PROYECTO ELÉCTRICO DE UNA LÍNEA DE AT

Transcripción

1 TRABAJO DE FINAL DE GRADO Grado en Ingeniería Eléctrica PROYECTO ELÉCTRICO DE UNA LÍNEA DE AT Volumen III Anexos Memoria cálculos justificativos Cálculo mecánico de apoyos Autor: Director: Andreas Sumper Convocatoria: Junio 2017

2 TRABAJO DE FINAL DE GRADO Grado en Ingeniería Eléctrica PROYECTO ELÉCTRICO DE UNA LÍNEA DE AT Anexo 1 Memoria cálculos justificativos Autor: Director: Andreas Sumper Convocatoria: Junio 2017

3 ÍNDICE MEMORIA CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS CAPÍTULO1: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LA LÍNEA ELÉCTRICA DE ALTA TENSIÓN Cálculos eléctricos línea aérea Previsión de carga Densidad de corriente máxima admisible Intensidad máxima admisible Resistencia quilométrica por fase Reactancia quilométrica por fase Caída de tensión Capacidad de transporte Momento eléctrico Pérdida de potencia Índice de carga de la línea aérea Cálculos eléctricos de la línea subterránea Capacidad de transporte Cálculo de las caídas de tensión Pérdidas de potencia Cálculo mecánico del conductor Peso propio del conductor Fuerza del viento sobre el conductor Sobrecarga motivada por el hielo Peso total del conductor hipótesis con viento Peso total del conductor hipótesis con hielo Tracción máxima admisible Comprobación de fenómenos vibratorios Flechas máximas de los conductores Tense y flechas de tendido Tensiones y flechas en las hipótesis reglamentarias Distancias de seguridad Distancias entre conductores Distancias entre conductores y a partes puestas a tierra Distancias al terreno, caminos, sendas y a cursos de agua no navegables Distancias a bosques, árboles y masas de arbolado Cálculo mecánico de los apoyos Cargas y sobrecargas a considerar... 40

4 Memoria cálculos justificativos Hipótesis de cálculo Altura del apoyo Apoyos adoptados Cálculo de armado Armados adoptados Cálculo de cimentaciones Tablas resumen resultados Cadenas de aisladores Cálculo mecánico Cálculos eléctricos CAPÍTULO 2: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LOS CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Potencia instalada Intensidad en el lado de alta tensión Dimensionado del puente de alta tensión Intensidad en el lado de baja tensión Dimensionado del puente de baja tensión Cortocircuitos Observaciones Cálculo de las intensidades de cortocircuito Dimensionado del embarrado de AT Dimensionado del cuadro de distribución de BT Selección de fusibles en el lado de alta tensión Selección de fusibles en el lado de baja tensión Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación Foso de recogida de aceite Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra Características del suelo Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto Diseño preliminar de la instalación de tierra Cálculo de la resistencia del sistema de tierra Cálculo de las tensiones de paso en el interior de la instalación Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la instalación Cálculo de las máximas tensiones permitidas

5 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Investigación de las tensiones transferibles al exterior CAPÍTULO 3: CONCLUSIONES

6 4 Memoria cálculos justificativos

7 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT CAPÍTULO1 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LA LÍNEA ELÉCTRICA DE ALTA TENSIÓN 1.1 Cálculos eléctricos línea aérea En este apartado se justificará la elección del conductor LA-110 en un circuito simple, teniendo en cuenta las necesidades energéticas que presenta el terreno a urbanizar, así como las necesidades de la línea eléctrica. Designación UNE-EN :2001: 94-AL1/22-ST1A (LA-110) Sección total: 116,2 mm 2 Sección equivalente en cobre: 60 mm 2 Diámetro total: 14 mm Composición (N o de alambres Al/Ac): 30+7 Peso del conductor: Carga de rotura: 432,5 kg/km 43,17 kn Coeficiente de dilatación lineal: λ= 17, /K Módulo de elasticidad final: E = N/mm 2 Resistencia eléctrica a 20 C: Reactancia kilométrica: Intensidad admisible: 0,3067 Ω/km 0,423 Ω/km 318,04 A Densidad máxima de corriente: δ = 2,737 A/ mm Previsión de carga La superficie total a urbanizar consta de m 2. De acuerdo con el apartado 4.2 de la ITC- BT-10, del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, la previsión de carga para edificios destinados a concentración de industrias, será como mínimo de 125 W/m 2 con un coeficiente de simultaneidad 1. 5

8 Memoria cálculos justificativos La previsión de carga solicitada por el ayuntamiento de Tona es de 10 MW, dando 181,7 W/m 2 superior a lo que determina REBT, la potencia final que se prevé para dicho polígono teniendo en cuenta un 20% adicional de potencia para prever futuras ampliaciones de este será de 12 MW Densidad de corriente máxima admisible. La densidad de corriente máxima admisible en régimen permanente para corriente alterna a frecuencia de 50 Hz se obtiene del apartado de la ITC-LAT 07 del Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión (RLEAT). Tabla 1. Densidad de corriente máxima de los conductores en régimen permanente. La sección del conductor a emplear no se encuentra indicada en la tabla. Por ello, se interpola entre los valores 125 y 95 mm 2, obteniendo la densidad máxima de corriente en régimen permanente para un conductor de aluminio de sección 116,2 mm 2 de: (1.1) A este valor se le debe aplicar el coeficiente de reducción 0,916 al tratarse de una composición (30+7), 30 hilos de aluminio y 7 de acero, quedando una densidad de corriente de: (1.2) Intensidad máxima admisible La intensidad máxima admisible se calculará mediante la sección del conductor y la densidad máxima de corriente admisible de éste: 6

9 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT (1.3) Resistencia quilométrica por fase La resistencia quilométrica por fase se obtiene del catálogo del fabricante, a temperatura ambiente de 20 C. (1.4a) Según el aptdo. 8.1 del documento ADZ00100, de la compañía distribuidora, a efectos de cálculo se debe utilizar un valor correspondiente a 75 C, considerado como la resultante de la temperatura ambiente más la que adquiere el conductor por el paso de la carga: (1.4) (1.4b) Se obtiene una resistencia quilométrica por fase de 374,2 mω a una temperatura de 75 C Reactancia quilométrica por fase La reactancia quilométrica por fase, para un circuito simple y una frecuencia de 50 Hz, se calcula a partir de la expresión: (1.5) Siendo: : Reactancia en ohmios por kilómetro L: Inductancia en Henrios por kilómetro f: Frecuencia de la red en hertzios n circ: Número de circuitos por fase La inductancia quilométrica se calcula a partir de la expresión: (1.6) Siendo: DMG: Separación media geométrica entre conductores, en metros. 7

10 Memoria cálculos justificativos RMG: Radio del conductor, en metros. El cálculo de DMG cambia según la disposición de los conductores y el número de circuitos. De este modo, para una línea con circuito simple y una disposición que obedece a una semicruceta atirantada con armado tipo Montseny largo, se emplea la siguiente expresión: (1.7) Siendo: D xy : Distancia en metros Tabla 2. Distancia crucetas Distancia horizontal Distancia vertical Distancia TOTAL d ab (m) 4 1,32 4,21 d bc (m) 4,5 1,32 4,69 d ca (m) 0,5 2,64 2,69 Se determinan los siguientes valores: (1.7a) El cálculo de RMG se realiza a partir del radio del conductor y la aplicación de un coeficiente de corrección que depende de la configuración del conductor. En este caso, al ser una configuración (30+7) para LA-110 de 30 hilos de aluminio y 7 de acero, el coeficiente que se debe aplicar es de 0,826. (1.8) Siendo: r cond : Radio del conductor en metros Se determina el siguiente valor: (1.8a) Sustituyendo los valores en la ecuación (1.6) obtenemos una inductancia de: (1.9a) Finalmente, se obtiene el valor de la reactancia quilométrica equivalente por fase: 8

11 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT (1.10a) Caída de tensión La caída de tensión porcentual, teniendo en cuenta la resistencia y la reactancia por fase de la línea, se determina mediante la siguiente expresión: (1.9) Siendo: ΔU: Caída de tensión en tanto por ciento P: Potencia eléctrica en kilovatios U: Tensión compuesta en kilovoltios L: Longitud de la línea en kilómetros R f : Resistencia en ohmios por kilómetro X f : Reactancia en ohmios por kilómetro El factor de potencia que determina la compañía es de 0,8. En condiciones normales de suministro, la caída de tensión es del 2,16%, inferior al 7% estipulado por la empresa distribuidora: (1.9a) Capacidad de transporte La potencia que puede transportar la línea está limitada por la intensidad máxima admisible del conductor (calculada en el apartado ) y por la caída de tensión, que debe ser inferior al 7% (1.10) Siendo: P máx : Potencia máxima que se puede transportar en vatios U: Tensión compuesta en voltios I máx : Intensidad máxima admisible en amperios La potencia máxima que puede transportar la línea es de 17,6 MW, inferior a la que se requiere que es de 12 MW: 9

12 Memoria cálculos justificativos (1.10a) Se verifica que la potencia requerida es inferior a la que la línea puede transportar Momento eléctrico Mediante el momento eléctrico se puede obtener la potencia de transporte, las pérdidas y la distancia que se puede transportar, de forma aproximada, mediante la siguiente expresión: (1.11) Siendo: M: Momento eléctrico en megavatios por kilometro P: Potencia de la línea en megavatios ΔU: Caída de tensión en porcentaje U: Tensión compuesta en kilovoltios L: Longitud de la línea en kilómetros R f : Resistencia eléctrica en ohmios por kilómetro X f : Reactancia en ohmios por kilómetro Se obtiene un momento eléctrico de 50,06 MW km: (1.11a) Pérdida de potencia La pérdida de potencia por efecto Joule, expresada en tanto por ciento, se obtiene mediante la expresión: (1.12) Siendo: Δp: Pérdida de potencia en porcentaje P: Potencia de la línea en megavatios U: Tensión compuesta en kilovoltios L: Longitud de la línea en kilómetros 10

