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INSTALACIONES ELECTRICAS
EN ALTA TENSION
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
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Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
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Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
INDICE
CAPITULO 1. GENERACION Y TRANSPORTE DE LA ENERGIA ELECTRICA.
1. INTRODUCCION.
2. GENERACION DE LA ENERGIA ELECTRICA.
2.1. CENTRALES HIDRAULICAS.
2.2. CENTRALES TERMICAS.
2.3. CENTRALES DE GAS.
2.4. OTRAS FUENTES DE ENERGIA.
3. TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA.
4. EVALUACION DE CONSUMOS.
4.1. PREVISION DE POTENCIA EN LAS ZONAS DE ACTUACION.
CAPITULO 2. APARAMENTA ELECTRICA DE ALTA TENSION.
1. CONCEPTOS GENERALES.
1.1. INTRODUCCION.
1.2. DEFINICIONES BASICAS.
1.3. DEFINICION DE MAGNITUDES COMUNES EN LA APARAMENTA DE CONEXION
Y PROTECCION. VALORES NORMALIZADOS.
2. SECCIONADOR.
2.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
2.2. ELECCION DEL SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS
ADECUADAS.
3. INTERRUPTOR-SECCIONADOR.
3.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
3.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR-SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS
CARACTERISTICAS ADECUADAS.
4. INTERRUPTOR AUTOMATICO.
4.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
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4.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR AUTOMATICO. DETERMINACION DE LAS
CARACTERISTICAS ADECUADAS.
5. FUSIBLES.
5.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
5.2. ELECCION DEL FUSIBLE. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS
ADECUADAS.
5.3. VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LOS FUSIBLES.
CAPITULO 3. CANALIZACIONES O CONDUCCIONES ELECTRICAS EN MEDIA TENSION.
1. INTRODUCCION.
2. CONDUCTORES DESNUDOS.
3. CONDUCTORES AISLADOS.
3.1. CONDUCTOR ELECTRICO.
3.2. AISLAMIENTO.
3.3. ARMADURAS Y PANTALLAS.
3.4. CUBIERTAS.
3.5. NIVEL DE AISLAMIENTO.
3.6. DESIGNACION NORMALIZADA DE UN CABLE AISLADO.
4. RESISTENCIA ELECTRICA DE LOS CONDUCTORES.
5. INDUCTANCIA DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS.
6. CAPACIDAD DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS.
7. EFECTO PELICULAR.
8. EFECTO CORONA.
9. PERDIDAS DE POTENCIA ELECTRICA POR CONDUCTANCIA TRANSVERSAL EN
CONDUCTORES AISLADOS.
10. ELECCION DE LA SECCION DE UN CONDUCTOR.
10.1. ELECCION DE LA SECCION POR CRITERIO TERMICO O CALENTAMIENTO.
INTENSIDAD MAXIMA ADMISIBLE.
10.2. ELECCION DE LA SECCION POR PERDIDA DE ENERGIA. CAIDA DE TENSION.
11. PROTECCION FRENTE A SOBREINTENSIDADES Y SOBRETENSIONES.
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11.1. INTRODUCCION.
11.2. SOBRECARGAS.
11.3. CORTOCIRCUITOS.
11.4. SOBRETENSIONES.
CAPITULO 4. INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA EN ALTA TENSION.
1. INTRODUCCION.
2. FINALIDAD DE LA PUESTA A TIERRA EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS.
3. PARAMETROS QUE CARACTERIZAN UNA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA.
4. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA EN
CENTROS DE TRANSFORMACION.
4.1. DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DE LAS MASAS EN M.T.
4.1.1. CALCULO DE PARAMETROS CARACTERISTICOS DE LA PUESTA A
TIERRA CON ELECTRODOS TIPO.
4.1.2. VALORES MAXIMOS ADMISIBLES PARA LAS TENSIONES DE
CONTACTO Y DE PASO.
4.1.3. CONDICIONES DE SEGURIDAD.
4.1.4. ADOPCION DE MEDIDAS ADICIONALES DE SEGURIDAD.
4.2. PUESTA A TIERRA DE LOS ELEMENTOS CONDUCTORES DEL EQUIPO DE
BAJA TENSION EN EL INTERIOR DEL C.T.
4.3. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO DEL
TRANSFORMADOR.
4.3.1. LINEA PRINCIPAL DE TIERRA.
4.3.2. ELECTRODOS.
4.3.3. SEPARACION ENTRE LA TOMA DE TIERRA DE LAS MASAS DEL C.T.
Y LA TOMA DE TIERRA DEL NEUTRO.
5. PUESTA A TIERRA DE LOS APOYOS DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA
TENSION.
6. EJEMPLO DE PUESTA A TIERRA EN CENTROS DE TRANSFORMACION.
CAPITULO 5. CALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA TENSION.
1. INTRODUCCION.
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2. ECUACION GENERAL DE UN CABLE TENDIDO ENTRE DOS PUNTOS.
2.1. ECUACION GENERAL.
2.2. LONGITUD DEL CABLE.
2.3. EXPRESION DE LA TENSION DEL CABLE EN UN PUNTO EN FUNCION DE LA
ORDENADA DE DICHO PUNTO.
2.4. FLECHA DEL CABLE.
2.5. APROXIMACION POR EL METODO DE LA PARABOLA.
2.6. GENERALIZACION DEL METODO DE LA CATENARIA PARA VANOS DE GRAN
LONGITUD Y DESNIVEL.
3. CALCULO DE CONDUCTORES.
3.1. CALCULO DE LA TENSION MAXIMA ADMISIBLE.
3.2. FLECHAS MAXIMAS DE LOS CONDUCTORES Y CABLES DE TIERRA.
3.3. COMPROBACION DE FENOMENOS VIBRATORIOS.
3.4. COMPROBACIONES VARIAS.
3.5. ECUACION DE CAMBIO DE CONDICIONES.
3.6. VANO IDEAL DE REGULACION.
3.7. GENERALIZACION DE LA ECUACION DEL CAMBIO DE CONDICIONES POR EL
METODO DE LA CATENARIA.
4. CALCULO DE APOYOS.
4.1. INTRODUCCION.
4.2. HIPOTESIS DE CALCULO.
4.3. ACCIONES A CONSIDERAR.
4.3.1. CARGAS VERTICALES.
4.3.2. CARGAS HORIZONTALES.
4.4. ELECCION DEL APOYO.
5. CALCULO DE CIMENTACIONES
5.1. MOMENTO ABSORBIDO POR LA CIMENTACION.
5.2. MOMENTO DEBIDO AL ESFUERZO EN PUNTA.
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5.3. MOMENTO DEBIDO AL VIENTO SOBRE EL APOYO.
6. CADENAS DE AISLADORES
6.1. CALCULO ELECTRICO.
6.2. CALCULO MECANICO.
6.3. ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION.
7. DISTANCIAS DE SEGURIDAD.
7.1. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL TERRENO.
7.2. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES ENTRE SI.
7.3. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL APOYO.
8. CRUZAMIENTOS Y PARALELISMOS.
9. OTROS CABLES.
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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
CAPITULO 1. GENERACION Y TRANSPORTE DE LA ENERGIA ELECTRICA.
1. INTRODUCCION.
2. GENERACION DE LA ENERGIA ELECTRICA.
2.1. CENTRALES HIDRAULICAS.
2.2. CENTRALES TERMICAS.
2.3. CENTRALES DE GAS.
2.4. OTRAS FUENTES DE ENERGIA.
3. TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA.
4. EVALUACION DE CONSUMOS.
4.1. PREVISION DE POTENCIA EN LAS ZONAS DE ACTUACION.
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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
Capítulo 1. Generación y transporte de la energía
eléctrica.
1. Introducción
En nuestro bienestar y trabajo diario precisamos de energía, mecánica, calorífica, etc, la
cual obtenemos principalmente de la electricidad. Por su facilidad en la generación, transporte y
conversión (recíproca) en otras formas de energía, han hecho de la energía eléctrica un elemento
casi imprescindible en nuestras vidas.
2. Generación de la energía eléctrica
La obtención de la energía eléctrica se realiza a partir de otras fuentes de energía,
siendo las más importantes las descritas a continuación.
2.1. Centrales hidráulicas
En ellas, la energía potencial del agua entre dos puntos a diferente nivel se transforma
en energía eléctrica, mediante el movimiento de una turbina que en el mismo eje arrastra el rotor
de un generador. La velocidad de giro de estas máquinas es baja, por lo que suelen ser
generadores voluminosos al poseer varios pares de polos (n= 60 · f / p ; f = 50 Hz).
Puesto que se necesita una cuenca hidráulica con caudal y desnivel suficiente y además
la fuente de energía, el agua, está sujeta a variaciones que no podemos controlar, esto obliga en
los países desarrollados a combinar esta fuente de energía con otras. Tienen como ventaja el no
contaminar el medio ambiente.
2.2. Centrales térmicas
Otra posibilidad de producción de energía eléctrica procede de la obtención de trabajo a
partir de calor. Este proceso es el que tiene lugar en las centrales térmicas, las cuales se
clasifican en centrales térmicas clásicas y centrales térmicas nucleares.
2.2.1. Centrales térmicas clásicas.
En ellas, a partir de la combustión de un combustible fósil, carbón, fuel-oil, etc, se
obtiene calor que se utiliza en producir y sobrecalentar vapor de agua, el cual al expansionarse
en una turbina de vapor produce el movimiento de ésta arrastrando un generador.
Suelen ser máquinas más rápidas, y por tanto los generadores más esbeltos (menor
número de pares de polos).
Hoy en día es difícil prescindir de esta fuente de energía, no obstante presentan grandes
inconvenientes debido a las reservas limitadas de combustibles fósiles, así como la elevada
emisión de contaminantes a la atmósfera durante su funcionamiento normal.
2.2.2. Centrales Nucleares.
En éstas, la fuente de energía térmica es la fisión del uranio enriquecido. A través de un
circuito primario que conecta el reactor nuclear con un circuito secundario, se produce vapor de
agua, continuando el proceso de forma equivalente a una térmica clásica.
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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
Este tipo de centrales no contaminan durante su funcionamiento normal, pero presentan
riesgos muy grandes para las personas en caso de averías, y existen grandes dificultades para la
eliminación de residuos radiactivos.
2.3. Centrales de gas
Se utilizan turbinas de gas en vez de vapor; en ellas los productos de la combustión del
gas salen a gran velocidad a través de la turbina, la cual arrastra un generador.
Son muy rápidas (uno o dos pares de polos), sin embargo, la producción de energía
resulta a un coste mayor, por lo que su utilización es baja.
2.4. Otras fuentes de energía
Aparte de las fuentes de energía mencionadas anteriormente, existe la energía eólica,
mareomotríz, instalaciones minihidráulicas, etc, que tienen poco peso actualmente en la
producción de energía eléctrica por su bajo rendimiento en general. No obstante, empiezan a
proliferar industrias con gran consumo de energía térmica que utilizan la energía residual para
producir electricidad (cogeneración), las cuales pueden tener en el futuro un peso importante.
Todas las fuentes de energía descritas constituyen la producción total de energía
eléctrica en un país desarrollado, no existe aún ninguna fuente que pueda ser utilizada en
exclusiva. Todas, cada una con sus ventajas e inconvenientes, contribuyen a la producción total
de energía eléctrica.
Se presenta la siguiente tabla de producción de energía eléctrica en España en los
últimos años, en GWh.
Año
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
10
Hidroeléctrica
30.807
23.178
27.394
28.865
33.420
33.033
27.415
28.167
36.233
20.047
26.184
28.367
20.570
25.728
29.119
24.759
Termoeléctrica
Clásica
Nuclear
74.490
5.186
78.486
9.568
78.404
8.771
77.670
10.661
63.536
23.086
66.286
28.044
64.276
37.458
63.952
41.271
52.872
50.466
71.669
56.126
71.289
54.268
75.449
55.576
84.753
55.782
79.103
56.059
80.509
55.314
88.700
55.445
Total
110.483
111.232
114.569
117.196
120.042
127.363
129.149
133.390
139.571
147.842
151.741
159.392
161.105
160.890
164.942
168.904
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Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
3. Transporte y distribución de energía eléctrica
La energía eléctrica como tal no puede almacenarse en los niveles de consumo
actuales, así pues, para que exista una situación estable en el sistema eléctrico global, debe
haber un equilibrio constante entre la energía producida y la consumida. Esto obliga a transportar
la energía eléctrica desde los puntos de generación hasta los lugares de consumo (del orden de
cientos a miles de km).
En los primeros desarrollos de la energía eléctrica, la que se conocía y de la que podían
obtenerse aplicaciones útiles, era la que producía corriente continua (energía química en energía
eléctrica). No obstante, las instalaciones de transporte de corriente continua presentaban grandes
limitaciones, tanto en el transporte de grandes bloques de energía como en la distancia a
transportarlos.
Las pérdidas de potencia activa en una línea eléctrica de transporte pueden expresarse:
∆P = R ⋅ I
L
2
=R ⋅
l
S2
U2
Así pues, para evitar grandes pérdidas de potencia activa (grandes caídas de tensión), el
valor eficaz de la tensión debe ser lo mayor posible para una potencia dada S (kVA), lo cual
obliga en corriente continua a la construcción de grandes generadores, debido a la imposibilidad
de transformar el nivel de tensión.
Posteriormente, el principio de inducción de FARADAY (1.831) dio lugar a corrientes y
tensiones alternas, lo cual, junto a la aparición del transformador (1.884) hizo posible el
transporte de grandes bloques de energía a grandes distancias, con el mínimo de pérdidas
posibles de potencia activa y utilizando en la generación máquinas de un coste permisible; esto
último ha hecho que se imponga la corriente alterna frente a la continua.
Para mantener el equilibrio entre la energía eléctrica generada y la consumida es necesario
crear grandes redes interconectadas, a las que se unen por una parte gran número de
generadores y por otra gran número de consumidores, de forma que el equilibrio pueda
obtenerse a pesar de pequeñas variaciones producidas en alguna de estas instalaciones.
Puesto que estas redes recorren grandes distancias y transportan grandes bloques de
energía, su tensión es muy elevada (220 ó 400 kV), constituyendo la red nacional de transporte
de energía eléctrica.
Puesto que la tensión de los generadores suele estar entre 10 o 20 kV, se utilizan
transformadores para la elevación del valor eficaz de la tensión hasta los valores de transporte
señalados.
Cuando las redes de transporte llegan a los grandes centros de consumo como las
ciudades, se emplean varias estaciones transformadoras primarias alrededor de los citados
centros, donde se reduce la tensión a valores del orden de 132, 66 kV, etc.
A estas tensiones se crea una red de subtransporte interconectada que rodea las
ciudades o una comarca (agrupando varios pueblos) y que alimenta a varias estaciones
transformadoras secundarias. Las subestaciones reducen la tensión a valores que clásicamente
reciben el nombre de Media Tensión (15, 20, 25 o 30 kV). Las líneas de distribución que salen de
las subestaciones en media tensión se adentran en los núcleos de consumo (planes de
actuación, polígonos industriales, residenciales, etc) para alimentar los transformadores o centros
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11
Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
de transformación, los cuales proporcionan normalmente un nivel de baja tensión inferior a 1.000
V (230/400 V como tensión más común de utilización). A este nivel se alimentan los edificios
destinados principalmente a viviendas, factorías o industrias, locales comerciales, alumbrados
públicos y redes de distribución en baja tensión.
Como resumen de lo expuesto se presentan a continuación las distintas etapas del
transporte y distribución de la energía eléctrica.
--------- PRODUCCION ------------------------------------------------TRANSPORTE -----------------------------
GENERACION
10 kV a 20 Kv
⇒
PARQUE DE
TRANSFORMADORES
EN LAS CENTRALES
GENERADORAS
220 kV a 400 kV
⇒
--------- SUBSTRANSPORTE ------------------------------------- DISTRIBUCION -----------------------------ESTACIONES
TRANFORMADORAS
PRIMARIAS
CENTROS DE
TRANSFORMACION
SUBESTACIONES
TRANSFOMADORAS
66 kV a 132 kV
⇒
BAJA TENSION (230/400 V)
⇒
15 kV a 25 kV
⇒
CONSUMIDORES DE
USO COMUN B.T.
Asimismo y de cara a normalizar los valores o niveles de tensión mencionados, el
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de Alta
Tensión define en la ITC-LAT 01.Terminología:
Tensión nominal de una red trifásica (Un). Valor de la tensión entre fases por el cual se denomina
la red, y a la cual se refieren ciertas características de servicio de la red.
Tensión más elevada de una red trifásica (Us). Valor más elevado de la tensión eficaz entre
fases, que puede presentarse en un instante y en un punto cualquiera de la red, en las
condiciones normales de explotación. Este valor no tiene en cuenta las variaciones transitorias
(por ejemplo, maniobras en la red) ni las variaciones temporales de tensión debidas a
condiciones anormales de la red (por ejemplo, averías o desconexiones bruscas).
Las “ tensiones nominales”, así como los valores correspondientes de las “tensiones más
elevadas”, se incluyen en el cuadro adjunto.
12
Categoría de la línea
Tensión nominal (Un) kV
Tensión más elevada (Us) kV
3ª
3
6
10
15
20
25
30
3,6
7,2
12
17,5
24
30
36
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
2ª
1ª
Especial
45
66
110
132
150
220
400
52
72,5
123
145
170
245
420
Las líneas eléctricas aéreas de Alta Tensión se clasifican según se ha señalado:
Categoría Especial. Las de tensión nominal igual o superior a 220 kV.
Primera Categoría. Las de tensión nominal inferior a 220 kV y superior a 66 kV
Segunda Categoría. Las de tensión nominal igual o inferior a 66 y superior a 30 kV.
Tercera Categoría. Las de tensión nominal igual o inferior a 30 kV y superior a 1 kV.
Las redes de distribución en media tensión (15 a 30 kV), son el objetivo primordial de
desarrollo de este libro, tanto en conductores aislados como en líneas aéreas, pues son a las que
tiene acceso normalmente el técnico proyectista.
Dichas redes en media tensión suelen disponerse en forma radial, es decir, la energía
fluye en un único sentido desde la subestación o conexión a una línea existente hasta los centros
de transformación. Esta estructura suele mantenerse en la mayoría de redes rurales que son
construidas con líneas aéreas. En los núcleos urbanos y polígonos industriales o residenciales,
con el objeto de reducir el número de interrupciones y proporcionar un mejor servicio, las redes
de media tensión suelen hacerse subterráneas con conductores aislados y en estructura mallada,
aunque algunas durante la explotación se mantienen de forma radial, manteniendo algún punto
abierto. También existe la posibilidad de alimentar desde dos puntos diferentes, aunque en
funcionamiento se tenga alimentado desde uno y el otro abierto.
A continuación se presentan distintas estructuras de las redes de distribución en Media
Tensión.
a)
Red radial o lineal con una sola alimentación.
b)
Red radial o lineal con doble alimentación.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
13
Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
c)
Red en anillo.
d)
Red en anillos múltiples.
14
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
e)
Red en huso.
Siendo:
4. Evaluación de consumos
A la hora de diseñar nuestras redes de distribución en Media Tensión, necesitamos
conocer entre otros datos los consumos de dicha red, es decir, la potencia de los centros de
transformación a alimentar, para así poder realizar el cálculo completo de la red.
4.1. Previsión de potencia en las zonas de actuación
La potencia total prevista en las zonas de actuación Pt en KW, se obtiene mediante la
expresión:
Pt = Pv + Pc + Pi + Pd + Pp + Ph + Pa + Pe
Considerando:
Pv = Potencia correspondiente a viviendas; se determina según ITC-BT 10 del Reglamento
Electrotécnico para Baja Tensión.
2
Pc = Potencia correspondiente a locales comerciales; se determina a razón de 100 W/m de
superficie construida, y con el coeficiente de simultaneidad que se estime necesario (previsión
mínima por local 3,45 kW), según ITC-BT 10 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.
Pi = Potencia correspondiente a los locales industriales o industrias; se determina a razón de 125
2
W/m de superficie construida (previsión mínima por local 10,35 kW), según ITC-BT 10 del
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
15
Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. A la potencia total obtenida se le suele aplicar un
coeficiente de simultaneidad comprendido entre 0,10 y 0,20, debido a consideraciones
urbanísticas de edificabilidad, volumen, etc, y según las características particulares del tipo de
industria que se pretende implantar en la zona.
Pd = Potencia correspondiente a centros de enseñanza, guarderías y docencia en general; se
determina a razón de 500 W/plaza en ausencia de datos (NTE IER).
Pp = Potencia correspondiente a locales de pública concurrencia, centros religiosos, salas de
2
exposiciones, cinematógrafos; se determina a razón de 50 W/m en ausencia de datos (NTE
IER).
Ph = Potencia correspondiente a establecimientos hoteleros o alojamientos turísticos; se
determina a razón de 1000 W/plaza, con un mínimo de 100 kW para establecimientos cuya
capacidad sea igual o superior a 50 plazas y con un mínimo de 25 kW para establecimientos
cuya capacidad sea inferior a 50 plazas (NTE IER).
Pa = Potencia correspondiente al alumbrado público; se determina según estudio luminotécnico.
En ausencia de datos se puede estimar una potencia de 1,5 W/m2 de vial.
Pe = Potencia correspondiente a edificios o instalaciones especiales, tales como centros
médicos, polideportivos, industrias, etc.
También puede el usuario obtener la potencia total de una zona de actuación (polígono
industrial, residencial, etc), a razón de 20-30 VA/m2 incluidos servicios y dotaciones. Los dos
procedimientos llevan a resultados muy parecidos.
La potencia de transformadores en kVA y el número de centros de transformación se
determina según la tabla adjunta, a partir de la densidad de potencia o cociente entre Pt y la
superficie servida, expresada en kW/ha.
Densidad de Potencia kW/ha
Potencia Transformadores kVA
Número de Centros de
Transformación
KW/ha ≤ 50
250
Pt/250
50 < kW/ha < 100
400
Pt/400
KW/ha ≥ 100
2 ud de 400 ó 1 de 630
Pt/600
En el caso de existir zonas definidas con distintos aprovechamientos urbanísticos del
suelo, se aplicará el procedimiento señalado a cada zona separadamente.
Para la determinación de los puntos de emplazamiento de los centros de transformación
se divide cada zona en tantos sectores como centros de transformación hayan resultado para la
misma, de forma que la potencia demandada por cada sector en kW se aproxime por defecto a la
potencia en kVA elegida para los centros de dicha zona.
16
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 1. Generación y transporte de la energía eléctrica
Cada centro de transformación se emplaza lo más próximo posible al centro de
gravedad de las potencias de cada sector.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
17
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
CAPITULO 2. APARAMENTA ELECTRICA DE ALTA TENSION.
1. CONCEPTOS GENERALES.
1.1. INTRODUCCION.
1.2. DEFINICIONES BASICAS.
1.3. DEFINICION DE MAGNITUDES COMUNES EN LA APARAMENTA DE CONEXION
Y PROTECCION. VALORES NORMALIZADOS.
2. SECCIONADOR.
2.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
2.2. ELECCION DEL SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS
ADECUADAS.
3. INTERRUPTOR-SECCIONADOR.
3.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
3.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR-SECCIONADOR. DETERMINACION DE LAS
CARACTERISTICAS ADECUADAS.
4. INTERRUPTOR AUTOMATICO.
4.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
4.2. ELECCION DEL INTERRUPTOR AUTOMATICO. DETERMINACION DE LAS
CARACTERISTICAS ADECUADAS.
5. FUSIBLES.
5.1. CARACTERISTICAS BASICAS.
5.2. ELECCION DEL FUSIBLE. DETERMINACION DE LAS CARACTERISTICAS
ADECUADAS.
5.3. VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LOS FUSIBLES.
18
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
1. Conceptos generales
1.1. Introducción
Se designa como aparamenta eléctrica de Alta Tensión al conjunto de aparatos
electromecánicos que se utilizan para la conexión y desconexión de circuitos eléctricos de Alta
Tensión. Conviene señalar que el objetivo de este capítulo será únicamente la aparamenta de
conexión y/o desconexión sin entrar en la de mando. Tampoco se contemplan aparatos
electrónicos, como variadores de frecuencia, reguladores de velocidad, etc. Por último, señalar
que el ámbito de aplicación serán las redes de distribución de Media Tensión hasta 72,5 kV de
tensión más elevada (Us).
La normativa básica para dicha aparamenta se encuentra en los Reglamentos de Alta
Tensión e Instrucciones Técnicas complementarias (MIE RAT e ITC), concretamente en:
MIE RAT 01: Terminología.
MIE RAT 02: Normas de obligado cumplimiento (UNE, etc).
MIE RAT 06: Aparatos de maniobra de circuitos.
ITC-LAT 01: Terminología.
ITC-LAT 02: Normas y especificaciones técnicas de obligado cumplimiento. Aparamenta.
Las funciones principales de la aparamenta consisten en:
- MANIOBRA.
-
Dejar sin servicio cargas (para su mantenimiento).
-
Conmutar cargas y alimentación a redes.
- PROTECCION.
- Reducir o evitar los efectos de las sobreintensidades (sobrecargas y cortocircuitos) y
sobretensiones en situaciones anómalas.
1.2. Definiciones básicas
1.2.1. Seccionador.
Aparato mecánico de conexión cuya función principal es la de seguridad, haciendo
visible la apertura de circuitos sin servicio. En posición abierto asegura una distancia de
seccionamiento que satisface las condiciones especificadas en las normas.
Es un aparato que no está diseñado para establecer o interrumpir (cortar) corrientes, por
lo tanto su apertura o cierre se efectúa siempre cuando por el circuito no circula corriente. Efectúa
por tanto sólo maniobra y en las condiciones señaladas.
1.2.2. Interruptor-Seccionador.
Aparato mecánico de conexión capaz de establecer, mantener e interrumpir corrientes en
condiciones normales del circuito. Puede establecer, pero no cortar intensidades de cortocircuito
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
19
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
(c.c.), no posee poder de corte.
En la posición de abierto cumple las especificaciones del seccionador. Su misión
principal es de maniobra. Para la protección de circuitos debe ir asociado con otros elementos
fusibles, relés directos o indirectos.
1.2.3. Interruptor Automático.
Interruptor capaz de establecer, mantener e interrumpir la intensidad de la corriente de
servicio, o de interrumpir automáticamente o establecer, en condiciones determinadas,
intensidades de corriente elevadas, tales como las corrientes de cortocircuito (c.c.).
Su función principal es la de protección de las instalaciones frente a sobrecargas y
cortocircuitos (sobreintensidades). Posee poder de corte.
1.2.4. Fusible.
Elemento de protección que mediante la fusión de uno de sus componentes permite la
desconexión de los circuitos cuando están recorridos por una intensidad superior a la normal
(intensidad de sobrecarga o cortocircuito).
Deberá ir siempre acompañado de un elemento de conexión, por ello se utilizan
aparatos combinados a base de un aparato de conexión (normalmente interruptor-seccionador) y
fusibles, formando un solo aparato; comercialmente existen diversas denominaciones, la más
común “Ruptofusibles”. Posee poder de corte.
1.3. Definición de magnitudes comunes en la aparamenta de conexión y
protección. Valores normalizados
En este apartado señalaremos características comunes y valores normalizados en la
aparamenta de Media Tensión.
1.3.1. Poder de Corte.
Es el valor de la intensidad prevista de corte que un aparato es capaz de interrumpir bajo
una tensión dada y en unas condiciones determinadas, como las de cortocircuito (c.c.).
Para poder comparar aparatos por su poder de corte, se deben referir a las mismas
condiciones de ensayo normalizadas. De los aparatos mencionados sólo poseen poder de corte
los interruptores automáticos y los fusibles. Los valores más usuales en Media Tensión varían
entre 12,5 y 31,5 kA para interruptores automáticos y entre 20 y 50 kA para fusibles.
1.3.2. Poder de Cierre.
Definición idéntica a la del poder de corte, pero referida a la intensidad que un aparato
es capaz de establecer en un circuito.
No es un valor muy empleado a la hora de determinar las características adecuadas de
un aparato de conexión.
1.3.3. Tensión asignada.
20
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
La tensión asignada indica la tensión más elevada (Us) de la red para la cual está
prevista la aparamenta. Este valor es equivalente al valor nominal para las condiciones
especificadas de funcionamiento.
Según vimos en el capítulo 1, se tiene: 3,6 kV, 7,2 kV, 12 kV, 17,5 kV, 24 kV, 30 kV, 36
kV, 52 kV y 72,5 kV.
1.3.4. Intensidad asignada en servicio continuo.
Es el valor eficaz de la intensidad de corriente que un aparato es capaz de soportar
indefinidamente en las condiciones prescritas de funcionamiento.
Los valores más usuales para Media Tensión (A) son:
- Fusibles: 6-10-16-20-25-40-50-63-80-100-125
- Interruptores Automáticos: 400-630-800-1250-1600-2000-2500-3150
- Seccionadores e Interruptores-Seccionadores: 400-630-1250.
Conviene señalar que la intensidad nominal o asignada para seccionadores, según la
MIE RAT 06, es de 200 A como mínimo, siendo los valores usuales los señalados anteriormente.
1.3.5. Nivel de aislamiento. Tensiones de ensayo soportadas.
Estos valores vienen definidos, en la “MIE RAT 12. Aislamiento”, por las tensiones
nominales soportadas para distintos tipos de solicitaciones dieléctricas, reunidos en tres grupos
según los valores de la tensión más elevada (Ume) para el material:
- Grupo A. Tensión mayor de 1 kV y menor de 52 kV.
- Grupo B. Tensión igual o mayor de 52 kV y menor de 300 kV.
- Grupo C. Tensión igual o mayor de 300 kV.
Asimismo debe seguirse lo especificado en la norma “UNE 21-062-80 (1) 1R.
Coordinación de aislamiento. Términos, definiciones, principios y reglas” y la “UNE 21-062-80 (2)
1R. Coordinación de aislamiento. Guía de aplicación”.
A continuación se presenta la siguiente tabla para la elección del nivel de aislamiento
asignado a un aparato de Media Tensión, en kV.
Tensión más
elevada
(Ume) (valor
eficaz)
3,6
7,2
12
17,5
24
36
52
72,5
Tensión soportada a impulsos tipo rayo
(valor de cresta)
Lista 1
Lista 2
(1)
(2)
(1)
(2)
20
40
60
75
95
145
-
23
46
70
85
110
165
-
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
40
60
75
95
125
170
250
325
46
70
85
110
145
195
290
375
Tensión a frecuencia
industrial durante 1 minuto
(valor eficaz)
(1)
(2)
10
20
28
38
50
70
95
140
12
23
32
45
60
80
110
160
21
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
(1). A tierra, entre fases y entre bornes del aparato de conexión abierto (kv).
(2). A la distancia de seccionamiento (kv).
Los valores de la tensión soportada (kv) a la distancia de seccionamiento son válidos
para aparatos cuya distancia de aislamiento entre los contactos abiertos esté prevista para
satisfacer las condiciones de seguridad especificada para los seccionadores. Se aplicará a los
seccionadores, seccionadores de puesta a tierra e interruptores seccionadores.
