gobiernoabierto.navarra.es · 2020. 7. 25. · PROYECTO DE: LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE...

PROYECTO DE

LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE CIRCUITO 66 KV PARA LA EVACUACIÓN DEL PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO EL

SASILLO

TÉRMINOS MUNICIPALES DE CASCANTE Y MURCHANTE

(NAVARRA)

PROMOTOR: SOLEN ENERGÍA NAVARRA S.L.U.

Abril de 2020

PROYECTO DE:

LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE CIR-CUITO 66 KV PARA LA EVACUACIÓN DEL PAR-

QUE SOLAR FOTOVOLTAICO EL SASILLO

EN CASCANTE Y MURCHANTE

SOLEN ENERGÍA NA-VARRA S.L.U.

ABRIL 2020 DOCUMENTO 1 - MEMORIA

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PROYECTO DE

LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE CIRCUITO 66

KV PARA LA EVACUACIÓN DEL PARQUE SOLAR FO-

TOVOLTAICO EL SASILLO

TÉRMINOS MUNICIPALES DE

CASCANTE Y MURCHANTE (NAVARRA)

PROYECTO DE:






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INDICE

1. MEMORIA .............................................................................................................................1

1.1. ANTECEDENTES ..............................................................................................................2

1.2. OBJETO .............................................................................................................................2

1.3. REGLAMENTACIÓN Y NORMATIVA APLICABLES .......................................................4

1.3.1. REGLAMENTACIÓN ..................................................................................................4

1.3.2. NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO .......................................................4

1.3.3. NORMATIVA DE REFERENCIA ................................................................................5

1.4. PROMOTOR .......................................................................................................................5

1.5. EMPLAZAMIENTO ............................................................................................................5

1.6. DESCRIPCIÓN DEL TRAZADO DE LA LÍNEA ................................................................5

1.6.1. DESCRIPCIÓN DEL TRAMO AÉREO: ......................................................................6

1.7. COORDENADAS DE LOS APOYOS DE LA LÍNEA.........................................................6

1.8. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN .............................................................................8

1.8.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL TRAMO AÉREO ......................................8

1.8.2. PROTECCIÓN DE LA AVIFAUNA .............................................................................9

1.8.3. CARACTERÍSTICAS DE LOS MATERIALES ........................................................ 10

1.8.3.1. CABLE AÉREO 66 KV ...................................................................................... 10

1.8.3.2. CABLE TIERRA / FIBRA AÉREO ..................................................................... 10

1.8.3.3. AISLAMIENTO .................................................................................................. 11

1.8.3.4. HERRAJES ....................................................................................................... 11

1.8.3.5. APOYOS Y CIMENTACIONES ........................................................................ 11

1.8.3.6. PUESTA A TIERRA .......................................................................................... 12

1.8.3.7. NUMERACIÓN Y AVISO DE PELIGRO ........................................................... 12

1.9. CÁLCULOS ..................................................................................................................... 13

1.9.1. CÁLCULO ELÉCTRICO DEL TRAMO AÉREO Nº1 (DOBLE CIRCUITO) ............ 13

1.9.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA AÉREA .................................................... 14

1.9.1.2. CAPACIDAD DE TRANSPORTE ..................................................................... 15

1.9.1.3. PARÁMETROS ELÉCTRICOS ......................................................................... 16

1.9.1.4. CAÍDA DE TENSIÓN ........................................................................................ 19

1.9.1.5. EFECTO CORONA ........................................................................................... 19

1.9.1.6. PÉRDIDA DE POTENCIA ................................................................................. 20

1.9.2. CÁLCULO ELÉCTRICO DEL TRAMO AÉREO Nº2 (SIMPLE CIRCUITO) ........... 21

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1.9.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA AÉREA .................................................... 21

1.9.2.2. CAPACIDAD DE TRANSPORTE ..................................................................... 22

1.9.2.3. PARÁMETROS ELÉCTRICOS ......................................................................... 23

1.9.2.4. CAÍDA DE TENSIÓN ........................................................................................ 25

1.9.2.5. EFECTO CORONA ........................................................................................... 26

1.9.2.6. PÉRDIDA DE POTENCIA ................................................................................. 26

1.9.3. AISLAMIENTO ......................................................................................................... 27

1.9.4. CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES ........................................................ 30

1.9.4.1. CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA ................................................................. 30