13 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT R f : Resistencia eléctrica en ohmios por kilómetro Se obtienen unas pérdidas porcentuales de la línea eléctrica del 2,03 %: (1.12a) Para obtener el valor absoluto, se emplea la siguiente expresión: (1.13) Siendo: P p : Potencia perdida en kilovatios Δp: Pérdida de potencia en porcentaje P: Potencia de la línea en kilovatios Resultan unas pérdidas de 219,50 kw: (1.13a) Índice de carga de la línea aérea El documento (NTP-LAMT) de la compañía FECSA-ENDESA, en su apartado 5.2.3, establece las siguientes reservas: Tabla 3. Zonas y reservas de explotación ZONA RURAL CONCENTRADA % Alimentación de socorro (con avería de la línea) % Saturación máxima (explotación normal) % Saturación máxima (explotación socorro) La intensidad que circulará por el conductor en explotación normal, se obtiene mediante la siguiente expresión: (1.14) Siendo: P: Potencia requerida en vatios 11

14 Memoria cálculos justificativos U: Tensión compuesta en voltios I: Intensidad del conductor en amperios Resultando una intensidad de 216,51 A: (1.14a) El índice de carga de la línea en condiciones de explotación normal, viene dado mediante la siguiente expresión: (1.15) Obteniéndose un índice de carga en explotación normal del 68,08% inferior a la saturación máxima de la línea permitida 100%: (1.15a) En caso de suministro de socorro, la línea podrá llegar hasta un valor de saturación máxima del 110% de la capacidad de la línea. 1.2 Cálculos eléctricos de la línea subterránea En este apartado se justificará la elección del conductor subterráneo en un circuito simple, teniendo en cuenta las necesidades energéticas que presenta el área a urbanizar, así como los parámetros de la línea eléctrica. - Tipo de cable: AT hasta 45 kv, aislamiento seco. Sección 1x240 mm 2 - Material: Aluminio - Designación: VOLTALENE H 26/45 kv AL RHZ1-0L - Tensión nominal: 26/45 kv - Cubierta exterior: PVC color rojo de Poliolefina (Designación Z1) - Pantalla metálica: Hilos de cobre en hélice con cinta de cobre a contra espira de sección total de 16 mm 2 - Sección: 240 mm 2 - Diámetro del conductor: 18 mm - Espesor aislamiento: 34,7 mm - Peso: 2020 kg/km - Radio mínimo de curvatura: 707 mm - Intensidad máxima admitida: 345 A 12

15 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT - Reléctrica a f = 50 Hz y 90 C: 0,160 Ω/Km - Reactancia a f= 50 Hz: 0,116 Ω/Km - Capacidad a f= 50 Hz: 0,246 Ω/Km Capacidad de transporte La capacidad de transporte del tramo de la línea eléctrica enterrada vendrá dada por la aplicación de una serie de factores correctores sobre la capacidad inicial de transporte de intensidad del conductor. De esta forma, se obtiene la capacidad máxima de transporte que puede llevar a cabo dicho conductor. El apartado 5 del documento (NTP-LSMT) de la compañía FECSA-ENDESA, establece que el conductor seleccionado a utilizar tendrá una sección preferentemente de 240 mm 2 con aislamiento de polietileno reticulado (XPLE), de acuerdo con la normativa. Según la tabla del apartado 6 del RLEAT se obtiene la intensidad máxima admisible por el conductor, aún sin aplicar los propios factores de corrección. Según el RLEAT, se considerará para el cálculo una instalación con cables de aislamiento seco hasta 26/45 kv formada por un terno de cables unipolares directamente enterrado en toda su longitud a 1 metro de profundidad, en un terreno de resistividad térmica de 1,5 K m/w con una temperatura ambiente del terreno de 25 C. Siguiendo lo dispuesto en las NTP-CT de la compañía distribuidora, la temperatura máxima del conductor es de 90 C. Tabla 4. Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente y con corriente alterna. Cables unipolares aislados directamente enterrados. Los factores de corrección a aplicar en este caso serán: Corrección por la temperatura específica del terreno: 13

16 Memoria cálculos justificativos Tabla 5. Factor de corrección para temperatura del terreno Corrección por la resistividad del terreno: Se considerará la resistividad térmica del terreno de 1,5 K m/w, indicada por el RELAT en su instalación tipo. La resistividad seleccionada se considera del tipo arenoso muy seco por tratarse de de un terreno con depósitos de grava con matriz arenosa y arcillosa. Tabla 6. Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza y humedad 14

17 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Tabla 7. Factor de corrección para resistividad térmica del terreno Corrección por la profundidad: Tabla 8. Factor de corrección para profundidades de la instalación La intensidad máxima admisible, una vez aplicados los diferentes factores correctores, es: (1. 16) Los valores de intensidad en condiciones de explotación normal In=216,51 A, así como la intensidad máxima admisible por el conductor aéreo Imáx.admisible=318,04 A, son valores inferiores a la intensidad máxima admisible para el conductor subterráneo. El fabricante del cable subterráneo ofrece sus propias tablas en las que se considera la intensidad admisible (389 A) por el conductor en una instalación tipo, siendo ésta una terna de cables unipolares agrupados en triángulo, a una profundidad de 1 metro bajo el suelo y una 15

18 Memoria cálculos justificativos resistividad térmica del terreno 1 K m/w y una temperatura media del terreno de 25 C. En este caso, la intensidad correspondiente al RELAT es menor a la obtenida por el proveedor para la misma instalación. Por tanto, se justifica que la intensidad sea la calculada del nuevo RELAT en la instalación tipo mencionada anteriormente, al ser menor y disponer de un margen suficiente respecto a la mencionada por el fabricante. De acuerdo con el apartado de la ITC-LAT 06 del vigente RLEAT, en una instalación de cables unipolares aislados bajo tubos de gran longitud, la intensidad máxima admisible para el conductor seleccionado es de 320 A, correspondiente a una resistividad térmica del tubo de 3,5 K m/w. Tal intensidad resultará mayor a la intensidad máxima admisible por el conductor aéreo I máx.admisible =318,04 A, aplicando los pertinentes factores de corrección. Por lo tanto, se concluye que la elección del conductor subterráneo es la correcta Cálculo de las caídas de tensión Para obtener la caída de tensión en el tramo subterráneo de la línea eléctrica en empleará la expresión (1.9) que aparece en el apartado de esta memoria. Para el tramo inicial de la línea subterránea con una distancia de 30 metros: Para el tramo final de la línea subterránea: Tabla 9. Caídas de tensión porcentual por tramo Distancia (m) U % Entronque-CT1 30 0,0014 CT1-CT2 48 0,0022 CT2-CT3 35 0,0016 CT3-CT4 53 0,0025 CT4-CT5 75 0,0035 CT5-CT6 55 0,0026 CT6-CT7 54 0,0025 CT7-CT8 45 0,0021 CT8-CT9 55 0,0026 CT9-CT ,0026 CT10-CT ,0016 CT11-CT ,0020 CT12-CT ,0013 CT13-CT ,0025 CT14-CT ,0014 CT15-CT ,0015 CT16-CT ,0022 CT17-CT ,0022 CT18-CT ,0041 (1. 9b) 16

19 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT CT19-CT ,0027 CT20-CT ,0025 CT21-CT ,0021 CT22-CT ,0023 CT23-CT ,0021 CT24-CT ,0022 CT25-CT ,0026 CT26-CT ,0026 CT27-CT ,0026 CT28-CT ,0023 CT29-CT ,0021 CT30-CT ,0011 CT31-CT ,0033 CT32-CT1 40 0,0019 TOTAL ,075 La caída de tensión porcentual total resultante de la suma de los tramos de línea eléctrica subterránea es de 0,075 % Pérdidas de potencia La pérdida de potencia porcentual se calculará con la expresión (1.12) que aparece en el apartado de esta memoria. Para el tramo inicial de la línea subterránea con una distancia de 30 metros: Para el tramo final de la línea subterránea: Tabla 40. Pérdidas de potencia porcentuales por tramo Distancia (m) P % Entronque-CT1 30 0,0056 CT1-CT2 48 0,0089 CT2-CT3 35 0,0066 CT3-CT4 53 0,0098 CT4-CT5 75 0,0141 CT5-CT6 55 0,0103 CT6-CT7 54 0,0101 CT7-CT8 45 0,0084 CT8-CT9 55 0,0103 CT9-CT ,0105 CT10-CT ,0066 CT11-CT ,0080 CT12-CT ,0052 CT13-CT ,0098 CT14-CT ,0056 (1.12b) 17

20 Memoria cálculos justificativos CT15-CT ,0061 CT16-CT ,0089 CT17-CT ,0089 CT18-CT ,0164 CT19-CT ,0108 CT20-CT ,0098 CT21-CT ,0084 CT22-CT ,0094 CT23-CT ,0084 CT24-CT ,0089 CT25-CT ,0103 CT26-CT ,0103 CT27-CT ,0103 CT28-CT ,0094 CT29-CT ,0082 CT30-CT ,0042 CT31-CT ,0131 CT32-CT1 40 0,0075 TOTAL ,299 La pérdida de potencia porcentual total resultante de la suma de los tramos de línea eléctrica subterránea es de 0,299%. El valor absoluto de las pérdidas se obtendrá de igual modo que en el apartado (1.1.9) mediante la expresión (1.13). Se obtiene unas pérdidas absolutas de 35,88 kw. 1.3 Cálculo mecánico del conductor A continuación se realizará el cálculo mecánico del conductor para la determinación del tensado de cada vano, según lo establecido en la normativa del Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión (RLEAT), así como de las Normas Técnicas Particulares sobre Líneas Aéreas de Media Tensión de la compañía distribuidora (NTP-LAMT). En cada caso se considerará la normativa más restrictiva Peso propio del conductor Se considerará un peso por metro lineal del conductor de: (1.17) Fuerza del viento sobre el conductor La sobrecarga de la fuerza producida por la acción del viento se calcula mediante la expresión (1.17) y se considera, a efectos de cálculo, una acción transversal a la dirección de la línea. 18

