LIBRO-At Instalaciones en Alta Tension

INSTALACIONES ELECTRICAS EN ALTA TENSION

Instalaciones Eléctricas en Alta Tensión

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

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


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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

∆P = R ⋅ I L

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=R ⋅ l

S2 U2

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

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

GENERACION

10 kV a 20 Kv ⇒

PARQUE DE TRANSFORMADORES EN LAS CENTRALES GENERADORAS

220 kV a 400 kV ⇒

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

CENTROS DE TRANSFORMACION

SUBESTACIONES TRANSFOMADORAS

66 kV a 132 kV ⇒

BAJA TENSION (230/400 V) ⇒

15 kV a 25 kV ⇒

CONSUMIDORES DE USO COMUN B.T.

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

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Categoría de la línea

Tensión nominal (Un) kV

Tensión más elevada (Us) kV

3ª

3 6 10 15 20 25 30

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



2ª 1ª Especial

45 66 110 132 150 220 400

52 72,5 123 145 170 245 420

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

Red radial o lineal con una sola alimentación.

b)

Red radial o lineal con doble alimentación.


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c)

Red en anillo.

d)

Red en anillos múltiples.

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

Red en huso.

Siendo:

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

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

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

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

Potencia Transformadores kVA

Número de Centros de Transformación

KW/ha ≤ 50

250

Pt/250

50 < kW/ha < 100

400

Pt/400

KW/ha ≥ 100

2 ud de 400 ó 1 de 630

Pt/600

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

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


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Capítulo 2. Aparamenta eléctrica de alta tensión

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

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

Dejar sin servicio cargas (para su mantenimiento).

-

Conmutar cargas y alimentación a redes.

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

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

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

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

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

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

23 46 70 85 110 165 -


40 60 75 95 125 170 250 325

46 70 85 110 145 195 290 375

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

12 23 32 45 60 80 110 160

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

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

Fig. 2.1.

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

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

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

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



Fig. 2.2. Interruptor-seccionador con fusibles.

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


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

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

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


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

Fig. 2.3. Interruptor automático de Media Tensión.

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

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

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

Fig. 2.4. Disparador térmico.

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


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Fig. 2.5. Disparador electromagnético.

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

Fig. 2.6. Disparador indirecto.

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

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

Fig. 2.7. Esquema de un interruptor automático.

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

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

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

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

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

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

2

Fig. 2.9. Curva I t.


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

Fig. 2.10

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

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

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

Fig. 2.11. Partes de un fusible.

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


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

Fig. 2.12. Fusibles tipo “g”.

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

Fig. 2.13. Fusibles tipo “a”.

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


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

Fig. 2.14. Fusibles “limitadores”.

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

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

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

Fig. 2.15. Curva I-t para fusibles.

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

Tiempo convencional (h)

In≤63 63
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.


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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.

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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

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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).

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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.


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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).

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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.


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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).

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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.


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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


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


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



_ _ 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).


53


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


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.


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

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

(21)

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

(22)

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

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

Fig. 3.9. Circuito equivalente.

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

Fig. 3.10. Diagrama vectorial del circuito equivalente.

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

∆Pact = 3 · R · I² Siendo:

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

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


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

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

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

(26)

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

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


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

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

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

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

PVC

XLPE

Tcc (ºC)

160

250

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

250

250

220

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


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

Icccs =

kc ⋅ S tcc

(28)

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

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


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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


Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión

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


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Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión 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



Fig. 4.1. Curva de seguridad.

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


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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.

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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

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.


b) Instalación con defecto.

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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.

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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.


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


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).


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


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:


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


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.


79

Capítulo 4. Instalaciones de puesta a tierra en alta tensión PARÁMETROS CARACTERÍSTICOS DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA

80



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.


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


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.


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



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
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):


85


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


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.


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


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).


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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)



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.


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


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.


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



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


Fig. 14.1. Hilera de picas cercana al CT

Fig. 14.2. Hilera de picas alejadas del CT

96


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.


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



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.


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



 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).


101


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


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.


103


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



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:


105


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



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.


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 

   


109


 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


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


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


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.


113


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


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


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


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:


117


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


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


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.


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


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)




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


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.


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 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




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


122


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.


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






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



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.


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 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



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”.


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


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


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


127


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


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


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)


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


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).


131


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


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:


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)


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.


(73)

135


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

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

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BIBLIOGRAFIA

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


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LIBRO-At Instalaciones en Alta Tension

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