1.9.4.2. CARACTERÍSTICAS DEL CONDUCTOR ........................................................ 30

1.9.4.3. ACCIONES CONSIDERADAS ......................................................................... 31

1.9.4.4. HIPÓTESIS DE PARTIDA ................................................................................ 32

1.9.4.5. HIPÓTESIS DE CÁLCULO ............................................................................... 33

1.9.4.6. VANO IDEAL DE REGULACIÓN ...................................................................... 35

1.9.4.7. COMPARACIÓN DE HIPÓTESIS ..................................................................... 37

1.9.4.8. TABLA DE REGULACIÓN ................................................................................ 39

1.9.4.9. DISTANCIAS ..................................................................................................... 46

1.9.5. CÁLCULO MECÁNICO DEL CABLE DE FIBRA ÓPTICA ..................................... 53

1.9.5.1. CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA ................................................................. 53

1.9.5.2. CARACTERÍSTICAS DEL CABLE DE FIBRA ÓPTICA ................................... 53

1.9.5.3. ACCIONES CONSIDERADAS ......................................................................... 53

1.9.5.4. HIPÓTESIS DE PARTIDA ................................................................................ 54

1.9.5.5. HIPÓTESIS DE CÁLCULO ............................................................................... 55

1.9.5.6. VANO IDEAL DE REGULACIÓN ...................................................................... 56

1.9.5.7. COMPARACIÓN DE HIPÓTESIS ..................................................................... 59

1.9.5.8. TABLA DE REGULACIÓN ................................................................................ 61

1.9.5.9. DISTANCIA ENTRE LOS CONDUCTORES Y EL CABLE DE TIERRA .......... 68

1.9.6. CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS ..................................................................... 69

1.9.6.1. HIPÓTESIS NORMALES .................................................................................. 69

1.9.6.2. HIPÓTESIS ANORMALES ............................................................................... 83

1.9.6.3. TABLAS DE RESULTADOS ............................................................................. 90

1.9.7. CÁLCULO MECÁNICO DE CIMENTACIONES ...................................................... 94

1.9.7.1. CIMENTACIONES MONOBLOQUE ................................................................. 98

1.9.7.2. CIMENTACIONES FRACCIONADAS ............................................................ 100

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1.9.8. PUESTA A TIERRA ............................................................................................... 103

1.9.8.1. ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA ........................................................ 104

1.9.8.2. LÍNEA DE TIERRA ......................................................................................... 112

1.10. PRESCRIPCIONES ESPECIALES ............................................................................. 114

1.10.1. PRESCRIPCIONES ESPECIALES ..................................................................... 114

1.10.1.1. CARRETERAS.............................................................................................. 114

1.10.1.2. RÍOS Y CANALES ........................................................................................ 115

1.10.1.3. CAMINOS, CAÑADAS Y VÍAS PECUARIAS ............................................... 116

1.10.1.4. CANALIZACIONES DE GAS ........................................................................ 116

1.10.2. RELACIÓN DE CRUZAMIENTOS ...................................................................... 117

1.10.2.1. TRAMO AÉREO............................................................................................ 117

1.11. RELACIÓN DE ORGANISMOS AFECTADOS .......................................................... 119

1.12. SEGURIDAD Y SALUD .............................................................................................. 119

1.13. CONCLUSIÓN ............................................................................................................. 119

2. PLIEGO DE CONDICIONES TECNICAS ........................................................................ 121

2.1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ......................................................................... 122

2.2. NORMATIVA APLICABLE ........................................................................................... 122

2.3. REPLANTEO Y MEDICIÓN .......................................................................................... 122

2.4. EJECUCIÓN DEL TRABAJO ....................................................................................... 122

2.5. LÍNEAS AÉREAS .......................................................................................................... 123