Por último, cabe señalar que la elección entre la Lista 1 o la Lista 2, según MIE RAT 12,
deberá hacerse considerando el grado de exposición a las sobretensiones de tipo rayo y
maniobra, las características de puesta a tierra de la red y, cuando exista, el tipo de dispositivo de
protección contra las sobretensiones.
Así pues, para niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo A, redes de
3ª categoría, el material que responda a la lista 1 es utilizable en instalaciones cuando el neutro
esté puesto a tierra directamente o bien a través de una impedancia de pequeño valor.
Para evaluar el grado de exposición a las sobretensiones de tipo rayo, puede
consultarse el Mapa de frecuencia de tormentas en España, según “MIE RAT 09. Protecciones”.
1.3.6. Frecuencia asignada.
Los valores usuales de frecuencia asignada a los aparatos de conexión es de 50 Hz en
Europa.
2. Seccionador
2.1. Características básicas
Según las definiciones del apartado 1.2., el seccionador es un aparato mecánico de
conexión, cuya función principal es la de seguridad, haciendo visible la apertura de circuitos sin
servicio.
Las partes que lo componen pueden apreciarse en la figura siguiente.
Fig. 2.1.
22
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
2.1.1. Funciones.
Las funciones principales de los seccionadores de Media Tensión son:
- Aislar o separar máquinas, transformadores, líneas y otros circuitos. Su apertura o cierre se
efectúa siempre cuando por el circuito no circula corriente. En posición de abierto asegura una
distancia de seccionamiento que puede ser comprobada a simple vista.
- Puesta a tierra de líneas aéreas y cables aislados, sin carga, para evitar riesgos a personas por
la posible presencia de corrientes capacitivas. En este caso, según MIE RAT 06, los
seccionadores estarán equipados de cuchillas de puesta a tierra y deberán estar dotados de un
enclavamiento seguro entre las cuchillas principales y las de puesta a tierra.
2.1.2. Tipos.
Los seccionadores podemos encontrarlos, desde un punto de vista constructivo:
- Seccionadores de interior o de exterior.
- Seccionadores unipolares o tripolares. El Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de
seguridad en líneas eléctricas de alta tensión sólo permite seccionadores unipolares accionables
con pértiga para líneas de tensión nominal igual o inferior a 30 kV.
- Seccionadores de cuchillas giratorias o deslizantes.
2.1.3. Maniobra. Accionamiento.
El accionamiento o maniobra de apertura/cierre de un seccionador puede realizarse:
- Por actuación directa sobre las cuchillas mediante pértiga aislante. Sólo en los unipolares.
- Por palanca situada en un extremo del eje de accionamiento, accionada por a) pértiga aislante,
b) manivela situada distante del seccionador y enlazada mecánicamente con el eje a través de la
palanca de accionamiento. Este último caso es el más usual por su seguridad.
- Mediante motor eléctrico situado distante del seccionador y enlazado mecánicamente con el eje
de éste.
2.2. Elección del seccionador. Determinación de las características adecuadas
Según MIE RAT 06, los seccionadores deberán ser de modelo y tipo adecuado a la índole
de su función, a la instalación y a la tensión e intensidad de servicio. Asimismo sus
accionamientos tienen que estar dispuestos de manera tal que no maniobren intespectivamente
por los efectos de la presión o de la tracción ejercida con la mano sobre el varillaje, por la presión
del viento (exteriores), por la fuerza de la gravedad o bajo los efectos electrodinámicos
producidos por las corrientes de cortocircuito.
Según esto y siguiendo las especificaciones del apartado “1.3.Valores Normalizados”,
elegimos el seccionador adecuado según:
2.2.1. Tipo.
De interior o exterior, unipolar o tripolar, según las características de la instalación.
2.2.2. Tensión asignada.
La tensión asignada debe ser igual o mayor a la máxima tensión de servicio que pueda
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
23
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
aparecer en el punto de su instalación, esto es, Ua ≥ Us, siendo:
Ua: Tensión asignada en kV.
Us. Tensión más elevada de la línea en kV.
2.2.3. Intensidad asignada.
La intensidad asignada debe ser igual o superior a la máxima prevista en servicio
continuo de circulación por el aparato, esto es, Ia ≥ Ical, siendo:
Ia: Intensidad asignada en Amperios. Mínimo 200 A.
Ical: Intensidad máxima prevista a circular, en servicio continuo, por el aparato, en Amperios.
2.2.4. Nivel de aislamiento.
El nivel de aislamiento o tensiones de ensayo soportadas deberá obtenerse de la tabla
descrita en 1.3., según la Ume (kV).
2.2.5. Frecuencia asignada.
Normalmente 50 Hz.
2.2.6. Intensidad asignada de corta duración.
Por último, debemos vigilar este dato importante, ya que los seccionadores no tienen
poder de corte ni de cierre, sin embargo, en posición cerrado pueden soportar intensidades
elevadas de corta duración, como las de c.c., al igual que un conductor eléctrico. La relación
2
vendrá dada por su I · t = cte.
Así pues, su intensidad admisible de corta duración (c.c.) tendrá que se mayor que la
máxima intensidad de cortocircuito que se pueda producir en el punto en que está instalado y
soportarla el tiempo de actuación de las protecciones (interruptores automáticos, fusibles, etc).
Asimismo deberán soportar los tiempos máximos de actuación de las protecciones en caso de
defecto, dadas por las compañías eléctricas (entre 0,5 y 1 s).
3. Interruptor-seccionador
3.1. Características básicas
El interruptor-seccionador, por las definiciones básicas del apartado 2.1., es un elemento
de maniobra capaz de establecer, mantener e interrumpir corrientes en condiciones normales de
funcionamiento. No posee poder de corte, pero sí poder de cierre, el cual debe ser independiente
de la acción del operador.
Se prohíbe la utilización de interruptores previstos para cierre manual, en los cuales el
movimiento de los contactos sea dependiente de la actuación del operador.
Estas características le confieren su aplicación como interruptor. Como seccionador, en
posición de abierto cumple las especificaciones de éste.
Al igual que los seccionadores, en la MIE RAT 02, se señalan las normas UNE de
obligado cumplimiento para estos aparatos.
24
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
Fig. 2.2. Interruptor-seccionador con fusibles.
2.2.1. Funciones.
Las funciones o aplicaciones principales de los interruptores-seccionadores son:
- De maniobra. Aislar o separar máquinas, transformadores, líneas y otros circuitos. Su apertura o
cierre puede realizarse en carga. En posición abierto asegura una distancia de seccionamiento
visible a simple vista.
- De protección. Para protección a sobreintensidades (sobrecargas y c.c.) de máquinas,
transformadores, etc. Por sí solo el interruptor-seccionador no puede efectuar la protección de
elementos; para poder realizar esta función debe ir asociado con otros elementos de protección
como relés térmicos directos o indirectos, o fusibles como caso más usual, dando lugar a un
aparato combinado (Ruptofusible). Para ser posible esto, el interruptor-seccionador debe ir
dotado de un mecanismo de accionamiento con elemento de retención.
- Puesta a tierra de líneas aéreas y cables aislados, para evitar riesgos a personas por la posible
presencia de corrientes capacitivas. En este caso, según MIE RAT 06, los seccionadoresinterruptores estarán equipados de cuchillas de puesta a tierra y deberán estar dotados de un
enclavamiento seguro entre las cuchillas principales y las de puesta a tierra.
Debido a todas las funciones o aplicaciones descritas, por su comportamiento como
interruptor (maniobra en carga) y como seccionador, este aparato es de más amplia utilización
que el seccionador simple.
2.2.2. Tipos.
Los interruptores-seccionadores podemos encontrarlos, desde un punto de vista
constructivo:
- De interior o de exterior.
- Tripolares.
- De cuchillas giratorias o deslizantes.
2.2.3. Maniobra. Accionamiento.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
25
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
Dado que los interruptores-seccionadores están dotados de poder de cierre y éste debe
realizarse a una velocidad determinada de los contactos, independientemente de la actuación del
operador, los interruptores-seccionadores deben ir dotados de un dispositivo de accionamiento
para la apertura y cierre que asegure lo anterior. Este dispositivo suele ser un mecanismo
acumulador de energía mediante resortes (muelles).
A su vez, este mecanismo acumulador de energía puede ser sin retención o con
retención (necesario en el caso de elementos asociados como fusibles, relés térmicos directos o
indirectos).
En el primer caso, el resorte acumula la energía aplicada al mismo (manual, eléctrica,
neumática) hasta llegar a un punto en el que libera automáticamente dicha energía, produciendo
el cierre o la apertura.
En el segundo caso, el resorte acumula la energía aplicada hasta llegar a su posición
final de tensado, quedando retenido. El cierre o la apertura se produce al liberarse el resorte o
mecanismo de retención del mismo, que puede ser accionado de forma manual (apertura local),
eléctrica o neumática. De esta manera, los interruptores-seccionadores combinados con otros
elementos de protección (fusibles, relés), permiten diferir la maniobra de apertura hasta que se
actúe sobre el mecanismo de retención. Así, en los interruptores-seccionadores equipados con
fusibles, la apertura automática se produce al fundirse uno y su percutor actúa mecánicamente
sobre el mecanismo de retención, produciendo el corte omnipolar. Los relés directos actúan de
igual forma, en cambio, los indirectos lo hacen por orden eléctrica (electroimán).
Por último, cabe señalar que en la maniobra manual puede actuarse por pértiga aislante
directamente a la palanca del mecanismo de accionamiento, o por manivela distante del
interruptor-seccionador con transmisión mecánica al mecanismo de accionamiento.
3.2. Elección del interruptor-seccionador. Determinación de las características
adecuadas
En este caso se seguirán las mismas directrices que en apartado 2.2. para
seccionadores, tan sólo habrá que destacar el poder de cierre nominal en cortocircuito.
4. Interruptor automático
4.1. Características básicas
Según la definición del apartado 1.2., los interruptores automáticos se emplean
fundamentalmente para la protección de circuitos eléctricos (líneas, máquinas, transformadores,
etc), frente a sobreintensidades (sobrecargas y c.c.), ya que tienen la posibilidad de interrumpir
(cortar) automáticamente corrientes en condiciones anormales, tales como sobrecargas y c.c.,
pues están dotados de poder de corte.
Evidentemente, también tienen la función de maniobra, conexión y/o desconexión de
circuitos en carga, bien manualmente o a distancia mediante accionamiento eléctrico.
Los interruptores automáticos son de disparo independiente de la acción del operador,
para ello van dotados de dispositivos de accionamiento con acumulación de energía (muelles)
que garantizan lo anterior. Esto es necesario para garantizar poderes de cierre y de corte de las
corrientes, tanto en condiciones normales de servicio (nominales) como en condiciones
anormales (sobrecargas y c.c.). Dichos dispositivos de accionamiento van dotados de
26
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
mecanismos de retención sobre los que se actuará liberando la energía acumulada y permitiendo
el cierre o la apertura (se verá más adelante en la sección Maniobra. Accionamiento).
Conviene resaltar que el número de maniobras en un interruptor automático es
relativamente bajo (comparado con un contactor), sobre todo si se producen desconexiones con
valores de la corriente próxima a su poder de corte.
Por último, señalaremos que algunos interruptores automáticos pueden funcionar con
reenganche rápido (su proceso se verá con detalle en la sección Maniobra. Accionamiento). Se
utilizan con el fin de evitar las interrupciones prolongadas del servicio eléctrico, ya que la mayor
parte de los c.c. en las redes son de carácter transitorio (caídas de ramas de árboles en las
líneas aéreas, viento, etc). Así, tras su apertura por el c.c., vuelven a cerrar en tiempos de 0,3 s;
sólo si el c.c. persiste volverán a abrir.
Por todo lo expuesto, el interruptor automático es el aparato más completo.
Fig. 2.3. Interruptor automático de Media Tensión.
Los elementos o partes más importantes de un interruptor automático son las siguientes:
Polos o fases.
Se denomina polo al conjunto formado por los contactos fijo y móvil dentro de la cámara
de extinción, y los bornes de conexión, entrada y salida al circuito.
Los interruptores automáticos tripolares (los más usuales) tienen tres cámaras de
extinción separadas. Los contactos fijos y móviles a su vez están formados generalmente por
unos contactos principales y por los contactos de arco. Cuando se abren los contactos, primero
se separan los contactos principales, manteniéndose la corriente por los contactos de arco, que
al separarse finalmente se establece un arco eléctrico entre ellos.
Cámara de extinción o apagachispas. Medio de corte.
La cámara de extinción o apagachispas facilita la extinción del arco eléctrico, por lo
tanto, según la MIE RAT 06, podrán emplearse sistemas basados en los principios de: gran
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
27
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
volumen de aceite, pequeño volumen de aceite, aire comprimido, hexafluoruro de azufre (SF6),
vacío, soplado magnético, autosoplado, o cualquier otro principio que la experiencia aconseje.
Para poder entender y seleccionar el sistema adecuado, veremos de forma muy simple
que ocurre en la extinción del arco eléctrico.
a) Situación de partida.
- Debido a las elevadas tensiones (kV), se supera con facilidad la rigidez dieléctrica del aire
(∂U /∂l;kV/cm), entorpeciendo con ello la extinción del arco eléctrico.
- La mayoría de los circuitos eléctricos son inductivos, así pues, variaciones de la intensidad de
corriente, servicio en carga (corrientes nominales, sobrecargas, c.c.), producen variaciones
bruscas de la tensión entre contactos (u=cte ∂i(t)/∂t). De esta manera, la extinción de la corriente
entre los contactos favorece el aumento rápido de la tensión entre los mismos, ayudando al
reencendido del arco. Incluso puede perjudicar el aparato. Los fabricantes tienen especial
cuidado con la máxima tensión de arco, dando los valores límites de ésta.
b) Debido a lo expuesto, ayudaremos a la extinción del arco eléctrico actuando según los
principios básicos anteriores:
- Al tratarse de corriente alterna, ésta pasa por cero en cada semiperiodo. En cada paso por cero
el arco se apaga, por lo tanto, el objetivo del interruptor será impedir el reencendido del arco,
tratando en este caso que la tensión entre contactos no supere valores peligrosos, sino que
quede próxima a la tensión de servicio (circuito abierto).
- Por otra parte, al apagarse el arco el medio de corte se enfría, por lo tanto se desioniza,
aumentando rápidamente la rigidez dieléctrica del medio.
- El objetivo final se conseguirá cuando la rigidez dieléctrica del medio sea mayor que la tensión
entre contactos, quedando ésta en valores asumibles por el interruptor, y al mismo tiempo la
2
energía liberada durante el proceso (I t) sea tolerada por el aparato, no perjudicando su
conservación y continuidad.
d) Los fenómenos que ocurren durante la extinción del arco eléctrico son mucho más complejos a
lo expuesto, no obstante lo comentado es suficiente para nuestros objetivos: entender
básicamente los distintos sistemas empleados. Como resumen, actuaremos sobre las variables
comentadas.
-(∂U/∂l). Procurando que la tensión no aumente bruscamente a valores peligrosos y que
favorezcan el reencendido. Corte en paso por cero de la corriente.
e) Actuación.
- Velocidad de apertura o separación de los contactos lo más elevada posible, ayudando a
impedir el reencendido. Se prohibe el empleo de interruptores en los cuales el movimiento de los
contactos sea dependiente de la actuación del operador (MIE RAT 06).
- Alargamiento artificial del arco eléctrico, mediante el empleo de “soplado magnético” (campo
magnético transversal al arco eléctrico). Su principio físico se basa en la fuerza ejercida sobre
una corriente eléctrica por un campo magnético.
- Enfriando el espacio entre contactos, favoreciéndose con ello la desionización del medio y
aumentando por tanto la rigidez dieléctrica. El sistema empleado es el de autosoplado.
- Llenando la cámara de extinción con líquidos (aceite) o gases (SF6) de elevada rigidez
dieléctrica y buenas características térmicas (elevado calor específico, etc).
- Haciendo el vacío en la cámara de extinción.
28
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
El empleo de cámaras de extinción con medio de corte en SF6 se ha generalizado en los
últimos años, ya que debido a las buenas propiedades dieléctricas y térmicas del SF6 se permite
disminuir la distancia entre contactos, dando lugar a aparatos más pequeños y de fácil
conservación.
Las cámaras de extinción en vacío permiten aún aparatos más pequeños y con mayor
número de maniobras. Son caros, debido a las dificultados constructivas.
Dispositivo de accionamiento.
Los interruptores automáticos, como ya se comentó, van dotados con dispositivos de
accionamiento que incluyen mecanismos de acumulación de energía (muelles). Se verá con
detalle en “Maniobra. Accionamiento”.
Disparadores de sobreintensidad.
Los disparadores actúan sobre el sistema de retención de los mecanismos de
acumulación de energía (muelles), provocando la apertura automática del interruptor cuando se
dan las condiciones adecuadas de sobreintensidad (sobrecargas y c.c.). Dotan al aparato de su
carácter de protección.
Los disparadores son dispositivos unidos mecánicamente al aparato. Pueden ser de dos
tipos: directos (primarios) o indirectos (secundarios).
a) Disparadores directos o primarios.
Están recorridos por la intensidad del circuito principal (circuito a proteger). Actúan
cuando la corriente es superior a un valor determinado, intensidad de actuación (Ia).
Los interruptores automáticos suelen llevar disparadores de dos tipos:
- Disparadores térmicos. Se emplean para la protección contra sobrecargas del circuito a
proteger. Suelen ser de tiempo inverso y su funcionamiento depende del calentamiento producido
por la corriente que atraviesa el disparador, formado por una bilámina de dos elementos
conductores de diferente coeficiente de dilatación.
Fig. 2.4. Disparador térmico.
- Disparadores electromagnéticos. Se emplean para la protección contra corrientes de
cortocircuito. Suelen ser de disparo instantáneo independiente de la intensidad; siempre que ésta
sea igual o superior a la intensidad de actuación del disparador, el tiempo de apertura suele ser
de 0,1 s.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
29
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
Fig. 2.5. Disparador electromagnético.
Las curvas de actuación de los disparadores térmicos y electromagnéticos pueden ser
ajustables (Ireg, intensidad de regulación).
b) Disparadores indirectos o secundarios.
Como disparadores, forman parte del aparato (interruptor automático), como indirectos o
secundarios, no son recorridos por la corriente del circuito principal, sino por la de un circuito
auxiliar accionado por un relé o pulsador para mando a distancia. Suelen ser de dos tipos:
- De emisión de corriente; actúan cuando pasa intensidad por su bobina (electroimán), que
normalmente no está recorrida por la corriente.
Fig. 2.6. Disparador indirecto.
- Disparador de mínima tensión; la bobina de disparo está colocada en un circuito auxiliar
alimentado por una tensión que cuando se anula o baja de un determinado valor, provoca la
actuación del disparador indirecto.
Los interruptores automáticos pueden tener o no disparadores indirectos, pero en caso
de tenerlos sólo poseen de un tipo.
30
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
Por último, señalaremos que un disparador directo o indirecto forma parte del aparato,
mientras que un relé es un elemento externo al aparato. Así por ejemplo, un relé térmico
asociado a un interruptor-seccionador es externo a él, formando un aparato combinado. De igual
forma, un relé diferencial es externo a un interruptor automático, formando también un aparato
combinado.
Fig. 2.7. Esquema de un interruptor automático.
4.1.1. Funciones.
Los interruptores automáticos pueden realizar funciones de maniobra, incluso automatizada
según se vio. También aseguran la continuidad del servicio eléctrico frente a c.c. transitorios
(reenganche rápido). No obstante, su función principal es la de protección de líneas o redes,
transformadores, motores de media tensión, generadores e incluso baterías únicas de
condensadores, frente a sobreintensidades (sobrecargas y c.c.).
También pueden combinarse con transformadores toroidales y relés diferenciales, actuando
sobre los disparadores secundarios o indirectos del interruptor automático, y haciendo la función
de elemento de protección en el caso de defectos de aislamiento o fases a tierra.
4.1.2. Tipos.
Desde un punto de vista constructivo, los interruptores automáticos más utilizados en la
actualidad son:
- Interruptores de hexafluoruro (SF6).
- Interruptores de pequeño volumen de aceite.
- Interruptores de vacío.
4.1.3. Maniobra. Accionamiento.
En Media Tensión prácticamente se utilizan interruptores tripolares con un mecanismo de
accionamiento común para los tres polos.
Brevemente describiremos los pasos más importantes del sistema de accionamiento de un
interruptor automático.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
31
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
En primer lugar señalaremos, que el sistema de accionamiento con mecanismos de
acumulación de energía, dotado de dispositivos de retención, es necesario para que al actuar
sobre ellos se libere dicha energía, permitiendo el movimiento de los contactos independiente de
la actuación del operador. Esto, junto a los medios de corte señalados, permite dotar a los
interruptores automáticos de alto poder de corte y cierre.
a) Acumulación de energía.
Como ya se ha señalado, el mecanismo de acumulación de energía es mecánico (muelles);
la energía aportada a este mecanismo puede ser:
- Sólo manualmente mediante manivela.
- Eléctricamente, mediante motor eléctrico enlazado mecánicamente con los resortes. En este
caso también existe el aporte manual para casos de fallo de la alimentación eléctrica.
b) Actuación de los disparadores.
Estando el interruptor en posición de abierto se acumula energía aportada manual o
eléctricamente. Al llegar a un punto, se libera el mecanismo de cierre y parte de la energía
acumulada se emplea en cerrar el interruptor y otra parte se mantiene acumulada para poder
efectuar la apertura al liberar el dispositivo de retención. De esta forma se puede producir la
apertura automática mediante disparadores directos térmicos o electromagnéticos e incluso por
defectos a tierra o corrientes diferenciales mediante disparadores indirectos.
Según lo expuesto, ahora podemos entender el punto 2.5. de la MIE RAT 06, que nos dice:
“con carácter general, salvo casos especiales, los interruptores automáticos que no deban
funcionar con reenganche rápido, deberán satisfacer con su pleno poder de corte uno de los dos
ciclos nominales siguientes”:
- 0 – 3 min – C0 – 3 min – C0
- 0 – 15 s – C0
0: Abrir
C: Cerrar
Al final del ciclo, el interruptor será capaz de soportar permanentemente el paso de su
intensidad nominal o asignada en servicio continuo.
Los interruptores automáticos que deban funcionar con reenganche rápido cumplirán el
siguiente ciclo.
0 – 0,3 s – C0 – 3 min – C0
Para satisfacer este ciclo, los interruptores automáticos deben poseer mecanismos de
accionamiento motorizados y sus contactos estar preparados para realizar dos aperturas en un
intervalo aproximado de 0,4 s con su pleno poder de corte, para lo cual en posición cerrado
tendrá los muelles de apertura y cierre tensados.
4.2. Elección del interruptor automático. Determinación de las características
adecuadas
En este caso, se seguirán las mismas directrices que en los apartados anteriores 2.2 y 3.2.
32
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
Tan sólo habrá que señalar el poder de cierre y el poder de corte, con respecto a los puntos
comentados en los apartados citados.
Por último, habrá que prestar especial atención a las curvas de los disparadores directos
térmicos y electromagnéticos, para la correcta elección del interruptor automático en su empleo
para proteger líneas o redes.
4.2.1. Curvas características.
Curva característica de disparo I (t).
Da los valores del tiempo de disparo de los disparadores térmicos y electromagnéticos en
función de la intensidad de corriente.
Fig. 2.8. Curva característica I (t)
2
Curva I t.
Son curvas que dan el valor de la integral térmica ∫ I2 (t) · dt, en función de la corriente
simétrica de cortocircuito prevista. Expresa la energía disipada durante el cortocircuito en una
resistencia de 1 ohmio.
2
Fig. 2.9. Curva I t.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
33
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
Para que un interruptor automático proteja una línea se deben cumplir las siguientes
condiciones.
1º/ La curva I(t) del interruptor automático ha de quedar por debajo de la curva térmica del
conductor a proteger.
Fig. 2.10
2º / El poder de corte del interruptor automático (P. de C.) ha de ser mayor o igual a la corriente
de cortocircuito máxima que se pueda presentar (Ipccmax).
P.d.C ≥ Ipccmax
3º / La corriente de cortocircuito mínima (Ipccmin) que puede presentarse en el elemento a
proteger debe ser mayor o igual a la intensidad de actuación del disparador electromagnético
(IaMAG).
Ipccmin ≥ IaMAG
En otras palabras, el interruptor ha de detectar la mínima intensidad de cortocircuito.
4º / La energía que deja pasar el disparador durante el proceso de apertura en un cortocircuito no
debe dañar al cable, es decir, no se debe superar la máxima temperatura de cortocircuito de éste.
Dicho de otra forma, el tiempo que un conductor emplea en alcanzar su máxima Tª de c.c.,
durante un cortocircuito, debe ser superior al tiempo de desconexión del disparador
electromagnético.
En el capítulo 3, en el apartado de protección a sobreintensidades se desarrollará con
detalle lo expuesto.
5. Fusibles
5.1. Características básicas
Tal y como se comentó en el apartado de definiciones básicas, el fusible es un elemento
que abre el circuito en el que está intercalado, cuando la corriente que pasa por él provoca, por
34
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
calentamiento, la fusión de uno de sus elementos previstos para este fin. El valor de la corriente
que provoca la fusión depende del tiempo de actuación de ésta.
Según lo expuesto, los fusibles son dispositivos de protección frente a sobreintensidades
(sobrecargas y c.c.); para efectuar maniobra, conexión y/o desconexión, deben asociarse con
otros elementos, formando aparatos combinados o siendo de características especiales, como
los fusibles de expulsión.
Fig. 2.11. Partes de un fusible.
Un fusible consta de dos partes básicas: “conjunto portador” y “cartucho fusible”. El
conjunto portador es la parte fija del fusible que sustenta el cartucho fusible y dispone de los
elementos de conexión en el circuito exterior. Consta de base, bornes de conexión y del
portafusible. El cartucho fusible es el elemento recambiable del fusible; está formado por
contactos, elemento fusible, material de extinción y aislante.
El elemento fusible es un hilo redondo o cinta de sección rectangular destinados a fundirse
cuando las condiciones lo requieran, suelen ser de cobre, plata u otros materiales y su sección
puede ser uniforme o no, disponiendo en este caso de estrechamientos en los que se inicia la
fusión y se produce el arco eléctrico.
En la mayor parte de los fusibles, el elemento fusible conductor suele estar dispuesto en un
cartucho de material aislante (porcelana, vidrio) que contiene un material extintor, normalmente
sílice de grano fino y seco, que rellena por completo el cartucho y facilita el apagado del arco
eléctrico y la absorción de energía (I2t).
Por último señalar que hay cartuchos con indicador de fusión y percutor, que en caso de
fusión liberan la energía necesaria para hacer funcionar otros aparatos, como interruptoresseccionadores.
5.1.1. Funciones.
La función principal de los fusibles es la protección contra cortocircuitos y fuertes
sobrecargas de líneas o redes, centros de transformación, motores de media tensión, baterías de
condensadores, etc.
Debido a la curva característica de los fusibles I-t (la veremos más adelante), los fusibles
tienen buen comportamiento frente a cortocircuitos (c.c.) y sobrecargas fuertes. Poseen elevado
poder de corte.
De cualquier forma, para una correcta protección a sobrecargas, esta función debe estar
encomendada a otros dispositivos, como relés directos. También debe prestarse especial
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
35
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
cuidado en la elección del calibre, teniendo en cuenta las corrientes e intensidades de arranque
de los motores y los transitorios en la conexión de transformadores.
5.1.2. Tipos.
Los fusibles se designan por dos letras. La primera indica la zona de corte o rango de
intensidades que el fusible es capaz de cortar. Según ésta, los fusibles pueden ser de tipo g y
tipo a.
Fig. 2.12. Fusibles tipo “g”.
Los fusibles tipo “g” son de uso general, ya que pueden cortar corrientes o intensidades por
encima de la intensidad de fusión hasta su poder de corte.
Fig. 2.13. Fusibles tipo “a”.
Los fusibles tipo “a”, denominados de acompañamiento, garantizan el funcionamiento
adecuado en la protección de elementos para intensidades varias veces superior a la In. Son
adecuados, por tanto, para la protección a cortocircuitos (c.c.), en cambio, para la protección a
sobrecargas deben combinarse con otro elemento (relés directos).
36
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
La segunda letra indica el tipo de elemento a proteger, cables (G), motores (M), etc.
Fusibles limitadores.
Existe un tipo de fusibles que funcionan limitando el valor de la corriente de cortocircuito
a valores inferiores al de cresta previsto. Sus tiempos de fusión son inferiores a 5 ms.