21 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT (1.8) Siendo: P v : Sobrecarga del viento sobre el conductor en dan/m q: Presión del viento sobre el conductor en dan/m 2 d: Diámetro del conductor en metros El artículo de la ITC-LAT 07 del RELAT considera un viento mínimo a tener en cuenta de 120 km/h de velocidad, siendo la fuerza del viento para el conductor del haz, la calculada mediante la expresión (1.18). Según las NTP-LAMT de la compañía distribuidora FECSA- ENDESA, en el apartado Características mecánicas se establece una velocidad del viento de 160 km/h (106,7 dan/m 2 ). A efectos de cálculo, se considerará la premisa más restrictiva, siendo en este caso la de la compañía distribuidora. (1.9) Siendo: q: Presión del viento para conductores de d 16 mm en dan/m 2 V v : La velocidad previsible del viento de 160 km/h La sobrecarga por metro lineal producida por el viento a una velocidad de 160 km/h sobre un conductor de diámetro de 14 mm es de: (1. 38a) Sobrecarga motivada por el hielo El trazado de la línea aérea está situado entre los 500 y metros de altitud sobre el nivel del mar, por lo tanto, según el artículo de la ITC-LAT 07 del RELAT, pertenece a zona B. En dicha zona se considerarán sometidos los conductores a la sobrecarga de un manguito de hielo de valor: (1. 20) Siendo: P H : Sobrecarga del hielo sobre el conductor en dan/m d: Diámetro del conductor en milimetros La sobrecarga por metro lineal producida por el hielo entre los 500 y metros de altitud sobre el nivel del mar a un conductor de diámetro de 14 mm es de: 19

22 Memoria cálculos justificativos (1. 20a) Peso total del conductor hipótesis con viento El peso total del conductor con hipótesis de viento, es la suma vectorial de la fuerza por metro lineal del conductor hacia el suelo, más la fuerza transversal de la sobrecarga del viento por metro lineal. (1. 21) Siendo: P t : Peso total unitario del conductor en dan/m P c : Peso propio unitario del conductor en dan/m P v : Sobrecarga del viento sobre el conductor en dan/m Se obtiene el peso total del conductor por metro lineal: (1. 21a) Peso total del conductor hipótesis con hielo El peso total del conductor con hipótesis de hielo es la suma de la fuerza del conductor más la fuerza de la sobrecarga del hielo ambas hacia el suelo y por metro lineal. (1. 22) Siendo: P t : Peso total unitario del conductor en dan/m P c : Peso propio unitario del conductor en dan/m P H : Sobrecarga del hielo sobre el conductor en dan/m Se obtiene el peso total del conductor por metro lineal: (1. 22a) 20

23 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Tracción máxima admisible Según el apartado Tracción máxima admisible de la ITC-LAT 07 del RELAT, establece que la tracción máxima de los conductores no resultará superior a su carga de rotura dividida por 2,5 al tratarse de conductores cableados. Sin embargo, las NTP-LAMT de la compañía distribuidora FECSA-ENDESA, en el apartado Características mecánicas, establece que los conductores serán capaces de soportar la tensión mecánica que se produzca en las condiciones más desfavorables a las que pueda estar sometida la línea, con un coeficiente de seguridad igual o superior a 3. A efectos de cálculo, se considerará la premisa más restrictiva, siendo en este caso la de la compañía distribuidora. Además, deberá cumplir que la tensión mecánica de trabajo de los conductores a 15 C sin ninguna sobrecarga (Tensión de cada día, límite estático dinámico, EDS) no será mayor del 15 % de la carga de rotura del conductor. (1.23) Siendo: T máx : Tracción máxima admisible en dan Q: Carga de rotura del conductor en dan n: Coeficiente de seguridad, en este caso 3. Operando: (1.23a) Para determinar la tracción máxima admisible del conductor se considera sometida a la hipótesis más desfavorable entre: sobrecarga del viento a una velocidad de 160 km/h y temperatura de -10 C, más peso propio del conductor o sobrecarga del hielo con un manguito de peso por metro lineal y peso propio del conductor a una temperatura de -15 C. Según lo establecido en el documento NTP-LAMT, aptdo 7.1.1, y el RELAT en su ITC-LAT 07, apartado Tracción máxima admisible Las hipótesis que se formulan para el cálculo de la tracción máxima admisible, son para la zona B: Tabla 11. Condiciones de Hipótesis de Tracción Máxima Hipótesis Temperatura Sobrecarga viento Sobrecarga Hielo Tracción máxima viento -10 C 160 Km/h No se aplica Tracción máxima hielo -15 C No se aplica 21

24 Memoria cálculos justificativos Comprobación de fenómenos vibratorios Según con el RLEAT y las NTP-LAMT de FECSA-ENDESA, a la hora de determinar las tracciones mecánicas de los conductores se deberá tener en cuenta la incidencia de posibles fenómenos vibratorios que pueden, no sólo acortar la vida útil de los mismos, sino también dar lugar a desgaste y fallos en herrajes, aisladores y accesorios. Estos fenómenos son producidos por la vibración eólica. La tracción a temperatura de 15 C sin sobrecarga alguna, no debe superar el 15% de la carga de rotura del conductor. (1.24) Tabla 12. Comprobación de fenómenos vibratorios Hipótesis: Estrés de Cada Día (Every Day Stress) Temperatura Sobrecarga viento Sobrecarga Hielo +15 C No se aplica No se aplica Se obtiene un valor máximo de tensión de 648 dan: (1.24a) Flechas máximas de los conductores Según el apartado 3.2.3, Flechas máximas de los conductores y cables de tierra de la ITC-LAT 07 del RLEAT, se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las hipótesis siguientes, considerando una velocidad del viento de 160 km/h, definido por la compañía eléctrica: Tabla 13. Condiciones de Hipótesis de Flecha Máxima Hipótesis Temperatura Sobrecarga viento Sobrecarga Hielo Flecha máxima viento Flecha máxima temperatura Flecha máxima hielo 15 C 160 Km/h No se aplica 50 C No se aplica No se aplica 0 C No se aplica 22

25 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Tense y flechas de tendido Para la obtención de los tenses en los diferentes estados de temperatura y sobrecargas se utilizará la ecuación de cambio de condiciones. La ecuación es: (1. 25) Siendo: : Vano, en metros : Tensión inicial del conductor en dan : Tensión final del conductor en dan : Peso unitario inicial del conductor en dan Peso unitario final del conductor en dan : Coeficiente de dilatación lineal del conductor : Temperatura inicial del conductor en : Temperatura final del conductor en : Módulo de elasticidad del conductor en dan/mm 2 : Sección del conductor en mm 2 Tanto como deben ser los valores de las tensiones horizontales del conductor, los cuales son constantes a lo largo de todo el vano. Por tanto, esta ecuación sería solo válida para vanos nivelados. No obstante, también proporciona resultados suficientemente aproximados para el cálculo de vanos no excesivamente desnivelados, al igual que la ecuación siguiente para el cálculo de flechas. Figura 1. Esquemático de los parámetro de un vano 23

26 Memoria cálculos justificativos Las flechas se determinarán mediante la expresión siguiente: (1.26) Siendo: f: Flecha para el vano correspondiente en metros. a: Longitud del vano en metros. p: Peso del conductor, con o sin sobrecarga en dan/m. T: Tensión total del conductor en dan Tensiones y flechas en las hipótesis reglamentarias En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos para las distintas hipótesis reglamentarias, así como la tabla de tendido para el conductor seleccionado al aplicar lo anteriormente expuesto: 24

27 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Vano 1-2 Longitud (m) Desnivel (m) 87,24 0 Vano 2-3 Longitud (m) Desnivel (m) 280,61 52,51 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 1, ,52 0,76 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 1, ,41 0,80 504,79 0,80 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 12, ,52 7,84 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 13, ,41 8,23 504,79 8,27 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 25

28 Memoria cálculos justificativos Vano 3-4 Longitud (m) Desnivel (m) 312,15 0 Vano 4-5 Longitud (m) Desnivel (m) 306,02 0 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 15, ,52 9,70 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 17, ,41 10,19 504,79 10,23 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 15, ,52 9,33 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 16, ,41 9,79 504,79 9,83 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 26

29 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Vano 5-6 Longitud (m) Desnivel (m) 242,16 20,69 Vano 6-7 Longitud (m) Desnivel (m) 139,82 15,06 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 9, ,52 5,84 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 10, ,41 6,13 504,79 6,16 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 3, ,52 1,95 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 3, ,41 2,04 504,79 2,05 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 27

30 Memoria cálculos justificativos Vano 7-8 Longitud (m) Desnivel (m) 198,59 11,75 Vano 8-9 Longitud (m) Desnivel (m) 296,79 3,25 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 6, ,52 3,93 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 6, ,41 4,12 504,79 4,14 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 14, ,52 8,77 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 15, ,41 9,21 504,79 9,25 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 28

31 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Vano 9-10 Longitud (m) Desnivel (m) 309,51 12,23 Vano Longitud (m) Desnivel (m) 310,45 4,43 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 15, ,52 9,54 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 16, ,41 10,01 504,79 10,06 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 15, ,52 9,60 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 16, ,41 10,07 504,79 10,12 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 29

32 Memoria cálculos justificativos Vano Longitud (m) Desnivel (m) 217,94 23,90 Vano Longitud (m) Desnivel (m) 299,02 0,40 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 7, ,52 4,73 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 8, ,41 4,96 504,79 4,99 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 14, ,52 8,90 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 15, ,41 9,35 504,79 9,39 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 30

33 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Vano Longitud (m) Desnivel (m) 208,08 21,40 Vano Longitud (m) Desnivel (m) 289,04 12,51 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 6, ,52 4,31 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 7, ,41 4,53 504,79 4,55 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 14, ,52 8,85 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 15, ,41 9,29 504,79 9,33 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 31

34 Memoria cálculos justificativos Vano Longitud (m) Desnivel (m) 265,44 12,89 Vano Longitud (m) Desnivel (m) 235,23 7,13 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 11, ,52 7,02 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 12, ,41 7,37 504,79 7,40 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 8, ,52 5,51 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 9, ,41 5,78 504,79 5,81 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 32

35 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Vano Longitud (m) Desnivel (m) 164,44 4,51 Tracción máxima admisible 1439,00 Coef. Seg. 3 Hipótesis Tracción Máxima Viento Temperatura -10 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Máxima Hielo Temperatura -15 C P conductor + P hielo Fenómenos Vibratorios (EDS) Temperatura +15 C P conductor Hipótesis Flecha Máxima Viento Temperatura +15 C P conductor + P viento Hipótesis Tracción Flecha Máxima Hielo Temperatura 0 C P conductor + P hielo Hipótesis Flecha Máxima Temperatura Temperatura +50 C P conductor T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1209,12 4, ,52 2,69 Coef. Seg. 3,57 Coef.Seg. 3,13 T (dan) 583,03 13,51% 15%Q T (dan) F (m) T (dan) F (m) T (dan) F (m) 1111,14 4, ,41 2,83 504,79 2,84 Coef. Seg. 3,89 Coef. Seg. 3,29 Coef. Seg. 8,55 33