2.5.1.1. ACCESOS A LA SITUACIÓN DE LOS APOYOS .......................................... 123

2.5.1.2. TRABAJOS EN LOS CRUZAMIENTOS ......................................................... 123

2.5.1.3. APERTURA DE POZOS ................................................................................. 124

2.5.1.4. TRANSPORTE Y ACOPIO A PIE DE POZO ................................................. 124

2.5.1.5. CIMENTACIONES .......................................................................................... 125

2.5.1.6. ARMADO DE APOYOS .................................................................................. 127

2.5.1.7. PROTECCIÓN DE LAS SUPERFICIES METÁLICAS.................................... 128

2.5.1.8. IZADO DE APOYOS ....................................................................................... 128

2.5.1.9. TENDIDO, EMPALME, TENSADO Y RETENCIONADO ............................... 128

2.5.1.10. REPOSICIÓN DEL TERRENO ..................................................................... 134

2.5.1.11. NUMERACIÓN DE APOYOS. AVISOS DE PELIGRO ELÉCTRICO ........... 134

2.5.1.12. PUESTA A TIERRA ...................................................................................... 135

2.5.2. CONDUCTORES DE POTENCIA Y CABLES DE FIBRA ÓPTICA ..................... 135

2.5.3. RECEPCIÓN Y ACOPIO ....................................................................................... 136

PROYECTO DE:






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2.6. MATERIALES................................................................................................................ 137

2.6.1. APOYOS ................................................................................................................ 137

2.6.2. HERRAJES ............................................................................................................ 137

2.6.3. AISLADORES ........................................................................................................ 138

2.6.4. CONDUCTOR ........................................................................................................ 138

2.7. RECEPCIÓN DE OBRA ................................................................................................ 139

2.7.1. CALIDAD DE CIMENTACIONES ........................................................................... 139

2.7.2. TOLERANCIAS DE EJECUCIÓN .......................................................................... 139

2.7.2.1. DESPLAZAMIENTO DE APOYOS SOBRE SU ALINEACIÓN. ..................... 139

2.7.2.2. DESPLAZAMIENTO DE UN APOYO SOBRE EL PERFIL LONGITUDINAL 140

2.7.2.3. VERTICALIDAD DE LOS APOYOS. .............................................................. 140

2.7.2.4. ALTURA DE FLECHAS. ................................................................................. 140

2.7.2.5. ESTADO Y COLOCACIÓN DE LOS AISLADORES Y HERRAJES. ............. 140

2.7.2.6. DISTANCIAS A MASA .................................................................................... 141

2.8. PLAN DE SEGURIDAD Y SALUD DE LA OBRA. ....................................................... 142

2.9. PLANNING DE EJECUCIÓN DE LA OBRA. ............................................................... 142

2.10. DIRECCIÓN DE OBRA. .............................................................................................. 143

3. PLANOS ........................................................................................................................... 145

3.1. LISTA DE PLANOS ...................................................................................................... 146

4. PRESUPUESTO .............................................................................................................. 147

5. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD ............................................................................ 148

6. RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS .................................................. 150

7. SEPARATAS ................................................................................................................... 151

PROYECTO DE:






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1. MEMORIA

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1.1. ANTECEDENTES

El 29 de mayo de 2018, como muestra inequívoca de la apuesta en firme del Grupo

Enhol por desarrollar un proyecto de energías renovables en la Ribera de Navarra, se

obtuvo Acceso y Conexión para una potencia de 316MW de interconexión en el emba-

rrado de 400kV de la SET La Serna a través de la SET Colectora “La Cantera” de ener-

gía renovable en Navarra, de los cuales 176MW se han destinado a diferentes proyectos

fotovoltaicos, asegurando de esta forma la capacidad de interconexión en dicha subes-

tación.

Las obras para la construcción de la SET “La Cantera” están en pleno desarrollo, con

una estimación de 14 meses para su puesta en servicio.

Con fecha 28 de noviembre de 2018, en sesión del de Gobierno de Navarra, se adoptó

un acuerdo por el que se declaró inversión de interés foral el proyecto empresarial del

Grupo Enhol para la puesta en marcha y explotación de cuatro plantas solares fotovol-

taicas en diferentes Términos Municipales de la Ribera Baja, promovidas por el Grupo

Enhol, siendo una de ellas la futura PSF El Sasillo 50MWp/45MWn.

El objetivo del Grupo Enhol fue, desde el primer momento, desarrollar, en la medida de

lo posible, estos 176 MW fotovoltaicos en terrenos comunales disponibles de los dife-

rentes municipios en los que se desarrollan los proyectos.

La PSF El Sasillo es una de las 4 plantas solares fotovoltaicas a desarrollar con una

potencia instalada de hasta 50MWp en el Término Municipal de Cascante.

1.2. OBJETO

Solen Energía NAVARRA S.L.U. está promoviendo la instalación de la Planta Solar Fo-

tovoltaica “El Sasillo” de 50MWp/45MWn, en el paraje denominado ”Campo la Sierpe”

en el término municipal de Cascante (Navarra).

