - C.S. Hipótesis anormales = 1,8

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Los fabricantes en su construcción deben garantizar estos coeficientes de seguridad.

4.2. Hipótesis de cálculo El Reglamento técnico de Líneas Eléctricas de Alta Tensión señala en el apdo. 3.5 de ITCLAT 07 las distintas acciones a considerar en el cálculo de apoyos y las distintas hipótesis que combinan estas acciones en las diferentes zonas. Las diferentes hipótesis que se tendrán en cuenta se especifican en los cuadros adjuntos. En las líneas de tensión nominal hasta 66 kV, en los apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de suspensión y amarre con conductores cuya carga de rotura mínima es inferior a 6.600 daN, se puede prescindir de la consideración de la cuarta hipótesis (rotura de conductores), cuando en la línea se verifiquen simultáneamente las siguientes condiciones: a) Los conductores y cables de tierra tengan un coeficiente de seguridad de 3, como mínimo. b) Que el coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en la hipótesis tercera sea el correspondiente al de hipótesis normales. c) Que se instalen apoyos de anclaje cada 3 km como máximo. • Apoyos de líneas situadas en zona A (Altitud inferior a 500 m) Apoyos de Alineación Esfuerzo Vertical (V) 1ª Hipótesis (Viento) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

120

Cargas permanentes (apdo 3.1.1)

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Th = Fvc + Eca·nc

Esfuerzo Longitudinal (L)

Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.1-2) Th = Dtv Tv = Pcv + Pca·nc Rotura conductores (apdo. 3.1.5.1-2) Th = Rot Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Apoyos de Angulo Esfuerzo Vertical (V) 1ª Hipótesis (Viento) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Cargas permanentes (apdo 3.1.1) Tv = Pcv + Pca·nc

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Resultante ángulo (apdo. 3.1.6) Th = Fvc + Eca·nc + Rav Resultante ángulo (apdo. 3.1.6) Th = Rav

Esfuerzo Longitudinal (L)

Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.1-2) Th = Dtv

Resultante ángulo Rotura conductores (apdo. 3.1.6) (apdo. 3.1.5.1-2) Th = Rav Th = Rot Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.

Apoyos de Anclaje en alineación Esfuerzo Vertical (V) 1ª Hipótesis (Viento) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Th = Fvc + Eca·nc

Esfuerzo Longitudinal (L)

Cargas permanentes (apdo 3.1.1)

Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.3) Th = Dtv Rotura conductores Tv = Pcv + Pca·nc (apdo. 3.1.5.3) Th = Rot Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.

Apoyos de Anclaje en ángulo Esfuerzo Vertical (V) 1ª Hipótesis (Viento) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Cargas permanentes (apdo 3.1.1) Tv = Pcv + Pca·nc

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Resultante ángulo (apdo. 3.1.6) Th = Fvc + Eca·nc + Rav Resultante ángulo (apdo. 3.1.6) Th = Rav

Esfuerzo Longitudinal (L)

Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.3) Th = Dtv

Resultante ángulo Rotura conductores (apdo. 3.1.6) (apdo. 3.1.5.3) Th = Rav Th = Rot Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.

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121

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Apoyos de Fin de línea

1ª Hipótesis (Viento) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Esfuerzo Vertical (V) Cargas permanentes (apdo 3.1.1)

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Th = Fvc + Eca·nc

Esfuerzo Longitudinal (L) Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.4) Th = Dtv Rotura conductores Tv = Pcv + Pca·nc (apdo. 3.1.5.4) Th = Rot Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.

• Apoyos de líneas situadas en zonas B y C (Altitud igual o superior a 500 m) Apoyos de Alineación

1ª Hipótesis (Viento) 2ª Hipótesis (Hielo) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Esfuerzo Vertical (V) Cargas permanentes (apdo 3.1.1) Tv = Pcv + Pca·nc

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Th = Fvc + Eca·nc

Esfuerzo Longitudinal (L)

Cargas permanentes (apdo 3.1.1)

Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.1-2) Th = Dth Tv = Pch + Pca·nc Rotura conductores (apdo. 3.1.5.1-2) Th = Rot Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C. Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.