Fig. 2.14. Fusibles “limitadores”.
Fusibles de expulsión.
Son fusibles de intemperie. Los vapores que se generan durante la fusión del elemento
conductor o fusible, son expulsados a través de una cápsula eyectable; esta acción se combina
con el basculamiento del portafusible alrededor de un pivote. También poseen gancho para ser
accionado con pértiga aislante.
Estos fusibles operan con baja tensión de arco y no son limitadores de corriente.
5.1.3. Principio de funcionamiento de los fusibles.
Cuando pasa una corriente por los elementos conductores de los fusibles, se disipa
2
energía por efecto Joule (R · I · t), que eleva la temperatura de dicho elemento conductor. Al
mismo tiempo, cuando se eleva la Tª por encima de la del ambiente, se disipa calor al elemento
que lo rodea (sílice) y de éste al exterior.
Según el valor de la intensidad de corriente, pueden producirse los siguientes
fenómenos:
1º / Que se consiga una temperatura de equilibrio entre el fusible y el medio exterior, es decir, la
2
energía disipada por efecto Joule (R · I · t) es igual a la evacuada al ambiente. Este sistema
permanece estable mientras lo esté la corriente.
2º / Que durante el proceso de elevación de la temperatura se alcance el punto de fusión del
elemento conductor o fusible. En este caso los elementos conductores empiezan a fundir en los
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
37
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
estrechamientos; cuando se produce el corte, se inicia un arco eléctrico que se alarga
rápidamente, produciéndose una gran disipación de energía y un aumento rápido de la
temperatura. La función del material extintor consiste en condensar los vapores metálicos,
enfriando el arco, facilitando el apagado y, en el caso de corrientes alternas, dificultando el
reencendido tras un paso por cero de dichas corrientes.
El tiempo de funcionamiento (tfu) del fusible es el tiempo que transcurre desde que
empieza a circular la corriente, que provoca la fusión, hasta que se extingue dicha corriente.
Consta de dos partes:
Tiempo de prearco o tiempo de fusión (tf), es el tiempo que transcurre hasta que se inicia el arco.
Tiempo de arco (ta), es el tiempo que transcurre desde el inicio del arco hasta su extinción.
Se verifica, por tanto:
Tfu = tf + ta
En los fusibles limitadores, tfu < 0,01 s. Si el valor de la corriente que se establece en el
circuito es superior al poder de corte del fusible, éste no es capaz de extinguir permanentemente
el arco, se disipa gran cantidad de energía y el cartucho fusible puede destruirse.
5.2. Elección del fusible. Determinación de las características adecuadas
En este apartado se seguirán las mismas directrices que en los anteriores, para la
correcta elección de los fusibles.
Se prestará asimismo especial atención al poder de corte, según la tensión asignada o
nominal.
Por último, para la correcta elección de un fusible en su protección a sobreintensidades
(sobrecaragas y c.c.), debe vigilarse la curva de características tiempo-corriente.
Fig. 2.15. Curva I-t para fusibles.
38
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión
En relación con la curva de características I (t) de los fusibles, se tienen las siguientes
definiciones:
Intensidad convencional de no fusión (Inf), es el valor de la corriente que el fusible puede soportar
sin fundir en un tiempo dado (tiempo convencional, tc).
Intensidad convencional de fusión (If), es el valor de la corriente que provoca la fusión en un
tiempo dado (tiempo convencional, tc).
Estos valores son importantes de cara a la protección a sobrecargas (se verá en el capítulo
3, apartado de protecciones). El valor del tiempo convencional, tc, viene fijado por la norma UNE
21-103, en función del calibre de los fusibles. Así, para fusibles tipo “g” se tiene:
Intensidad asignada o
nominal (A)
Tiempo convencional
(h)
In≤63
63<In≤160
160<In≤400
1
2
3
Intensidad convencional
Inf
If
1,25 In
1,6 In
5.3. Ventajas e inconvenientes de los fusibles
5.3.1. Ventajas.
- Economía del fusible en relación al servicio.
- Alto poder de corte.
5.3.2. Inconvenientes.
- Diferencia entre la In y la If, lo que hace difícil una protección estricta a sobrecargas.
- Posibles errores durante el mantenimiento, ya que se puede reemplazar un fusible por otro de
calibre superior, obteniéndose una falsa protección.
- Si se funde una fase, el sistema puede seguir funcionando, sobrecargando las otras dos y
dando lugar a averías.
- Imposibilidad de automatización.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
39
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
CAPITULO 3. CANALIZACIONES O CONDUCCIONES ELECTRICAS EN MEDIA
TENSION.
1. INTRODUCCION.
2. CONDUCTORES DESNUDOS.
3. CONDUCTORES AISLADOS.
3.1. CONDUCTOR ELECTRICO.
3.2. AISLAMIENTO.
3.3. ARMADURAS Y PANTALLAS.
3.4. CUBIERTAS.
3.5. NIVEL DE AISLAMIENTO.
3.6. DESIGNACION NORMALIZADA DE UN CABLE AISLADO.
4. RESISTENCIA ELECTRICA DE LOS CONDUCTORES.
5. INDUCTANCIA DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS.
6. CAPACIDAD DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS.
7. EFECTO PELICULAR.
8. EFECTO CORONA.
9. PERDIDAS DE POTENCIA ELECTRICA POR CONDUCTANCIA TRANSVERSAL EN
CONDUCTORES AISLADOS.
10. ELECCION DE LA SECCION DE UN CONDUCTOR.
10.1. ELECCION DE LA SECCION POR CRITERIO TERMICO O CALENTAMIENTO.
INTENSIDAD MAXIMA ADMISIBLE.
10.2. ELECCION DE LA SECCION POR PERDIDA DE ENERGIA. CAIDA DE TENSION.
11. PROTECCION FRENTE A SOBREINTENSIDADES Y SOBRETENSIONES.
11.1. INTRODUCCION.
11.2. SOBRECARGAS.
11.3. CORTOCIRCUITOS.
11.4. SOBRETENSIONES.
40
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas en
MT
1. Introducción
Según MIE RAT 01 e ITC-LAT 01. Terminología, se denomina canalización o conducción
eléctrica al conjunto constituido por uno o varios conductores eléctricos, por los elementos que
los fijan y por su protección mecánica, si la hubiese.
2. Conductores desnudos
La utilización de conductores aéreos desnudos es una de las formas clásicas de
transporte de energía eléctrica. Los conductores son sustentados por apoyos empotrados en el
terreno y sujetos a aisladores de características adecuadas. Este sistema obliga a mantener
distancias de seguridad entre conductores, conductores y apoyos (masas) y al terreno (véase
apdo. 5, ITC-LAT 07).
Esta disposición se utiliza en el transporte de Alta Tensión, constituyendo la red nacional
de transporte de energía eléctrica, y en Media Tensión para electrificación rural o traída de
energía eléctrica hasta los núcleos urbanos. Dado que los conductores de Cu y Al, por sí solos,
no están preparados para las solicitaciones mecánicas necesarias y así poder cumplir las
distancias mencionadas, se mejoran estas características mediante la fabricación de conductores
de alma de acero (Al-Ac).
En este tipo de conductores, el aluminio forma una corona sobre el núcleo de acero. Se
encuentran normalizados para su empleo en Alta y Media Tensión: LA-20, LA-28, LA-30, LA-40,
LA-56, LA-80, LA-110, LA-140, LA-145, LA-180 (lo veremos con más detalle en el capítulo de
Cálculo Mecánico).
Ejemplo:
Denominación: LA-56.
2
Sección (mm ): 54,6.
Diámetro (mm): 9,5.
Carga de rotura (kg): 1666.
Peso propio (kg/m): 0,189.
2
Módulo de Elasticidad (kg/mm ): 8100.
-1
-1
-6
Coeficiente de dilatación lineal (ºC · m ): 19,1 · 10 .
Iadm. 40ºC (A): 197.
Cuando las líneas aéreas deban transcurrir por zonas de arbolado, zonas con fuertes
vientos o zonas de protección especial de la avifauna, se emplearán preferentemente líneas de
alta tensión con conductores recubiertos (designación UNE CCX).
En caso de instalar líneas aéreas en zonas no urbanas de elevada polución, zonas de
bosques o de gran arbolado, instalaciones provisionales de obras, zonas de circulación en
recintos de instalaciones industriales, penetración en núcleos úrbanos, etc, podrán emplearse
líneas de alta tensión con cables unipolares reunidos en haz (designación UNE RHVS o DHVS).
La letra S hace referencia a un cable trenzado. Estos cables constan de un conductor,
semiconductor interior, aislamiento, semiconductor exterior, pantalla y cubierta. El fiador suele ser
de acero con una sección de 50 mm².
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
41
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
3. Conductores aislados
Los cables aislados para media tensión están formados básicamente por un conductor o
haz de conductores (tripolar), rodeados por un aislamiento.
Asimismo, para mejorar su resistencia mecánica o su resistencia a agentes
atmosféricos, ataques químicos, etc, se completan con otros elementos que veremos a
continuación.
Fig. 3.1. Cable M.T. Unipolar.
Fig. 3.2. Cable M.T. Tripolar.
3.1. Conductor eléctrico
Como conductores eléctricos en cables aislados, se emplea el cobre (Cu) y el aluminio
(Al).
42
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
El cobre es un material ideal como conductor eléctrico. Su ductibilidad permite la
obtención de finos hilos, con los que poder hacer cables, favoreciendo la circulación periférica de
la corriente sin aumento aparente de la resistencia. Posee buenas características mecánicas y su
resistencia a la corrosión y al ataque de gran número de productos químicos le confieren una
larga vida útil. También presenta unas buenas características eléctricas, como alta conductividad
o pequeña resistividad eléctrica (ρ; Ω·mm2/m). Presenta como inconveniente su mayor precio
frente al aluminio.
El aluminio se oxida con facilidad en presencia de oxígeno, formando una capa
superficial de óxido de aluminio que protege el material interior, aunque esto dificulta la
conducción de electricidad a través de la superficie, aumentando su resistencia aparente.
La resistividad del aluminio es 1,6 veces la del cobre, pero su densidad es 0,3 la de éste,
así de esta manera, a igualdad de resistencia eléctrica:
R
Cu
S
Al
=
=
ρ
Cu
S
ρ
ρ
⋅L
=R
Cu
Al
Al
=
ρ
Al
S
⋅L
Al
⋅ S Cu = 1,6 ⋅ S Cu
Cu
El peso de Aluminio es 1,6 · 0,3 = 0,5, o sea, la mitad del peso de cobre. Esto, junto al
precio de ambos, da ventajas económicas al aluminio. No obstante, las propiedades mecánicas
del aluminio son muy inferiores a las del cobre.
2
Resistividad, ρ (Ω·mm /m); 20 ºC
3
Densidad (kg/m )
Cu
0,017241
8970
Al
0,028264
2703
3.2. Aislamiento
Los materiales que se utilizan como aislamiento en los cables de Media Tensión pueden
ser plásticos y no plásticos. Dentro de los plásticos se distinguen: Termoplásticos y
Termoestables.
Los materiales Termoplásticos pierden su resistencia mecánica al calentarse,
reblandeciéndose y fluyendo. El más utilizado es el policloruro de vinilo (PVC). Es resistente a la
tracción, a la abrasión, a los agentes químicos y atmosféricos y a ciertos aceites. Su elevado
factor de pérdidas lo hace inadmisible para altas tensiones, empleándose en los cables de media
tensión como cubierta y no como aislamiento.
Los materiales Termoestables son plásticos que no se deforman ni pierden propiedades
mecánicas al aumentar la temperatura. Los más utilizados en Media Tensión son los siguientes.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
43
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
- Polietileno reticulado (XLPE), obtenido por reticulación química del polietileno, constituye un
excelente aislante eléctrico. No obstante, es absorbente para el agua, lo que provoca la aparición
de arborescencias en cables de media tensión, las cuales terminan por hacer inoperante el
aislamiento. Debe utilizarse con precaución en ambientes húmedos.
- Goma etileno propileno (EPR), es un polímetro muy estable, de buenas propiedades aislantes y
buenas características mecánicas.
- Goma de etileno propileno de alto módulo (HEPR). Aislamiento similar al anterior, pero con
mejores prestaciones. Los cables de tensión asignada U0/U ≤ 18/30 kV poseen una temperatura
de régimen permanente de 105 ºC, característica que les confiere mayores intensidades
admisibles a igualdad de sección. Para compañías como Iberdrola es el único aislamiento
normalizado en sus líneas subterráneas.
En cuanto a los materiales no plásticos, el más utilizado (y uno de los más antiguos) es
el Papel impregnado en ciertos aceites. Posee excelentes propiedades dieléctricas, de
estabilidad y resistencia a las sobrecargas. Estos cables se fabrican con una cubierta metálica
continua de plomo, para evitar pérdidas de aceite. Estos cables son caros y exigen un alto nivel
de cualificación para su mantenimiento.
3.3. Armaduras y pantallas
Las armaduras se colocan entre el aislamiento y la cubierta, con el fin de dotar al cable de
elevada resistencia mecánica. En general, están realizadas con acero, en forma de fleje,
arrollando en espiral y formando una armadura continua. De esta forma se protegen los
conductores en los lugares donde puedan verse sometidos a golpes.
Las pantallas se utilizan para mejorar la distribución del campo eléctrico en el cable. Se
busca conseguir un campo eléctrico radial entre cada conductor y su pantalla metálica, la cual
estará conectada a tierra; de esta forma el aislamiento se aprovecha por igual en toda la sección.
Asimismo, con la pantalla puesta a tierra se evitan influencias del campo eléctrico interno del
cable sobre el exterior y viceversa.
3.4. Cubiertas
Las cubiertas constituyen la parte externa del conductor aislado, siendo su misión principal
la protección del aislamiento de las influencias externas, como la luz solar, el ataque de
productos químicos, la humedad y daños mecánicos por abrasión. En media tensión se emplea el
PVC y, sobre todo, la poliolefina (Z1).
3.5. Nivel de aislamiento
La tensión o nivel de aislamiento de un conductor aislado de alta tensión viene definido
por dos valores U0/U, siendo U0 la tensión nominal entre cada conductor y su pantalla metálica
(puesta a tierra), es decir, la tensión nominal fase-tierra (F-T), y U la tensión nominal entre
conductores (tensión compuesta de línea, F-F).
El nivel de aislamiento de un cable debe ser apropiado para las condiciones de
operación de la red en la que el cable vaya a ser instalado. Su elección depende de dos factores:
a / Tensión nominal (Un) o bien tensión más elevada de la red (Us).
44
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
b / Duración máxima del eventual funcionamiento del sistema con una fase a tierra. Para evaluar
este segundo factor, las redes de sistemas trifásicos se clasifican en 3 categorías.
- Categoría A. Comprende aquellos sistemas en los que el conductor de cualquier fase que
pueda entrar en contacto con tierra, es desconectado del sistema en un tiempo inferior a 1
minuto.
- Categoría B. Comprende las redes que, en caso de defecto, solo funcionan con una fase a tierra
durante un tiempo limitado. Generalmente la duración de este funcionamiento no debería exceder
de 1 hora, pero podrá admitirse una duración mayor cuando así se especifique en la norma
particular del tipo de cable y accesorios considerados.
- Categoría C. Comprende todas las redes no incluidas en las categorías A y B.
Conviene tener presente que en una red en la que un defecto a tierra no se elimina
automática y rápidamente, los esfuerzos suplementarios soportados por el aislamiento de los
cables y accesorios durante el defecto, reducen la vida de los cables y accesorios en una cierta
proporción. Si se prevé que una red va a funcionar bastante frecuentemente con un defecto a
tierra durante largos periodos, puede ser económico clasificar dicha red dentro de la categoría C.
Según lo expuesto, para la elección del nivel de aislamiento se seguirá la siguiente tabla:
Tensión nominal (Un) /
Tensión más elevada (Us)
(kV)
3 / 3,6
6 / 7,2
10 /12
15 / 17,5
20 / 24
25 / 30
30 / 36
45 / 52
66 / 72,5
Categoría de la red
A, B
C
A, B
C
A, B
C
A, B
C
A, B
C
A, B
C
A, B
C
A, B
A, B
Nivel de aislamiento
U0/U
(kV)
1,8 / 3
3,6 / 6
3,6 / 6
6 / 10
6 / 10
8,7 / 15
8,7 / 15
12 /20
12 / 20
15 /25
15 /25
18 / 30
18 / 30
26 / 45
26 / 45
36
En cualquier caso, siempre se atenderán las consideraciones de la compañía
suministradora de la electricidad.
Para comprender adecuadamente lo anterior y así elegir correctamente el nivel de
aislamiento de los conductores, podemos evaluar de forma simple los sistemas de distribución de
energía eléctrica.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
45
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
Fig 3.3. Red con neutro a tierra.
Obsérvese que en los sistemas con el neutro unido directamente a tierra o a través de
una pequeña impedancia, la tensión fase-tierra (F-T), siempre será igual a la tensión fase-neutro
(F-N), incluso en el caso de producirse un defecto a tierra de una de las fases, la tensión fasetierra en las no averiadas seguirá valiendo la tensión simple o de fase (F-N).
Fig. 3.4. Defecto a tierra de una fase, en red con neutro a tierra.
En cambio, en una red con el neutro aislado de tierra o unido a través de una
impedancia muy grande, las tensiones fase-tierra quedarán a potencial flotante, no conocemos su
valor. En el caso de producirse un defecto a tierra en una fase, la tensión fase-tierra en las no
averiadas puede llegar a valer la tensión compuesta o de línea (F-F).
46
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
Fig 3.5. Defecto a tierra, en red con neutro aislado.
Según lo expuesto, la tensión fase-tierra, es decir, la tensión que soporta el aislamiento
de los conductores en un sistema con neutro unido a tierra permanecerá constante y de valor UFN
(fase-neutro, tensión simple), aún en el caso de producirse un defecto a tierra. De esta manera, el
nivel de aislamiento de los conductores entre fase y tierra estará preparado para soportar la
tensión simple UFN = UFF / √3, es decir, el correspondiente a las categorías A y B.
Las compañías eléctricas a su vez pueden aprovechar la corriente eléctrica que se cierra
por el neutro para hacer actuar sus protecciones (tiempos de actuación entre 0,5 y 1 s
normalmente). Se puede utilizar un transformador y relé diferencial asociado con el disparador
indirecto o secundario de un interruptor automático. Véase la siguiente figura.
Fig. 3.6. Actuación de las protecciones de la Cía. Suministradora.
En cambio, en los sistemas de distribución con el neutro aislado, la tensión del
aislamiento (F-T) puede llegar a valer la tensión compuesta de la línea, así pues, el nivel de
aislamiento entre fase y tierra de los conductores debe estar preparado para soportar dicha
tensión, la cual encarece la red. Corresponde a un nivel de aislamiento para redes de categoría
C.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
47
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
3.6. Designación normalizada de un cable aislado
Según lo expuesto hasta ahora, un cable eléctrico aislado quedará caracterizado según
una designación normalizada, donde se destacarán el metal conductor, el aislamiento, pantallas,
cubiertas, nivel de aislamiento, polaridad, etc.
X X
X
___ ___ ___
a
b
c
U0/U
Polaridad
Metal
Conductor
1/ La primera letra, designada con “a”, hace referencia al tipo de aislamiento utilizado en el cable.
P – Papel impregnado.
V - Policloruro de vinilo (PVC).
R – Polietileno reticulado (XLPE).
D – Etileno propileno (EPR).
HEPR - Etileno propileno de alto módulo.
2/ La segunda letra hace referencia a la armadura o pantalla utilizada.
P - Funda de plomo.
H – Pantalla metálica.
3/ La tercera letra hace referencia al material empleado en la cubierta.
V – Policloruro de vinilo (PVC).
Z1 - Compuesto de poliolefina.
El resto de características quedan claramente definidas, como el nivel de aislamiento
U0/U (fase-tierra, fase-fase), la polaridad (unipolares o tripolares) y el metal conductor (Cu, Al).
También es común indicar la sección de la pantalla después de la nomenclatura H-.
Conviene destacar que se ha hecho la descripción más básica de un conductor aislado,
el cual puede tener más elementos que lo definan, para ello el lector puede consultar catálogos
de fabricantes de cables de Media o Alta Tensión.
Para concluir lo expuesto podemos resumir las designaciones para los cables aislados
más utilizados en media tensión. Ejemplo:
- RHZ1 12/20 kV Al H-16, Unipolares
- DHZ1 12/20 kV Al H-16, Unipolares
- HEPRZ1 12/20 kV Al H-16, Unipolares
Por último nos quedaría definir la sección del conductor. Como veremos dependerá del
calentamiento (máxima intensidad que es capaz de soportar en equilibrio térmico con el
ambiente), de la pérdida de energía (caída de tensión) y de su comportamiento ante las
sobrecargas y c.c. en combinación con los elementos de protección a sobreintensidades
elegidos. También es conveniente vigilar las posibles sobretensiones.
4. Resistencia eléctrica de los conductores
Cuando por un conductor eléctrico circula una corriente se produce pérdida de energía, la
48
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
cual, por efecto Joule, se transforma en calor. La ley de Joule en forma de potencia (energía por
unidad de tiempo) es:
P=R·I
2
(1)
Siendo:
P: Potencia eléctrica disipada en forma de calor, en vatios (W).
R: Resistencia eléctrica característica del conductor, en ohmios (Ω).
I: Valor eficaz de la intensidad de corriente, en amperios (A).
La resistencia eléctrica “R” (Ω) de un conductor de longitud L (metros) y sección S
2
(mm ), obedece a la expresión:
R=
ρ⋅L
S
(2)
Siendo:
2
ρ: resistividad en Ω · mm / m
ρCu (20 ºC): 0,017241
ρAl (20 ºC): 0,028264
Su inversa, la conductividad eléctrica “K”, será:
KCu (20 ºC): 56
KAl (20 ºC): 35
La resistividad varía con la Tª del material, pudiendo expresarse:
ρt = ρ20 [1 + α (t – 20)]
Siendo:
ρt: resistividad a la temperatura t, en ºC.
ρ20: resistividad a 20 ºC.
α: 0,004 para Cu y Al.
Veremos más adelante que un conductor en equilibrio térmico con el ambiente (régimen
permanente), no puede superar la máxima temperatura de régimen permanente (depende de su
aislamiento, 70 ºC para PVC, 80 ºC para papel impregnado, 90 ºC para XLPE, EPR y HEPR con
U0/U > 18/30 kV, y 105 ºC para HEPR con U0/U ≤ 18/30 kV).
Según lo expuesto, la resistencia eléctrica es un elemento que disipa o convierte la
energía eléctrica en calor. La expresión que liga dicho elemento con las variables de nuestros
circuitos eléctricos (tensión “U” e intensidad “I”), nos viene dada por la ley de Ohm.
U = R · I (4)
Siendo:
U: Valor eficaz de la tensión en bornes de la resistencia, en voltios (V).
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
49
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
R: Resistencia eléctrica, en ohmios (Ω).
I: Valor eficaz de la intensidad de corriente, en amperios (A).
5. Inductancia de los conductores eléctricos
Cualquier corriente eléctrica lleva asociada un campo magnético, según la ley de Ampère
(2ª ley de Maxwell):
∫
→
→
H · dl = I
(5)
Siendo:
→
H: Excitación o fuerza magnetomotriz (A/m).
→
dl: Desplazamiento infinitesimal a lo largo de un camino cerrado (m).
I: Valor eficaz de la corriente que atraviesa la superficie delimitada por dicho camino cerrado (A).
Dicho campo magnético se extiende por el espacio, pudiendo relacionar la energía
almacenada en forma de campo magnético por unidad de volumen con la intensidad que
atraviesa un conductor:
E = ½ · L · I2
(6)
Siendo:
3
E: Energía almacenada en forma de campo magnético por unidad de volumen (J/m ).
L: Coeficiente total de autoinducción e inducción mutua en un conductor, en henrios (H).
I: Valor eficaz de la intensidad de corriente que atraviesa un conductor, en amperios (A).
Asimismo, si la corriente eléctrica que atraviesa los conductores varía su valor eficaz con
el tiempo, corriente alterna, inducirá una tensión (diferencia de energía potencial eléctrica) en
nuestro conductor, según la ley de Faraday (1ª de Maxwell):
U=
∫
→
→
→
→
E · dl = - d/dt ∫s B · ds = - dφ/dt
(7)
Siendo:
U: Tensión inducida, en voltios (V).
φ: Flujo magnético que atraviesa la superficie delimitada por un camino cerrado, creado por la
corriente de valor I.
Dada la relación que existe entre el flujo magnético y la intensidad de corriente eléctrica
que lo crea (Ley de Ampère):
φ=L·I
(8)
L = φ / I (9)
Podemos expresar la tensión inducida en nuestro conductor en función de la intensidad que lo
atraviesa:
50
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
e (t) = - L·di(t) / dt (10)
El signo menos (-) obedece a la ley de Lenz, y significa que la tensión inducida se opone a la
causa que la produce. En los conductores eléctricos atravesados por corrientes alternas se
presenta, por tanto, como una caída de tensión:
e (t) = L·di(t) / dt (11)
Por último, para corrientes y tensiones alternas senoidales de frecuencia 50 Hz, la expresión 11
quedará:
e=ω·L·I
X=ω·L
(12)
(13)
e=X·I
e = Valor eficaz de la tensión, en voltios (V).
X = Reactancia del conductor, en ohmios (Ω).
ω = 2 · π · f. Velocidad eléctrica, f: 50 Hz.
L = Coeficiente total de inducción, en henrios (H).
I = Valor eficaz de la intensidad que atraviesa el conductor, en amperios (A).
Según las expresiones anteriores, la reactancia X = ω · L (Ω), es función de la velocidad
eléctrica y del coeficiente total de autoinducción.
En los conductores, puede expresarse el coeficiente total de autoinducción como sigue:
L = [0,05 + 0,46 log (d/r)] 10-3
(H/km)
(14)
Siendo:
d: distancia de separación de los conductores, en metros (m).
r: radio del conductor eléctrico.
Nota: Para una disposición geométrica en triángulo de los conductores, se tiene:
d = 3 d12 ⋅ d 23 ⋅ d 31
Ejemplo:
Sea una línea trifásica aérea en media tensión (conductor LA-56), Un = 20 kV, en
disposición de cruceta al tresbolillo (triángulo equilátero), con una separación d12 = d23 = d31 = 1,5
m. En este caso:
-3
-3
L = [0,05 + 0,46 log (1,5/0,00475)] · 10 = 1,2 · 10 (H/km)
-3
X = ω · L = 2 · π · 50 · 1,2 · 10 = 0,37 Ω/km = 0,37 mΩ/m.
No obstante, en los conductores aislados suele expresarse directamente la reactancia
unitaria en Ω/km, valor que facilitan los fabricantes de cables aislados. En media tensión suele
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
51
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
tomarse como valor medio Xu = 0,15 Ω/km y en los conductores desnudos Xu = 0,33 Ω/km, valor
que coincide sensiblemente con el calculado.
Las reactancias unitarias son expresiones más prácticas que la vista anteriormente (14),
dado que en una línea o red en Media Tensión el tipo de cruceta puede cambiar a lo largo de la
línea (montaje horizontal, triangular, bóveda, tresbolillo), incluso podemos tener parte aérea y
parte enterrada con conductores aislados. El posible error introducido es insignificante dada la
pequeñísima variación de la reactancia unitaria con la sección del conductor.
Concluimos pues, que en los conductores eléctricos recorridos por corrientes alternas,
parte de la energía eléctrica que transportan se queda almacenada en forma de campo
magnético, manifestándose en los conductores como una caída de tensión.
6. Capacidad de los conductores eléctricos
En los sistemas eléctricos recorridos por corrientes alternas, parte de la energía que
transportamos no llega a su destino, quedándose almacenada en el campo eléctrico existente
debido a las capacidades que aparecen entre los conductores, entre éstos y tierra y entre los
conductores y sus pantallas metálicas (puestas a tierra) en el caso de conductores aislados
apantallados.
Aparece por lo tanto un condensador en el que el dieléctrico o aislamiento es el aire. Su
efecto sobre las caídas de tensión en baja y media tensión es despreciable. El cálculo de la
capacidad puede realizarse con las expresiones siguientes:
C=
24, 2
−9
⋅ 10
log( d / r )
(F/km, conductores desnudos)
(15)
Siendo:
C: capacidad de los conductores, en faradios/kilómetro (F/km).
d: distancia media geométrica entre los conductores, obtenida de forma similar a la que se utilizó
en el cálculo de la inductancia, en metros (m).
r: radio del conductor, en metros (m).
En cuanto a los conductores aislados, es más práctico recurrir a los datos de los
2
fabricantes, así por ejemplo para un conductor de sección 150 mm , 12/20 kV, se tiene un valor C
= 0,256 µF/km.
Siguiendo con el ejemplo que planteamos para la inductancia (L), línea aérea trifásica en
media tensión, Un = 20 kV, conductor desnudo LA-56 y disposición de cruceta al tresbolillo, con
una separación geométrica de d = 1,5 m, se tendrá:
-9
-9
-9
C = 24,2 / log (d/r) · 10 F/km = 24,2 / log (1,5/0,00475) · 10 = 9,68 · 10 F/km.
Dada la relación que existe en un condensador entre la tensión (U) e intensidad (I),
parámetros característicos de los circuitos eléctricos, se tiene para corriente y tensión alterna
senoidal:
U =
52
1
⋅I
j ⋅ C ⋅ω
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
_
_
I = j ⋅ω ⋅ C ⋅U
Z
c
=
1
ω ⋅C
Siendo:
U: Valor eficaz de la tensión, en voltios (V).
I: Valor eficaz de la intensidad, en amperios (I).
Zc: Módulo de la impedancia capacitiva, en ohmios (Ω).
ω: velocidad eléctrica, 2 π f, f = 50 Hz.
C: Capacidad, en faradios (F).
Según lo señalado y con el fin de fijar un orden de magnitud, la impedancia unitaria en
Ω/km, del ejemplo comentado, será:
-9
5
Zc = 1 / ω C = 1 / 2·π·50·9,68·10 = 3,288·10 Ω/km
Para resaltar que este efecto capacitivo es despreciable en media tensión, tomaremos el
caso más desfavorable, un conductor aislado y apantallado (pantalla puesta a tierra), 12/20 Kv,
C=0,256·10-6 F/km, instalado en una red con neutro unido a tierra.
Fig. 3.7. Intensidad a tierra por acoplamiento capacitivo.
Según lo expuesto, la intensidad a tierra que se cierra por el neutro será:
fase.
-6
I = ω · C · U0 = 2 · π · 50 · 0,256·10 · 12000 = 0,956 A, en 1 kilómetro de la red y por
En el caso de conductores desnudos al aire, la capacidad es aún menor por kilómetro, dando
lugar a intensidades aún más pequeñas (al ser mayor la impedancia).
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
53
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
7. Efecto pelicular
Las expresiones planteadas para la resistencia eléctrica en el apartado 2 son válidas para
corriente continua, pero en corriente alterna la distribución de corriente en los conductores no es
uniforme, se acumula más carga en la periferia, dando lugar a un incremento en las pérdidas
producidas y por lo tanto en la resistencia efectiva. Esto es debido a las fuerzas electromotrices
que se inducen en el conductor por su propia corriente.
Asimismo, cuando dos o más conductores van paralelos y próximos entre sí, los campos
creados por cada conductor modifican la distribución de densidad de corriente en los otros, lo que
produce un aumento en la resistencia efectiva. Este fenomeno se conoce como efecto pelicular y
es directamente proporcional a la frecuencia (Hz) y al diámetro de los conductores. Como la