PROYECTO DE:






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El objeto del presente proyecto es el estudio, descripción y valoración de la futura LAT

66kV AÉREO para la evacuación de la Planta Solar Fotovoltaica “El Sasillo”, detallar las

características y principales equipos de los que constará la futura instalación, y su con-

formidad con la legislación vigente, para proceder a solicitar:

• La autorización administrativa previa, de construcción y declaración en concreto

de utilidad pública, conforme a la Orden Foral 64/2006 de 24 de febrero del Consejero

de Medio Ambiente, Ordenación del Territorio y Vivienda, por la que se regulan los cri-

terios y las condiciones ambientales y urbanísticas para la Implantación de instalaciones

para aprovechar la energía solar en suelo no urbanizable

• La autorización de actividades y usos autorizables en suelo no urbanizable, con-

forme al Decreto Foral Legislativo 1/2017 de 26 de julio por el que se aprueba el texto

refundido de la Ley Foral de Ordenación del Territorio y Urbanismo (TRLFOTU)

• Que el proyecto sea sometido a los efectos del artículo 37 de la Ley 21/2013, de

9 de diciembre, de evaluación ambiental.

Así como justificar que se cumplen las medidas ambientales recogidas en el Decreto

Foral 129/1991 de 4 de abril y en el Real Decreto 1432/2008 de 29 de agosto por el que

se establecen las normas de carácter técnico para las instalaciones eléctricas con objeto

de proteger la avifauna.

Esta línea de evacuación de 66kV partirá de la SET “El Sasillo” y entroncará con la

nueva línea de evacuación del “Parque Eólico Cascante” en su apoyo nº32. Dicha línea

de evacuación del PE llega hasta la posición de la SET LA Cantera, la cual no se con-

sidera dentro del alcance de este proyecto.

PROYECTO DE:






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1.3. REGLAMENTACIÓN Y NORMATIVA APLICABLES

1.3.1. REGLAMENTACIÓN

Las instalaciones de distribución a las que se refiere este documento deberán cum-

plir, como mínimo, lo que se establece en la reglamentación vigente:

Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el reglamento

sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléc-

tricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-RAT

01 a 23.

Real Decreto 223/2008 de 15 de febrero BOE 19-03-08: Reglamento sobre

Condiciones y Garantías de Seguridad de Líneas Eléctricas de Alta Tensión

(RLAT)

Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las activi-

dades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedi-

mientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Real Decreto 222/2008 de 15 de febrero por el que se establece el régimen

retributivo de la actividad de distribución eléctrica.

Otras reglamentaciones o disposiciones administrativas nacionales, autonómi-

cas o locales vigentes y aplicables tales como: Ley foral 5/2007, de 23 de marzo,

de carreteras de navarra.

1.3.2. NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO

La normativa de aplicación es la siguiente:

Normas UNE establecidas como Obligado Cumplimiento en la Reglamenta-ción Vigente y sus actualizaciones.

PROYECTO DE:






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1.3.3. NORMATIVA DE REFERENCIA

Normas UNE, EN e IEC que sirvan de referencia para la definición de equi-pos o de métodos de actuación.

1.4. PROMOTOR

El promotor del proyecto es:

SOLEN ENERGÍA NAVARRA, S.L.U.

CIF: B71375760

Domicilio Fiscal: Calle Frauca 13,

Tudela (Navarra) 31500

1.5. EMPLAZAMIENTO

Tal como se muestra en el plano de situación la instalación está ubicada en la provincia

de NAVARRA, y discurre por los municipios de Cascante y Murchante.

1.6. DESCRIPCIÓN DEL TRAZADO DE LA LÍNEA

La línea aérea objeto de este proyecto, tiene 1 tramo aéreo.

EL proyecto conectará el pórtico de la subestación Cascante con el apoyo Nº 32, que

conectará con el resto de redes de evacuación hasta la ST LA Cantera.

El tramo aéreo tiene una longitud en planta de 4.421 m de los cuales, 4.408 m discu-

rren en doble circuito de 66 kV. Este tramo va desde el pórtico de la subestación EL

SASILLO hasta el apoyo nº 01.01 en Simple Circuito, y de ahí hasta el apoyo Nº 32 de

la línea a la que entronca en D/C 66 Kv.