Apoyos de Angulo

1ª Hipótesis (Viento) 2ª Hipótesis (Hielo) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

122

Esfuerzo Vertical (V) Cargas permanentes (apdo 3.1.1) Tv = Pcv + Pca·nc

Esfuerzo Transversal Esfuerzo Longitudinal (T) (L) Viento (apdo. 3.1.2) Resultante ángulo (apdo. 3.1.6) Th = Fvc + Eca·nc + Rav Resultante ángulo Cargas (apdo. 3.1.6) permanentes Th = Rah (apdo 3.1.1) Resultante ángulo Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.6) (apdo. 3.1.4.1-2) Tv = Pch + Pca·nc Th = Rah Th = Dth Resultante ángulo Rotura conductores (apdo. 3.1.6) (apdo. 3.1.5.1-2) Th = Rah Th = Rot Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C. Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Apoyos de Anclaje en alineación

1ª Hipótesis (Viento) 2ª Hipótesis (Hielo) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Esfuerzo Vertical (V) Cargas permanentes (apdo 3.1.1) Tv = Pcv + Pca·nc

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Th = Fvc + Eca·nc

Esfuerzo Longitudinal (L)

Cargas permanentes (apdo 3.1.1)

Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.3) Th = Dth Tv = Pch + Pca·nc Rotura conductores (apdo. 3.1.5.3) Th = Rot Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C. Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.

Apoyos de Anclaje en ángulo

1ª Hipótesis (Viento) 2ª Hipótesis (Hielo) 3ª Hipótesis (Desequilibrio Tracciones) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Esfuerzo Vertical (V) Cargas permanentes (apdo 3.1.1) Tv = Pcv + Pca·nc

Esfuerzo Transversal Esfuerzo Longitudinal (T) (L) Viento (apdo. 3.1.2) Resultante ángulo (apdo. 3.1.6) Th = Fvc + Eca·nc + Rav Resultante ángulo (apdo. 3.1.6) Cargas Th = Rah permanentes (apdo 3.1.1) Resultante ángulo Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.6) (apdo. 3.1.4.3) Tv = Pch + Pca·nc Th = Rah Th = Dth Resultante ángulo Rotura conductores (apdo. 3.1.6) (apdo. 3.1.5.3) Th = Rah Th = Rot Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C. Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.

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123

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Apoyos de Fin de línea

1ª Hipótesis (Viento) 2ª Hipótesis (Hielo) 4ª Hipótesis (Rotura Conductores)

Esfuerzo Vertical (V) Cargas permanentes (apdo 3.1.1) Tv = Pcv + Pca·nc

Esfuerzo Transversal (T) Viento (apdo. 3.1.2) Th = Fvc + Eca·nc

Esfuerzo Longitudinal (L) Desequilibrio tracciones (apdo. 3.1.4.4) Th = Dtv Desequilibrio tracciones Cargas (apdo. 3.1.4.4) permanentes Th = Dth (apdo 3.1.1) Rotura conductores Tv = Pch + Pca·nc (apdo. 3.1.54) Th = Rot Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C. Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.

Nota: En las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento correspondiente a 60 km/h. En estas líneas existe, además, una hipótesis adicional: Hielo+Viento.

4.3. Acciones a considerar En el apartado anterior “hipótesis de cálculo”, hemos resumido como se combinan en distintas hipótesis las acciones a considerar en el cálculo de apoyos. En este apartado vamos a desglosar como se obtienen las distintas acciones. 4.3.1. Cargas verticales A efectos del cálculo de apoyos las cargas verticales a considerar serán: cargas permanentes y hielo. A / Cargas permanentes. Se considerarán las cargas verticales debidas al peso de los distintos elementos, conductores, aisladores, herrajes y cables de tierra. B/ Hielo. Se considerará el peso de un manguito de hielo según el apdo. 3.1.3. - Zona B. Manguito de hielo = 0,18 d (daN/m). d: diámetro en mm. - Zona C. Manguito de hielo = 0,36 d (daN/m). d: diámetro en mm. Para determinar el peso que gravita sobre los apoyos debido al conductor, se utiliza el gravivano, que es la longitud del vano a considerar para obtener dicho peso. Sobre el perfil, es la longitud desde el vértice de la catenaria hasta el apoyo a considerar (ver fig. 5.4).

124

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

Fig. 5.4.