36 34 Memoria cálculos justificativos

37 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Tensiones y flechas de tendido Vano 1-2 Vano 2-3 Vano 3-4 Vano 4-5 Vano 5-6 Vano 6-7 Temperatura ( C) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) ,00 0,63 645,00 6,47 645,00 8,01 645,00 7,70 645,00 4,82 645,00 1, ,50 0,64 627,50 6,65 627,50 8,23 627,50 7,91 627,50 4,95 627,50 1, ,61 0,66 611,61 6,82 611,61 8,44 611,61 8,12 611,61 5,08 611,61 1, ,90 0,68 596,90 6,99 596,90 8,65 596,90 8,32 596,90 5,21 596,90 1, ,03 0,69 583,03 7,16 583,03 8,86 583,03 8,51 583,03 5,33 583,03 1, ,95 0,71 569,95 7,32 569,95 9,06 569,95 8,71 569,95 5,45 569,95 1, ,58 0,72 557,58 7,48 557,58 9,26 557,58 8,90 557,58 5,57 557,58 1, ,88 0,74 545,88 7,65 545,88 9,46 545,88 9,09 545,88 5,69 545,88 1, ,80 0,75 534,80 7,80 534,80 9,66 534,80 9,28 534,80 5,81 534,80 1, ,28 0,77 524,28 7,96 524,28 9,85 524,28 9,47 524,28 5,93 524,28 1, ,10 0,78 514,10 8,12 514,10 10,05 514,10 9,65 514,10 6,05 514,10 2, ,79 0,80 504,79 8,27 504,79 10,23 504,79 9,83 504,79 6,16 504,79 2,05 Vano 7-8 Vano 8-9 Vano 9-10 Vano Vano Vano Temperatura ( C) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) ,00 3,24 645,00 7,24 645,00 7,87 645,00 7,92 645,00 3,90 645,00 7, ,50 3,33 627,50 7,44 627,50 8,09 627,50 8,14 627,50 4,01 627,50 7, ,61 3,42 611,61 7,63 611,61 8,30 611,61 8,35 611,61 4,12 611,61 7, ,90 3,50 596,90 7,82 596,90 8,51 596,90 8,56 596,90 4,22 596,90 7, ,03 3,59 583,03 8,01 583,03 8,71 583,03 8,76 583,03 4,32 583,03 8, ,95 3,67 569,95 8,19 569,95 8,91 569,95 8,96 569,95 4,42 569,95 8, ,58 3,75 557,58 8,37 557,58 9,11 557,58 9,16 557,58 4,51 557,58 8, ,88 3,83 545,88 8,55 545,88 9,30 545,88 9,36 545,88 4,61 545,88 8, ,80 3,91 534,80 8,73 534,80 9,49 534,80 9,55 534,80 4,71 534,80 8, ,28 3,99 524,28 8,90 524,28 9,68 524,28 9,74 524,28 4,80 524,28 9, ,10 4,07 514,10 9,08 514,10 9,88 514,10 9,94 514,10 4,90 514,10 9, ,79 4,14 504,79 9,25 504,79 10,06 504,79 10,12 504,79 4,99 504,79 9,39 35

38 Memoria cálculos justificativos Vano Vano Vano Vano Vano Temperatura ( C) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) T (dan) f (m) ,00 3,56 645,00 7,30 645,00 5,79 645,00 4,55 645,00 2, ,50 3,66 627,50 7,50 627,50 5,95 627,50 4,67 627,50 2, ,61 3,75 611,61 7,70 611,61 6,11 611,61 4,79 611,61 2, ,90 3,84 596,90 7,89 596,90 6,26 596,90 4,91 596,90 2, ,03 3,94 583,03 8,07 583,03 6,40 583,03 5,03 583,03 2, ,95 4,03 569,95 8,26 569,95 6,55 569,95 5,15 569,95 2, ,58 4,12 557,58 8,44 557,58 6,70 557,58 5,26 557,58 2, ,88 4,20 545,88 8,62 545,88 6,84 545,88 5,37 545,88 2, ,80 4,29 534,80 8,80 534,80 6,98 534,80 5,48 534,80 2, ,28 4,38 524,28 8,98 524,28 7,12 524,28 5,59 524,28 2, ,10 4,46 514,10 9,16 514,10 7,26 514,10 5,70 514,10 2, ,79 4,55 504,79 9,33 504,79 7,40 504,79 5,81 504,79 2,84 36

39 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT 1.4 Distancias de seguridad La normativa vigente del RLEAT determina, en su apartado 5 de la ITC-LAT 07, que en las líneas aéreas es necesario distinguir entre distancias internas y externas. Las distancias internas son dadas únicamente para diseñar una línea con una aceptable capacidad de resistir las sobretensiones. Las distancias externas son utilizadas para determinar las distancias de seguridad entre los conductores en tensión y los objetos debajo o en las proximidades de la línea. Las distancias dadas en los siguientes apartados no son aplicables cuando se realicen trabajos de mantenimiento de la línea aérea. Se consideran tres tipos de distancias eléctricas: - D el : 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. D el puede ser tanto interna, cuando se consideran distancias del conductor a la estructura de la torre, como externas, cuando se considera una distancia del conductor a un obstáculo. - D pp : Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. D pp es una distancia interna. - a som : Valor mínimo de la distancia de descarga de la cadena de aisladores, definida como la distancia más corta en línea recta entre las partes en tensión y las partes puestas a tierra. Adicionalmente, se debe considerar una cuarta distancia: - D add : Distancia de aislamiento adicional para que en las distancias mínimas de seguridad al suelo, a líneas eléctricas, a zonas de arbolado, etc. se asegure que las personas u objetos no se acerquen a una distancia menor que D el de la línea eléctrica. Se tendrá en cuenta que las distancias externas mínimas de seguridad (D add + D el ) deben ser siempre superiores a 1,1 veces a som debido a que el riesgo de descarga debe ser mayor sobre la distancia interna a som que a objetos externos o personas. Los valores de D el y D pp, en función de la tensión más elevada de la línea, aparecen representados en la siguiente tabla: 37

40 Memoria cálculos justificativos Tabla 14. D el y D pp en función de la tensión más elevada de la red Para una línea de tensión nominal U n de 40 kv y de tensión más elevada U s de 52 kv, obtenemos los siguientes valores: (1.27) (1.28) Distancias entre conductores La distancia entre los conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos debe ser la suficiente para que no haya riesgo alguno de cortocircuito entre fases, teniendo presente los efectos de las oscilaciones de los conductores debidas al viento y al desprendimiento de la nieve acumulada sobre ellos. Se define con la siguiente expresión: (1.29) Siendo: D: Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos en metros. K: Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, se tomará 0,5 en vez de un coeficiente 0,7 puesto que los conductores están en tresbolillo y se adoptarán medidas preventivas contra fenómeno de galope. El ángulo de oscilación provocado por el viento es 74,2 o : 38

41 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT (1.30) K': Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea, se tomará 0,75 F: Flecha máxima en metros L: Longitud de la cadena de suspensión en metros. En el caso de conductores fijados al apoyo por cadenas de amarre o aisladores rígidos L=0. D pp : Distancia mínima aérea de aislamiento especificada en metros Distancias entre conductores y a partes puestas a tierra En el apartado de la ITC-LAT 07, se establece que la separación mínima entre conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos no será inferior a: (1.27) Distancias al terreno, caminos, sendas y a cursos de agua no navegables En el apartado 5.5 de la ITC-LAT 07, se establece que la altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su flecha máxima, queden situados por encima de cualquier punto del terreno, senda, vereda o superficies de agua no navegables, a una altura mínima marcada por la expresión (1.31), con un mínimo de 6 metros. Debido a que el trazado transcurre por terrenos agrícolas, se determinará una altura mínima de 7 metros respecto al suelo. (1.31) Se obtiene una altura mínima de 7 metros a cualquier terreno, senda, vereda o superficies de agua no navegables, aplicable a todo el trazado de la línea aérea ya que en la mayoría de éste se afecta a explotaciones ganaderas cercadas o explotaciones agrícolas Distancias a bosques, árboles y masas de arbolado Para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por el contacto de ramas o troncos de árboles con los conductores de una línea eléctrica aérea, deberá establecerse una zona de protección de la línea definida por la siguiente expresión (1.31). Según el apartado de la ITC-LAT 07, define con un mínimo de 2 metros la distancia de seguridad a ambos lados de la proyección de la línea sobre la zona de servidumbre: (1.32) 39

42 Memoria cálculos justificativos Se establece por tanto una distancia a bosques, arboles y masas de arbolado de 2,1 metros. 1.5 Cálculo mecánico de los apoyos Para la elección de los apoyos y su justificación, mediante el cálculo de los requisitos establecidos, se seguirá la normativa establecida en el Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión (RLEAT), así como de las Normas Técnicas Particulares sobre Líneas Aéreas de Media Tensión de la compañía distribuidora (NTP-LAMT) Cargas y sobrecargas a considerar El cálculo mecánico de los elementos constituyentes de la línea se efectuará bajo la acción de las cargas y sobrecargas que se indican a continuación: 1. Cargas permanentes: Se considerarán las cargas verticales que soportan los apoyos y los distintos elementos: conductores, herrajes, aisladores, apoyos y cimetaciones, añadiendo el peso de un operario subido en la semicruceta. 2. Fuerzas del viento sobre los componentes de las líneas aéreas: Se considerará un viento mínimo de referencia de 160 km/h (44,4 m/s). Se supondrá el viento horizontal, actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide. 3. Desequilibrio de tracciones: Los desequilibrios de tracciones a considerar, según el tipo de apoyo son: - Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de amarre: Se considerará un esfuerzo equivalente al 15% de las tracciones unilaterales de todos los conductores. - Apoyos de anclaje: Se considerará, un esfuerzo equivalente al 50% de las tracciones unilaterales de los conductores. - Apoyos de fin de línea: Se considerará un esfuerzo igual al 100% de las tracciones unilaterales de todos los conductores. 4. Esfuerzos longitudinales por rotura de conductores: Se considerará la rotura del conductor de una sola fase por apoyo. - Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de suspensión: Se considerará el 50 % de la tensión del cable roto en las líneas con un conductor por fase. - Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de amarre: No es necesario considerarlo ya que se colocarán apoyos de anclaje cada 3 km como máximo, los tenses máximos que se les darán a los conductores tendrán 40