frecuencia es un valor constante (50 Hz), los fabricantes de cables adoptan la solución de crear
secciones grandes a base de pequeños hilos, reduciendo sensiblemente este efecto.
8. Efecto corona
Cuando un conductor de una línea eléctrica adquiere un potencial lo suficientemente
elevado para dar lugar a un gradiente del campo eléctrico radial junto al conductor, igual o
superior a la rigidez dieléctrica del aire, se producen corrientes de fuga, que producen pérdidas
de energía. En esta circunstancias el aire se hace conductor (se ioniza).
En los conductores desnudos este fenómeno es visible en la oscuridad, pudiéndose
observar como quedan envueltos en una corona luminosa, de ahí el nombre del fenómeno.
En las líneas de media tensión hasta 66 kV este efecto no provoca grandes pérdidas de
potencia, no obstante en líneas de 1ª categoría (132 kV, 220 kV, 380 kV) habrá que tener en
cuenta las pérdidas de potencia debidas a este fenómeno.
9. Pérdidas de potencia eléctrica por conductancia transversal en
conductores aislados
En un dieléctrico sometido a tensiones alternas senoidales, aparte de la corriente
reactiva adelantada π/2 a la tensión, aparecen corrientes óhmicas debidas a la resistividad del
medio. Estas corrientes que representan un consumo de potencia, dan lugar al calentamiento de
los dieléctricos. Se denomina factor de pérdidas de un dieléctrico (tgδ) a:
tgδ = Iresistiva/Ireactiva
Cuando el campo eléctrico se hace muy intenso y supera la rigidez dieléctrica del medio,
se produce la perforación del aislante. Esto puede ocurrir en ocasiones si existen pequeñas
oclusiones de aire o agua en la masa aislante. El calor desarrollado hace crecer la grieta
formando arborescencias que acaban por inutilizar el aislante.
10. Elección de la sección de un conductor
10.1 Elección de la sección por criterio térmico o calentamiento. Intensidad
máxima admisible
El criterio térmico o de calentamiento hace referencia a la máxima corriente (intensidad)
que puede circular por un conductor eléctrico de una sección dada, según su naturaleza,
aislamiento, condiciones de instalación, temperatura ambiente, etc., de forma que no se produzca
54
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
una elevación de temperatura peligrosa para el mismo.
A la temperatura máxima permisible de un conductor aislado en equilibrio térmico con el
ambiente, se le denomina Temperatura de régimen permanente (Trp). La norma UNE 21144-90
“Cálculo de la intensidad admisible en los cables aislados en régimen permanente”, facilita los
elementos necesarios para obtener la capacidad de carga de un cable en servicio permanente.
La Tª de régimen permanente para aislamientos de media tensión se puede obtener de la
siguiente tabla:
AISLAMIENTO
PVC
XLPE
Trp (ºC)
70
90
HEPR
HEPR
EPR U0/U ≤ 18/30 kV U0/U > 18/30 kV Papel Impregnado
90
105
90
80
El paso de la corriente eléctrica a través de un cable eléctrico eleva la temperatura de
éste a causa del calor generado por las pérdidas producidas por efecto Joule. El cable alcanza
una temperatura de equilibrio cuando el calor disipado al ambiente es igual al generado por las
pérdidas.
La intensidad máxima admisible (Iad) en servicio permanente vendrá dada por la
cantidad de calor, que por unidad de tiempo, puede evacuarse desde el cable al ambiente,
estando el cable a la máxima temperatura que nos garantiza su vida útil estimada, es decir, su
temperatura de régimen permanente (Trp). Así pues, dado un cable:
Fig. 3.8. Criterio térmico en un conductor.
El calor generado por efecto Joule (Pe), por unidad de tiempo, resulta:
2
Pe = p · R · I
(18)
Siendo:
p: nº de conductores bajo la envolvente o cubierta común, es decir, la polaridad del cable
eléctrico.
R: Resistencia eléctrica, cuya expresión se vio anteriormente.
I: Intensidad eléctrica.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
55
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
El calor disipado al ambiente debido a la diferencia de Tª entre el cable y el ambiente, por unidad
de tiempo, resulta:
Pt = ∆T/Rt
(19)
Siendo:
Pt : Potencia calorífica.
∆T: Diferencia de temperatura (Tª) entre el cable eléctrico y el ambiente.
Rt: Resistencia térmica, que depende del tipo de aislamiento de los conductores eléctricos, de las
condiciones de instalación (enterrada, al aire, etc).
Igualando ambas expresiones (18) y (19), se obtiene:
2
p · R · I = ∆T/Rt
Si sustituimos la resistencia eléctrica R por unidad de longitud por su valor, la ecuación anterior
quedará:
ρ⋅
Trp − Ta
1
2
⋅I =
k⋅S
Rt
De esta ecuación ya se puede despejar el valor buscado:
Iad =
K ⋅ S ⋅ (Trp − Ta )
ρ ⋅ Rt
(20)
Siendo:
Iad: Intensidad máxima admisible por el conductor, en amperios (A).
K: Conductividad eléctrica del material conductor.
2
S: Sección del conductor eléctrico (mm ).
p: polaridad del cable eléctrico; p=1 unipolar, p=3 tripolar.
∆T: (Trp – Ta), en ºC. Este parámetro establece la diferencia de temperatura entre el cable en
régimen permanente (Trp), vista en la tabla anterior en función del aislamiento del cable, y la
temperatura ambiente.
Ta: Temperatura ambiente, que viene fijada en nuestra normativa en 40 ºC para cables al aire y
25 ºC para cables enterrados.
Las intensidades admisibles (Iad), nos vienen dadas en forma de tablas, según su
aislamiento, sección, naturaleza del conductor, y a una temperatura ambiente según su
instalación, al aire (40 ºC) o enterrada (25 ºC).
Véanse las bases de datos del programa REDAT de dmELECT, S.L., el Reglamento
sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión o
cualquier catálogo de fabricantes de cables en Media Tensión.
El lector puede apreciar fácilmente que al cambiar la Tª ambiente también varía ∆T y
como consecuencia la “Iad” del cable eléctrico. Para tener en cuenta esta variación de la
56
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
intensidad admisible al variar la Tª ambiente, nuestra normativa fija los factores de corrección por
temperatura, Fct.
Rt: Resistencia térmica. La resistencia térmica es el parámetro más complejo que aparece en
esta sencilla expresión (20). En su evaluación exacta habrá que considerar la transmisión de
calor al ambiente por conducción (a través del material conductor, aislamiento, cubierta, etc),
convección y radiación. Su desarrollo teórico es muy complejo, aún admitiendo simplificaciones,
debido a esto cabe señalar que nuestra normativa nos proporciona tablas con la “Iad” en unas
condiciones estándar de canalización. Para tener en cuenta variaciones de la intensidad
admisible al cambiar las condiciones de instalación, debemos afectar de los factores de
corrección por instalación, “Fci”. Ejemplo: conductores bajo tubo Fci = 0,8.
Por todo lo expuesto, conviene señalar que en las bases de datos de REDAT de
dmELECT, S.L., catálogos de fabricantes, reglamentos AT y normas UNE, podemos encontrar la
intensidad admisible de cables eléctricos para Media Tensión, según la naturaleza del conductor
(Cu, Al, Al-Ac), sección (mm²), polaridad (unipolares, tripolares), aislamiento y en unas
condiciones estándar de canalización y Tª ambiente (40 ºC – al aire, 25 ºC – enterrada). A dicha
intensidad admisible en las citadas condiciones la denominaremos “Itb”.
En caso de tener condiciones de instalación y Tª ambiente diferentes, debemos afectar
de los correspondientes factores de corrección, así pues la intensidad admisible de un cable en
cualquier situación será:
Iad = Itb · Fct · Fci
(21)
Siendo:
Iad (A): Intensidad admisible real del cable eléctrico, en Amperios.
Itb (A): Intensidad admisible del cable en condiciones estándar de canalización y Tª ambiente,
expresada en forma de tablas, en Amperios.
Fct: Factor de corrección por Tª ambiente. Véanse base de datos de REDAT de dmELECT, S.L.,
reglamentos AT, catálogos de fabricantes, etc. Es adimensional.
Fci: Factor de corrección por instalación. Véanse base de datos de REDAT de dmELECT, S.L.,
reglamentos AT, catálogos de fabricantes, etc. Es adimensional.
Así pues, para la correcta elección de la sección de un cable por calentamiento, debe
verificarse:
Ical ≤ Iad = Itb · Fct · Fci
(22)
Itbs ≥ Ical / Fct·Fci
Siendo:
Ical (A): Intensidad de cálculo o empleo que atraviesa un cable eléctrico, según la potencia
eléctrica a suministrar, tensión de línea, etc, en Amperios.
Itbs: Intensidad normalizada para una sección (mm²), según el material conductor, aislamiento,
polaridad y condiciones estándar de Tª ambiente y canalización.
Fct: Factor de corrección por Tª ambiente.
Fci: Factor de corrección por canalización.
El lector podrá comprobar que la elección de la sección de un cable por criterio térmico
(calentamiento), no es determinante en la mayoría de los casos en media tensión, aunque sí
obligada su comprobación.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
57
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
10.2 Elección de la sección por pérdida de energía. Caída de tensión
En los conductores eléctricos que son recorridos por corrientes alternas se producen
pérdidas de energía, como hemos podido comprobar en los epígrafes 4. Resistencia eléctrica de
los conductores, 5. Inductancia, 6. Capacidad, 7. Efecto pelicular, 8. Efecto corona y 9.
Conductancia transversal.
Todo lo expuesto significa, que parte de la energía que transportamos por los
conductores de Media Tensión no llega a los receptores, donde sería aprovechada como energía
útil, transformable en mecánica o calorífica. Dicha energía se transformará en calor (aumentando
la Tª de los conductores) por efecto Joule, o quedará almacenada en forma de campos
magnéticos y eléctricos a lo largo del recorrido de los conductores.
De todas las posibles conversiones de energía en el recorrido de los cables eléctricos,
estudiadas en los epígrafes anteriores, podemos considerar con suficiente aproximación, sólo las
debidas al efecto resistivo e inductivo, despreciando las demás a los niveles de tensión en los
que nos movemos en media tensión.
Así pues, el circuito equivalente de los cables eléctricos será:
Fig. 3.9. Circuito equivalente.
Una manifestación de la transformación de energía a lo largo de los cables, es la
diferencia de tensión entre el origen de la línea y en bornes del receptor; esta diferencia es
conocida como caída de tensión. Nuestra normativa de media tensión impone valores máximos
para la caída de tensión, no pudiendo ser superior, entre el origen de la instalación y cualquier
punto de utilización, al 5 % de la tensión nominal en origen.
La caída de tensión puede expresarse en función de los parámetros de la instalación.
Fig. 3.10. Diagrama vectorial del circuito equivalente.
58
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
Con suficiente aproximación, se tendrá para un sistema trifásico:
e = U1 – U2 = √3 · I · (R·cosϕ + X·senϕ)
Siendo:
e: Caída de tensión, en voltios (V).
I: Valor eficaz de la corriente alterna senoidal que pasa por el conductor, en amperios (A).
R: Resistencia de la línea, en ohmios (Ω). R = L / K·S
X: Reactancia de la línea, en ohmios (Ω).
Xu = 0,33 Ω/km (conductores desnudos).
Xu = 0,15 Ω/km (conductores aislados).
En tanto por ciento:
e (%) = e(v)/U1 · 100
Asimismo nuestra normativa en líneas de Alta Tensión nos exige expresar las pérdidas
de potencia activa a lo largo de los cables eléctricos, no pudiendo ser superior al 5 % de la
potencia transportada.
∆Pact = 3 · R · I²
Siendo:
∆Pact: Pérdidas de potencia activa en vatios (W).
R: Resistencia eléctrica del conductor en ohmios (Ω), vista en epígrafes anteriores.
I: Valor eficaz de la intensidad de corriente, en amperios (A).
El lector podrá comprobar que la elección de la sección de un cable por criterio de caída
de tensión, pérdida de energía, no es determinante en la mayoría de los casos en media tensión,
aunque sí obligada su comprobación.
11. Protección frente a sobreintensidades y sobretensiones
11.1. Introducción
Cuando se diseña una línea o red de media tensión, se toman como base los valores de
tensiones e intensidades que sus distintos elementos (cables, aparamenta, cargas, etc) son
capaces de soportar en las condiciones normales de utilización, “Valores asignados o nominales”
en dichas condiciones.
No obstante, durante la explotación de cualquier instalación suelen producirse corrientes
o tensiones mayores que las tomadas para el diseño. Cuando se producen estas condiciones
anormales (sobreintensidades o sobretensiones), es necesario que exista algún sistema de
protección que las detecte y desconecte la parte afectada.
Hay que señalar que el objetivo de este epígrafe es la protección de los conductores a
sobreintensidades y sobretensiones para que no superen sus máximas temperaturas permisibles
y así evitar posibles incendios. La protección de personas será objeto del capítulo 5.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
59
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
11.2. Sobrecargas
Se considera que una instalación o parte de ella está sometida a una sobrecarga cuando,
durante un cierto tiempo, es recorrida por una corriente mayor que la nominal o asignada, sin que
exista ningún tipo de avería o fallo en la instalación.
Las sobrecargas pueden ser:
Sobrecargas previsibles
Este tipo de sobrecargas se producen durante la utilización normal de la instalación, y
son debidas a transitorios asociados al funcionamiento de ciertas cargas (transformadores,
motores de inducción en MT).
Normalmente la magnitud y duración de estas sobrecargas son conocidas por el
proyectista. Este tipo de sobrecarga no debe producir la actuación de ningún sistema de
protección.
Sobrecargas no previsibles
Pueden ser debidas a:
A / Averías en las cargas, como deterioro de cojinetes en motores, fallo de espiras en
transformadores, etc.
B / Sobreutilización de la instalación, por conexión de mayor número de cargas al previsto en
proyecto.
C / Sobreutilización de las cargas, extrayendo una potencia mayor a la prevista en proyecto.
Toda instalación eléctrica debe disponer de un sistema de protección que detecte este
tipo de sobrecarga y produzca la desconexión antes de que ningún elemento de la instalación
sea deteriorado.
Si por un conductor eléctrico circula una corriente superior a su “Iad”, su temperatura
tiende a estabilizarse en un valor mayor a su temperatura admisible, Trp (ºC). Véase 3.27, Trp
(ºC) de conductores en equilibrio térmico con el ambiente.
Cuando la temperatura del cable se mantiene frecuentemente por encima de su valor de
régimen permanente, se acelera su proceso de envejecimiento, las propiedades dieléctricas y
mecánicas del aislante se degradan y finalmente se producen defectos puntuales de aislamiento
que originan cortocircuitos.
En definitiva, las sobrecargas producen una reducción de la vida útil de los conductores.
60
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
Fig. 3.11. Temperaturas de equilibrio de un conductor
eléctrico en régimen permanente.
Cuando por un conductor circula una intensidad mayor que su intensidad admisible (I >
Iad), su temperatura aumenta y tiende a estabilizarse, en régimen continuo, en una temperatura
superior a su temperatura de régimen permanente (Teq > Trp). Se denomina tcalent (tiempo de
calentamiento del conductor), al tiempo invertido en alcanzar su temperatura admisible (Trp).
Evidentemente “tcalent” disminuye cuando la intensidad es superior a la intensidad admisible (fig.
3.11.b).
La condición para que un dispositivo de protección frente a sobrecargas proteja
adecuadamente a un conductor es que, para todas las sobrecargas posibles, el dispositivo de
protección actúe interrumpiendo la corriente del circuito antes de que el conductor alcance su
temperatura admisible (Trp).
tac ≤ tcalent
(26)
Siendo:
tac: tiempo de actuación del dispositivo de protección.
tcalent: tiempo que tarda el conductor el alcanzar Trp (ºC) para una intensidad de corriente.
Fig. 3.12. Curvas t-I; conductor y dispositivo de protección.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
61
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
Para que la protección del conductor sea efectiva y se verifique la ecuación 26, la curva
de disparo del dispositivo de protección debe estar por debajo de la curva t-I del conductor.
La protección a sobrecargas en media tensión puede ser realizada por los siguientes
dispositivos:
- Interruptor automático con disparador directo de sobreintensidad de tiempo inverso.
- Relé de sobreintensidad de tiempo inverso asociado al disparador secundario o indirecto de un
interruptor automático.
- Relé de sobreintensidad de tiempo inverso asociado a un disparador electromecánico
(electroimán), el cual libera el dispositivo de retención de un interruptor seccionador.
- Fusibles tipo “g”.
Conviene señalar en este punto, que en Alta Tensión, para relés de sobreintensidad de
tiempo inverso o a tiempo dependiente, se suelen utilizar 3 familias de curvas, curva
normalmente inversa, curva muy inversa y curva extremadamente inversa. La expresión analítica
t-I para estas familias de curvas es:
n’
t (s) = k’ / (I/Ia) -1
Siendo:
t (s): tiempo de disparo en segundos.
I (A): Valor de la sobreintensidad en amperios.
Ia (A): Intensidad mínima de disparo del relé, intensidad de regulación mínima o intensidad de
arranque del dispositivo de protección, en amperios.
K’: constante que depende del tipo de curva (normalmente inversa, muy inversa o
extremadamente inversa). Tiene la posibilidad de ser regulada en cada familia.
n’: constante que depende del tipo de curva; su valor normalmente suele ser:
n’: 2 (extremadamente inversa)
n’: 1 (muy inversa)
n’: 0,02 (inversa)
Según todo lo expuesto y dado que la condición teórica de protección a sobrecargas
(curva t-I del dispositivo de protección por debajo de curva t-I del conductor) es difícil de aplicar,
pues normalmente no se conoce la característica t-I de los conductores al depender de las
condiciones de instalación, la norma UNE 20460 establece un criterio de fácil aplicación para
verificar la protección a sobrecargas. Se considera que un dispositivo protege a sobrecargas si se
verifican las dos condiciones siguientes:
1/ Ical ≤ In ≤ Iad
2/ Id ≤ 1,45 Iad
Siendo:
Ical: Intensidad de cálculo o empleo que circula por el conductor, mayorada según el tipo de
carga a alimentar (motores, etc), en amperios.
62
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
In: Intensidad de ajuste del relé o disparador de sobreintensidad, en amperios. En los aparatos
sin posibilidad de ajuste, como los fusibles o interruptores magnetotérmicos de curva térmica fija,
se toma su In.
Iad: Intensidad admisible del conductor a proteger, afectada de sus factores de corrección por
temperatura e instalación, en amperios.
Id: Intensidad de disparo o de arranque del dispositivo de protección, InxI>. En el caso de fusibles
tipo “g”, será la intensidad convencional de fusión 1,6 In, en amperios.
El lector podrá comprobar que dadas las secciones a utilizar en alta tensión, se
verificarán sin problema las dos condiciones señaladas.
11.3. Cortocircuitos
Los cortocircuitos serán analizados como defectos francos. Según la MIE RAT 01, se
definen como contactos entre partes de la instalación a distinto potencial, con impedancia de
defecto nula o despreciable.
Al considerar la impedancia de defecto nula, los cortocircuitos suelen dar lugar a grandes
sobreintensidades, las cuales provocan una elevación de Tª (ºC) de los conductores (efecto
térmico). Los conductores no podrán superar su máxima temperatura, denominada Tcc (ºC).
AISLAMIENTO
PVC
XLPE
Tcc (ºC)
160
250
HEPR
HEPR
EPR U0/U ≤ 18/30 kV U0/U > 18/30 kV Papel Impregnado
250
250
250
220
Asimismo, los cortocircuitos producen efectos electrodinámicos debido a las fuerzas de
atracción o repulsión.
Las causas más frecuentes de los cortocircuitos son:
1 / Fallos de aislamiento. Los fallos de aislamiento entre dos partes activas o una parte activa y
masa, pueden ser provocados por sobreintensidades, o pueden tener origen mecánico (fallos de
fijación, accidentes, etc).
2 / Defectos en las cargas conectadas. Parte de los cortocircuitos están provocados por averías
en las cargas o por conexión incorrecta de las mismas. Asimismo pueden presentarse
cortocircuitos por conexiones incorrectas en la instalación.
Para una correcta protección a cortocircuitos deben existir dispositivos capaces de cortar
toda corriente de cortocircuito antes de que los conductores sufran ningún daño, esto es, no
superen su temperatura de cortocircuito (Tcc, ºC). Los dispositivos de protección frente a
cortocircuitos se instalan en el origen de las líneas.
La protección a cortocircuitos en media tensión puede ser realizada por los siguientes
dispositivos:
- Interruptor automático con disparador directo electromagnético.
- Relé a tiempo independiente asociado al disparador indirecto o secundario de un interruptor
automático.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
63
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
- Relé a tiempo independiente asociado a un disparador electromecánico (electroimán), el cual
libera el dispositivo de retención de un interruptor-seccionador.
- Fusibles tipo “g” o “a”.
Nota: En los relés o disparadores existe la posibilidad de ajustar o regular la intensidad de
actuación (InxI>>), así como el tiempo de actuación, normalmente 0,1 s.
Según lo expuesto, estamos en disposición de comprobar en Alta Tensión, tanto el
poder de corte de las protecciones como la sección necesaria de los conductores para poder
soportar la máxima intensidad de cortocircuito, durante el tiempo que permanece dicha corriente.
Así pues, necesitamos:
a/ Potencia de c.c. en MVA para la red en estudio. Dato proporcionado por la compañía
suministradora de electricidad.
b/ Tiempo en segundos de duración del c.c. o falta. Este dato también suele ser proporcionado
por la compañía suministradora de electricidad. Aunque los relés de tiempo independiente suelen
ser de actuación rápida, para intensidades superiores a la de arranque (normalmente 0,1 s),
debemos basarnos en los datos más desfavorables de la compañía suministradora, la cual
conoce el tiempo de actuación de sus relés, así como el empleo de reenganche rápido.
c/ Intensidad de cortocircuito (Icccs, A) soportada por el conductor a proteger, durante el tiempo
de duración del defecto. Dicha intensidad dependerá del material conductor, aislamiento, sección,
etc.
Para poder determinar este punto y comprobar que la solicitación térmica a cortocircuito
es soportada por el conductor, debemos recordar que considerando el c.c. como defecto franco,
el cual dará lugar a grandes sobreintensidades, el conductor no tiene tiempo de establecer un
equilibrio térmico con el ambiente, y debemos desconectar antes los defectos. En estas
condiciones se establece una conversión de energía en régimen adiabático.
La energía disipada por efecto Joule durante el c.c. será absorbida por el conductor
aumentando su Tª (ºC). El límite de este proceso vendrá impuesto por la temperatura de
cortocircuito Tcc (ºC) del conductor. Dicho balance energético será:
Icccs =
kc ⋅ S
tcc
(28)
Siendo:
Icccs: Intensidad de c.c. en amperios soportada por un conductor de sección “S” en un tiempo
determinado tcc, en amperios (A).
S: Sección del conductor, en mm².
tcc: Tiempo máximo de duración del c.c., en segundos.
Kc: Constante del conductor, que depende de la naturaleza del elemento conductor, aislamiento,
etc.
* Polietileno reticulado, Etileno-propileno y Etileno-propileno de alto módulo con
U0/U > 18/30 kV.
- Kc Cu = 143; Kc Al = 94.
64
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
* Etileno-propileno de alto módulo con U0/U ≤ 18/30 kV.
- Kc Cu = 135; Kc Al = 89.
* PVC, Sección ≤ 300 mm².
- Kc Cu = 115; Kc Al = 76.
* PVC, Sección > 300 mm².
- Kc Cu = 102; Kc Al = 68.
* Papel impregnado.
- Nivel de aislamiento ≤ 12/20 kV; Kc Cu = 113; Kc Al = 74.
- Nivel de aislamiento de 15/25 a 18/30 kV; Kc Cu = 101; Kc Al = 66.
- Nivel de aislamiento 26/45 kV; Kc Cu = 109; Kc Al = 71.
- Nivel de aislamiento 36/66 kV; Kc Cu = 112; Kc Al = 74.
* Conductores desnudos.
- Kc Cu = 164.
- Kc Al = 107.
- Kc Al-Ac = 135.
Para que la red quede protegida a c.c. debe cumplirse:
A / El poder de corte (P.deC.) de los elementos de protección debe ser mayor o igual que la
máxima intensidad de c.c. (P.deC. ≥ IpccM).
B / Los conductores deben soportar la máxima intensidad de cortocircuito durante la duración de
éste (Icccs ≥ IpccM).
Ejemplo
Se pretende determinar la sección mínima que cumple a c.c. en una red con potencia de
c.c. Scc = 500 MVA, tiempo máximo de duración de la falta tcc = 1 s, empleando conductores de
Al y aislamiento DHZ1, tensión 25 kV.
Según la expresión (28):
Icccs = Kc · S / √tcc ≥ IpccM
S ≥ IpccM · √tcc / Kc ; Kc Al = 94, tcc = 1 s
IpccM = Scc · 1000 / √3 · U = 500 · 1000 / 1,732 · 25 = 11547,3 A.
S ≥ 11547,3 · 1 / 94 = 122,84 mm²
En este punto queda de manifiesto como la solicitación térmica a c.c. en los conductores
de media tensión es determinante a la hora de elegir las secciones.
Esto explica porqué muchas compañías eléctricas para conductores de Al DHZ1,
conociendo sus redes, imponen como secciones a utilizar 150, 240 y 400 mm².
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
65
Capítulo 3. Canalizaciones o conducciones eléctricas
11.4. Sobretensiones
Las sobretensiones en las redes de Media Tensión pueden ser debidas a:
1 / Descargas atmosféricas. La caída de rayos en las líneas aéreas de transporte o distribución
producen sobretensiones que se propagan por el sistema eléctrico, pudiendo afectar a
conductores y equipos.
2 / Maniobras en las redes de transporte y distribución. Las maniobras de conexión y
desconexión de cargas en líneas de transporte y distribución, ya sea debido a la explotación de la
línea o a la aparición de faltas o defectos que provocan desconexiones y reenganches, originan
sobretensiones que son mayores cuanto mayor es la tensión nominal de la línea.
Las sobretensiones elevadas, originadas por descargas atmosféricas o maniobras en las
redes de Alta Tensión, pueden perforar los aislantes de los cables, devanados de máquinas, etc.,
dejándolos inservibles.
La protección de instalaciones y equipos frente a sobretensiones de tipo transitorio,
como las descritas, se realiza mediante “limitadores de sobretensión”, también llamados
pararrayos o autoválvulas, conectados entre las partes activas del elemento a proteger y tierra.
Actualmente se utilizan los limitadores de sobretensión de óxidos metálicos. Cuando la
tensión aplicada entre sus extremos es menor que un valor umbral “U0“ (parámetro característico
del limitador), el limitador presenta una impedancia muy elevada, derivándose a tierra una
corriente muy pequeña. Cuando la tensión entre sus extremos supera el valor umbral, el limitador
pasa al estado de conducción, comportándose como una resistencia no lineal de pequeño valor.
En el estado de conducción, entre los extremos del limitador se mantiene una tensión residual Ur,
que depende del limitador, de la resistencia de puesta a tierra de éste, etc.
Fig. 3.13. Protección frente a sobretensiones.
Para proteger adecuadamente una línea o aparato de tensión nominal “Un” y tensión de
aislamiento Ua (rigidez dieléctrica), se deben cumplir las siguientes condiciones.
1/ Un < U0 < Ua
2/ Ur < Ua
3/ La resistencia de puesta a tierra debe ser menor de 10 Ω.
66
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
CAPITULO 4. INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA EN ALTA TENSION.
1. INTRODUCCION.
2. FINALIDAD DE LA PUESTA A TIERRA EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS.
3. PARAMETROS QUE CARACTERIZAN UNA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA.
4. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA EN
CENTROS DE TRANSFORMACION.
4.1. DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DE LAS MASAS EN M.T.
4.1.1. CALCULO DE PARAMETROS CARACTERISTICOS DE LA PUESTA A
TIERRA CON ELECTRODOS TIPO.
4.1.2. VALORES MAXIMOS ADMISIBLES PARA LAS TENSIONES DE
CONTACTO Y DE PASO.
4.1.3. CONDICIONES DE SEGURIDAD.
4.1.4. ADOPCION DE MEDIDAS ADICIONALES DE SEGURIDAD.
4.2. PUESTA A TIERRA DE LOS ELEMENTOS CONDUCTORES DEL EQUIPO DE
BAJA TENSION EN EL INTERIOR DEL C.T.
4.3. ESTRUCTURA Y DIMENSIONADO DE LA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO DEL
TRANSFORMADOR.
4.3.1. LINEA PRINCIPAL DE TIERRA.
4.3.2. ELECTRODOS.
4.3.3. SEPARACION ENTRE LA TOMA DE TIERRA DE LAS MASAS DEL C.T.
Y LA TOMA DE TIERRA DEL NEUTRO.
5. PUESTA A TIERRA DE LOS APOYOS DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA
TENSION.
6. EJEMPLO DE PUESTA A TIERRA EN CENTROS DE TRANSFORMACION.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
67
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
1. Introducción
En este capítulo se exponen los conceptos básicos relativos a las instalaciones de
puesta a tierra de las masas en centros de transformación (tipo interior o tipo intemperie sobre
poste) y puesta a tierra de los apoyos de líneas aéreas de alta tensión, todo ello con objeto de
garantizar la seguridad de personas y bienes.
Para su desarrollo se han tenido en cuenta:
- Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta
tensión, ITC-LAT 07, apdo. 7.
- Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas,
subestaciones y centros de transformación. MIE RAT 13.
- Recomendación UNESA. “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra en
centros de transformación conectados a redes de tercera categoría”.
2. Finalidad de la puesta a tierra en los sistemas eléctricos
Básicamente en un sistema eléctrico, con objeto de garantizar la seguridad de personas
y bienes, los elementos que se conectan a tierra son:
- Neutros de generadores y transformadores. Su finalidad fue expuesta con detalle en el capítulo
3, en la sección dedicada a la elección del nivel de aislamiento de conductores.
- Elementos de protección, como pararrayos, seccionadores de puesta a tierra, etc. Su finalidad
fue expuesta en el capítulo 2, Aparamenta de conexión y desconexión y en capítulo 3, Apartado
de protecciones.
- Masas. La puesta a tierra de las masas de alta tensión es el objeto fundamental de este
capítulo.
La MIE RAT 01 define como “Masa” al conjunto de partes metálicas de un aparato o
instalación eléctrica que en condiciones normales están aisladas de las partes activas, pero que
son susceptibles de ser puestas bajo tensión por fallos de aislamiento o por accidentes durante la
explotación de la instalación eléctrica.
Por ejemplo, son masas las envolventes metálicas de aparatos eléctricos, los cuadros