Según lo expuesto, en todas las hipótesis en zona A y en la hipótesis de viento en zonas B y C, el peso que gravita sobre los apoyos debido al conductor y su sobrecarga “Pcv” será:

Pcv = Lv ⋅ p pv ·cos α ·n( daN )

(35)

Siendo: Lv: longitud del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de –5 ºC con sobrecarga de viento (m).

 Xm + a1 / 2   Xm − a 2 / 2   − c v ⋅ senh  Lv = c v ⋅ senh    cv cv     ppv: peso propio del conductor con sobrecarga de viento (daN/m). α: Angulo que forma la resultante del viento con el peso propio del conductor. n: número total de conductores. n = 3 · nci · ncf nci: nº de circuitos. ncf: nº de conductores por fase. En todas las hipótesis en zonas B y C, excepto en la hipótesis 1ª de viento, el peso que gravita sobres los apoyos debido al conductor y su sobrecarga “Pch”, será:

Pch = Lh ⋅ p ph ⋅ n(daN )

(36)

Lh: longitud del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de –15 ºC (Zona B) o – 20 ºC (Zona C), con sobrecarga de hielo (m). pph: peso propio del conductor con sobrecarga de hielo, en daN/m. n: número total de conductores. En todas las zonas y en todas las hipótesis habrá que considerar el peso de los herrajes y la cadena de aisladores “Pca”, así como el nº total de cadenas del apoyo “nc”.

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión 4.3.2. Cargas horizontales 4.3.2.1. Viento (Art. 16 RLAAT).a El esfuerzo del viento sobre los conductores “Fvc”, en la hipótesis 1ª para las zonas A, B y C, se obtiene de la siguiente forma: - Apoyos de alineación y anclaje.

Fvc =

a1·d 1·n1 + a2 ·d 2·n 2 ⋅ q (daN ) 2

(37)

- Apoyos fin de línea.

a Fvc = ·d ·n·q (daN ) 2

(38)

- Apoyos de ángulo y estrellamiento.

Fvc = ∑

ap ·d p·n p ⋅ q(daN ) (39) 2

Siendo: a1: proyección horizontal del vano que hay a la izquierda del apoyo (m). a2: proyección horizontal del vano que hay a la derecha del apoyo (m). a: proyección horizontal del vano a considerar (m). d: diámetro del conductor (m). n: nº total de conductores, igual que en cargas verticales. α: ángulo que forman los conductores en el apoyo. q: presión del viento (apdo. 3.1.2). q: 60·(Vv/120)² daN/m² si d ≤ 16 mm. q: 50·(Vv/120)² daN/m² si d > 16 mm. Vv: 120 km/h (1ª, 2ª y 3ª categoría) Vv: 140 km/h (categoría especial) En la hipótesis 1ª para las zonas A, B y C habrá que considerar el esfuerzo del viento sobre los herrajes y cadenas de aisladores “Eca”, así como el nº total de cadenas en el apoyo “nc”. 4.3.2.2. Desequilibrio de tracciones. Según apdo. 3.1.4 de la ITC-LAT 07 se tiene: • Viento En la hipótesis 1ª (sólo apoyos fin de línea) en zonas A, B y C y en la hipótesis 3ª en zona A (apoyos de alineación, ángulo y anclaje), el desequilibrio de tracciones “Dtv” se obtiene:

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión - Apoyos de alineación y ángulo. - Cadenas de suspensión: - U ≤ 66 kV

Dtv =

8 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) (40) 100

- U > 66 kV

Dtv =

15 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) (41) 100

- Cadenas de amare: - U ≤ 66 kV

Dtv =

15 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) (42) 100

- U > 66 kV

Dtv =

25 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) 100

(43)

- Apoyos de anclaje.

Dtv =

50 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) (44) 100

- Apoyos fin de línea.

Dtv =

100 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) (45) 100

Siendo: n: nº total de conductores. Toh: componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de tensión máxima, a –5 ºC y sobrecarga de viento (kg). • Hielo En la hipótesis 2ª (fin de linea) y en la 3ª (alineación, ángulo y anclaje) en zonas B y C, el desequilibrio de tracciones “Dth” se obtiene: - Apoyos de alineación y ángulo. - Cadenas de suspensión: - U ≤ 66 kV

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

Dth =

8 ⋅ Toh ⋅ n( daN ) (46) 100

- U > 66 kV

Dth =

15 ⋅ Toh ⋅ n( daN ) (47) 100

- Cadenas de amare: - U ≤ 66 kV

Dth =

15 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) (48) 100

- U > 66 kV

Dth =

25 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) 100

(49)

- Apoyos de anclaje.