43 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT un coeficiente de seguridad superior a 3 y el de los apoyos y cimentaciones en la hipótesis 3 a será el correspondiente a las hipótesis normales. - Apoyos de anclaje: Se considerará un esfuerzo correspondiente a la rotura total un conductor, sin reducción alguna de su tensión. En los apoyos de anclaje con ángulo, también se valorará el esfuerzo de ángulo creado. - Apoyos de fin de línea: Se considerarán los criterios expuestos para apoyos de anclaje. 5. Esfuerzos resultantes de ángulo: En los apoyos situados, en el que el trazado de la línea se observe un cambio de dirección, se tendrá en cuenta además el esfuerzo de ángulo resultante de las tracciones de los conductores Hipótesis de cálculo Las hipótesis de cálculo, para cada tipo de apoyo, son las que se muestran en las siguientes tablas: TIPO DE APOYO Suspensión de Alineación o Suspensión de ángulo Amarre de Alineación o Amarre de Ángulo Anclaje de Alineación o TIPO DE ESFUERZO Vertical Transversal Longitudinal Vertical Transversal Longitudinal Vertical Tabla 15. Hipótesis 1ª y 2ª para apoyos situados en zona B 1ª HIPÓTESIS 2ª HIPÓTESIS (Viento) (Hielo) (Hielo + viento) Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de viento a una velocidad mínima de 160 Km/h Esfuerzo del viento (160 km/h) sobre: - Conductores - Apoyo SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de viento a una velocidad mínima de 160 Km/h Esfuerzo del viento (160 km/h) sobre: - Conductores - Apoyo SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de viento a una velocidad mínima de 160 Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga del hielo mínima ALINEACIÓN: No se aplica. ÁNGULO: Resultante de ángulo No aplica Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga del hielo mínima ALINEACIÓN: No se aplica. ÁNGULO: Resultante de ángulo No aplica Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga del hielo mínima Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima y de viento mínima (60 Km/h) Esfuerzo del viento (60 Km/h) y sobrecarga del hielo sobre: - Conductores - Apoyo SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima y de viento mínima (60 Km/h) Esfuerzo del viento (60 Km/h) y sobrecarga del hielo sobre: - Conductores - Apoyo SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima y de viento mínima 41

44 Memoria cálculos justificativos Anclaje de Ángulo Km/h (60 Km/h) Transversal Esfuerzo del viento (160 km/h) sobre: - Conductores - Apoyo SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo ALINEACIÓN: No se aplica. ÁNGULO: Resultante de ángulo Esfuerzo del viento (60 Km/h) y sobrecarga del hielo sobre: - Conductores - Apoyo SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo Longitudinal No aplica Fin de línea Vertical Transversal Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de viento a una velocidad mínima de 160 Km/h Esfuerzo del viento (160 km/h) sobre: - Conductores - Apoyo Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga del hielo mínima No aplica Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima y de viento mínima (60 Km/h) Esfuerzo del viento (60 Km/h) y sobrecarga del hielo sobre: - Conductores - Apoyo Longitudinal Desequilibrio de tracciones Desequilibrio de tracciones Tabla 16. Hipótesis 3ª y 4ª para apoyos situados en zona B TIPO DE APOYO TIPO DE ESFUERZO 3ª HIPÓTESIS (Desequilibrio de tracciones) 4ª HIPÓTESIS (Rotura de conductores) Suspensión de Alineación o Suspensión de ángulo Vertical Transversal Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima. ALINEACIÓN: No se aplica. ÁNGULO: Resultante de ángulo Longitudinal Desequilibrio de tracciones Rotura de conductores Amarre de Alineación o Amarre de Ángulo Vertical Transversal Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima. ALINEACIÓN: No se aplica. ÁNGULO: Resultante de ángulo Longitudinal Desequilibrio de tracciones Rotura de conductores Anclaje de Alineación o Anclaje de Ángulo Vertical Transversal Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima. ALINEACIÓN: No se aplica. ÁNGULO: Resultante de ángulo Longitudinal Desequilibrio de tracciones Rotura de conductores 42

45 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Fin de línea Vertical Transversal No aplica Cargas permanentes de conductores sometidos a una sobrecarga de hielo mínima. No aplica Longitudinal Rotura de conductores En cada tipo apoyo, se tendrán en cuenta las cuatro hipótesis para determinar los diferentes esfuerzos mediante las expresiones de las tablas siguientes: Tabla 17. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de suspensión de alineación (I) Amarre de alineación y Suspensión de alineación TIPO DE ESFUERZO 1ª HIPÓTESIS (viento) 2ª HIPÓTESIS (hielo) V T No aplica L No aplica Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. Tabla 18. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de suspensión de alineación (II) Suspensión de Alineación TIPO DE ESFUERZO 3ª HIPÓTESIS (Desequilibrio de tracciones) 4ª HIPÓTESIS (Rotura de conductores) V T L No aplica No aplica: - Anclaje cada 3Km máx. - Coef. Seg. rotura conduct. 3 - Coef. Seg. Hipot. 3ª de 1,5 Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. Tabla 19. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de amarre de ángulo (I) Amarre de Ángulo TIPO DE ESFUERZO 1ª HIPÓTESIS (viento) 2ª HIPÓTESIS (hielo) V T L No aplica Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. 43

46 Memoria cálculos justificativos Tabla 20. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de amarre de ángulo (II) Amarre de Ángulo TIPO DE ESFUERZO 3ª HIPÓTESIS (Desequilibrio de tracciones) 4ª HIPÓTESIS (Rotura de conductores) V T L No aplica No aplica: - Anclaje cada 3Km máx. - Coef. Seg. rotura conduct. 3 Coef. Seg. Hipot. 3ª de 1,5 Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. Tabla 21. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de ángulo (I) Anclaje de Ángulo TIPO DE ESFUERZO 1ª HIPÓTESIS (viento) 2ª HIPÓTESIS (hielo) V T L No aplica Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. Tabla 22. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de ángulo (II) Anclaje de Angulo TIPO DE ESFUERZO 3ª HIPÓTESIS (Desequilibrio de tracciones) 4ª HIPÓTESIS (Rotura de conductores) V T No aplica L Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. 44

47 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Tabla 23. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de alineación (I) Anclaje de Alineación TIPO DE ESFUERZO 1ª HIPÓTESIS (viento) 2ª HIPÓTESIS (hielo) V T No aplica L No aplica Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. Tabla 24. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de anclaje de alineación (II) Anclaje de Alineación TIPO DE ESFUERZO 3ª HIPÓTESIS (Desequilibrio de tracciones) 4ª HIPÓTESIS (Rotura de conductores) V T No aplica L Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. Tabla 25. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de fin de línea (I) Fin de Línea TIPO DE ESFUERZO 1ª HIPÓTESIS (viento) 2ª HIPÓTESIS (hielo) V T No aplica L Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. 45

48 Memoria cálculos justificativos Tabla 26. Expresiones para el cálculo de fuerzas en apoyos de fin de línea (II) Fin de Línea TIPO DE ESFUERZO 3ª HIPÓTESIS (Desequilibrio de tracciones) 4ª HIPÓTESIS (Rotura de conductores) V T No aplica No aplica L Nota: El fabricante aplica un coeficiente de seguridad de 1,5. Nomenclatura utilizada: : Número de conductores P c : Peso propio del conductor en dan/m P v : Sobrecarga del viento en dan/m P t : Peso total en dan/m a 1 : Longitud del vano anterior en metros a 2 : Longitud del vano posterior en metros h 1 : Desnivel entre el punto de sujeción del cable en el apoyo considerado y el punto de sujeción del mismo cable en el apoyo anterior en metros h 2 : Desnivel entre el punto de sujeción del cable en el apoyo considerado y el punto de sujeción del mismo cable en el apoyo posterior en metros T -10 C+V : Tense a 5 o C + V en dan T -15 C+H = Tense a 15 ºC + H en dan α: Ángulo de desviación de la línea en grados : Distancia entre el punto de sujeción del conductor más alejado del apoyo y el eje del apoyo en metros F v : Fuerza vertical en dan F T : Fuerza transversal en dan F L : Fuerza longitudinal en dan M: Momento torsor en dan m 46

49 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Altura del apoyo La altura de los poyos deberá ser tal que la distancia mínima del cable al terreno no sea en ningún caso inferior a 7 metros bajo las condiciones de hipótesis más desfavorable de flecha máxima. La altura total del apoyo es la suma de altura libre, armado, cadena de aisladores (en caso de apoyo de suspensión) y cimentación. La altura total será: (1.33) Siendo: H: Altura total de cada apoyo en metros. a r : Pérdida de altura por armado en metros. h t : Altura útil del apoyo tipo en metros. e: Empotramiento del apoyo en metros. Se toma la altura de la cimentación menos el margen de distancia (0,2 m) entre la altura de la cimentación y la colocación del apoyo. d: Distancia de seguridad ITC-LAT 07 aptdo. 5 ( 7 metros) en metros. g: Distancia al apoyo tipo en metros. Se obtiene a partir de restar de la altura útil del apoyo la distancia de seguridad y el incremento de altura por inexactitudes. Δh: Incremento de altura por inexactitudes en metros. h c : Altura de la cimentación en metros. Se regula la altura de cada apoyo atendiendo a las inexactitudes del terreno En las siguientes tablas, se muestran las alturas útiles de cada apoyo, es decir, la altura existente entre el punto de engrape del conductor inferior al terreno, teniendo en cuenta la cimentación para cada apoyo. La altura para los armados tipo B1 y H es de 0 metros. Tabla 27. Alturas útiles de apoyos normalizados Alturas (m) Fammsa GRACO-66kV-3500-X-H 10,53 12,47 14,40 16,34 18,28 20,21 22,20 24,14 26,07 GRACO-66kV-1500-X-B1 10,98 12,97 14,90 16,89 18,83 20,81 22,80 24,74 26,72 GRACO-66kV-2500-X-B1 10,73 12,67 14,60 16,59 18,53 20,51 22,50 24,44 26,42 GRACO-66kV-3500-X-B1 10,53 12,47 14,40 16,34 18,28 20,21 22,20 24,14 26,07 El incremento de altura por inexactitudes viene fijado por la empresa FECSA-ENDESA en su documento ADZ00100 apartado Vienen expresados en la siguiente tabla: 47