PROYECTO DE:






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1.6.1. DESCRIPCIÓN DEL TRAMO AÉREO:

A continuación, se muestran los municipios por los que discurre la línea y los cruzamien-

tos que existen en cada municipio por alineaciones:

TRAMO AÉREO

Término municipal: Cascante y Murchante Longitud: 7.837 m

Nº Alineación

Tensión

(KV) SC/DC

Apoyo inicial

Apoyo final

Ángulo con siguiente alineación (g)

Longitud (m)

Cruzamientos

1 66 DC 00.32 01.17 184,48 480 Nº 1: REGATA NATURAL. (CHE)

2 66 DC 01.17 01.14 157,21 408

Nº 2: REGATA NATURAL. (CHE)

Nº 3: GASEODUCTO (ENAGAS)



Nº 6: VIA PECUARIA RTA: RAMAL DE TARAZONA. (CAÑADAS)


Nº 8: REGATA/CANAL (SINDICATO RIEGO)

4 66 DC 01.12 01.09 221,26 792

Nº 9: CTRA. LOCAL NA-6830 KM 5,979 (OOPP)

Nº 10: REGATA/CANAL (SINDICATO RIEGO)



6 66 DC 01.02 01.01 120,04 235



Nº 15: VIA PECUARIA RPC: RAMAL AL POZO CASCORRO. (CAÑADAS)

7 66 SC 01.01 ST 13 NO HAY

1.7. COORDENADAS DE LOS APOYOS DE LA LÍNEA.

En la siguiente tabla se muestran las coordenadas de los apoyos de la línea en proyec-

ción UTM utilizando el Datum ETRS-89 en el huso 30.

Nº apoyo Tipo AP UTM X: UTM Y: M2 OCUPACIÓN CIMENTACIÓN

01.01 AGR-21000-14 FL 605444,20 4655583,63 24,30

01.02 AGR-14000-20 AN-AG-AM 605670,76 4655534,19 30,91

01.03 HA-3500-21 AL-S 605926,82 4655548,63 3,65

01.04 HA-3500-19 AL-S 606172,21 4655562,45 3,31

01.05 HA-3500-19 AL-S 606414,97 4655576,12 3,31

01.06 HA-3500-23 AL-S 606657,74 4655589,80 3,80

01.07 HA-3500-23 AL-S 606961,67 4655606,92 3,80

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01.08 HA-3500-16 AL-S 607201,83 4655620,45 2,99

01.09 AG-9000-16 AN-AG-AM 607353,75 4655629,02 21,62

01.10 HA-3500-23 AL-S 607570,04 4655717,98 3,80

01.11 HA-3500-19 AL-S 607831,09 4655606,93 3,31

01.12 AGR-12000-18 AG-AM 608086,56 4655930,44 26,94

01.13 HA-3500-23 AL-S 608304,41 4656107,28 3,80

01.14 AGR-18000-18 AG-AM 608522,25 4656284,13 29,59

01.15 HA-3500-19 AL-S 608716,60 4656286,03 3,31

01.16 HA-3500-19 AL-S 608930,57 4656288,12 3,31

01.17 AG-9000-16 AG-AM 609179,67 4656290,56 21,62

01.18 AG-9000-16 AN-AL-AM 609418,38 4656233,67 21,62

FL: Fin de línea

AG: Ángulo

AL: Alineación

AN: Anclaje

AM: Amarre

S: Suspendido

PROYECTO DE:






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1.8. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

La instalación queda definida por las siguientes características:

1.8.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL TRAMO AÉREO

LÍNEA D/C 66 kV

Sistema ................................................................................. Corriente Alterna Trifásica

Frecuencia (Hz) .......................................................................................................... 50

Tensión nominal (KV) ................................................................................................. 66

Tensión más elevada de la red (KV) ........................................................................ 72,5

Categoría ...................................................................................................................... 2

Nº de circuitos.......................................... Doble circuito (unidos entre si eléctricamente)

Nº de conductores por fase........................................................................................... 1

Tipo de conductor ................................................................ 242-AL1/39-ST1A (LA-280)

Tipo de cable de tierra ............................................................................... OPGW-16/48

Número de cables de tierra ........................................................................................... 1

Potencia máxima de transporte (MVA) .................................................................. 66,45

Número de apoyos ..................................................................................................... 18

Longitud Total (km) ............................................................................................... 4.421

Zona de aplicación ............................................................................................. ZONA A

Tipo de aislamiento ...................................................................... Aislador de composite