Dth =

50 ⋅ Toh ⋅ n( daN ) (50) 100

- Apoyos fin de línea.

Dth =

100 ⋅ Toh ⋅ n(daN ) (51) 100

Siendo: n: nº total de conductores. Toh: componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de tensión máxima, a –15 ºC (Zona B) y –20 ºC (Zona C) con sobrecarga de hielo (kg). En los apoyos de ángulo y de anclaje situados en ángulo se valorará el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia. Nota: Hay que hacer notar que este esfuerzo de desequilibrio de tracciones, en los apoyos de alineación, ángulo y anclaje con tensiones ≤ 66 kV lo considera el RLAT distribuido en el eje del apoyo a la altura de los puntos de fijación de los conductores y cables de tierra. En cambio, en los apoyos de alineación, ángulo y anclaje con tensiones > 66 kV y en los apoyos de fin de línea se considera este esfuerzo aplicado en los puntos de fijación de los conductores y cables de tierra, esto último dará lugar a esfuerzos de torsión en determinados montajes, así pues:

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión - Tresbolillo: Torsión = (Dtv o Dth)/3

- Bandera: Torsión = Dtv o Dth

4.3.2.3. Rotura de conductores. Se considerará la rotura de los conductores (uno o varios) de una sola fase o cable de tierra por apoyo, independientemente del número de circuitos o cables de tierra instalados en él. Este esfuerzo se considerará aplicado en el punto que produzca la solicitación más desfavorable para cualquier elemento del apoyo, teniendo en cuenta la torsión producida en el caso de que aquel esfuerzo sea excéntrico (apdo. 3.1.5 de la ITC-LAT 07). - Apoyos de alineación y ángulo. Se prescinde de este esfuerzo siempre que se cumplan las condiciones especificadas en el apartado “3.5.3. Hipótesis de cálculo”. Si no se cumplen dichas condiciones, se considerará el esfuerzo unilateral correspondiente a la rotura de un solo conductor o cable de tierra “Rot”, aplicado en el punto en que se produzca la solicitación más desfavorable.

Rot = Toh(daN ) (52) Rot = Tohc(daN ) (53) En apoyos de ángulo se valorará, además del esfuerzo de torsión que se produce según lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de aplicación. - Apoyos de anclaje.

Rot = Toh(daN ) (simplex, un solo conductor por fase) (54) Rot = Toh ⋅ ncf ⋅ 0,5( daN ) (55) (dúplex, tríplex, cuadruplex; dos, tres o cuatro conductores por fase) Rot = Tohc(daN ) (56)

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión En apoyos de anclaje en ángulo se valorará, además del esfuerzo de torsión que se produce según lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de aplicación. - Fin de línea.

Rot = Toh ⋅ n cf (daN ) (57)

Rot = 2 ⋅ Toh ⋅ ncf ( daN ) (58) (montaje tresbolillo y bandera) Rot = Tohc(daN ) (59) Siendo: n: nº total de conductores. Toh (daN): componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de tensión máxima (conductores). Tohc (daN): componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de tensión máxima (cables de tierra). 4.3.2.4. Esfuerzos resultantes de ángulo. Según el apdo. 3.1.6 de la ITC-LAT 07, en los apoyos de ángulo, se tendrá además en cuenta el esfuerzo resultante de ángulo de las tracciones de los conductores y cables de tierra. Según lo expuesto “Ra” se obtendrá:

Fig. 5.6

R a 2 = 2T 2 − 2T 2 ⋅ cos β = 2T 2 (1 − cos β ) = 2T 2 ⋅ 2 ⋅ sen 2 De donde:

Ra = 2 ⋅ T ⋅ sen

Ra = 2 ⋅ T ⋅ sen

130

β 2

= 4T 2 ⋅ sen 2

β 2

β 2 180 − α α = 2 ⋅ T ⋅ cos 2 2

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Según lo expuesto, el esfuerzo resultante de ángulo “Rav” de las tracciones de los conductores y cables de tierra en la hipótesis 1ª para las zonas A, B y C y en la hipótesis 3ª y 4ª para la zona A, se obtiene del siguiente modo:

Rav = 2 ⋅ T−5 ª C +V ⋅ cos

α 2

⋅n

(60)

n: nº total de conductores. T-5 ºC+V: Tensión horizontal en las condiciones de –5 ºC con sobrecarga de viento (daN). α: ángulo que forman los conductores en el apoyo. El esfuerzo resultante de ángulo “Rah” de las tracciones de los conductores y cables de tierra en la hipótesis 2ª, 3ª y 4ª para las zonas B y C se obtiene del siguiente modo:

Rah = 2 ⋅ TohH ⋅ cos

α 2

⋅ n(daN )

(61)

TohH: Tensión horizontal en las condiciones de –15 ºC (zona B) o -20 ºC (zona C) con sobrecarga de hielo (daN). 4.3.2.5. Esfuerzos especiales. En los apoyos fin de línea, en la hipótesis de viento en las zonas A, B y C, el esfuerzo del viento y desequilibrio de tracciones son esfuerzos perpendiculares, por lo tanto el esfuerzo equivalente “Rv” (en la dirección de la línea) a la resultante de ambos, se obtiene:

Rv =

(Fvc + Eca ⋅ nc)2 + Dtv 2 (cosα + senα )(daN )

(62)

Siendo: Fvc: esfuerzo del viento sobre los conductores (daN). Eca: esfuerzo del viento sobre la cadena de aisladores y herrajes (daN). nc: nº de cadenas de aisladores del apoyo. Dtv: desequilibrio de tracciones en la hipótesis de viento (daN).

tg α =

Fvc + Eca ⋅ nc Dtv

4.4. Elección del apoyo El apoyo adoptado deberá soportar la combinación de esfuerzos considerados en cada hipótesis (cargas verticales, cargas horizontales y esfuerzos de torsión).

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131

Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

5. Cálculo de cimentaciones. En este apartado se seguirá lo establecido en el apdo. 3.6 de la ITC-LAT 07, sobre todo en lo referente al “Coeficiente de seguridad al vuelco”, ya que en esta edición sólo se aborda la cimentación tipo “monobloque”. En cimentaciones de apoyos cuya estabilidad está fundamentalmente confiada a las reacciones verticales del terreno, se comprobará el coeficiente de seguridad al vuelco, que es la relación entre el momento estabilizador mínimo (debido a los pesos propios y a las reacciones y empujes pasivos del terreno) respecto a la arista más cargada de la cimentación y el momento volcador máximo motivado por las acciones externas. El coeficiente de seguridad no será inferior a 1,5. Así pues, debe cumplirse.

Mf ≥ 1,65 ⋅ ( Mep + Mev) Siendo: Mf = Momento de fallo al vuelco. Momento absorbido por la cimentación (daN·m). Mep = Momento producido por el esfuerzo en punta (daN·m). Mev = Momento producido por el esfuerzo del viento sobre el apoyo (daN·m).

5.1. Momento absorbido por la cimentación El momento absorbido por la cimentación "Mf" se obtiene por la fórmula de Sulzberger:

[

]

  2 h 1  Mf = 139 ⋅ c ⋅ a ⋅ h4 + a3 ⋅ (h + 0,20 ) ⋅ 2420 ⋅  0,5 − ⋅ 1,1 ⋅  3 10 ⋅ c  a   

(63)

Siendo: c: coeficiente de compresibilidad del terreno a la profundidad de 2 m (daN/cm3). a: anchura del cimiento (m). a: profundidad del cimiento (m).

5.2. Momento debido al esfuerzo en punta El momento debido al esfuerzo en punta "Mep" se obtiene:

Mep = Ep ⋅ Hrc (64) Siendo: Ep = Esfuerzo en punta (daN). Hrc = Altura de la resultante de los conductores (m).