50 Memoria cálculos justificativos Tabla 28. Incremento de altura por inexactitudes Incremento de altura en metros Vano (m) Incremento (m) 0,25 0,50 0,60 0,80 0,90 1,00 1,05 1, Apoyos adoptados La nomenclatura utilizada para identificar el tipo de apoyo empleado, esfuerzo, altura y tipo de armado es la siguiente: Figura 2. Nomenclatura utilizada para identificar los apoyos Se han adoptado los siguientes apoyos según los cálculos realizados anteriormente: Tabla 29. Apoyos adoptados Nº APOYO FUNCIÓN APOYO ADOPTADO 1 Fin de línea GRACO-66kV H-2 2 Amarre de ángulo GRACO-66kV B1 3 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 4 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 5 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 6 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 7 Anclaje de ángulo GRACO-66kV B1 8 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 9 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 10 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 11 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 12 Anclaje de alineación GRACO-66kV B1 13 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 14 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 15 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 16 Amarre de alineación GRACO-66kV B1 17 Amarre de ángulo GRACO-66kV B1 18 Fin de línea GRACO-66kV H-2,5 48

51 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Cálculo de armado Para el cálculo de los armados se tendrá en cuenta: Distancia entre conductores (1.29) Siendo: D cc : Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos, en metros. K: Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, se tomará 0,5 en vez de un coeficiente 0,7 puesto que los conductores están en tresbolillo y se adoptarán medidas preventivas contra fenómeno de galope. El ángulo de oscilación provocado por el viento es 74,2 o : (1.30) K': Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea, se tomará 0,75. F: Flecha máxima en metros, para las hipótesis según el apartado en metros. L: Longitud de la cadena de suspensión. En el caso de conductores fijados al apoyo por cadenas de amarre o aisladores rígidos L=0 en metros. D pp : Distancia mínima aérea de aislamiento especificada en metros Los resultados obtenidos para los distintos vanos son: Tabla 30. Distancias entre conductores Vano Nº Flecha (m) D CC (m) 1-2 1,33 1, ,75 2, ,02 2, ,35 2, ,35 2, ,41 1, ,89 1, ,38 2, ,73 2, ,83 2,58 49

52 Memoria cálculos justificativos ,29 1, ,61 2, ,56 1, ,51 2, ,30 2, ,66 2, ,72 1,61 - Distancia entre conductores y partes puestas a tierra Según la ITC-LAT 07, apartado 5.4.2, la separación mínima entre conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos no será inferior a D el = 0,6 m. Tal distancia vendrá determinada por la longitud total que forma la cadena de aisladores (aptdo 1.7 de la presente memoria de cálculos). Por tanto, D el 0,6 m. Las distancias mínimas de los armados escogidos son: Fammsa H-2 D CC : 2 m D el : 0,82 m Fammsa H-2,5 D CC : 2,5 m D el : 0,82 m Fammsa B1 D CC : 2,64 m D el : 0,82 m Armados adoptados Las distancias calculadas anteriormente son inferiores a las distancias mínimas de los armados escogidos para cada apoyo. Tabla 31. Armados adoptados Apoyo Nº D CC (m) Armado 1 1,33 H-2 2 3,12 B1 3 3,41 B1 4 3,41 B1 5 3,36 B1 6 3,36 B1 7 2,36 B1 8 3,27 B1 9 3,39 B1 10 3,40 B1 11 3,40 B1 50

53 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT 12 3,29 B1 13 3,29 B1 14 3,28 B1 15 3,28 B1 16 2,98 B1 17 2,70 B1 18 2,05 H-2,5 En lo referente a esfuerzos mecánicos, se ha tenido en cuenta el conjunto armado-apoyo para la elección correcta de éstos Cálculo de cimentaciones El cálculo de la cimentación de los apoyos se realizará aplicando la fórmula de SULZBERGER, de acuerdo con los siguientes criterios: - Se adoptará un coeficiente de seguridad al vuelco mayor o igual a 1,5. (1.34) - La tangente del ángulo de giro de la cimentación no será superior a 0,01. - El coeficiente de compresibilidad del terreno, (kg/cm 3 ). El fabricante, siguiendo el método Sulzberger, presenta unas tablas de cálculo con las cimentaciones a adoptar, según la altura de cada apoyo y el coeficiente de compresibilidad del terreno. Las cimentaciones serán monobloque. Las cimentaciones, para cada apoyo, son las siguientes: a: Distancia en metros. h: Altura cimentación en metros. V: Volumen cimentación en metros cúbicos. Tabla 32. Cimentaciones adoptadas Nº APOYO APOYO ADOPTADO CIMENTACIÓN (a-h-v) 1 GRACO-66kV H-2 1,71-2,05-5,99 2 GRACO-66kV B1 2,13-2-9,07 3 GRACO-66kV B1 2,27-1,75-9,02 4 GRACO-66kV B1 2,27-,1,75-9,02 5 GRACO-66kV B1 2,2-1,75-8,47 6 GRACO-66kV B1 2,2-1,75-8,47 7 GRACO-66kV B1 1,85-1,65-5,65 51

54 Memoria cálculos justificativos 8 GRACO-66kV B1 2,2-1,75-8,47 9 GRACO-66kV B1 2,27-1,75-9,02 10 GRACO-66kV B1 2,27-1,75-9,02 11 GRACO-66kV B1 2,27-1,75-9,02 12 GRACO-66kV B1 2,2-1,75-8,47 13 GRACO-66kV B1 2,2-1,75-8,47 14 GRACO-66kV B1 2,2-1,75-8,47 15 GRACO-66kV B1 2,2-1,75-8,47 16 GRACO-66kV B1 2,06-1,7-7,21 17 GRACO-66kV B1 1,99-2,25-8,91 18 GRACO-66kV H-2,5 1,85-2,15-7, Tablas resumen resultados Seguidamente, se muestran de forma esquemáticas las tablas con los resultados para cada apoyo. En ellas se indica el tipo de apoyo, armado, las características de éste, entre otros. 52

55 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT APOYO Nº 1 Apoyo seleccionado GRACO-66kV H-2 APOYO Nº 2 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Fin de línea Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 240 > 4133 > 2755 Amarre Ángulo Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 145 > ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 12 1,71-2,05-5, ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 24 2,13-2-9, ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones 3ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 53

56 Memoria cálculos justificativos APOYO Nº 3 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 4 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1845 > 1327 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1113 > ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 28 2,27-1,75-9, ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 28 2,27-1,75-9, ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 54

57 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT APOYO Nº 5 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 6 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1351 > 1228 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 817 > 855 Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 26 2,2-1,75-8,47 Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 26 2,2-1,75-8,47 1ª Hipótesis Viento (160km/h) ª Hipótesis Viento (160km/h) ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Hielo 817 3ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 55

58 Memoria cálculos justificativos APOYO Nº 7 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 8 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Anclaje Ángulo Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 146 > 2310 > 3444 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1110 > ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 16 1,85-1,65-5, ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 26 2,2-1,75-8, ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 56

59 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT APOYO Nº 9 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 10 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1302 > 1358 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1012 > ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 28 2,27-1,75-9, ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 28 2,27-1,75-9, ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 57

60 Memoria cálculos justificativos APOYO Nº 11 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 12 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 453 > 1183 Anclaje Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1405 > 2066 > ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 28 2,27-1,75-9, ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 26 2,2-1,75-8, ª Hipótesis Hielo 453 2ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 58

61 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT APOYO Nº 13 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 14 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 500 > 1136 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1181 > 1133 Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 26 2,2-1,75-8,47 Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 26 2,2-1,75-8,47 1ª Hipótesis Viento (160km/h) ª Hipótesis Viento (160km/h) ª Hipótesis Hielo 500 2ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 59

62 Memoria cálculos justificativos APOYO Nº 15 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 16 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 1397 > 1262 Amarre Alineación Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 844 > 1121 Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 26 2,2-1,75-8,47 Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 22 2,06-1,7-7,21 1ª Hipótesis Viento (160km/h) ª Hipótesis Viento (160km/h) ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Hielo 844 3ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 60

63 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT APOYO Nº 17 Apoyo seleccionado GRACO-66kV B1 APOYO Nº 18 Apoyo seleccionado GRACO-66kV H-2,5 Amarre Ángulo Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 515 > 4351 Fin de línea Carga vertical (dan) Esfuerzo Útil (dan) Momento Torsor (dan m) > 480 > 4133 > ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 20 1,99-2,25-8, ª Hipótesis Viento (160km/h) Altura nominal (m) Cimentación (m) (a-h-v) 16 1,85-2,15-7, ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Hielo ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones ª Hipótesis Desequilibrio de tracciones 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) 4ª Hipótesis Rotura conductores M (dan m) Proveedor: Fammsa Proveedor: Fammsa 61

64 62 Memoria cálculos justificativos

65 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT 1.6 Cadenas de aisladores Según establece la Norma Técnica Particular de Líneas Aéreas de Media Tensión (NTP-LAMT) de FECSA-ENDESA, apartado 5.3.3, los aisladores serán compuestos (poliméricos a base de goma silicona), de características adecuadas. Las características del aislador seleccionado son las siguientes: Designación: Tensión nominal: Tensión más elevada: Línea de fuga mínima: Línea de fuga protegida: Tensión soportada a impulso tipo rayo: Tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia: Nivel de polución: Longitud cadena aislador aproximada: Torsión: Carga mecánica especificada: CS 70 YB 45PU 45 kv 52 kv 1864 mm 807 mm 325 kv 135 kv Medio 818 mm 6 dan m 70 kn Cálculo mecánico El coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores debe ser 3. El aislador debe soportar las cargas que actúan sobre él. (1.35) La tracción del conductor en las condiciones más desfavorables es: Cálculos eléctricos En función de la tensión más elevada del material y de los niveles de contaminación, se determinará el número de aisladores a situar en la cadena. 63

66 Memoria cálculos justificativos Según la ITC-LAT 07 apartado 4.4 coordinación de aislamiento, los niveles de aislamiento que debe presentar el material según su tensión más elevada (gama I) son los siguientes: Tensión más elevada para el material Um kv (valor eficaz) Tabla 33. Niveles de aislamiento para el material Tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia industrial kv (valor eficaz) Tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo kv (valor de cresta) 3, , , , (185) (185) (450) (230) (550) (275) (650) 245 (325) (750) NOTA: Si los valores entre paréntesis son insuficientes para probar que las tensiones soportadas especificadas entre fases se cumplen, se requieren ensayos complementarios de tensiones soportadas entre fases. Tensión más elevada de la línea: 52 kv Tensión nominal de la línea: 40 kv El nivel de contaminación, así como la línea de fuga correspondiente se especifica en la siguiente tabla, de acuerdo con el RELAT: 64