metálicos que contienen aparamenta, soportes metálicos de canalizaciones, etc. Conviene
recordar que en un fallo de aislamiento una masa queda a una tensión con respecto a tierra y
ésta puede ser accesible por una persona, derivándose a través de ésta una corriente a tierra
que puede producir graves daños.
Una instalación se considera segura si se garantiza que en caso de aparecer una
tensión de defecto, en cualquier parte accesible a las personas, será eliminada por las
protecciones en un tiempo inferior al deducido de la curva de seguridad. En la fig. 4.1. se muestra
la curva de seguridad adoptada por las normas UNE 20460 y CEI 364 para las condiciones de
contacto seco y extenso (100 cm²) entre mano izquierda y pies:
68
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Fig. 4.1. Curva de seguridad.
Como valores destacados de este curva podemos señalar:
A / Uc = 50 V. Será soportada por una persona tiempos superiores a 5 s.
B / Uc = 115 V. Sólo podrá ser soportada por una persona 0,20 s.
C / Uc = 230 V. Sólo podrá ser soportada por una persona 0,05 s (50 ms).
Según lo expuesto, cuanto mayor es el valor eficaz de la tensión de contacto a la que
podemos quedar expuestos menos tiempo somos capaces de soportarla.
Así pues, es lógico que para garantizar la seguridad de personas y bienes se busquen
sistemas encaminados por un lado a que las tensiones de contacto sean lo más bajas posibles y
por otro lado combinar con mecanismos de protección capaces de detectar el cambio producido
en alguna variable de la instalación eléctrica al producirse un defecto de aislamiento, de tal forma
que puedan desconectar o eliminar la falta en tiempos inferiores a los deducidos de la curva de
seguridad (tiempos que somos capaces de soportar para una tensión de contacto dada).
Con esta idea básica, estamos preparados en este punto para justificar la finalidad de la
puesta a tierra de las masas.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
69
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Fig. 4.2. Masas no conectadas a tierra.
Cuando un fallo de aislamiento o un accidente afecta a una masa no conectada a tierra,
la masa queda a una tensión con respecto a tierra, UMT = Ud = UFN (en sistemas con neutro
puesto a tierra y considerando impedancia de defecto y de líneas despreciable). Cualquier
persona que entre en contacto con la masa y se apoye en el suelo quedará sometida a esta
tensión, de forma que:
Ip =
U
FN
R
(1)
H
Siendo:
Ip = Intensidad en amperios (A) que se deriva a través de la persona.
UFN = Tensión Fase-neutro o tensión simple, en voltios (V).
RH = Resistencia de la persona en ohmios (Ω). La MIE RAT 13 considera como resistencia del
cuerpo humano 1.000 ohmios.
Fig. 4.3. Masas conectadas a tierra a través de Rt.
70
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
En cambio, cuando un defecto de aislamiento o un accidente afecta a una masa
conectada a tierra (ver fig. 4.3.), la masa queda a una tensión respecto a tierra UMT = Uc; en este
caso la Id que se establece a través de la resistencia a tierra de las masas será:
Id =
U
R
N
FN
R
+
(2)
t
La tensión de contacto o masa-tierra a la que quedan sometidas las masas será:
Uc = Rt ⋅ Id
Uc = U
FN
⋅
(3)
R
R
N
t
+
R
<U
t
FN
Cualquier persona que entre en contacto con la masa (en esta situación) y se apoye en
el suelo, quedará sometida a esta tensión, de forma que:
Ip ' =
U
R
c
H
<
U
FN
R
= Ip
(4)
H
Según lo expuesto, si las masas están conectadas a tierra, un fallo de aislamiento o
accidente hace que la tensión de defecto originada (tensión a la que queda expuesta una
persona que entra en contacto con la masa), es siempre menor que en caso de estar la masa
aislada de tierra.
Por último, cabe señalar que en una instalación eléctrica con las masas conectadas a
tierra, cuando aparece un defecto de aislamiento en alguna fase, se producen las siguientes
variaciones.
a) Instalación sin defecto.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
b) Instalación con defecto.
71
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Fig. 4.4. Cambio en las variables de una instalación eléctrica con las masas a tierra, al producirse
un defecto de aislamiento.
1 / Circula una corriente de defecto Id por la fase averiada y por los conductores de tierra, que no
existía antes de producirse el fallo de aislamiento.
2 / La suma vectorial de las corrientes que circulan por lo conductores activos de la instalación
deja de ser igual a cero, al producirse un defecto de aislamiento.
3 / la tensión entre las masas y tierra (UMT) deja de ser cero. Todas las masas de la instalación,
tras producirse el defecto de aislamiento, pasan a tener un potencial respecto de tierra:
UMT = Rt · Id
En los sistemas de protección existen dispositivos llamados relés, que vigilan
permanentemente el valor de alguna de las variables eléctricas citadas, por ejemplo, la corriente
de defecto a tierra o suma vectorial de las corrientes de los conductores activos, resistencia o
impedancia de aislamiento a tierra, tensión de las masas respecto de tierra, provocando la
desconexión de la parte de la instalación afectada, cuando la magnitud de la variable vigilada
alcanza un cierto valor.
Nuestra misión en la puesta a tierra de las masas de Alta Tensión será dimensionar
adecuadamente dicha puesta a tierra, para que las tensiones que puedan aparecer durante un
defecto sean eliminadas por las protecciones en un tiempo inferior al deducido por las curvas de
seguridad, o dicho de otra forma, que durante el tiempo máximo que pueden permanecer
tensiones de defecto, éstas sean inferiores a los valores soportados durante ese tiempo por
personas y bienes.
3. Parámetros que caracterizan una instalación de puesta a tierra
Sea una instalación de puesta a tierra como la de la fig. 4.5.
A / Instalación sin defecto
B / Instalación con defecto
Fig. 4.5. Instalación de puesta a tierra.
72
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
En la instalación señalada se tiene una masa de la instalación eléctrica cuyo potencial se
fija al mismo potencial que tierra mediante la conexión de ésta a un electrodo enterrado en el
terreno.
En las condiciones normales de funcionamiento (fig. 4.5.A), el potencial del terreno es
uniforme, adoptándose éste como origen de potenciales Ut = 0. Así pues, los potenciales del
electrodo y masa son iguales a cero (UM = Ut = 0).
Si en la instalación se produce un defecto de aislamiento de algunas de las fases, una
descarga atmosférica, o un accidente, (fig. 4.5.B), la instalación eléctrica impone una tensión Ut a
la masa distinta de cero. En estas condiciones circula una corriente Id (debida a la diferencia de
potencial) a través de la línea de tierra al electrodo y de éste al terreno. La corriente Id se difunde
por el terreno alterando la distribución de potenciales del mismo, que deja de ser uniforme.
- El terreno en contacto con el electrodo adquiere un potencial igual al del electrodo y masa Ut.
- El terreno suficientemente alejado (teóricamente infinito) no es afectado por las corrientes de
difusión, manteniéndose su potencial igual a cero.
En la práctica se comprueba que a distancias de 20 a 30 m del electrodo, la variación de
potencial del terreno producida por el funcionamiento de la puesta a tierra es despreciable.
La variación del potencial sobre la superficie del terreno en función de la distancia al
centro del electrodo (para una pica de sección circular), puede verse en la fig. 4.6.
Fig. 4.6. Distribución de potencial en el terreno creado por la difusión de corrientes en una pica vertical.
Es evidente que la distribución de los potenciales de tierra depende de la forma y
dimensiones del electrodo, así como de las características del terreno, resistividad (ρ), ya que
estos factores influyen en la facilidad de difusión de la carga eléctrica en el terreno.
El análisis riguroso del funcionamiento de un sistema de puesta a tierra requiere conocer
esta distribución de potenciales, representada mediante gráficas, o utilizar métodos de cálculo
muy complejos.
No obstante, veremos más adelante que el empleo de electrodos tipo, de composición y
geometría normalizadas, nos facilitará el cálculo de un conjunto de parámetros que nos permitirá
establecer las condiciones de seguridad para personas y bienes, impuestas por la MIE RAT 13.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
73
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
(Ver Recomendación UNESA, método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra
en centros de transformación conectados a redes de tercera categoría).
El objetivo de este apartado es definir conceptualmente estos parámetros y más
adelante se establecerán los métodos de cálculo. Estas definiciones pueden encontrarse en la
MIE RAT 01. Terminología.
Resistencia de Puesta a tierra (Rt).
Puede comprobarse que para un electrodo o sistema de electrodos con una configuración y
dimensiones dadas, enterrado en un terreno de características dadas, la corriente de defecto
a tierra (Id) es proporcional a la tensión (Vt) aplicada al electrodo con respecto a un punto a
potencial cero. A la constante de proporcionalidad entre estas dos magnitudes, se le
denomina Resistencia de puesta a tierra del electrodo, Rt.
Rt =
Vt
Id
Tensión a tierra (Vt).
Es la diferencia de potencial que se establece entre un electrodo de puesta a tierra y un
punto a potencial cero (tierra no afectada), cuando a través del electrodo se difunde una
intensidad de defecto (Id). Evidentemente cuando funciona un sistema de puesta a tierra, el
potencial de todos los elementos metálicos (masas) conectados al electrodo, resulta igual a
la tensión a tierra de dicho electrodo.
Tensión de defecto (Vd).
Es la tensión que aparece a causa de un defecto de aislamiento entre dos masas, entre
masa y un elemento conductor o entre una masa y tierra (no afectada).
En la fig. 4.7. pueden apreciarse gráficamente los parámetros definidos.
Fig. 4.7. Tensión a tierra Vt y tensión de defecto Vd.
74
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Como puede apreciarse en la fig. 4.7., las masas de la instalación con respecto a un
punto a potencial cero quedan sometidas a Vt. Asimismo si una persona accede
simultáneamente a la masa y un elemento conductor empotrado en el terreno quedaría sometido
a una tensión de defecto Vd.
Tensión de contacto (Vc).
Es la fracción de la tensión a tierra que puede ser puenteada por una persona entre la mano
y el pie, cuando se produce el funcionamiento de la instalación de puesta a tierra. Para la
determinación de la tensión de contacto (Vc), se supone que la persona tiene los pies juntos
y se encuentra a un distancia de 1 m de la masa.
Tensión de contacto aplicada (Vca).
Es la parte de la tensión de contacto que resulta directamente aplicada entre dos puntos del
cuerpo humano, considerando todas las resistencias que intervienen en el circuito y
estimándose la del cuerpo humano de 1.000 Ω.
Tensión de paso (Vp).
Es la parte de la tensión a tierra que puede ser puenteada por un ser humano entre los dos
pies, considerándose el paso de una longitud de 1 metro.
Tensión de paso aplicada (Vpa).
Es la parte de la tensión de paso que resulta directamente aplicada entre los dos pies, teniendo
en cuenta todas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose la del cuerpo
humano en 1000 Ω.
En la fig. 4.8. pueden apreciarse gráficamente los parámetros definidos.
Fig. 4.8. Tensión de contacto y de paso (Uc, Up).
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
75
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Tensiones transferidas.
Cuando se tienen dos instalaciones de puesta a tierra, con sus respectivos electrodos E1 y
E2 separados una distancia no muy grande, al disiparse a tierra una intensidad de defecto Id
por E1, en el punto ocupado por E2 aparece un potencial que se transmite a todas las masas
y elementos metálicos conectados a E2, según esto:
Tensión a tierra transferida (VtT).
Es la tensión a tierra que aparece en las masas y elementos metálicos de una instalación de
puesta a tierra como consecuencia del funcionamiento de otra instalación de puesta a tierra.
Tensión de contacto y de paso transferida (VcT, VpT).
Es la tensión de contacto o de paso que puede aparecer en un lugar, provocada por el
funcionamiento de otra instalación de puesta a tierra.
Fig. 4.9. Tensiones transferidas.
4. Estructura y dimensionado de la instalación de puesta a tierra en
centros de transformación
Según lo comentado en epígrafes anteriores y dado que este tipo de instalación de
puesta a tierra será la más común para un técnico proyectista en Alta Tensión, señalaremos que
en un CT (ya sea de un edificio aislado, comúnmente prefabricado, en el interior de otro
destinado a otros usos o sobre apoyo), debemos poner a tierra para protección de personas y
bienes:
A / Las masas de media tensión. Se pondrán a tierra todas las masas situadas en el recinto del
centro de transformación, incluidas la cuba el núcleo del transformador, los pararrayos
conectados a las acometidas aéreas de Alta Tensión y los secundarios de los transformadores de
medida.
76
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
B / Todos los elementos conductores del equipo de baja tensión en el interior de los centros de
transformación, tales como canalizaciones, armazón de cuadros, carcasas de aparatos, etc, se
conectarán a la tierra general del centro, siempre que se den las condiciones de seguridad
relativas al material, que se verán más adelante.
C / Neutro del Transformador. Se pondrá a tierra el neutro del transformador en sistemas de
distribución que lo precisen (TT, TN). En general esta puesta a tierra denominada de servicio será
separada de la puesta a tierra general o de protección, salvo que se den las circunstancias
especiales que veremos más adelante.
Lo expuesto puede apreciarse en la fig. 4.10.
Fig. 4.10. P.T. en Centros de Transformación.
Aunque la puesta a tierra del neutro de la red de Alta Tensión no pertenece a la
instalación del usuario, es necesario conocer algunas de sus características para diseñar el
sistema de puesta a tierra de las masas de MT en los centros de transformación.
Normalmente el neutro de las redes de distribución en AT se conecta a tierra a través de
una reactancia Xn (ver fig. 4.10), cuya finalidad es limitar la corriente de defecto Id, en caso de
fallo de aislamiento a tierra en la red de alta tensión.
Asimismo, asociado a las protecciones en la subestación se montan relés de
sobreintensidad que dan la orden de desconexión cuando detectan una corriente de defecto
superior a la intensidad de arranque (Ia), a la que han sido tarados. El tiempo de actuación
también es necesario para determinar, como veremos según MIE RAT 13, el tiempo máximo de
permanencia del defecto (tensiones de contacto y de paso admisibles); este tiempo (ta) puede
ser fijo (relés de retardo independiente) o puede depender del valor de la corriente de defecto,
disminuyendo al aumentar ésta (relés de tiempo inverso, ver capítulo 3. apartado de
Protecciones).
En general, para diseñar la puesta a tierra de las masas de MT en centros de
transformación, sería necesario conocer los siguientes datos:
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
77
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
- Valor de la reactancia limitadora (Xn) del neutro en AT.
- Valor de la resistencia de puesta a tierra del neutro en AT, en caso de que la hubiera (Rn).
- Valor de la corriente de arranque Ia.
- Tiempo de actuación ta o característica tiempo-intensidad del relé de sobreintensidad a tierra.
Asimismo debemos conocer si en la red de AT existe la posibilidad de reenganche
rápido (antes de 0,5 s), para la determinación final del ta.
Estos datos deben ser suministrados por la compañía suministradora.
En otras ocasiones, la cía. suministradora facilita directamente la Id máxima a tierra, así
como el tiempo máximo de permanencia de dicho defecto.
- Ejemplo 1. Id máxima de defecto a tierra = 500 A.
tmáx de eliminación del defecto = 0,7 s.
- Ejemplo 2. Id max a tierra = 300 A.
tmáx = 1 s.
En cualquier caso, de una forma u otra necesitamos los datos señalados (Id y ta) para el
correcto dimensionado de la puesta a tierra de las masas en MT.
4.1. Dimensionado de la puesta a tierra de las masas en M.T.
Según el Reglamento de Alta Tensión (MIE RAT 13), la puesta a tierra en instalaciones
eléctricas de alta tensión, en las que se incluyen los centros de transformación, constan de:
1.
2.
Líneas de tierra.
Electrodos de puesta a tierra.
1 / Líneas de tierra.
Están constituidas por los conductores que unen los electrodos de puesta a tierra con los
elementos que deben quedar puestos a tierra.
Los conductores de las líneas de tierra deben instalarse procurando que su recorrido sea
lo más corto posible, evitando trazados tortuosos y curvas de poco radio.
Se recomienda utilizar conductores desnudos instalados de forma visible.
Los conductores empleados tendrán una resistencia mecánica adecuada y una elevada
resistencia a la corrosión.
Su sección será tal que en caso de defecto o descarga atmosférica, la máxima corriente
que pueda circular por ellos, no los lleve a una temperatura próxima a la de fusión o que pueda
poner en peligro empalmes y conexiones. La sección se determinará de forma que la densidad
de corriente, para defectos a la frecuencia de la red, no supere:
160 A/mm², para conductores de cobre.
60 A/mm², para conductores de acero.
En ningún caso, la sección será inferior a 25 mm² para Cu y a 50 mm² para acero.
78
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
- Ejemplo. Para los valores señalados anteriormente de Id = 500 A, utilizando Cu de 25 mm², se
tiene:
500 / 25 = 20 A/mm² < 160 A/mm²
2 / Electrodos de puesta a tierra.
Los electrodos de puesta a tierra en centros de transformación conectados a redes de
tercera categoría están muy normalizados, utilizándose electrodos tipo de composición y
geometría (anchura, longitud, profundidad, nº de picas, etc) normalizadas.
El empleo de electrodos tipo simplifica notablemente la tarea de diseño, ya que permite
obtener los parámetros que definen el comportamiento de la instalación de tierra, como ya se
señaló (resistencia a tierra, tensión máxima de paso y de contacto), a partir de tablas que dan
estos parámetros en función de las características de la red de alta tensión que alimenta al C.T.
(tensión de servicio, impedancia limitadora de puesta a tierra del neutro) y de las características
del terreno, resistividad (ρ).
La configuración del electrodo que normalmente se adopta es la de anillo rectangular
instalado en la zanja perimetral de cimentación del C.T., si resulta insuficiente se añaden picas en
los vértices, o en los vértices y puntos medios de los lados.
Si no es posible instalar un electrodo rectangular (subsuelo del CT ocupado), se
adoptará un electrodo longitudinal con picas en hilera, instalado en el exterior del C.T.
Como “electrodos tipo” se emplearán los señalados en la recomendación UNESA.
“Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra en centros de transformación
conectados a redes de tercera categoría”.
Como ejemplo se presentan a continuación los parámetros característicos de electrodos
de puesta a tierra correspondientes a un rectángulo de 5,00x4,00 m. Como podrá observar el
lector, se utiliza:
- Conductor desnudo de Cu de 50 mm² de sección.
- Picas de Cu de ∅ 14 mm, con distintas longitudes de pica Lp (m).
Asimismo, se disponen los electrodos a dos profundidades distintas 0,5 m y 0,8 m.
Para cada profundidad de electrodo se tienen distintas configuraciones, sin picas, 4
picas y 8 picas, así como la posibilidad de emplear distintas longitudes Lp (m) = 2, 4, 6 y 8.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
79
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
PARÁMETROS CARACTERÍSTICOS DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA
80
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
4.1.1. Cálculo de parámetros característicos de la puesta a tierra con electrodos
tipo
A partir de las tablas anteriores, el cálculo de los parámetros característicos de la puesta
a tierra de un electrodo de configuración y dimensiones concretas es inmediato:
- Resistencia de puesta a tierra: Rt = kr · ρ (Ω)
(5)
- Tensión de contacto máxima: Vcm = Kc · ρ · Id (V)
(6)
- Tensión de paso máxima: Vpm = Kp · ρ · Id (V)
(7)
Para calcular la resistencia de puesta a tierra y las tensiones de contacto y de paso
máximas en el exterior del centro de transformación, en las expresiones anteriores se utilizará el
valor de la resistividad del terreno, si se desean obtener las tensiones de contacto y de paso
máximas en el interior habrá que considerar la resistividad del pavimento que normalmente es
hormigón; ρ hormigón = 3000 Ω·m.
En el cálculo de parámetros característicos de la puesta a tierra con electrodos tipo Kr
en Ω/(Ω·m), Kc y Kp en V/(Ω·m)·(A), son obtenidos directamente de las tablas UNESA para los
parámetros característicos según la figura adoptada en función de las dimensiones del centro de
transformación, así por ejemplo, de las figuras anteriores, para un rectángulo de 5,00x4,00 m,
con picas en los vértices de Lp (m) = 2, se tiene:
Kr = 0,086
Kp = 0,0192
Kc = 0,0421
En el cálculo de dichos parámetros, así como en el cálculo de los valores máximos
admisibles para las tensiones de paso, de contacto y de paso en el acceso a centros de
transformación, que se verán en el punto siguiente, interviene la resistividad del terreno en Ω·m.
Nota: Aunque en el cálculo de los valores máximos admisibles interviene la resistividad (ρs) de la
capa superficial y en el cálculo de los valores máximos de la tensión de contacto y de paso que
puede aparecer en el terreno, utilizando electrodos tipo, interviene la resistividad del terreno (ρ),
el método de UNESA no hace diferenciación entre estos valores, entre otras cosas porque los
electrodos no son profundos (0,5 y 0,8 m), con lo que los valores comentados coinciden
sensiblemente.
La resistividad del terreno se define como la resistencia que presenta un cubo de terreno
de 1 m. de arista entre dos caras opuestas.
Normalmente en los cálculos de resistencia de puesta a tierra se considera que el
terreno es homogéneo y se utiliza un valor medio de la resistividad.
En la resistividad de un terreno influyen los siguientes factores:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Naturaleza del terreno.
Contenido en sales.
Humedad.
Temperatura.
Estratigrafía.
Estacionalidad.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
81
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
A / Naturaleza del terreno.
Según MIE RAT 13 apdo. 4.1. es necesario investigar las características del terreno para
realizar el proyecto de una instalación de tierra. Sin embargo, en las instalaciones de tercera
categoría y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA no será imprescindible
realizar la citada investigación previa de la resistividad del suelo, bastando el examen visual del
terreno, pudiéndose estimar su resistividad por medio de la tabla 1, del citado apartado 4.1. de la
MIE RAT 13.
No obstante el método de UNESA establece que debe
terreno. Para ello puede utilizarse el método de las cuatro picas.
4.11) se introducen en el terreno cuatro picas 1,2, 3 y 4 alineadas
La corriente “I” circula a través del terreno entre los electrodos 1 y
y 3.
ser medida la resistividad del
Para aplicar este método (fig.
y separadas una distancia “a”.
4, y se mide la tensión entre 2
Fig. 4.11. Medida de la resitividad del terreno.
En estas condiciones:
ρ=
V
⋅ 2 ⋅π ⋅ a
I
(8)
La separación de picas influye en la profundidad de penetración de la mayor parte de la
corriente entre los electrodos 1 y 4, por esta razón una distancia grande entre electrodos conduce
a la medida de una resistividad de profundidad en el terreno.
Se supone que la resistividad medida es aproximadamente igual al valor medio de las
resistividades del terreno hasta una profundidad “a”.
B / Contenido en sales.
La conducción de la corriente en el terreno se efectúa principalmente a través del electrolito
formado por las sales y la humedad que normalmente existe en el terreno. Cuanto mayor sea el
contenido en sales menor será la resisitividad.
C / Humedad.
Cuanto mayor es la humedad del terreno menor es su resistividad, ya que al aumentar el
contenido de agua se favorece la formación de electrolito.
D / Temperatura.
82
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Al aumentar la temperatura del terreno aumenta la solubilidad de las sales y por tanto
disminuye su resistividad.
E / Estratigrafía.
En los terrenos estratificados, la resistividad puede variar al pasar de un estrato a otro de
distinta composición. En estos casos, los electrodos deberán enterrarse a la profundidad que
corresponda a la capa de menor resistividad.
F / Estacionalidad.
A lo largo de un año las variaciones climatológicas producen alteraciones en la humedad y
temperatura del terreno, que se traducen en una variación cíclica (estacional) de la resistividad
del terreno. Esta variación es más acusada en las capas superficiales.
Según lo expuesto, la resistencia de puesta a tierra calculada (depende de la
resistividad) es un valor orientativo que sirve para definir las dimensiones de los electrodos en la
fase de diseño. El valor calculado debe ser mucho menor que el máximo permitido por la
instalación, para garantizar que incluso en las condiciones más desfavorables (terreno seco,
bajas temperaturas, etc), la resistencia de puesta a tierra tenga un valor aceptable. Una vez
constituida la instalación se medirá el valor real de la resistencia (Rt) y en caso de gran variación
con el valor previsto se añadirán más electrodos.
Por último, en las expresiones del cálculo de la tensión de paso y de contacto máximas,
que pueden aparecer en el terreno durante el funcionamiento de una puesta a tierra, interviene la
intensidad de defecto a tierra (Id).
Para la determinación de la Id se pueden presentar varios casos:
A / El neutro de la red de Alta Tensión que alimenta al CT está puesto a tierra (caso usual en
redes de distribución).
En este caso, la compañía suministradora puede proporcionar:
a-1) Directamente la máxima corriente a tierra. Ej. Id = 500 A; Id = 300 A; Id = 600 A.
a-2) Los valores de la resistencia (Rn), reactancia (Xn) o ambas, de las puestas a tierra del neutro
de la red de alta tensión que alimenta al C.T. En este caso:
Id =
U
(A)
2
3 ⋅ ( Rn + Rt ) + Xn
2
Siendo:
U = Tensión compuesta o de línea de la red de alta tensión (V).
Rn = Resistencia de puesta a tierra del neutro de la red AT (Ω).
Xn = Reactancia de puesta a tierra del neutro de la red AT (Ω).
Rt = Resistencia de puesta a tierra de las masas de MT en el CT (Ω).
B / El neutro de la red de Alta Tensión está aislado.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
83
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
En caso de defecto de aislamiento en las masas de media tensión, la intensidad de
defecto Id (A) se cerrará por el acoplamiento capacitivo de las líneas de A.T. (fig. 4.12).
Fig. 4.12. Neutro aislado en red A.T.
En este caso, teniendo en cuenta que en un condensador se verifica:
I = ω ⋅ C ⋅U
Id =
(10)
3 ⋅ U ⋅ (ω ⋅ Ca ⋅ La + ω ⋅ Cs ⋅ Ls )
1 + (ω ⋅ Ca ⋅ La + ω ⋅ Cs ⋅ Ls ) 2 ⋅ (3Rt ) 2
Siendo:
U = Tensión compuesta de la línea AT (V).
ω = 2 π f = Velocidad eléctrica; f = 50 Hz.
Ca = Capacidad de la línea aérea de AT (F/km).
La = Longitud de la línea aérea de AT (km).
Cs = Capacidad de la línea subterránea AT (F/km).
Ls = Longitud de la línea subterránea AT (km).
Rt = Resistencia de puesta a tierra de las masas MT (Ω).
Para mayor información, consultar ejemplos de la recomendación UNESA. “Método de
cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra en centros de transformación”.
4.1.2. Valores máximos admisibles para las tensiones de contacto y de paso
Según la MIE RAT 13 apdo. 1.1. y según el epígrafe 3 de este capítulo “parámetros que
caracterizan una instalación de puesta a tierra”, la tensión máxima de contacto aplicada Vca a
una persona será determinada en función del tiempo de duración del defecto según la fórmula
siguiente:
84
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Vca =
k
tn
(V )
(12)
Asimismo, la tensión máxima de paso aplicada Vpa, será
Vpa =
10 ⋅ k
tn
(V ) (13)
Siendo:
t (s)
k
n
0,1 < t ≤ 0,9
72
1
0,9 < t ≤ 3
78,5
0,18
3<t≤ 5
n
k / t = 64 V
--
t>5
k / tn = 50V
--
t = tiempo de duración de la falta (s).
En caso de instalaciones con reenganche automático rápido (no superior a 0,5 s), el
tiempo a considerar en las fórmulas (12) y (13) será la suma de los tiempos parciales de
mantenimiento de la corriente de defecto.
A partir de las fórmulas anteriores (12) y (13) se pueden determinar las máximas
tensiones de paso y contacto admisibles Vpad y Vcad en una instalación, considerando todas las
resistencias que intervienen en el circuito, en particular teniendo en cuenta la resistencia de
contacto del pie humano que representa una resistencia de 3ρs, siendo ρs (Ω·m) la resistividad
superficial del terreno, que según las explicaciones anteriores la consideramos igual a la
resistividad del terreno ρ (Ω·m).
También consideramos la resistencia del cuerpo humano igual a 1000 Ω. Según lo
expuesto, tenemos (fig. 4.13):
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
85
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Fig. 4.13.a. Circuito equivalente Vcad.
Fig. 4.13.b. Circuito equivalente Vpad.
Vcad =
Vpad =
k
tn
⋅ (1 +
10 k
tn
1,5 ρ
)(V )
1000
⋅ (1 +
6ρ
1000
)(V )
(14)
(15)
Aunque la MIE RAT 13 no hace referencia, también debemos expresar la tensión de
paso admisible (V) en el acceso:
Vpaccad =
10 k
tn
⋅ (1 +
3ρ + 3ρ '
1000
)(V )
(15)
Siendo:
ρ = resistividad del terreno en Ω·m.
ρ’ = resistividad pavimento C.T., normalmente hormigón (ρ’ = 3.000 Ω·m).
Conviene señalar en este punto que el tiempo de duración del defecto t (s) puede venir
dado según lo siguiente:
86
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
a)
La cia. suministradora proporciona directamente el tiempo máximo de duración del defecto a
tierra:
Ej. t = 0,7 s, t = 1.
b)
La cia. Suministradora señala que la protección en origen de la línea de AT se efectúa:
- Mediante relé a tiempo independiente: Dando el tiempo de actuación (t), así como la
intensidad de arranque de las protecciones (Ia).
- Mediante relé a tiempo dependiente. Proporcionando los datos de la curva del relé de
sobreintensidad, así como la intensidad de arranque de las protecciones (Ia).
t ( s) =
k
n
(17)
 Id  − 1
 