5.3. Momento debido al viento sobre el apoyo El momento debido al esfuerzo del viento sobre el apoyo "Mev" se obtiene:

Mev = Eva ⋅ Hv (65)

132

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Siendo: Eva = Esfuerzo del viento sobre el apoyo (daN). Según apdo. 3.1.2 de la ITC-LAT 07 se tiene: Eva = qv · AT (apoyos de celosía). qv = 170 · (Vv/120)² daN/m². Eva = qv · AP (apoyos con superficies planas). qv = 100 · (Vv/120)² daN/m². Eva = qv · APol (apoyos con superficies cilíndricas). qv = 70 · (Vv/120)² daN/m². AT: Area del apoyo expuesta al viento (m²) AP: Area proyectada (m²) APol: Area proyectada (m²) Hv = Altura del punto de aplicación del esfuerzo del viento (m). Se obtiene:

Hv =

H d1 + 2d 2

3 d +d 1 2 H = Altura total del apoyo (m). d1 = anchura del apoyo en el empotramiento (m). d2 = anchura del apoyo en la cogolla (m).

6. Cadenas de aisladores 6.1. Cálculo eléctrico El aislamiento respecto a la tensión de la línea se obtiene colocando un número de aisladores suficiente "n", cuyo número se obtiene:

n=

Nia ⋅ Ume Llf

(66)

Siendo: n = número de aisladores de la cadena. Nia = Nivel de aislamiento recomendado según las zonas por donde atraviesa la línea (cm/kV). Este dato se obtiene de la tabla 14, apdo. 4.4, ITC-LAT 07. Ume = Tensión más elevada de la línea (kV). Llf = Longitud de la línea de fuga del aislador elegido (cm).

6.2. Cálculo mecánico Mecánicamente, el coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores "Csm" ha de ser mayor o igual a 3. El aislador debe soportar las cargas normales que actúan sobre él.

Csm =

Qa ≥3 Pv + Pca

(67)

Siendo:

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Pv = El esfuerzo vertical transmitido por los conductores al aislador (daN). Pca = Peso de la cadena de aisladores y herrajes (daN). El aislador debe soportar las cargas anormales que actúan sobre él.

Csm =

Qa ≥3 Toh ⋅ ncf

(68)

Siendo: Toh = Tensión horizontal máxima en las condiciones más desfavorables (daN). ncf = número de conductores por fase.

6.3. Angulo de desviación de la cadena de suspensión Debido al esfuerzo del viento sobre los conductores, las cadenas de suspensión en apoyos de alineación sufren una desviación respecto a la vertical. El ángulo máximo de desviación de la cadena "α" no podrá ser superior al ángulo "β" máximo permitido para que se mantenga la distancia del conductor al apoyo.

tgα =

Pv + Eca / 2 Etv = , en apoyos de alineación. + Pca / 2 Pt P − X º +V / 2

(69)

Siendo: tg α = Tangente del ángulo que forma la cadena de suspensión con la vertical, al desviarse por la acción del viento. Pv = Esfuerzo de la mitad del viento sobre el conductor (daN). Eca = Esfuerzo de la mitad del viento sobre la cadena de aisladores y herrajes (daN). P-XºC+V/2 = Peso total del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de - 5 ºC en zona A, -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C, con sobrecarga mitad de viento (daN). Pca = Peso de la cadena de aisladores y herrajes (daN). Si el valor del ángulo de desviación de la cadena "α" es mayor del ángulo máximo permitido "β", se deberá colocar un contrapeso de valor:

G=

Etv tg β − Pt

(70)

7. Distancias de seguridad 7.1. Distancia de los conductores al terreno El apdo. 5.5. de la ITC-LAT 07 señala que la altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su máxima flecha vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno, senda, vereda o superficies de agua no navegables, a una altura mínima de.

Dadd + Del = 5,3 + Del ( m) , mínimo 6 m.

134

(71)

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión Siendo: 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. Los valores de Del se indican en el apdo. 5.2, en función de la tensión más elevada de la línea. Dadd = Distancia de aislamiento adicional, para que en las distancias mínimas de seguridad al suelo, a líneas eléctricas, etc, se asegure que las personas u objetos no se acerquen a una distancia menor que Del de la línea eléctrica.