67 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Nivel de contaminación I Ligero II Medio III Fuerte IV Muy fuerte Tabla 34. Líneas de fuga para distintos niveles de contaminación Ejemplos de entornos típicos - Zonas sin industrias y con baja densidad de viviendas equipadas con calefacción. - Zonas con baja densidad de industrias o viviendas, pero sometidas a viento o lluvias frecuentes. - Zonas agrícolas (2) - Zonas montañosas - Todas estas zonas están situadas al menos de 10 km a 20 km del mar y no están expuestas a vientos directos desde el mar (3) - Zona con industrias que no producen humo especialmente contaminante y/o con densidad media de viviendas equipadas con calefacción. - Zonas con elevada densidad de viviendas y/o industrias pero sujetas a vientos frecuentes y/o lluvia. - Zonas expuestas a vientos desde el mar, pero no muy próximas a la costa (al menos distantes bastantes kilómetros (3). - Zonas con elevada densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con elevada densidad de calefacción generando contaminación. - Zonas cercanas al mar o en cualquier caso, expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mar (3). - Zonas, generalmente de extensión moderada, sometidas a polvos conductores y a humo industrial que produce depósitos conductores particularmente espesos. - Zonas, generalmente de extensión moderada, muy próximas a la costa y expuestas a pulverización salina o a vientos muy fuertes y contaminados desde el mar. - Zonas desérticas, caracterizadas por no tener lluvia durante largos periodos, expuestos a fuertes vientos que transportan arena y sal, y sometidas a condensación regular. Línea de fuga específica nominal mínima mm/kv (1) 1) Línea de fuga mínima de aisladores entre fase y tierra relativas a la tensión más elevada de la red (fase-fase). 2) Empleo de fertilizantes por aspiración o quemado de residuos, puede dar lugar a un mayor nivel de contaminación por dispersión en el viento. 3) Las distancias desde la costa marina dependen de la topografía costera y de las extremas condiciones del viento. Se considera un nivel de contaminación II medio, con una línea de fuga mínima de 20 mm/kv. Se adoptará en este caso las líneas de fuga mencionadas por las NTP-LAMT (apartado 5.2.1) de FECSA-ENDESA y RELAT ITC-LAT 07 apartado 4.4, adoptándose un valor de 20 mm/kv según la calificación establecida en la norma CEI ,0 20,0 25,0 31,0 65

68 Memoria cálculos justificativos El número de aisladores suficiente para la formación de la cadena de aisladores se obtiene de: (1.36) Siendo: n: número de aisladores de la cadena. N ia : Nivel de aislamiento recomendado según las zonas que atraviesa la línea en mm/kv. U m :Tensión más elevada de la línea en kv. L lf : Longitud de la línea de fuga del aislador elegido en mm. Los valores requeridos, son los siguientes: Grado de aislamiento: Aislador: Línea de fuga: Tensión de la línea más elevada: Tensión nominal de la línea: 20 mm/kv CS 70 YB 45PU 1864 mm 52 kv 40 kv El número de aisladores a instalar en la cadena de aisladores, será de 1: (1.36a) Por tanto que la cadena de aisladores, estará formada por 1 aislador, modelo CS 70 YB 45PU. 66

69 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT CAPÍTULO 2 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LOS CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 2.1 Potencia instalada Para determinar el número de Centros de transformación a instalar se hará en función de la potencia requerida por el polígono industrial, así como de las limitaciones impuestas por la Norma Técnica Particular de Centros de Transformación en Edificio de la compañía FECSA- ENDESA (NTP-CT) y el documento Instrucciones técnicas complementarias del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación. La demanda de potencia del polígono industrial La Clota es de kw por lo que es necesaria la instalación de 32 CT s con un transformador de 630 kva, conectados entre ellos mediante una red en bucle. La potencia a transportar es de kw; aplicando un factor de potencia de 0,8 se obtiene una potencia aparente de kva. (2.1) Para la elección de la potencia del transformador se ha tenido en cuenta lo establecido por FECSA-ENDESA en las NTP-CT, que fija un máximo de 630 kva y un mínimo de 160 kva, donde entre estos máximos y mínimo se ajustan a una determinada gama de capacidades normalizadas expresadas en kva. 67

70 Memoria cálculos justificativos Para la elección de los transformadores se tiene presente el índice de carga del transformador, que se ha fijado en un 75%, ya sea para prevenir posibles ampliaciones de la demanda en un futuro y/o labores de mantenimiento. La relación que se establece es de que, por cada cuatro transformadores, existan tres funcionando y un cuarto sin servicio para tareas de mantenimiento si fuera necesario. En este régimen de carga las pérdidas efecto Joule se reducen considerablemente, obteniendo una característica potencia-rendimiento, notablemente mejor que con un índice de carga más elevado. (2.2) (2.3) La NTP-CT de FECSA-ENDESA establece que, a pesar de que todos los CT s se instalen inicialmente transformadores de potencia máxima 630 kva, se dimensionarán para una potencia máxima admisible de 1000 kva por transformador, a fin de cubrir únicamente eventuales incrementos de potencia de tipo vegetativo. 2.2 Intensidad en el lado de alta tensión En un sistema trifásico, la intensidad en el primario de un transformador viene dada por la expresión: (2.4) Siendo: : Potencia del transformador en kva. Tensión primaria en kv. : Intensidad primaria en Amperios. Para una tensión primaria de 40 kv y una potencia aparente de 630 kva, se obtiene un valor de intensidad de 9,09 A. (2.4a) Dimensionado del puente de alta tensión Los cables que constituyen el puente que une las celdas de AT y el transformador serán unipolares de aislamiento seco para una tensión de aislamiento 26/45 kv y de 50 mm 2 de sección mínima. 68

71 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT (2.5) La instalación será de cables unipolares tendidos sobre bandejas perforadas con separación entre cables igual a un diámetro. 2.3 Intensidad en el lado de baja tensión En un sistema trifásico la intensidad en el secundario de un transformador viene dada por la expresión: (2.6) Siendo: : Potencia del transformador en kva. : Tensión en el secundario en kv. : Intensidad en el secundario en amperios. : Pérdidas en el hierro en kw. : Pérdidas en el cobre en kw Los valores quedan detallados en la siguiente tabla: Tabla 35. Intensidad en el lado de baja tensión S (kva) U s (kv) W fe (kw) W cu (kw) I s (A) 630 0,4 2 10,5 891,28 Para el dimensionamiento del puente de baja tensión se tendrá en cuenta la intensidad calculada anteriormente, que corresponde a la potencia del transformador a plena carga Dimensionado del puente de baja tensión Se dimensiona el puente de baja tensión para la potencia nominal del transformador. (2.7) Según establece la NTP-CT de FECSA-ENDESA, el cable utilizado en el puente de Baja Tensión es el RV 0,6/1 kv 1 x 240 Al. Se instalarán 12 cables para atender a la demanda de potencia según las NTP-CT de la compañía distribuidora. 69

72 Memoria cálculos justificativos Según la ITC-BT 07 del REBT, la Intensidad Máxima admisible (I máx ) del conductor en una instalación al aire a 40 o C, es de 420 A, siendo necesarios tres circuitos. Según las NTP-CT de FECSA-ENDESA, se deben aplicar los factores correctores pertinentes para agrupaciones de trenas dispuestas horizontalmente, separadas un diámetro y soportadas al aire (equivalente a bandeja perforada). El número de circuitos que albergará el cuadro de Baja Tensión deberá ser mayor de: (2.8) Siendo: : Número de conductores. : Intensidad máxima admisible en amperios. : Intensidad en el secundario en amperios. Se obtiene un valor de 3 circuitos. (2.8a) Según la tabla 14 de la ITC-BT 07 del REBT, el factor corrector correspondiente a tres bandejas perforadas colocadas horizontalmente y una agrupación de ternas de cables unipolares formando tres circuitos trifásicos será de 0,85 Aplicando los factores correctores, se obtiene una intensidad máxima admisible de: (2.9) La normativa NTP-CT de la compañía distribuidora establece que, para un transformador de potencia de 630 kva, se instalarán 9 conductores unipolares para las fases de 240 mm 2, y 3 conductores unipolares de 240 mm 2 para el neutro. Por lo tanto, el puente de Baja Tensión se realizará mediante 3 circuitos cada uno con 3 conductores de 240 mm 2 por fase y 1 un conductor de 240 mm 2 para el neutro, todos ellos de aluminio. 2.4 Cortocircuitos Observaciones Según FECSA-ENDESA, para el cálculo de la intensidad de corto circuito se determina una potencia de cortocircuito en la red de distribución de 500 MVA. 70

73 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Cálculo de las intensidades de cortocircuito Para la realización del cálculo de las corrientes de cortocircuito, se utilizarán las expresiones: - Intensidad primaria para cortocircuito en el lado de alta tensión (2.10) Siendo: : Potencia de cortocircuito de la red en MVA. : Tensión de servicio en kv. : Corriente de cortocircuito en ka. Para unos valores de potencia de cortocircuito de 500 MVA y la tensión de servicio 40 kv, la intensidad de cortocircuito es 7,22 ka: (2.10a) La sección mínima por cortocircuito en el primario según la ITC-LAT 06 se calcula mediante la siguiente expresión: (2.11) Siendo: : Sección mínima del conductor en mm 2. : Intensidad de cortocircuito permanente, en valor eficaz en amperios. : Tiempo de la duración del cortocircuito en segundos. : Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y de sus temperaturas al inicio y al final del cortocircuito. Para el cable RHZ1 Al unipolar, con aislamiento de polietileno reticulado XLPE, la k =160 para un tiempo de cortocircuito inferior a 5 segundos. Se comprueba que la sección mínima requerida en caso de cortocircuito es inferior a las secciones instaladas: (2.11a) Se especifica en las NTP-LSMT de la compañía distribuidora que la corriente de cortocircuito no será superior a 31,9 ka para secciones de 240 mm 2. 71