 Ia 
Asimismo, la compañía suministradora señala si existe reenganche automático rápido
(conexión menor de 0,5 s).
4.1.3. Condiciones de seguridad
Según lo expuesto, las condiciones que debe satisfacer el electrodo tipo seleccionado, para
garantizar la seguridad de personas dentro y fuera del CT, serán:
a) Vcm ≤ Vcad (según fórmulas) (18)
b) Vpm ≤ Vpad (según fórmulas) (19)
c) Id ≥ Ia (20). Esta última condición garantiza que la intensidad de defecto hará actuar las
protecciones, garantizando que las tensiones de paso y de contacto permanecen el tiempo
máximo considerado en el cálculo de los valores admisibles.
4.1.4. Adopción de medidas adicionales de seguridad
La condición a) Vcm ≤ Vcad en la práctica es muy difícil de conseguir con electrodos
viables desde un punto de vista tecnológico y económico. La MIE RAT 13, apdo. 2.2. exime de
cumplir esta condición siempre que se garantice la seguridad de las personas mediante otras
medidas adicionales de seguridad. En los centros de transformación se adoptan habitualmente
las siguientes medidas de seguridad:
1 / Establecer conexiones equipotenciales entre la zona donde se realice el servicio y todos los
elementos conductores accesibles desde la misma.
Para ello, en el piso del C.T. interior se instala un mallazo electrosoldado con redondos
de diámetro no inferior a 4 mm, formando una retícula no superior a 0,30x0,30 m. Este mallazo se
conecta como mínimo a dos puntos opuestos del electrodo de la puesta a tierra de las masas y
se cubre con una capa de hormigón de espesor no inferior a 10 cm. Los C.T. tipo prefabricado
suelen llevar incorporado el citado mallazo.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
87
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Si el suelo se recubre de un aislante de goma se suman varias medidas adicionales de
seguridad.
En los C.T. exteriores de tipo apoyo (intemperie) se debe instalar una losa de hormigón
de 20 cm de espesor como mínimo y que sobresalga 1,20 m del borde de la base del apoyo.
Dentro de esta losa y hasta 1 m del borde de la base del apoyo o columna se debe embeber un
mallazo electrosoldado con redondos de al menos 4 mm de diámetro formando una retícula no
superior a 0,30x0,30 m. Este mallazo debe conectarse a dos puntos opuestos de la puesta a
tierra, y se cubrirá con una capa de hormigón de 10 cm de espesor como mínimo.
Al instalar el citado mallazo en el interior del C.T. o en la plataforma de operación de los
C.T. sobre apoyo, se consigue una superficie equipotencial, y por tanto las tensiones de contacto
y de paso en el interior (en la plataforma para CT de apoyo) son prácticamente nulas,
cumpliéndose por tanto las condiciones de seguridad a) y b), para el interior.
2 / Como segunda medida adicional de seguridad suele adoptarse el empleo de puertas y rejillas
metálicas, que den al exterior del centro, sin contacto eléctrico con masas conductoras
susceptibles de quedar a tensión debido a defectos o averías. En los CT tipo apoyo, los apoyos
metálicos suelen recubrirse de obra (ladrillos enfoscados) hasta una altura de 2,5 m.
Con esta medida se impide que personas situadas en el exterior del centro (fuera de la
superficie equipotencial) entren en contacto con masas en tensión. Al impedirse los contactos
desde el exterior, no es necesario que se cumpla la condición a) Vcm ≤ Vcad en el exterior del
centro.
En definitiva, con las medidas adicionales de seguridad descritas para garantizar la
seguridad de personas, deben verificarse las siguientes condiciones:
1ª) Vpm,ext ≤ Vpad
(21)
La tensión de paso máxima en el exterior debe ser inferior a la tensión de paso
admisible, impuesta en MIE RAT 13.
2ª) La tensión de paso máxima en el acceso (que coincide con la tensión de contacto máxima en
el exterior) debe ser menor que la tensión de paso admisible en el acceso.
Vpaccm = Vcmext ≤ Vpaccad
(22)
3ª) Id ≥ Ia, ya visto anteriormente.
4.2. Puesta a tierra de los elementos conductores del equipo de baja tensión en el
interior de centros de transformación
Los elementos conductores del equipo de Baja Tensión instalado en el centro de
transformación se conectarán a la tierra general del centro (tierra de protección), siempre que, en
evitación de averías en el equipo de baja tensión en caso de defecto, su nivel de aislamiento a
frecuencia industrial (Vbt) sea mayor que la máxima tensión de defecto posible.
Vdm = Rt · Id ≤ Vbt
(23)
Siendo:
88
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Vdm = Máxima tensión de defecto en pat (V).
Rt = Resistencia a tierra de las masas (Ω).
Id = Máxima intensidad de defecto (A).
Vbt = Nivel de aislamiento (tensión de aislamiento) a frecuencia industrial del equipo de baja
tensión (V).
Los niveles de aislamiento utilizados normalmente son: Vbt = 4.000, 6.000, 8.000 y
10.000 V.
En caso de no cumplirse la condición (23) se adoptarán medidas de seguridad tales
como el aislamiento de los elementos conductores o utilizar una puesta a tierra separada de la
general de las masas de M.T.
4.3. Estructura y dimensionado de la puesta a tierra del neutro del transformador
Como norma general, es necesario situar los electrodos del sistema de puesta a tierra del
neutro del transformador a cierta distancia de los electrodos de la puesta a tierra de las masas
del centro de transformación; con esta separación se evita que los elevados potenciales que
aparecen en el terreno próximo al C.T., durante un defecto en media tensión, se transfieran a la
instalación de baja tensión del usuario a través del neutro.
4.3.1. Línea principal de tierra.
La recomendación UNESA señala que el conductor de conexión entre el neutro del
transformador y los electrodos sea cable aislado 0,6/1 kV, y esté protegido por un tubo de PVC
con grado de protección al impacto mecánico 7 (como mínimo), con el fin de evitar que los
potenciales originados por defectos en media tensión se transfieran a la toma de tierra del neutro
a través de este conductor.
La sección se dimensiona aplicando los mismos criterios que en el caso de la línea de
enlace con tierra de un sistema de puesta a tierra de las masas en baja tensión, esto es, S ≥ 35
mm² Cu. Como norma general se emplea conductor de Cu de 50 mm².
4.3.2. Electrodos.
La puesta a tierra del neutro puede realizarse con cualquier tipo de electrodo artificial,
siendo los más utilizados las picas en hilera.
La recomendación UNESA impone un valor máximo de 37 Ω para la puesta a tierra del
neutro. Hay que señalar que el valor límite de 37 Ω es aplicable únicamente en instalaciones con
esquemas de distribución TT. En instalaciones con esquema de distribución TN prevalece el
criterio más restrictivo Rt ≤ 2 Ω que impone el Reglamento de Baja Tensión a la puesta a tierra
común del neutro y de las masas de baja tensión.
4.3.3. Separación entre la toma de tierra de las masas del centro de transformación y la toma de
tierra del neutro.
Al disiparse un defecto en la tierra de media tensión, todas las partes activas de la
instalación de baja tensión quedan sometidas a una tensión respecto de tierra UFt igual a su
tensión nominal UFn más la tensión transferida al electrodo del neutro desde la toma de tierra de
las masas del centro de transformación (Un,transf).
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
89
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
UFt = UFn + Un,transf
Por tanto, habrá que limitar la tensión transferida al neutro a un valor que garantice que
los aislamientos de la instalación de baja tensión soportan la tensión UFt resultante sin perforarse.
Una perforación del aislamiento (durante un defecto en media tensión) en algún
elemento de la instalación de baja tensión, no sólo implicaría una avería en el elemento, sino que
además provocaría la aparición de tensiones de contacto muy elevadas en las masas de baja
tensión, con el consiguiente riesgo para los usuarios.
En el Reglamento de Baja Tensión, ITC-BT-19, se establece que todas las instalaciones
de baja tensión soportarán un ensayo a una tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1
minuto dada por:
Up = 2 U + 1.000 ≥ 1.500 V
(25)
Siendo:
U = Tensión nominal de la instalación (V).
Teniendo en cuenta lo señalado, la recomendación UNESA limita la tensión transferida
al electrodo del neutro desde la puesta a tierra de media tensión a 1.000 V, con lo cual se
garantiza que los aislamientos de la parte de baja tensión nunca se verán sometidos a tensiones
superiores a su rigidez dieléctrica.
La condición para determinar la distancia mínima Dmin entre los electrodos de la puesta
a tierra de las masas de media tensión y del neutro es:
Un,transf ≤ 1.000 V
(26)
Con objeto de simplificar este cálculo, la recomendación UNESA admite asimilar el
sistema de electrodos de la toma de tierra de las masas de media tensión a un electrodo
semiesférico, con lo que se llega a la siguiente expresión que permite establecer la distancia
mínima entre los electrodos de los dos sistemas de puesta a tierra.
D ≥ Dmin =
ρ ⋅ Id
2.000 ⋅ π
(27)
Nótese que para un valor dado de Id (impuesto por la compañía suministradora
mediante la reactancia limitadora Xn), la separación mínima de los electrodos es proporcional a la
resistividad, mayor separación en terrenos poco conductores (alta resistividad), que en los muy
conductores (baja resistividad).
Nota: El lector puede comprobar que cuando la máxima tensión de defecto a tierra en la puesta a
tierra de las masas del C.T. sea menor de 1.000 V, se pueden conectar los sistemas de puesta a
tierra del neutro del C.T. y de las masas, teniéndose un único sistema de puesta a tierra.
Udmax = Rt x Id ≤ 1.000 V → Dmin = 0, puesta a tierra común
90
(28)
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
5. Puesta a tierra de los apoyos de líneas eléctricas aéreas de alta
tensión
Los apoyos de las líneas eléctricas aéreas de alta tensión deberán conectarse a tierra de
un modo eficaz, teniendo en cuenta las características que pueden influir en:
a)
b)
c)
d)
la magnitud de la caída de tensión en la toma de tierra durante las descargas.
la duración de las descargas a tierra.
la probabilidad de contactos con las personas.
la probabilidad de fallo del aislamiento.
Deberán conectarse a tierra, mediante una conexión específica, todos los apoyos metálicos y
de hormigón armado.
En el caso de líneas equipadas con protecciones de la sensibilidad necesaria para detectar
fallos francos a tierra en cualquier punto de la línea y capaces de desconectar la línea averiada
en un tiempo muy breve, podrá omitirse la prescripción del párrafo anterior en los casos
siguientes:
a)
En los apoyos de hormigón armado, así como en los metálicos implantados directamente en
el terreno, situados en zonas no frecuentadas y no equipadas con cables de tierra, puede
prescindirse de la puesta a tierra de los apoyos en líneas de tensiones nominales de: hasta
45 kV para los primeros y de hasta 20 kV para los segundos, ambas incluidas.
b)
En líneas equipadas con cables de tierra, sea cual fuere el material constituyente del apoyo,
deberá disponerse toma de tierra en un apoyo por lo menos cada 500 m, salvo en los apoyos
de seguridad reforzada, que deberán estar siempre conectados a tierra.
Los conductores de conexión a tierra tendrán una sección tal que puedan soportar, sin un
calentamiento peligroso, la máxima corriente de descarga a tierra prevista, durante un tiempo
doble al de accionamiento de las protecciones de la línea.
La resistencia de difusión máxima de la puesta a tierra no excederá de los valores que se
obtengan bajo los siguientes criterios, para el caso de que se produzca un paso de corriente a
tierra a través del apoyo:
1 / En el caso en que las protecciones de la línea estuvieran dispuestas para la desconexión
rápida de la misma, el umbral de funcionamiento de los dispositivos de protección será, como
máximo, el 50 por 100 de la intensidad de la corriente originada por la perturbación.
Dentro de este criterio y en zonas frecuentadas, la resistencia de difusión de la puesta a
tierra de los apoyos no será superior a 20 ohmios.
En las zonas de pública concurrencia, además de cumplirse lo anterior, será obligado el
empleo de electrodos de difusión o tomas de tierra en anillo cerrado, enterrado alrededor del
empotramiento del apoyo, a 1 m de distancia de las aristas del macizo de la cimentación.
2 / Cuando no esté prevista la desconexión rápida mencionada en la condición anterior, la caída
de tensión motivada por la corriente de falta, a través de la resistencia de la toma de tierra, será
de 125 V, como máximo.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
91
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Deberá obtenerse una resistencia de difusión máxima de 20 ohmios en la puesta a tierra
de todos los apoyos que soporten interruptores, seccionadores u otros aparatos de maniobra,
debiendo estar conectados a tierra las carcasas y parte metálicas de los mismos. Asimismo, en
este caso, se deberán disponer de tomas metálicas de tierra de tipo anillo o malla.
Por la importancia que ofrece, desde el punto de vista de la seguridad, toda instalación
de puesta a tierra deberá ser comprobada en el momento de su establecimiento y revisada cada
seis años. En aquellos casos en que el terreno no sea favorable para la buena conservación de
tomas de tierra, éstas y sus conexiones al apoyo se descubrirán cada nueve años.
6. Ejemplo de puesta a tierra en centros de transformación
En este apartado se va a desarrollar un ejemplo práctico de la puesta a tierra de las
masas y el neutro de un centro de transformación.
6.1. Datos de partida
a) Tensión de servicio AT. U = 25000 V.
b) El neutro de la red de AT está puesto a tierra mediante reactancia Xn = 25 Ω.
c) Duración de la falta a tierra.
c.1.) Desconexión inicial mediante relé a tiempo dependiente.
Constantes del relé: K = 40, n = 2.
Intensidad de arranque: Ia = 60 A.
c.2.) Reenganche automático en menos de 0,5 s.
Segunda desconexión mediante relé a tiempo independiente.
Características del relé: ta = 0,5 s, Ia = 60 A.
d) Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT del CT; Vbt = 8.000 V.
e) Características del CT.
El CT estará en edificio aislado de dimensiones 5,00x4,00 m.
f) Resistividad del terreno ρ = 300 Ω·m.
6.2. Cálculo
6.2.1. Resistencia máxima de la puesta a tierra de las masas del C.T. Rtmax e intensidad de
defecto Id en dichas circunstancias.
Conviene señalar en este punto que debemos analizar la resistencia máxima de la
puesta a tierra de las masas para:
a) Obtener la Id (disminuirá al aumentar la resistencia de tierra), de forma que sea superior a la
intensidad de arranque de las protecciones Ia, y conseguir de esta forma la actuación de las
mismas.
92
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
b) Por otro lado debemos garantizar que la máxima tensión de defecto sea menor o igual al nivel
de aislamiento de los elementos de baja tensión del C.T., y así poder conectarlos a la tierra
general.
Id · Rt ≤ Vbt = 8.000 V ; Id > Ia
Id = U / 1,732·√(Rt² + Xn²)
Sustituyendo valores, de estas dos condiciones se obtiene:
Rtmax = 16,65 Ω.
Id = 480,58 A.
6.2.2. Selección del electrodo tipo.
Según los valores anteriores, el valor unitario máximo de la resistencia de puesta a tierra
del electrodo será:
Kr ≤ Rt / ρ = 16,65 Ω / 300 Ω·m = 0,0555 Ω / Ω·m
Según las características del CT 5,00x4,00 m, se utilizará un electrodo en anillo formado
por:
-
conductor desnudo de Cu de 50 mm² (5,00x4,00 m) enterrado a una profundidad de
0,5 m.
-
se completará con 8 picas de diámetro 14 mm, Cu, en los vértices y puntos medios
del rectángulo, de una longitud Lp = 6 m.
Según lo señalado y teniendo en cuenta el electrodo tipo del documento UNESA (apdo.
4.1 del presente capítulo), se tiene:
- Parámetros característicos del electrodo.
- De la resistencia: Kr = 0,050 Ω / Ω·m
- De la tensión de paso: Kp = 0,0097 V / Ω·m·A
- De la tensión de contacto: Kc = Kpacc = 0,0161 V / Ω·m·A
6.2.3. Medidas adicionales de seguridad.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
93
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
a) En el suelo del CT se instalará un mallazo de redondos de ∅ 4 mm, con retícula 0,30x0,30 m,
cubierto por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a dos puntos opuestos del electrodo de
puesta a tierra de protección del C.T.
b) Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del centro no tendrán contacto eléctrico con
masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión, debido a defectos o averías.
6.2.4. Valores de la resistencia de puesta a tierra Rt, intensidad de defecto Id y tensiones de paso
Vp, Vpacc, del electrodo tipo seleccionado, para la resistividad del terreno medida ρ.
- Rt = Kr · ρ = 0,050 · 300 = 15 Ω
- Id = U / 1,732·√(Rt² + Xn²) = 25.000 / 1,732·√(15² + 25²) = 495 A
- Tensión de paso en el exterior.
Vp = Kp · ρ · Id = 0,0097 · 300 · 495 = 1.440,45 V.
- Tensión de paso en el acceso al CT.
Vpacc = Vcext = Kc · ρ · Id = 0,0161 · 300 · 495 = 2.390,85 V.
- Tensión de defecto máxima.
Ud = Rt · Id = 15 x 495 = 7.425 V.
6.2.5. Determinación de valores admisibles.
a) Duración total de la falta.
- Desconexión inicial (relé a tiempo dependiente).
n
t1 = k / (Id/Ia) - 1 = 40 / (495/60)² - 1 = 0,6 s.
- 2ª Desconexión (relé a tiempo independiente).
t2 = 0,5 s
- t = t1 + t2 = 1,1 s
b) Según MIE RAT 0,9 < t ≤ 3.
- t = 1,1 s → k = 78,5 ; n = 0,18.
- Tensión de paso admisible en el exterior:
Vpad = 10 k / tn · (1 + 6ρ /1000) = 10 · 78,5 / 1,10,18 (1 + 6·300/1000) = 2.160,6 V
- Tensión de paso admisible en el acceso al CT:
n
0,18
(1 + 3·300+3·3000/1000)
Vpaccd = 10 k / t · (1 + 3ρ+ 3ρH /1000) = 10·78,5/1,1
Vpaccd = 8.411 V.
94
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
6.3. Comprobación que los valores calculados satisfacen las condiciones
exigidas
6.3.1. Tensiones de paso y contacto en el interior.
Dado que se han adoptado las medidas adicionales de seguridad señaladas en el apartado
6.2.3. a), no será necesario calcular las tensiones de paso y contacto en el interior, ya que éstas
serán prácticamente cero.
6.3.2. Tensiones de contacto en el exterior.
Dado que se han adoptado las medidas adicionales de seguridad señaladas, apartado
6.2.3. b), no será preciso calcular la tensión de contacto exterior, ya que ésta será prácticamente
cero.
6.3.3. Tensión de paso en el exterior y de paso en el acceso al C.T.
Valor calculado
Vp = 1.440,45 V
Vpacc = 2390,85 V
Condición
≤
≤
Valor admisible
Vpad = 2.160,6 V
Vpaccd = 8.411 V
6.3.4. Tensión e intensidad de defecto.
Valor calculado
Vd = 7.425 V
Id = 495 V
Condición
≤
>
Valor admisible
Vbt = 8.000 V
1º/ 60 A.
2º/ 60 A.
NOTA FINAL
Conviene señalar por último, que en el ejemplo estudiado se ha empleado un electrodo
tipo anillo o malla, ya que se trataba de un C.T. aislado. En caso de no poder ser utilizado un
electrodo en anillo enterrado en el suelo del C.T., por estar éste ocupado, la recomendación
UNESA da la posibilidad de obtener los parámetros característicos de electrodos de puesta a
tierra para el caso en que se utilicen picas en hilera unidas por un conductor horizontal. El libro de
UNESA supone que el cable de tierra va aislado hasta la primera pica, para evitar un reparto de
tensiones, no estudiadas, en su recorrido. Con este tipo de electrodo se pueden adoptar dos
disposiciones:
1 / La primera y más frecuente, consiste en colocar picas cercanas al CT delante de la puerta de
acceso. En este caso, el lector habrá observado que la tensión de paso en el acceso al C.T. es
prácticamente nula.
2 / La segunda disposición consiste en colocar las picas lejanas al C.T. En este caso el lector
observará que la tensión de paso en el acceso al CT (Vpacc), coincide con la máxima tensión de
defecto, Vd = Rt · Id.
Al ser conocidas en ambas disposiciones la tensión de paso en el acceso al CT (Vpacc),
el libro de UNESA da solamente, en este caso, el valor de kp para calcular la tensión de paso Vp
y kr para la resistencia a tierra (Rt).
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
95
Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión
Fig. 14.1. Hilera de picas cercana al CT
Fig. 14.2. Hilera de picas alejadas del CT
96
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
CAPITULO 5. CALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICAS AEREAS DE ALTA
TENSION.
1. INTRODUCCION.
2. ECUACION GENERAL DE UN CABLE TENDIDO ENTRE DOS PUNTOS.
2.1. ECUACION GENERAL.
2.2. LONGITUD DEL CABLE.
2.3. EXPRESION DE LA TENSION DEL CABLE EN UN PUNTO EN FUNCION DE LA
ORDENADA DE DICHO PUNTO.
2.4. FLECHA DEL CABLE.
2.5. APROXIMACION POR EL METODO DE LA PARABOLA.
2.6. GENERALIZACION DEL METODO DE LA CATENARIA PARA VANOS DE GRAN
LONGITUD Y DESNIVEL.
3. CALCULO DE CONDUCTORES.
3.1. CALCULO DE LA TENSION MAXIMA ADMISIBLE.
3.2. FLECHAS MAXIMAS DE LOS CONDUCTORES Y CABLES DE TIERRA.
3.3. COMPROBACION DE FENOMENOS VIBRATORIOS.
3.4. COMPROBACIONES VARIAS.
3.5. ECUACION DE CAMBIO DE CONDICIONES.
3.6. VANO IDEAL DE REGULACION.
3.7. GENERALIZACION DE LA ECUACION DEL CAMBIO DE CONDICIONES POR EL
METODO DE LA CATENARIA.
4. CALCULO DE APOYOS.
4.1. INTRODUCCION.
4.2. HIPOTESIS DE CALCULO.
4.3. ACCIONES A CONSIDERAR.
4.3.1. CARGAS VERTICALES.
4.3.2. CARGAS HORIZONTALES.
4.4. ELECCION DEL APOYO.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
97
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
5. CALCULO DE CIMENTACIONES
5.1. MOMENTO ABSORBIDO POR LA CIMENTACION.
5.2. MOMENTO DEBIDO AL ESFUERZO EN PUNTA.
5.3. MOMENTO DEBIDO AL VIENTO SOBRE EL APOYO.
6. CADENAS DE AISLADORES
6.1. CALCULO ELECTRICO.
6.2. CALCULO MECANICO.
6.3. ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION.
7. DISTANCIAS DE SEGURIDAD.
7.1. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL TERRENO.
7.2. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES ENTRE SI.
7.3. DISTANCIA DE LOS CONDUCTORES AL APOYO.
8. CRUZAMIENTOS Y PARALELISMOS.
9. OTROS CABLES.
98
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Capitulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas
de alta tensión
1. Introducción
En los capítulos anteriores se ha abordado el cálculo eléctrico completo para líneas
eléctricas de Alta Tensión, conceptos, aparamenta, elección de secciones, protección de las
líneas (sobreintensidades y sobretensiones), protección de las personas (puesta a tierra), etc. En
el caso de líneas eléctricas con conductores aislados sería suficiente con lo expuesto, no
obstante muchas de las líneas a las que los técnicos tienen acceso, en cuanto a la realización de
proyectos o direcciones técnicas de obra, se realizan mediante conductores desnudos
sustentados por apoyos (empotrados en el terreno) mediante cadenas de aisladores. Este
sistema, utilizado en la red nacional de transporte de energía eléctrica, electrificación rural o
traída de energía eléctrica hasta los núcleos urbanos, obliga a mantener distancias de seguridad
entre conductores, conductores y apoyos (masas) y al terreno (véase apdo. 5 de la ITC-LAT 07).
Dado que los conductores de Cu y Al por sí solos no suelen estar preparados para las
solicitaciones mecánicas necesarias y así poder cumplir con las distancias mencionadas, se
mejoran estas características mediante la fabricación de conductores de alma de acero (Al-Ac).
Así pues, según lo expuesto, en las líneas eléctricas aéreas habrá que completar con el
cálculo mecánico (conductores, apoyos, cimentaciones, etc), objetivo de este capítulo.
2. Ecuación general de un cable tendido entre dos puntos
2.1. Ecuación general
Para poder resolver con éxito todo lo referente al cálculo mecánico y aplicar correctamente
el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de Alta
Tensión, comenzaremos por lo más elemental, que es la obtención de la ecuación a la que
responde un cable tendido entre dos puntos.
Fig. 5.1. Cable tendido entre dos puntos.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
99
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Dado el cable de la fig. 5.1. sustentado por los puntos A y B, tomamos un diferencial de
→
longitud
dl . Se tendrá:
→
→
→
T + T + p ⋅ dl = 0
C
D
Siendo p el peso unitario del cable.
Proyectando según los ejes del plano que contiene el cable, se obtiene:
x; TDx – TCx = 0
y; TDy – TCy = p·dl
TDx = TCx + d Tx
TDy = TCy + d Ty
TCx + d Tx - TCx = 0
TCy + d Ty - TCy = p·dl
De donde:
(1)
(2)
dTx = 0
dTy = p·dl
Expresando Tx y Ty en función de la tensión T en el punto en estudio.
dx
dx
; Tx = T ⋅ cos α = T ⋅
dl
dl
dy
dy
sen α =
; Ty = T ⋅ sen α = T ⋅
dl
dl
cos α =
Sustituyendo en (1) y (2):
 dx 
dTx = d  T ⋅  = 0
 dl 
dx
Tx = T ⋅
= cte = Th
dl
Esta primera ecuación diferencial nos indica que la tensión horizontal (eje X) se
mantiene constante a lo largo del cable.
dTy = p ⋅ dl
100
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
 dy 
d  T ⋅  = p ⋅ dl
 dl 
Dado que:
T = Th ⋅
dl
dx
dl dy 