7.2. Distancia de los conductores entre sí Según el apdo. 5.4.1. de la ITC-LAT 07, la distancia de los conductores entre sí "D" debe ser como mínimo:

D = K ⋅ F + L + K ´Dpp

(72)

Siendo: K = Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, según tabla adjunta. Valores de K Angulo de oscilación Líneas con U > 30 kV Superiores a 65º Comprendidos entre 40º y 65º Inferior a 40º

Líneas con U ≤ 30 kV

0,7

0,65

0,65

0,6

0,6

0,55

F = Flecha máxima (m). L = Longitud de la cadena de suspensión (m). Si la cadena es de amarre L=0. K´ = Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea. K´ = 0,85, para líneas de categoría especial. K´ = 0,75, para el resto de líneas. Dpp = Distancia mínima aérea especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Los valores de Dpp se indican en el apdo. 5.2, en función de la tensión más elevada de la línea.

7.3. Distancia de los conductores al apoyo La distancia mínima de los conductores al apoyo "ds" será de:

ds = Del ( m) , mínimo de 0,2 m.

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(73)

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Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión

8. Cruzamientos y paralelismos Para ver todo lo referente a Cruzamientos y Paralelismos, remitimos al lector al apdo. 5 de la ITC-LAT 07 del RLAT.

9. Otros Cables Cuando las líneas aéreas deban transcurrir por zonas de arbolado, zonas con fuertes vientos o zonas de protección especial de la avifauna, se emplearán preferentemente líneas de alta tensión con conductores recubiertos (designación UNE CCX). Estos cables se instalan sobre crucetas, al igual que los conductores desnudos, no obstante, al tratarse de conductores aislados, la separación entre ellos será 1/3 de la indicada en el apdo. 7.2. En caso de instalar líneas aéreas en zonas no urbanas de elevada polución, zonas de bosques o de gran arbolado, instalaciones provisionales de obras, zonas de circulación en recintos de instalaciones industriales, penetración en núcleos úrbanos, etc, podrán emplearse líneas de alta tensión con cables unipolares reunidos en haz (designación UNE RHVS o DHVS). La letra S hace referencia a un cable trenzado. Estos cables constan de un conductor, semiconductor interior, aislamiento, semiconductor exterior, pantalla y cubierta. La instalación de estos cables es semejante a la realizada en las líneas aéreas de baja tensión con conductores aislados trenzados en haz sujetos a un fiador de acero (sin necesidad de crucetas). En el caso de AT, el fiador suele ser de 50 mm². Las prescripciones técnicas que deben cumplir los cables señalados están recogidas en la ITC-LAT 08 del RLAT. Además, conforme a lo establecido en la disposición adicional decimocuarta de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, los cables dieléctricos autosoportados de telecomunicaciones (ADSS) o los dieléctricos adosados de fibra óptica (CADFO) podrán utilizar como soporte las líneas eléctricas aéreas de alta tensión. Por tanto, estos cables dieléctricos, en lo que les corresponda, cumplirán las condiciones y requisitos eléctricos y mecánicos, en lo concerniente al montaje y al tendido de acuerdo con sus características, impuestos en la ITC-LAT 08, como un elemento más de la línea. Los cables de fibra óptica instalados sobre líneas de alta tensión suelen ser: - OPGW. Hilo de guardia óptico. Posee una doble función con relación al hilo de tierra, convencional con capacidad de telecomunicación. Estos cables constan de un elemento central dieléctrico, fibras ópticas dentro de tubos PBT, gel absorbente alrededor de los tubos, tubo exterior de aluminio extruido y, sobre éste, los hilos de acero recubiertos de aluminio y los hilos de aleación de aluminio. - OPPC. Conductor de fase óptico. Posee una doble función, la de conductor de fase con capacidad para la telecomunicación. - ADSS. Cable de fibra óptica autosoportado. Estos cables constan de un elemento central resistente dieléctrico, fibras ópticas dentro de tubos holgados, elementos absorbentes de la humedad, cubierta interior de polietileno, hilaturas de aramida (para soportar el peso del cable) y cubierta exterior de polietileno antitracking. - ADL. Cable de fibra óptica adosado al cable de tierra, conductor de fase o elemento fiador.

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BIBLIOGRAFIA

Reglamento sobre Condiciones técnicas y garantías de seguridad en Líneas Eléctricas de Alta Tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-LAT 01 a 09. Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación, e Instrucciones Complementarias. Normas UNE. NTE. Recomendación UNESA. Método de cálculo y Proyecto de instalaciones de Puesta a Tierra en Centros de Transformación conectados a redes de tercera categoría.

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