74 Memoria cálculos justificativos Por tanto, la sección instalada de 240 mm 2 cumple lo dispuesto en la normativa del RELAT y de las NTP-LSMT de la compañía distribuidora respecto a corrientes de cortocircuito. - Cortocircuito en el lado de Baja Tensión Para un transformador de una potencia aparente de 630 kva, con una tensión de 400 V en el secundario y una tensión de cortocircuito de 4,5%, se obtiene una tensión de cortocircuito de 20,21 ka en el lado de Baja Tensión, mediante la siguiente expresión: (2.12) Siendo: : Potencia del transformador en kva. : Tensión de servicio en voltios. : Tensión de cortocircuito en porcentaje. : Corriente de cortocircuito en ka. (2.12a) La NTP-CT de FECSA-ENDESA, en el apartado 4.5.6, establece valores de las corrientes de cortocircuito mínimas que deberán soportar los circuitos de BT, con carácter general serán de 12 ka entre fases. Por tanto cumple lo establecido. Se comprueba que el conductor puede soportar la corriente de cortocircuito en el lado de Baja Tensión según lo dispuesto en el REBT en la ITC-BT 07, apartado 3.2, donde se fija una densidad máxima de corriente de cortocircuito para los conductores de puente de baja tensión de 132 A/mm 2. Se obtiene una corriente de cortocircuito máxima admisible para el conductor de 31,68 ka: (2.13) Por tanto cumple lo dispuesto en las distintas normativas Dimensionado del embarrado de AT Según la NTP-CT de FECSA-ENDESA, la intensidad nominal del embarrado y de la aparamenta de AT será, en general, de 630 A, en función de las características de la red de distribución. Dichas características las determinará la empresa distribuidora. Las celdas de AT corresponderán al tipo de celdas prefabricadas bajo envolvente metálica, en las modalidades de compactas o modulares, contempladas en la norma GE FND003 con corte y 72

75 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT aislamiento en SF 6 ; las celdas de línea estarán dimensionadas para una corriente de 630 A en servicio continuo. - Comprobación por densidad de corriente La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor indicado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin superar la densidad máxima posible para el material conductor. Esto, además de mediante cálculos teóricos, puede comprobarse realizando un ensayo de intensidad nominal, que con objeto de disponer de suficiente margen de seguridad, se considerará que es la intensidad del bucle, que en este caso es de 630 A. Las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para certificar los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas. - Comprobación por solicitación electrodinámica La intensidad dinámica de cortocircuito se valora en aproximadamente 2,5 veces la intensidad eficaz de cortocircuito calculada en el apartado de este capítulo, por lo que: (2. 14) Las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para certificar los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas. - Comprobación por solicitación térmica La comprobación térmica tiene por objeto comprobar que no se producirá un calentamiento excesivo de la aparamenta por defecto de un cortocircuito. Esta comprobación se puede realizar mediante cálculos teóricos, pero preferentemente se debe realizar un ensayo según la normativa en vigor. En este caso, la intensidad considerada es la eficaz de cortocircuito, cuyo valor es: (2. 15) Las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para certificar los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas. El ensayo garantiza una resistencia térmica de 20 ka durante 1 segundo. 73

76 Memoria cálculos justificativos Dimensionado del cuadro de distribución de BT La función de los cuadros modulares de distribución es la de recibir el puente de BT principal procedente del transformador y distribuirlo en un número determinado de circuitos individuales. Los cuadros de distribución dispondrán de cuatro salidas constituidas por un módulo de acometida. La intensidad máxima a circular en condiciones nominales por cada circuito será de 222,82 A: (2.11) Los cuadros cumplirán lo establecido en la Norma GE FNZ001, y sus características más significativas serán las siguientes: Tensión asignada Corriente asignada del conjunto Corriente asignada a las salidas Corriente de corta duración entre fases Corriente de corta duración entre fases y neutro Nivel de aislamiento a 50 Hz Nivel de aislamiento a impulso tipos rayo Salida para servicios auxiliares del CT Dispositivo de seccionamiento general Bases portafusibles tripolares cerradas seccionables en carga Bases portafusibles para servicios auxiliares 440 V 1600 A 250 A 12 ka 7,5 ka 10 kv 20 kv 80 A 1600 A tamaño 2 UTE 32 A Selección de fusibles en el lado de alta tensión Para la elección de los fusibles se tendrá en cuenta la potencia del transformador, teniendo en cuenta eventuales incrementos de intensidad debido a la aparición de fenómenos transitorios que se puedan producir en la instalación o arranques en vacío, se dimensionará teniendo en cuenta un valor dinámico de 2,5 veces superior a la corriente en condiciones nominales. Se obtiene así una corriente de fusible de 22,73A. (2.12) 74

77 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT Según la NTP-CT de FECSA-ENDESA, las características del fusible a instalar en el interruptor ruptofusible de alta tensión seleccionado, serán entre otras: - Tipo - Clase - Tensión máxima de servicio - Poder de corte asignado - Percutor - Calibre - Tiempo para actuación Limitador Asociado 40 kv 20 ka 15 dan 25 A 0,1 s Se selecciona un fusible de 25 A que, siendo ligeramente superior a la intensidad calculada, proporciona una protección adecuada Selección de fusibles en el lado de baja tensión Para la selección de los fusibles se seguirá lo establecido en el documento FGC001 donde se exponen los criterios a seguir para dimensionar el calibre de los fusibles en el cuadro de BT. Los fusibles serán del tipo gg, de uso general y con las características que se describen en las normas UNE EN partes 1 y 2 (antiguas UNE partes 1/91 y 2/91) y UNE Conocida la máxima corriente de cortocircuito trifásico en bornes BT del transformador que alimente a dicho conductor, el poder de corte del fusible del conductor debe superar ampliamente este valor, de modo que sea capaz de cortar la intensidad máxima de cortocircuito fundiendo solamente, sin deterioro de su estructura externa. Esto también es aplicable al conjunto portador del elemento fusible. En este caso, la máxima corriente de cortocircuito trifásico en bornes de BT es de 20,21 ka, por lo que el poder de corte del fusible deberá ser superior. - Intensidad nominal del conductor. El fusible elegido según este criterio permite la plena utilización del conductor. Se tomará la intensidad máxima permanente admisible del conductor en condiciones habituales de explotación, comparándose ésta con la intensidad convencional de No Fusión de los fusibles, eligiendo el fusible con I de No Fusión inferior. La intensidad convencional de No Fusión es aquella que el fusible puede soportar durante un tiempo especificado (tiempo convencional, normalmente superior a 1 2 horas), sin fundir. De considerarse sólo este criterio, el calibre de los fusibles en las salidas de un CT o PT sería: 75

78 Memoria cálculos justificativos Tabla 36. Calibre del fusible. Intensidad nominal del conductor - Respuesta térmica del conductor Bajo esta condición se determinan las intensidades que puede soportar el conductor de la salida BT durante un tiempo específico, siendo el método de cálculo empleado del tipo de función de respuesta térmica: (2.13) La característica intensidad/tiempo del conductor tendrá que ser superior a la respuesta del fusible, a efectos de que el fusible proteja al conductor. El conductor puede soportar un valor determinado de corriente durante un tiempo t conductor ; para este mismo valor de corriente, el fusible debe fundir en un tiempo t fusible, menor que t conductor, respetando siempre los criterios de selectividad que se han descrito. (2.14) A efectos de hallar el calibre óptimo del fusible, existen dos métodos de cálculos (ambos igual de válidos), pero al ser uno de ellos más restrictivo que el otro, únicamente se indicará éste. Este método vendrá determinado por: 1. El tiempo convencional característico del fusible, obtenido de la norma UNE EN La intensidad admisible del conductor en dicho tiempo convencional del fusible, calculada según la formulación incluida en la norma UNE 21192: (2.15) (2.16) Siendo: : Intensidad admisible de cortocircuito, a calcular en amperios. : Intensidad de cortocircuito, calculada según la hipótesis adiabática. 76

79 Proyecto Eléctrico de una Línea de AT : Tiempo convencional del fusible que se instala en segundos. : Constante que depende del material del conductor, para el Aluminio vale 148 : Sección geométrica del conductor en mm 2. : Temperatura final máxima alcanzable: la del conductor (160 C); la del aislamiento XLPE (120 C). : Temperatura inicial del conductor, tomándose 40 C : Inversa del coeficiente de variación de resistencia con la temperatura; para el Aluminio vale 228 : Factor de pérdida del calor (1 en régimen adiabático), tomándose en este caso los valores correspondientes a cada instante de la fórmula simplificada para su cálculo, como se indica en la misma norma UNE 21192: (2.17) Siendo: : Constante; para el Aluminio y aislamiento XLPE, vale 0,57 : Constante; para el Aluminio y aislamiento XLPE, vale 0,16 Se elige el calibre de fusible cuya Corriente de Fusión, en el tiempo convencional, sea inmediatamente inferior al valor de corriente obtenido, considerando una temperatura máxima de 120 C. Tabla 37. Calibre del fusible. Respuesta térmica del conductor - La potencia del transformador AT/BT Este criterio determina el calibre máximo del fusible que se puede instalar en una salida de BT del CT. Se tomará la intensidad nominal del transformador en sus condiciones habituales de explotación y se elegirá el calibre del fusible inmediato superior. El fusible elegido permite la plena explotación del transformador. 77

80 Memoria cálculos justificativos Tabla 38. Calibre del fusible. Potencia del transformador Instalar un fusible en la BT de mayor calibre que el indicado implica: - La no-selectividad con el fusible de AT. El fusible instalado en BT tiene su zona de actuación dentro de la misma zona que el fusible de AT, o la supera, llegando a fundir antes el fusible de AT. - La zona de actuación del fusible de BT está por encima de la respuesta térmica del conductor. La eliminación del defecto sólo la puede efectuar el fusible instalado en el lado AT. Siendo el valor menor que resulte de aplicar estos criterios el que determine el calibre del fusible a aplicar. Siguiendo la NTP-CT de FECSA-ENDESA, se instalarán cuatro bases portafusibles tripolares cerradas de 400 A en cada cuadro de distribución. Por tanto, basándose en los criterios expuestos, el calibre de los fusibles será de 315 A con un poder de corte de 50 ka. 2.5 Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación Las rejillas de ventilación de los edificios prefabricados, para la evacuación del calor generado en el interior del CT, estarán diseñadas y cumplirán con lo dispuesto en la NTP-CT de FECSA- ENDESA, así como en el ITC-RAT 14. La superficie mínima de ventilación, se dimensionará de acuerdo con la siguiente expresión: (2.18) Siendo: : Superficie mínima de las rejas de entrada de aire en m 2. : Pérdidas en el cobre del transformador en kw. : Pérdidas en el hierro del transformador en kw. : Coeficiente en función de la forma de las rejas de entrada. Se toma 0,40 78