d  Th ⋅ ⋅  = p ⋅ dl
dx dl 

 dy 
Th ⋅ d   = p ⋅ dl
 dx 
Th
= c = cte
p
(3)
(4)
Esta última ecuación es el parámetro característico de la catenaria. Asimismo.
dy
= y' = u
dx
2
 dy 
dl = d 2 x + d 2 y = dx 1 +   = dx 1 + u 2
 dx 
Sustituyendo en (3):
du
1+ u
2
=
dx
c
(5) Ecuación diferencial del cable entre dos puntos.
Integrando (5), se tienen las dos soluciones siguientes:
x − x0
ln u + 1 + u 2  =


c
(6)
x − x0
ln − u + 1 + u 2  = −


c
(7)
Si en el plano que contiene el cable tomamos como referencia de ejes, el “eje y”
pasando por el punto más bajo de la catenaria (vértice de ésta).
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
101
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Así pues:
(8)
x
ln u + 1 + u 2  =

 c
(9)
x
ln − u + 1 + u 2  = −


c
x
u + 1+ u 2 = e c
2
− u + 1+ u =
−x
ec
Restando ambos miembros de las ecuaciones:
x
2u = e c − e
x
ec −e
u=
2
x
u = senh
c
−x
c
−x
c
Deshaciendo el cambio de variable.
u=
dy
dx
dy = senh
x
dx
c
De donde:
y = c ⋅ cosh
102
x
c
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Ecuación de la catenaria, o forma que toma el cable sustentado entre dos puntos.
Gráficamente:
2.2. Longitud del cable
Una vez vista la expresión de la ecuación de la catenaria o ecuación general de un cable
tendido entre dos puntos, veamos la longitud real del conductor.
Según vimos:
dl = dx 1 + u 2
x
ec +e
1+ u =
2
2
−x
c
= cosh
x
c
De donde:
x
dl = cosh ⋅ dx
c
Integrando y considerando que l=0 para xv=0, se tiene:
l = c ⋅ senh
x
c
(11)
Expresión de la longitud real del cable.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
103
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
2.3. Expresión de la tensión del cable en un punto en función de la ordenada de
dicho punto
Fig. 5.2. Tensión del cable en un punto y flecha máxima.
Según las expresiones vistas en los epígrafes anteriores:
Tc ⋅
dx c
= Th = p ⋅ c
dl
dl = dx 1 + u 2 = dx ⋅ cosh
x
c
De donde:
Tc = p ⋅ c ⋅ cosh
x
c
Tc = p ⋅ yc
Generalizando:
T = p⋅ y
(12)
Siendo:
T: Tensión en el punto considerado (daN).
p: Peso unitario del cable (con o sin sobrecarga) (daN/m).
y: Ordenada en el punto considerado (m).
Según se aprecia en la expresión (12), la tensión en un punto del cable es proporcional a
la ordenada de dicho punto.
104
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
2.4. Flecha del cable
En los epígrafes anteriores se vio que la forma que adopta un cable bajo la acción del
campo gravitatorio (peso propio más sobrecarga), y sujeto en dos puntos (A y B), obedece a la
ecuación de la catenaria (ver fig. 5.2.). Dado que los conductores deben guardar unas distancias
mínimas al terreno, según apdo. 5 de la ITC-LAT 07, necesitamos definir el concepto de flecha.
Llamamos flecha “f” a la distancia vertical entre un punto de la curva del cable o
conductor y la recta que une los puntos de sujeción. La flecha máxima será por tanto dicha
distancia vertical máxima.
Según la fig. 5.2. y considerando vano a nivel (misma altura en los puntos de sujeción),
la flecha máxima será:
fm = y B − c
y B = c ⋅ cosh
xB
c
De donde:
x


fm = c ⋅  cosh B − 1 
c


(13)
Flecha máxima en un vano a nivel.
2.5. Aproximación por el método de la parábola
En una línea eléctrica aérea los conductores son sustentados por apoyos. Los conductores
son tendidos ejerciendo sobre los mismos una determinada tracción mecánica.
Los conductores, debido al peso propio y a las sobrecargas, hemos demostrado que
adoptan la forma de una catenaria (cosenos y senos hiperbólicos). No obstante, en la práctica,
para simplificar los cálculos, sobre todo antes de la aparición del ordenador, se adoptan
simplificaciones de las ecuaciones deducidas anteriormente.
Así pues, si desarrollamos en serie de polinomios el coseno y seno hiperbólicos, se
tiene:
2
4
cosh
x
1  x
1 x
= 1 +   +   + ......
c
2!  c 
4!  c 
senh
x x 1  x
= +   + ......
c c 3!  c 
3
Si nos quedamos con los dos primeros miembros:
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
105
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
cosh
x
x2
= 1+ 2
c
2c
senh
x x x3
= +
c c 6c 3
La expresión de la curva del cable o conductor:
x2
2c
y =c+
c=
Th
p
y=
Th x 2 ⋅ p
+
p 2 ⋅ Th
La expresión de la longitud de un tramo de conductor:
l = x+
x3
6c 2
La longitud total de un cable en un vano (entre dos puntos de sujeción) y considerando dicho
vano a nivel:
LT = 2l
x=
a
, vano a nivel.
2
L=a+
a3 ⋅ p2
24 ⋅ Th 2
(17)
La flecha máxima para vanos a nivel y por aproximación a la parábola:
 x2B
 x2B
fm = c1 + 2 − 1 =
 2⋅c
 2c


Siendo en este caso:
xB =
106
a
2
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
fm =
a2 ⋅ p
8 ⋅ Th
(18)
Expresión de la flecha máxima para un vano a nivel y por aproximación, de la curva
adoptada del cable, a la parábola.
Aunque esta expresión es muy utilizada en el cálculo mecánico, hemos demostrado que
es una aproximación y en rigor no introduce mucho error para vanos en los que a/2c es pequeño
(menor de 0,5).
En las expresiones vistas:
L: Longitud del cable en un vano (m).
F: Flecha máxima del conductor (m).
a: Proyección horizontal del vano (distancia entre dos apoyos consecutivos) (m).
Th: Componente horizontal de la tensión a lo largo del vano, que según vimos por las condiciones
de equilibrio estático es constante a lo largo del vano (daN).
p: Peso unitario del conductor con o sin sobrecarga (daN/m).
2.6. Generalización del método de la catenaria para vanos de gran longitud y
desnivel
Los métodos de cálculo por aproximación a parábola y considerando las fórmulas
simplificadas para vanos a nivel introducen errores apreciables cuando se aborda el cálculo de
vanos de gran longitud y desnivel, vanos reales que con frecuencia se presentan en el cálculo
mecánico de líneas eléctricas de Alta Tensión.
Por este motivo dmELECT, aborda el cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas por el
método de la catenaria (véase programa de cálculo CMAT de dmELECT, S.L.). Dicho método
permite evaluar el comportamiento real de una línea aérea para vanos de cualquier longitud y
desnivel.
Fig. 5.3. Vano desnivelado de gran longitud.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
107
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Sea el vano de la fig. 5.3., tendido entre los puntos de fijación A y B, ejerciendo sobre el
mismo una determinada tracción mecánica.
El vano es la distancia entre dos apoyos consecutivos, siendo “b” la distancia real y “a” la
proyección horizontal de dicha distancia.
“h” es el desnivel entre los puntos de sujeción de los conductores del vano. Adoptaremos
el siguiente criterio de signos: h será positivo cuando el apoyo final del vano esté más alto que el
apoyo inicial de ese vano.
Como se verá más adelante, nuestro reglamento de Líneas de AT impone unos valores
límites para la tensión máxima del conductor. Conviene recordar en este punto que la tensión
máxima en un vano desnivelado se dará en uno de los puntos de sujeción del conductor y por
tanto puede ser de valor muy diferente a la tensión horizontal Th (tensión en el vértice de la
catenaria, punto más bajo de ésta), ya que:
PT es el peso total del conductor en el vano considerado (daN).
PA es la componente vertical de la tensión en el punto A (daN).
PB es la componente vertical de la tensión en el punto B (daN).
Según los ejes de coordenadas tomados de referencia, se tiene:
PA = - LA · p
PB = LB · p
“p” es el peso por metro lineal de conductor en las condiciones consideradas (con o sin
sobrecarga) en daN/m.
LA es la longitud del conductor que gravita sobre A, desde el vértice de la catenaria (v) hasta
el apoyo A, en m.
LB es la longitud del conductor que gravita sobre B, desde el vértice de la catenaria (v) hasta
el apoyo B, en m.
Según la figura 5.3. y utilizando el concepto del punto medio “m”, punto que divide la
proyección horizontal del vano “a” en dos partes iguales “a/2”, se tiene:
108
XA = Xm – a/2
(19)
XB = Xm + a/2
(20)
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Según la expresión (8):
Xm = c ⋅ ln u + 1 + u 2 


Tomando el valor de “u” para este punto medio “m”:
u=
h
a/2
2 ⋅ c ⋅ senh

 c 
X
L A = c ⋅ senh A
 c
X

; L B = c ⋅ senh B
 c




Lt = L B − L A
 Xm − a / 2 
 Xm + a / 2 
Lt = c ⋅ senh

 − c ⋅ senh
c
c




Siendo c =
(22)
Th
, en las condiciones de trabajo consideradas.
p
De la misma forma, la tensión en los puntos de fijación de los conductores, será:
 Xm − a / 2 
T A = p ⋅ y A = p ⋅ c ⋅ cosh

c


(23)
 Xm + a / 2 
T B = p ⋅ y B = p ⋅ c ⋅ cosh

c


(24)
Por último, generalizamos para la obtención de la flecha en vanos desnivelados y por el
método de la catenaria:
h

fm = y B − y fm −  ( X B − Xfm )
a

(25)
X B = Xm + a / 2
2

h
h
Xfm = c ⋅ ln + 1 +  
a
a





Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
109
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
 Xfm 
yfm = c ⋅ cosh

 c 
3. Cálculo de conductores
3.1. Cálculo de la tensión máxima admisible
Según lo visto en epígrafes anteriores, estamos en condiciones de abordar el cálculo
mecánico de conductores. Para ello seguiremos el apdo. 3.2.1. de la ITC-LAT 07, en cuyo primer
párrafo señala:
La tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior a su carga de
rotura mínima dividida por 2,5 si se trata de conductores cableados, o dividida por 3 si se
trata de conductores de un alambre, considerándolos sometidos a la hipótesis de sobrecarga
siguiente en función de las zonas de sobrecarga definidas en el apdo. 3.1.3.
- En Zona A. Se considera una única hipótesis:
* Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apdo.
3.1.2., a la Tª de –5ºC.
- En Zona B. Se consideran tres hipótesis:
* Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apdo.
3.1.2., a la Tª de –10ºC.
* Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de hielo correspondiente
a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –15ºC.
* Sometidos a la acción de su peso propio, a una sobrecarga de viento de 60 km/h y a
una sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –15
ºC. Esta última hipótesis suele aplicarse únicamente a las líneas de categoría especial.
- En Zona C. Se consideran tres hipótesis:
* Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apdo.
3.1.2., a la Tª de –15ºC.
* Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de hielo correspondiente
a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –20ºC.
* Sometidos a la acción de su peso propio, a una sobrecarga de viento de 60 km/h y a
una sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la Tª de –20
ºC. Esta última hipótesis suele aplicarse únicamente a las líneas de categoría especial.
El apdo. 3.1.2. de la ITC-LAT 07 señala las presiones debidas al viento. Se considerará
un viento mínimo de 120 km/h (33,3 m/s) de velocidad, excepto en las líneas de categoría
especial, donde se considerará un viento mínimo de 140 km/h (38,89 m/s) de velocidad. Se
supondrá el viento horizontal, actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que
incide. La acción del viento, en función de su velocidad Vv en km/h, da lugar a fuerzas, que a
continuación se indican, sobre los distintos elementos de la línea.
- Sobre conductores y cables de tierra de un diámetro igual o inferior a 16 mm.
d ≤ 16 mm → q (presión del viento) = 60 · (Vv/120)² daN/m²
- Sobre conductores y cables de tierra de un diámetro superior a 16 mm.
d > 16 mm → q (presión del viento) = 50 · (Vv/120)² daN/m²
110
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Ejemplo
Conductor LA-56, d= 9,45 mm, peso propio pp: 0,189 kg/m, velocidad del viento Vv: 120 km/h.
La sobrecarga de viento será: pv = 60 daN/m² · 9,45/1000 = 0,567 daN/m.
La sobrecarga total que actúa sobre el conductor:
P0 =
2
2
p p + p v = 0,185 2 + 0,567 2 = 0,596 daN / m
El ángulo de oscilación de los conductores será:
α = arctg (0,596/0,185) = 72,75º.
El apdo. 3.1.3 señala las sobrecargas motivadas por el hielo, a estos efectos el país se
clasifica en tres zonas:
- Zona A. La situada a menos de 500 m de altitud sobre el nivel del mar (altitud < 500 m). No se
tendrá en cuenta sobrecarga alguna motivada por el hielo.
- Zona B. La situada a una altitud entre 500 y 1000 m sobre el nivel del mar (500 ≤ altitud ≤ 1000
m). Se considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a la sobrecarga de un manguito
de hielo de valor:
0,18 d (daN / m)
“d” es el diámetro del conductor o cable de tierra en mm.
- Zona C. La situada a una altitud superior a 1000 m sobre el nivel del mar (1000 m < altitud). Se
considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a la sobrecarga de un manguito de
hielo de valor:
0,36 d (daN / m)
“d” es el diámetro del conductor o cable de tierra en mm.
Ejemplo
Conductor LA-56, d=9,45 mm, peso propio pp: 0,189 kg/m.
La sobrecarga de hielo para este conductor en zona B: Ph = 0,18x√9,45 = 0,553 daN/m.
El peso total:
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
111
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
P0 = Pp + Ph = 0,185 + 0,553 = 0,738 daN/m.
La sobrecarga de hielo para este conductor en zona C: Ph = 0,36x√9,45 = 1,106 daN/m.
El peso total:
P0 = Pp + Ph = 0,185 + 1,106 = 1,291 daN/m.
Tal y como se vio en epígrafes anteriores, la tensión máxima se producirá en uno de los
puntos de fijación de los conductores, tensión que no podrá ser superior a la carga de rotura del
conductor dividido por el coeficiente de seguridad (3, 2.5, etc). También sabemos que la tensión
máxima es distinta a la tensión horizontal Th, la cual necesitamos para la obtención del
parámetro característico de la catenaria, etc. El proceso a seguir será el siguiente:
112
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
P0 será el peso unitario (daN/m), considerando la sobrecarga que corresponda en cada hipótesis,
y de esta forma se determinará la tensión horizontal máxima Toh, cumpliendo el apdo. 3.2.1 de la
ITC-LAT 07.
3.2. Flechas máximas de los conductores y cables de tierra
El RLAT señala que, además de cumplir en toda la línea con la tracción máxima admisible,
se deben verificar las flechas máximas de los conductores y cables de tierra. Para ello, de
acuerdo con la clasificación de las zonas de sobrecarga definidas en el apdo. 3.1.3, se
determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las hipótesis siguientes:
a / Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento,
según el apdo. 3.1.2, para una velocidad de 120 km/h, a la temperatura de +15 ºC. Se considera
en las zonas A, B y C.
b / Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio a la temperatura máxima
previsible, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de servicio de la línea. Esta
temperatura no será en ningún caso inferior a +50 ºC. En líneas de categoría especial, la
temperatura no será inferior a +85 ºC para los conductores de fase ni inferior a +50 ºC para los
cables de tierra. Se considera en las zonas A, B y C.
c / Hipótesis de hielo. Sometidos a la acción de su peso propio y a la sobrecarga de hielo
correspondiente a la zona, según el apdo. 3.1.3, a la temperatura de 0 ºC. Se considera sólo en
las zonas B y C.
3.3. Comprobación de fenómenos vibratorios
Asimismo, el RLAT (apdo. 3.2.2.) señala que a la hora de determinar las tracciones
mecánicas de los conductores y cables de tierra deberá tenerse en cuenta la incidencia de
posibles fenómenos vibratorios que pueden, no sólo acortar la vida útil de los mismos, sino
también dar lugar a desgaste y fallos en herrajes, aisladores y accesorios, e incluso en elementos
de los apoyos. Estos fenómenos son producidos por la vibración eólica y en el caso de
conductores en haz, además, la vibración del subvano (entre separadores). La elección de una
tracción adecuada a la temperatura ambiente y el uso de amortiguadores y separadores
debidamente posicionados ayudan a prevenir estos fenómenos.
Como criterio de comprobación más utilizado se emplea el “Everyday Stress” (EDS):
EDS =
Th
x100
Qr
(26)
Siendo:
Th: Componente horizontal de la tensión con peso propio y a la Tª 15 ºC, en daN.
Qr: Carga de rotura del conductor, en daN.
En general, se recomienda que el valor de EDS no supere el 22 % si se realiza el
estudio de amortiguamiento y se instalan dichos dispositivos, o que no supere el 15 % si no se
instalan.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
113
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
3.4. Comprobaciones varias
También exige el RLAT la comprobación de cruzamientos con otras líneas eléctricas, que si
son de mayor tensión a la que se está diseñando estarán por encima, lo cual obligará a
comprobar con las flechas mínimas.
Asimismo, en el caso de cadenas de suspensión, la distancia de los conductores y sus
accesorios en tensión al apoyo será la indicada en la tabla 15 de la ITC-LAT 07 (Del) en función
de la tensión más elevada de la línea, considerados los conductores desviados bajo la acción de
una presión del viento mitad.
Por último señalaremos, que para la realización o tendido de la línea debemos obtener
las tensiones y flechas bajo la acción del peso propio y en todas las condiciones de temperatura
posibles.
De todo lo expuesto se deduce que conocemos la tensión horizontal máxima Toh en
unas condiciones de temperatura y sobrecarga según la zona (hipótesis de tensión máxima) y
necesitamos conocerla, para obtener el parámetro característico de la catenaria “c”, en otras
condiciones de tensión, temperatura y sobrecarga, como acabamos de ver. Para ello aplicaremos
la ecuación del cambio de condiciones.
3.5. Ecuación de cambio de condiciones
Esta sencilla ecuación permite obtener la tensión horizontal del cable en cualquier situación
de sobrecarga y temperatura, partiendo de la condición de tensión máxima, según la zona.
Dado un cable en unas condiciones de Tª y Toh, al cambiar de temperatura y tensión
(cambio de las condiciones de sobrecarga), experimenta un alargamiento o acortamiento.
El alargamiento o acortamiento debido al cambio de temperatura puede expresarse:
δ ⋅ (t − t o ) ⋅ L0
(27)
Siendo:
-1
δ: coeficiente de dilatación lineal del cable (ºCxm)
t: temperatura final del cable (ºC).
t0: temperatura inicial del cable (ºC).
L0: longitud inicial del cable (m)
El alargamiento o acortamiento debido al cambio de tensión puede expresarse:
(T − T0 ) ⋅ L0
S⋅E
(28)
Siendo:
T: tensión del cable en las condiciones finales (daN).
T0: tensión del cable en las condiciones iniciales en daN (conocida).
L0: longitud inicial del cable (m).
S: sección del cable o conductor (mm²).
114
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
E: módulo de elasticidad (daN/mm²).
Por tanto, el alargamiento o acortamiento total podemos expresarlo:
L − L0 = δ ⋅ (t - t 0 ) ⋅ L0 +
(T − T0 ) ⋅ L0
S⋅E
(29)
Siendo:
L: longitud del cable en las condiciones finales (m).
Si en un primer estudio de la ecuación del cambio de condiciones asumimos las
siguientes simplificaciones, se llegará a una ecuación de fácil solución manual:
- En primer lugar suponemos que la tensión es prácticamente la misma a lo largo del cable, esto
implica vanos prácticamente a nivel.
a≅L
a: proyección horizontal del vano.
T ≅ Th
T 0 ≅ T 0h
- En segundo lugar consideramos que la forma que adopta el cable es la parábola, lo cual
supone, junto con la simplificación primera:
L =a+
a3 p 2
24 Th 2
L0 = a +
2
a 3 p0
24 T0 h 2
Siendo:
p: peso unitario del cable en condiciones finales (daN/m).
p0: peso unitario del cable en condiciones iniciales (daN/m).
Th: componente horizontal de la tensión en condiciones finales (daN).
T0h: componente horizontal de la tensión en condiciones iniciales (daN).
p0 2
a 3  p 2
⋅
−
24  Th 2 T0 h 2

 = δ ⋅ (t − t ) ⋅ a + (Th − T0 h ) ⋅ a
0

E⋅S

De donde:
2
(Th − T0 h )
a 2 p 2 a 2 p0
−
= δ ⋅ (t − t 0 ) +
2
2
E⋅S
24 Th
24 T0 h
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
115
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Multiplicando ambos miembros por E·S·Th², se tiene:
2
a2
a 2 p0
⋅ p2 ⋅E ⋅S −
⋅ E ⋅ S ⋅ Th 2 = δ ⋅ E ⋅ S ⋅ (t − t 0 ) ⋅ Th 2 + Th 3 − Th 2 ⋅ T0 h
24
24 T0 h 2
Agrupando términos se tiene:
Th 2 ⋅ (Th + A) = B
(30)
A = δ ⋅ E ⋅ S ⋅ (t − t 0 ) − Toh +
B=
2
a 2 p0
⋅E⋅S
24 T0h 2
a2
⋅ p2 ⋅ E ⋅ S
24
Ejemplo
Sea un conductor LA-56.
E = 8.100 kg/mm²
-6
-1
δ = 19,1 x 10 (ºC·m)
S = 54,6 mm²
Vano = 100 m.
- Condiciones iniciales: T0h=555,8 kg; t0= -5 ºC; p0 = 0,548 kg/m
- Condiciones finales: Th?; t= +15 ºC; p= 0,598 kg/m
Según las fórmulas vistas anteriormente:
A= -173,54
B= 65897477,1
→ Th² (Th – 173,554) = 65897477,1
Th = 470,8 kg (15 + V)
3.6. Vano ideal de regulación
En la expresión anterior de la ecuación del cambio de condiciones, “a” es la proyección
horizontal del vano. Cuando en una línea se tiene un tramo o cantón compuesto por varios vanos,
entre dos anclajes o sujeciones firmes, utilizando apoyos de alineación, las cadenas de
suspensión en dichos apoyos no pueden absorber las diferencias de tensado en los distintos
vanos, debidas a diferente longitud, desniveles, etc.
Se admite que las tensiones en los distintos vanos del tramo varían como lo harían en
un vano teórico, llamado vano de regulación (ar).
116
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Dado que la ecuación del cambio de condiciones debe verificarse, para este vano de
regulación se tiene:
δ ⋅ (t − t o ) +
p0 2
Th − T0 h a r 2  p 2
=
−
E⋅S
24  Th 2 T0 h 2

 (31)


Dicha ecuación debe verificarse para cada vano:
a i 3  p 2
p0 2
Th − T0 h 

a
L − L0 = δ ⋅ (t − t o ) +
⋅
=
−
i
24  Th 2 T0 h 2
E ⋅ S 





Para todos los vanos del tramo se tendrá:
Σ ai 3  p 2
Th − T0 h 
p0 2

i

a
Σ( L − L0 ) = δ ⋅ (t − t o ) +
⋅
Σ
=
−
i
i
E ⋅ S  i
24  Th 2 T0 h 2





De donde:
Th − T0 h
p0 2
1  p 2
δ ⋅ (t − t o ) +
=
−
E⋅S
24  Th 2 T0 h 2
Σa 3
 ii

 Σa i

(32)
i
Comparando las expresiones (31) y (32), resulta:
ar =
Σa i 3
Σa i
(33)
Ecuación del vano de regulación en un tramo o cantón.
Asimismo, existen otras expresiones referentes al vano de regulación en un tramo:
ar = Vano medio + 2/3 (Vano máximo – Vano medio)
(34)
3.7. Generalización de la ecuación del cambio de condiciones por el método de la
catenaria
La ecuación del cambio de condiciones vista anteriormente implicaba varias
simplificaciones, entre otras simplificar la longitud de los cables por la expresión obtenida como
parábola. Esto permitía resolver el cambio de condiciones en un cable de forma manual mediante
varias iteraciones. No obstante, con el ordenador se pueden emplear las ecuaciones reales
mediante cosenos hiperbólicos y conseguir de este modo más precisión. A continuación se
presenta el organigrama a seguir:
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
117
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
De esta forma podemos obtener la componente horizontal de la tensión Th de un cable
en cualquier condición de sobrecarga y temperatura (Tª), y así calcular las tensiones y flechas
(mediante las fórmulas anteriores) en todas las condiciones señaladas por el RLAT, dando
cumplimiento al apartado de cálculo de conductores.
4. Cálculo de apoyos
4.1. Introducción
Según el apdo. 2.4 de la ITC-LAT 07, existen dos criterios para la clasificación de los
apoyos:
- Atendiendo al tipo de cadena de aislamiento y a su función en la línea:
* Apoyo de suspensión. Apoyo con cadenas de aislamiento de suspensión.
* Apoyo de amarre. Apoyo con cadenas de aislamiento de amarre.
* Apoyo de anclaje. Apoyo con cadenas de aislamiento de amarre destinado a
proporcionar un punto firme en la línea. Limitará, en ese punto, la propagación de
esfuerzos longitudinales de carácter excepcional.
* Apoyo de principio o fin de línea. Son los apoyos primero y último de la línea, con
cadenas de aislamiento de amarre, destinados a soportar, en sentido longitudinal, las
solicitaciones del haz completo de conductores en un sólo sentido.
* Apoyos Especiales. Son aquellos que tienen una función diferente a las definidas en la
clasificación anterior.
118
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
- Atendiendo a su posición relativa respecto al trazado de la línea:
* Apoyo de alineación. Apoyo de suspensión, amarre o anclaje usado en un tramo
rectilíneo de la línea.
* Apoyo de ángulo. Apoyo de suspensión, amarre o anclaje colocado en un ángulo del
trazado de la línea.
Los apoyos de los tipos enumerados pueden aplicarse a diferentes fines de los
indicados, siempre que cumplan las condiciones de resistencia y estabilidad necesarias al
empleo a que se destinen.
Otra clasificación muy común es por el material de constitución, utilizándose
principalmente:
Metálicos
- Celosía
Cabeza cónica
Cabeza recta
- Presilla
Cabeza cónica
Cabeza recta
- Chapa
Sección rectangular
Sección circular
Hormigón
- Hormigón Vibrado (HV)
- Hormigón Vibrado Hueco (HVH)
En cuanto a los coeficientes de seguridad a adoptar en los apoyos, como veremos más
adelante en hipótesis de cálculo de apoyos, éstos se clasifican en normales (viento, hielo) y
anormales (desequilibrio de tracciones y rotura de conductores).
Según lo expuesto, se tiene:
Metálicos
- C.S. Hipótesis normales = 1,5
- C.S. Hipótesis anormales = 1,2
Hormigón
- C.S. Hipótesis normales = 2,25
- C.S. Hipótesis anormales = 1,8
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
119
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Los fabricantes en su construcción deben garantizar estos coeficientes de seguridad.
4.2. Hipótesis de cálculo
El Reglamento técnico de Líneas Eléctricas de Alta Tensión señala en el apdo. 3.5 de ITCLAT 07 las distintas acciones a considerar en el cálculo de apoyos y las distintas hipótesis que
combinan estas acciones en las diferentes zonas.
Las diferentes hipótesis que se tendrán en cuenta se especifican en los cuadros
adjuntos.
En las líneas de tensión nominal hasta 66 kV, en los apoyos de alineación y de ángulo
con cadenas de aislamiento de suspensión y amarre con conductores cuya carga de rotura
mínima es inferior a 6.600 daN, se puede prescindir de la consideración de la cuarta hipótesis
(rotura de conductores), cuando en la línea se verifiquen simultáneamente las siguientes
condiciones:
a) Los conductores y cables de tierra tengan un coeficiente de seguridad de 3, como mínimo.
b) Que el coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en la hipótesis tercera sea el
correspondiente al de hipótesis normales.
c) Que se instalen apoyos de anclaje cada 3 km como máximo.
• Apoyos de líneas situadas en zona A (Altitud inferior a 500 m)
Apoyos de Alineación
Esfuerzo Vertical
(V)
1ª Hipótesis
(Viento)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
120
Cargas
permanentes
(apdo 3.1.1)
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Th = Fvc + Eca·nc
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.1-2)
Th = Dtv
Tv = Pcv + Pca·nc
Rotura conductores
(apdo. 3.1.5.1-2)
Th = Rot
Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento
según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Apoyos de Angulo
Esfuerzo Vertical
(V)
1ª Hipótesis
(Viento)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Cargas
permanentes
(apdo 3.1.1)
Tv = Pcv + Pca·nc
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Resultante ángulo
(apdo. 3.1.6)
Th = Fvc + Eca·nc + Rav
Resultante ángulo
(apdo. 3.1.6)
Th = Rav
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.1-2)
Th = Dtv
Resultante ángulo
Rotura conductores
(apdo. 3.1.6)
(apdo. 3.1.5.1-2)
Th = Rav
Th = Rot
Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento
según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.
Apoyos de Anclaje en alineación
Esfuerzo Vertical
(V)
1ª Hipótesis
(Viento)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Th = Fvc + Eca·nc
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Cargas
permanentes
(apdo 3.1.1)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.3)
Th = Dtv
Rotura conductores
Tv = Pcv + Pca·nc
(apdo. 3.1.5.3)
Th = Rot
Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento
según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.
Apoyos de Anclaje en ángulo
Esfuerzo Vertical
(V)
1ª Hipótesis
(Viento)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Cargas
permanentes
(apdo 3.1.1)
Tv = Pcv + Pca·nc
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Resultante ángulo
(apdo. 3.1.6)
Th = Fvc + Eca·nc + Rav
Resultante ángulo
(apdo. 3.1.6)
Th = Rav
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.3)
Th = Dtv
Resultante ángulo
Rotura conductores
(apdo. 3.1.6)
(apdo. 3.1.5.3)
Th = Rav
Th = Rot
Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento
según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
121
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Apoyos de Fin de línea
1ª Hipótesis
(Viento)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Esfuerzo Vertical
(V)
Cargas
permanentes
(apdo 3.1.1)
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Th = Fvc + Eca·nc
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.4)
Th = Dtv
Rotura conductores
Tv = Pcv + Pca·nc
(apdo. 3.1.5.4)
Th = Rot
Tensiones conductores en todas las hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento
según apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: - 5 ºC.
• Apoyos de líneas situadas en zonas B y C (Altitud igual o superior a 500 m)
Apoyos de Alineación
1ª Hipótesis
(Viento)
2ª Hipótesis
(Hielo)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Esfuerzo Vertical
(V)
Cargas permanentes
(apdo 3.1.1)
Tv = Pcv + Pca·nc
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Th = Fvc + Eca·nc
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Cargas
permanentes
(apdo 3.1.1)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.1-2)
Th = Dth
Tv = Pch + Pca·nc
Rotura conductores
(apdo. 3.1.5.1-2)
Th = Rot
Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según
apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en
zona B y -15 ºC en zona C.
Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según
apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.
Apoyos de Angulo
1ª Hipótesis
(Viento)
2ª Hipótesis
(Hielo)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
122
Esfuerzo Vertical
(V)
Cargas permanentes
(apdo 3.1.1)
Tv = Pcv + Pca·nc
Esfuerzo Transversal
Esfuerzo Longitudinal
(T)
(L)
Viento (apdo. 3.1.2)
Resultante ángulo
(apdo. 3.1.6)
Th = Fvc + Eca·nc + Rav
Resultante ángulo
Cargas
(apdo. 3.1.6)
permanentes
Th = Rah
(apdo 3.1.1)
Resultante ángulo
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.6)
(apdo. 3.1.4.1-2)
Tv = Pch + Pca·nc
Th = Rah
Th = Dth
Resultante ángulo
Rotura conductores
(apdo. 3.1.6)
(apdo. 3.1.5.1-2)
Th = Rah
Th = Rot
Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según
apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en
zona B y -15 ºC en zona C.
Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según
apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Apoyos de Anclaje en alineación
1ª Hipótesis
(Viento)
2ª Hipótesis
(Hielo)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Esfuerzo Vertical
(V)
Cargas permanentes
(apdo 3.1.1)
Tv = Pcv + Pca·nc
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Th = Fvc + Eca·nc
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Cargas
permanentes
(apdo 3.1.1)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.3)
Th = Dth
Tv = Pch + Pca·nc
Rotura conductores
(apdo. 3.1.5.3)
Th = Rot
Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según
apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en
zona B y -15 ºC en zona C.
Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según
apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.
Apoyos de Anclaje en ángulo
1ª Hipótesis
(Viento)
2ª Hipótesis
(Hielo)
3ª Hipótesis
(Desequilibrio
Tracciones)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Esfuerzo Vertical
(V)
Cargas permanentes
(apdo 3.1.1)
Tv = Pcv + Pca·nc
Esfuerzo Transversal
Esfuerzo Longitudinal
(T)
(L)
Viento (apdo. 3.1.2)
Resultante ángulo
(apdo. 3.1.6)
Th = Fvc + Eca·nc + Rav
Resultante ángulo
(apdo. 3.1.6)
Cargas
Th = Rah
permanentes
(apdo 3.1.1)
Resultante ángulo
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.6)
(apdo. 3.1.4.3)
Tv = Pch + Pca·nc
Th = Rah
Th = Dth
Resultante ángulo
Rotura conductores
(apdo. 3.1.6)
(apdo. 3.1.5.3)
Th = Rah
Th = Rot
Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según
apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en
zona B y -15 ºC en zona C.
Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según
apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
123
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Apoyos de Fin de línea
1ª Hipótesis
(Viento)
2ª Hipótesis
(Hielo)
4ª Hipótesis
(Rotura
Conductores)
Esfuerzo Vertical
(V)
Cargas permanentes
(apdo 3.1.1)
Tv = Pcv + Pca·nc
Esfuerzo Transversal
(T)
Viento (apdo. 3.1.2)
Th = Fvc + Eca·nc
Esfuerzo Longitudinal
(L)
Desequilibrio tracciones
(apdo. 3.1.4.4)
Th = Dtv
Desequilibrio tracciones
Cargas
(apdo. 3.1.4.4)
permanentes
Th = Dth
(apdo 3.1.1)
Rotura conductores
Tv = Pch + Pca·nc
(apdo. 3.1.54)
Th = Rot
Tensiones conductores en 1ª hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Viento según
apdo. 3.1.2 (140 km/h Cat. Especial, 120 km/h resto categorías) y Tª: -10 ºC en
zona B y -15 ºC en zona C.
Tensiones conductores en resto hipótesis: Sometidos a Sobrecarga Hielo según
apdo. 3.1.3 y Tª: -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.
Nota: En las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores
y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento correspondiente a 60 km/h. En estas líneas existe,
además, una hipótesis adicional: Hielo+Viento.
4.3. Acciones a considerar
En el apartado anterior “hipótesis de cálculo”, hemos resumido como se combinan en
distintas hipótesis las acciones a considerar en el cálculo de apoyos. En este apartado vamos a
desglosar como se obtienen las distintas acciones.
4.3.1. Cargas verticales
A efectos del cálculo de apoyos las cargas verticales a considerar serán: cargas
permanentes y hielo.
A / Cargas permanentes.
Se considerarán las cargas verticales debidas al peso de los distintos elementos,
conductores, aisladores, herrajes y cables de tierra.
B/ Hielo.
Se considerará el peso de un manguito de hielo según el apdo. 3.1.3.
- Zona B. Manguito de hielo = 0,18 d (daN/m). d: diámetro en mm.
- Zona C. Manguito de hielo = 0,36 d (daN/m). d: diámetro en mm.
Para determinar el peso que gravita sobre los apoyos debido al conductor, se utiliza el
gravivano, que es la longitud del vano a considerar para obtener dicho peso. Sobre el perfil, es la
longitud desde el vértice de la catenaria hasta el apoyo a considerar (ver fig. 5.4).
124
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Fig. 5.4.
Según lo expuesto, en todas las hipótesis en zona A y en la hipótesis de viento en zonas
B y C, el peso que gravita sobre los apoyos debido al conductor y su sobrecarga “Pcv” será:
Pcv = Lv ⋅ p pv ·cos α ·n( daN )
(35)
Siendo:
Lv: longitud del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de –5 ºC con sobrecarga
de viento (m).
 Xm + a1 / 2 
 Xm − a 2 / 2 
 − c v ⋅ senh

Lv = c v ⋅ senh



cv
cv




ppv: peso propio del conductor con sobrecarga de viento (daN/m).
α: Angulo que forma la resultante del viento con el peso propio del conductor.
n: número total de conductores.
n = 3 · nci · ncf
nci: nº de circuitos.
ncf: nº de conductores por fase.
En todas las hipótesis en zonas B y C, excepto en la hipótesis 1ª de viento, el peso que
gravita sobres los apoyos debido al conductor y su sobrecarga “Pch”, será:
Pch = Lh ⋅ p ph ⋅ n(daN )
(36)
Lh: longitud del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de –15 ºC (Zona B) o –
20 ºC (Zona C), con sobrecarga de hielo (m).
pph: peso propio del conductor con sobrecarga de hielo, en daN/m.
n: número total de conductores.
En todas las zonas y en todas las hipótesis habrá que considerar el peso de los herrajes
y la cadena de aisladores “Pca”, así como el nº total de cadenas del apoyo “nc”.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
125
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
4.3.2. Cargas horizontales
4.3.2.1. Viento (Art. 16 RLAAT).a
El esfuerzo del viento sobre los conductores “Fvc”, en la hipótesis 1ª para las zonas A, B
y C, se obtiene de la siguiente forma:
- Apoyos de alineación y anclaje.
Fvc =
a1·d 1·n1 + a2 ·d 2·n 2
⋅ q (daN )
2
(37)
- Apoyos fin de línea.
a
Fvc = ·d ·n·q (daN )
2
(38)
- Apoyos de ángulo y estrellamiento.
Fvc = ∑
ap
·d p·n p ⋅ q(daN ) (39)
2
Siendo:
a1: proyección horizontal del vano que hay a la izquierda del apoyo (m).
a2: proyección horizontal del vano que hay a la derecha del apoyo (m).
a: proyección horizontal del vano a considerar (m).
d: diámetro del conductor (m).
n: nº total de conductores, igual que en cargas verticales.
α: ángulo que forman los conductores en el apoyo.
q: presión del viento (apdo. 3.1.2).
q: 60·(Vv/120)² daN/m² si d ≤ 16 mm.
q: 50·(Vv/120)² daN/m² si d > 16 mm.
Vv: 120 km/h (1ª, 2ª y 3ª categoría)
Vv: 140 km/h (categoría especial)
En la hipótesis 1ª para las zonas A, B y C habrá que considerar el esfuerzo del viento
sobre los herrajes y cadenas de aisladores “Eca”, así como el nº total de cadenas en el apoyo
“nc”.
4.3.2.2. Desequilibrio de tracciones.
Según apdo. 3.1.4 de la ITC-LAT 07 se tiene:
• Viento
En la hipótesis 1ª (sólo apoyos fin de línea) en zonas A, B y C y en la hipótesis 3ª en
zona A (apoyos de alineación, ángulo y anclaje), el desequilibrio de tracciones “Dtv” se obtiene:
126
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
- Apoyos de alineación y ángulo.
- Cadenas de suspensión:
- U ≤ 66 kV
Dtv =
8
⋅ Toh ⋅ n(daN ) (40)
100
- U > 66 kV
Dtv =
15
⋅ Toh ⋅ n(daN ) (41)
100
- Cadenas de amare:
- U ≤ 66 kV
Dtv =
15
⋅ Toh ⋅ n(daN ) (42)
100
- U > 66 kV
Dtv =
25
⋅ Toh ⋅ n(daN )
100
(43)
- Apoyos de anclaje.
Dtv =
50
⋅ Toh ⋅ n(daN ) (44)
100
- Apoyos fin de línea.
Dtv =
100
⋅ Toh ⋅ n(daN ) (45)
100
Siendo:
n: nº total de conductores.
Toh: componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de tensión
máxima, a –5 ºC y sobrecarga de viento (kg).
• Hielo
En la hipótesis 2ª (fin de linea) y en la 3ª (alineación, ángulo y anclaje) en zonas B y C,
el desequilibrio de tracciones “Dth” se obtiene:
- Apoyos de alineación y ángulo.
- Cadenas de suspensión:
- U ≤ 66 kV
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
127
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Dth =
8
⋅ Toh ⋅ n( daN ) (46)
100
- U > 66 kV
Dth =
15
⋅ Toh ⋅ n( daN ) (47)
100
- Cadenas de amare:
- U ≤ 66 kV
Dth =
15
⋅ Toh ⋅ n(daN ) (48)
100
- U > 66 kV
Dth =
25
⋅ Toh ⋅ n(daN )
100
(49)
- Apoyos de anclaje.
Dth =
50
⋅ Toh ⋅ n( daN ) (50)
100
- Apoyos fin de línea.
Dth =
100
⋅ Toh ⋅ n(daN ) (51)
100
Siendo:
n: nº total de conductores.
Toh: componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de tensión
máxima, a –15 ºC (Zona B) y –20 ºC (Zona C) con sobrecarga de hielo (kg).
En los apoyos de ángulo y de anclaje situados en ángulo se valorará el esfuerzo de
ángulo creado por esta circunstancia.
Nota:
Hay que hacer notar que este esfuerzo de desequilibrio de tracciones, en los apoyos de
alineación, ángulo y anclaje con tensiones ≤ 66 kV lo considera el RLAT distribuido en el eje del
apoyo a la altura de los puntos de fijación de los conductores y cables de tierra.
En cambio, en los apoyos de alineación, ángulo y anclaje con tensiones > 66 kV y en los apoyos
de fin de línea se considera este esfuerzo aplicado en los puntos de fijación de los conductores y
cables de tierra, esto último dará lugar a esfuerzos de torsión en determinados montajes, así
pues:
128
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
- Tresbolillo: Torsión = (Dtv o Dth)/3
- Bandera: Torsión = Dtv o Dth
4.3.2.3. Rotura de conductores.
Se considerará la rotura de los conductores (uno o varios) de una sola fase o cable de tierra
por apoyo, independientemente del número de circuitos o cables de tierra instalados en él. Este
esfuerzo se considerará aplicado en el punto que produzca la solicitación más desfavorable para
cualquier elemento del apoyo, teniendo en cuenta la torsión producida en el caso de que aquel
esfuerzo sea excéntrico (apdo. 3.1.5 de la ITC-LAT 07).
- Apoyos de alineación y ángulo.
Se prescinde de este esfuerzo siempre que se cumplan las condiciones especificadas en
el apartado “3.5.3. Hipótesis de cálculo”. Si no se cumplen dichas condiciones, se considerará el
esfuerzo unilateral correspondiente a la rotura de un solo conductor o cable de tierra “Rot”,
aplicado en el punto en que se produzca la solicitación más desfavorable.
Rot = Toh(daN ) (52)
Rot = Tohc(daN ) (53)
En apoyos de ángulo se valorará, además del esfuerzo de torsión que se produce según
lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de aplicación.
- Apoyos de anclaje.
Rot = Toh(daN ) (simplex, un solo conductor por fase) (54)
Rot = Toh ⋅ ncf ⋅ 0,5( daN ) (55) (dúplex, tríplex, cuadruplex; dos, tres o cuatro conductores
por fase)
Rot = Tohc(daN ) (56)
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
129
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
En apoyos de anclaje en ángulo se valorará, además del esfuerzo de torsión que se
produce según lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de
aplicación.
- Fin de línea.
Rot = Toh ⋅ n cf (daN ) (57)
Rot = 2 ⋅ Toh ⋅ ncf ( daN ) (58) (montaje tresbolillo y bandera)
Rot = Tohc(daN ) (59)
Siendo:
n: nº total de conductores.
Toh (daN): componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de tensión
máxima (conductores).
Tohc (daN): componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de
tensión máxima (cables de tierra).
4.3.2.4. Esfuerzos resultantes de ángulo.
Según el apdo. 3.1.6 de la ITC-LAT 07, en los apoyos de ángulo, se tendrá además en
cuenta el esfuerzo resultante de ángulo de las tracciones de los conductores y cables de tierra.
Según lo expuesto “Ra” se obtendrá:
Fig. 5.6
R a 2 = 2T 2 − 2T 2 ⋅ cos β = 2T 2 (1 − cos β ) = 2T 2 ⋅ 2 ⋅ sen 2
De donde:
Ra = 2 ⋅ T ⋅ sen
Ra = 2 ⋅ T ⋅ sen
130
β
2
= 4T 2 ⋅ sen 2
β
2
β
2
180 − α
α
= 2 ⋅ T ⋅ cos
2
2
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Según lo expuesto, el esfuerzo resultante de ángulo “Rav” de las tracciones de los conductores y
cables de tierra en la hipótesis 1ª para las zonas A, B y C y en la hipótesis 3ª y 4ª para la zona A,
se obtiene del siguiente modo:
Rav = 2 ⋅ T−5 ª C +V ⋅ cos
α
2
⋅n
(60)
n: nº total de conductores.
T-5 ºC+V: Tensión horizontal en las condiciones de –5 ºC con sobrecarga de viento (daN).
α: ángulo que forman los conductores en el apoyo.
El esfuerzo resultante de ángulo “Rah” de las tracciones de los conductores y cables de
tierra en la hipótesis 2ª, 3ª y 4ª para las zonas B y C se obtiene del siguiente modo:
Rah = 2 ⋅ TohH ⋅ cos
α
2
⋅ n(daN )
(61)
TohH: Tensión horizontal en las condiciones de –15 ºC (zona B) o -20 ºC (zona C) con
sobrecarga de hielo (daN).
4.3.2.5. Esfuerzos especiales.
En los apoyos fin de línea, en la hipótesis de viento en las zonas A, B y C, el esfuerzo
del viento y desequilibrio de tracciones son esfuerzos perpendiculares, por lo tanto el esfuerzo
equivalente “Rv” (en la dirección de la línea) a la resultante de ambos, se obtiene:
Rv =
(Fvc + Eca ⋅ nc)2 + Dtv 2 (cosα + senα )(daN )
(62)
Siendo:
Fvc: esfuerzo del viento sobre los conductores (daN).
Eca: esfuerzo del viento sobre la cadena de aisladores y herrajes (daN).
nc: nº de cadenas de aisladores del apoyo.
Dtv: desequilibrio de tracciones en la hipótesis de viento (daN).
tg α =
Fvc + Eca ⋅ nc
Dtv
4.4. Elección del apoyo
El apoyo adoptado deberá soportar la combinación de esfuerzos considerados en cada
hipótesis (cargas verticales, cargas horizontales y esfuerzos de torsión).
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
131
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
5. Cálculo de cimentaciones.
En este apartado se seguirá lo establecido en el apdo. 3.6 de la ITC-LAT 07, sobre todo
en lo referente al “Coeficiente de seguridad al vuelco”, ya que en esta edición sólo se aborda la
cimentación tipo “monobloque”.
En cimentaciones de apoyos cuya estabilidad está fundamentalmente confiada a las
reacciones verticales del terreno, se comprobará el coeficiente de seguridad al vuelco, que es la
relación entre el momento estabilizador mínimo (debido a los pesos propios y a las reacciones y
empujes pasivos del terreno) respecto a la arista más cargada de la cimentación y el momento
volcador máximo motivado por las acciones externas. El coeficiente de seguridad no será inferior
a 1,5.
Así pues, debe cumplirse.
Mf ≥ 1,65 ⋅ ( Mep + Mev)
Siendo:
Mf = Momento de fallo al vuelco. Momento absorbido por la cimentación (daN·m).
Mep = Momento producido por el esfuerzo en punta (daN·m).
Mev = Momento producido por el esfuerzo del viento sobre el apoyo (daN·m).
5.1. Momento absorbido por la cimentación
El momento absorbido por la cimentación "Mf" se obtiene por la fórmula de Sulzberger:
[
]


2
h 1 
Mf = 139 ⋅ c ⋅ a ⋅ h4 + a3 ⋅ (h + 0,20 ) ⋅ 2420 ⋅  0,5 − ⋅ 1,1 ⋅

3
10 ⋅ c 
a



(63)
Siendo:
c: coeficiente de compresibilidad del terreno a la profundidad de 2 m (daN/cm3).
a: anchura del cimiento (m).
a: profundidad del cimiento (m).
5.2. Momento debido al esfuerzo en punta
El momento debido al esfuerzo en punta "Mep" se obtiene:
Mep = Ep ⋅ Hrc (64)
Siendo:
Ep = Esfuerzo en punta (daN).
Hrc = Altura de la resultante de los conductores (m).
5.3. Momento debido al viento sobre el apoyo
El momento debido al esfuerzo del viento sobre el apoyo "Mev" se obtiene:
Mev = Eva ⋅ Hv (65)
132
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Siendo:
Eva = Esfuerzo del viento sobre el apoyo (daN). Según apdo. 3.1.2 de la ITC-LAT 07 se tiene:
Eva = qv · AT (apoyos de celosía).
qv = 170 · (Vv/120)² daN/m².
Eva = qv · AP (apoyos con superficies planas).
qv = 100 · (Vv/120)² daN/m².
Eva = qv · APol (apoyos con superficies cilíndricas).
qv = 70 · (Vv/120)² daN/m².
AT: Area del apoyo expuesta al viento (m²)
AP: Area proyectada (m²)
APol: Area proyectada (m²)
Hv = Altura del punto de aplicación del esfuerzo del viento (m). Se obtiene:
Hv =
H d1 + 2d 2
3 d +d
1 2
H = Altura total del apoyo (m).
d1 = anchura del apoyo en el empotramiento (m).
d2 = anchura del apoyo en la cogolla (m).
6. Cadenas de aisladores
6.1. Cálculo eléctrico
El aislamiento respecto a la tensión de la línea se obtiene colocando un número de
aisladores suficiente "n", cuyo número se obtiene:
n=
Nia ⋅ Ume
Llf
(66)
Siendo:
n = número de aisladores de la cadena.
Nia = Nivel de aislamiento recomendado según las zonas por donde atraviesa la línea (cm/kV).
Este dato se obtiene de la tabla 14, apdo. 4.4, ITC-LAT 07.
Ume = Tensión más elevada de la línea (kV).
Llf = Longitud de la línea de fuga del aislador elegido (cm).
6.2. Cálculo mecánico
Mecánicamente, el coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores "Csm" ha de
ser mayor o igual a 3.
El aislador debe soportar las cargas normales que actúan sobre él.
Csm =
Qa
≥3
Pv + Pca
(67)
Siendo:
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
133
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Pv = El esfuerzo vertical transmitido por los conductores al aislador (daN).
Pca = Peso de la cadena de aisladores y herrajes (daN).
El aislador debe soportar las cargas anormales que actúan sobre él.
Csm =
Qa
≥3
Toh ⋅ ncf
(68)
Siendo:
Toh = Tensión horizontal máxima en las condiciones más desfavorables (daN).
ncf = número de conductores por fase.
6.3. Angulo de desviación de la cadena de suspensión
Debido al esfuerzo del viento sobre los conductores, las cadenas de suspensión en
apoyos de alineación sufren una desviación respecto a la vertical. El ángulo máximo de
desviación de la cadena "α" no podrá ser superior al ángulo "β" máximo permitido para que se
mantenga la distancia del conductor al apoyo.
tgα =
Pv + Eca / 2
Etv
=
, en apoyos de alineación.
+
Pca
/
2
Pt
P − X º +V / 2
(69)
Siendo:
tg α = Tangente del ángulo que forma la cadena de suspensión con la vertical, al desviarse por la
acción del viento.
Pv = Esfuerzo de la mitad del viento sobre el conductor (daN).
Eca = Esfuerzo de la mitad del viento sobre la cadena de aisladores y herrajes (daN).
P-XºC+V/2 = Peso total del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de - 5 ºC en
zona A, -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C, con sobrecarga mitad de viento (daN).
Pca = Peso de la cadena de aisladores y herrajes (daN).
Si el valor del ángulo de desviación de la cadena "α" es mayor del ángulo máximo
permitido "β", se deberá colocar un contrapeso de valor:
G=
Etv
tg β − Pt
(70)
7. Distancias de seguridad
7.1. Distancia de los conductores al terreno
El apdo. 5.5. de la ITC-LAT 07 señala que la altura de los apoyos será la necesaria para
que los conductores, con su máxima flecha vertical, queden situados por encima de cualquier
punto del terreno, senda, vereda o superficies de agua no navegables, a una altura mínima de.
Dadd + Del = 5,3 + Del ( m) , mínimo 6 m.
134
(71)
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
Siendo:
Del = Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una descarga
disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial de tierra en sobretensiones de frente
lento o rápido. Los valores de Del se indican en el apdo. 5.2, en función de la tensión más
elevada de la línea.
Dadd = Distancia de aislamiento adicional, para que en las distancias mínimas de seguridad al
suelo, a líneas eléctricas, etc, se asegure que las personas u objetos no se acerquen a una
distancia menor que Del de la línea eléctrica.
7.2. Distancia de los conductores entre sí
Según el apdo. 5.4.1. de la ITC-LAT 07, la distancia de los conductores entre sí "D" debe
ser como mínimo:
D = K ⋅ F + L + K ´Dpp
(72)
Siendo:
K = Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, según tabla
adjunta.
Valores de K
Angulo de oscilación
Líneas con U > 30 kV
Superiores a 65º
Comprendidos entre 40º y 65º
Inferior a 40º
Líneas con U ≤ 30 kV
0,7
0,65
0,65
0,6
0,6
0,55
F = Flecha máxima (m).
L = Longitud de la cadena de suspensión (m). Si la cadena es de amarre L=0.
K´ = Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea.
K´ = 0,85, para líneas de categoría especial.
K´ = 0,75, para el resto de líneas.
Dpp = Distancia mínima aérea especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre
conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Los valores de Dpp se
indican en el apdo. 5.2, en función de la tensión más elevada de la línea.
7.3. Distancia de los conductores al apoyo
La distancia mínima de los conductores al apoyo "ds" será de:
ds = Del ( m) , mínimo de 0,2 m.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
(73)
135
Capítulo 5. Cálculo mecánico de líneas eléctricas aéreas de alta tensión
8. Cruzamientos y paralelismos
Para ver todo lo referente a Cruzamientos y Paralelismos, remitimos al lector al apdo. 5 de
la ITC-LAT 07 del RLAT.
9. Otros Cables
Cuando las líneas aéreas deban transcurrir por zonas de arbolado, zonas con fuertes
vientos o zonas de protección especial de la avifauna, se emplearán preferentemente líneas de
alta tensión con conductores recubiertos (designación UNE CCX). Estos cables se instalan sobre
crucetas, al igual que los conductores desnudos, no obstante, al tratarse de conductores
aislados, la separación entre ellos será 1/3 de la indicada en el apdo. 7.2.
En caso de instalar líneas aéreas en zonas no urbanas de elevada polución, zonas de
bosques o de gran arbolado, instalaciones provisionales de obras, zonas de circulación en
recintos de instalaciones industriales, penetración en núcleos úrbanos, etc, podrán emplearse
líneas de alta tensión con cables unipolares reunidos en haz (designación UNE RHVS o DHVS).
La letra S hace referencia a un cable trenzado. Estos cables constan de un conductor,
semiconductor interior, aislamiento, semiconductor exterior, pantalla y cubierta. La instalación de
estos cables es semejante a la realizada en las líneas aéreas de baja tensión con conductores
aislados trenzados en haz sujetos a un fiador de acero (sin necesidad de crucetas). En el caso de
AT, el fiador suele ser de 50 mm².
Las prescripciones técnicas que deben cumplir los cables señalados están recogidas en
la ITC-LAT 08 del RLAT.
Además, conforme a lo establecido en la disposición adicional decimocuarta de la Ley
54/1997 del Sector Eléctrico, los cables dieléctricos autosoportados de telecomunicaciones
(ADSS) o los dieléctricos adosados de fibra óptica (CADFO) podrán utilizar como soporte las
líneas eléctricas aéreas de alta tensión. Por tanto, estos cables dieléctricos, en lo que les
corresponda, cumplirán las condiciones y requisitos eléctricos y mecánicos, en lo concerniente al
montaje y al tendido de acuerdo con sus características, impuestos en la ITC-LAT 08, como un
elemento más de la línea.
Los cables de fibra óptica instalados sobre líneas de alta tensión suelen ser:
- OPGW. Hilo de guardia óptico. Posee una doble función con relación al hilo de tierra,
convencional con capacidad de telecomunicación. Estos cables constan de un elemento central
dieléctrico, fibras ópticas dentro de tubos PBT, gel absorbente alrededor de los tubos, tubo
exterior de aluminio extruido y, sobre éste, los hilos de acero recubiertos de aluminio y los hilos
de aleación de aluminio.
- OPPC. Conductor de fase óptico. Posee una doble función, la de conductor de fase con
capacidad para la telecomunicación.
- ADSS. Cable de fibra óptica autosoportado. Estos cables constan de un elemento central
resistente dieléctrico, fibras ópticas dentro de tubos holgados, elementos absorbentes de la
humedad, cubierta interior de polietileno, hilaturas de aramida (para soportar el peso del cable) y
cubierta exterior de polietileno antitracking.
- ADL. Cable de fibra óptica adosado al cable de tierra, conductor de fase o elemento fiador.
136
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
BIBLIOGRAFIA
Reglamento sobre Condiciones técnicas y garantías de seguridad en Líneas Eléctricas de
Alta Tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-LAT 01 a 09.
Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas,
Subestaciones y Centros de Transformación, e Instrucciones Complementarias.
Normas UNE.
NTE.
Recomendación UNESA. Método de cálculo y Proyecto de instalaciones de Puesta a Tierra
en Centros de Transformación conectados a redes de tercera categoría.
Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión
137