Apoyos .................................................................................................... HA, AG y AGR

Cimentaciones ................................................................................................. Hormigón

Puesta a tierra .............................................................. Picas de toma de tierra y anillos

Nº Apoyos alineación/Tipo .................................................................................. 11 / HA

Nº Apoyos ángulo/Tipo ............................................................................. 5 / AG Y AGR

Nº Apoyos fin de línea/Tipo................................................................................. 1 / AGR

Temperatura de operación ..................................................................................... 85 ºC

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1.8.2. PROTECCIÓN DE LA AVIFAUNA

La instalación proyectada, ubicada en zona de paso o nidificación de aves protegidas,

tendrá en cuenta las normas establecidas en el Decreto Foral 129/1991 en los puntos

que le afectan.

Las medidas de protección de la avifauna adoptadas en este Proyecto, son las siguien-

tes:

a) Para aislamiento del circuito de alta tensión en 66 KV, se utilizarán cade-

nas de composite de 1 m tipo U70YB66-AL+PECA-1000-A. Por otro lado, se utilizará el

aislador tipo U70AB66P para suspendido. Los elementos de protección o maniobra se

colocarán invertidos a distancia suficiente de la cabecera de los apoyos.

c) Los puentes de los apoyos de amarre y seccionamiento, quedarán por

debajo de la cruceta del apoyo, con suficiente separación para evitar que las aves po-

sadas en cogolla puedan entrar en contacto con los elementos en tensión.

d) En los apoyos la separación mínima entre conductores y entre éstos y la

zona de posada de aves, es de 1,50 y 0,70 m. respectivamente.

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1.8.3. CARACTERÍSTICAS DE LOS MATERIALES

1.8.3.1. CABLE AÉREO 66 KV

Las características del conductor aéreo son las siguientes:

Son cables de aluminio con alma de acero de conductores cableados concén-

tricos, compuestos de un alma de acero del tipo ST1A y una o más capas de

hilos de aluminio del tipo AL1.

Tipo .................................................................................................... 242-AL1/39-ST1A

Designación antigua ............................................................................................ LA-280

Material .................................................................................................Aluminio – Acero

Composición (mm) .................................................................................................. 26+7

Diámetro cable completo (mm) ................................................................................ 21,8

Sección total (mm2)................................................................................................ 281,1

Peso (daN/m) ........................................................................................................ 0,957

Carga de rotura (daN) ............................................................................................ 8.450

Módulo de elasticidad (daN/mm2) .......................................................................... 7.500

Coeficiente de dilatación lineal (ºC-1) ................................................................ 18,9 10-6

Resistencia eléctrica a 20ºC (/Km) .................................................................... 0,1194

Intensidad máxima admisible (A) ........................................................................... 581,2

1.8.3.2. CABLE TIERRA / FIBRA AÉREO

Las características del cable de guarda son las siguientes:

Tipo (UNE-EN 60794-4) ............................................................................. OPGW 16-48

Diámetro cable completo (mm) ................................................................................... 15

Sección total (mm2)................................................................................................... 176

Peso (daN/m) .......................................................................................................... 0,65

Carga de rotura (daN) ............................................................................................ 9.000

Módulo de elasticidad (daN/mm2) ........................................................................ 10.000

Coeficiente de dilatación lineal (ºC-1) ................................................................... 15 10-6

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.11

Máximo número de fibras ........................................................................................... 48

1.8.3.3. AISLAMIENTO

Se utilizarán cadenas de aislamiento de composite según norma UNE-EN 61466-1 UNE-

EN 61466-2.

En apoyos de alineación suspendida se emplearán cadenas de composite tipo

U70AB66P con grapa de suspensión armada.

En apoyos de alineación amarre, ángulo, anclaje y fin de línea se emplearán cadenas

de amarre de composite tipo U70YB66-AL con grapa de compresión + dispositivo de

protección especial PECA1000.

Se considera un nivel de contaminación alto (IV) para el aislador suspendido y de nivel

medio (II) para el de amarre.

1.8.3.4. HERRAJES

Los herrajes son hierro forjado galvanizado en caliente y todos estarán adecuadamente

protegidos contra la corrosión.

Estos herrajes cumplirán lo indicado en la norma UNE 21 006

1.8.3.5. APOYOS Y CIMENTACIONES

Los apoyos serán HA, AG y AGR, de resistencia adecuada al esfuerzo que hayan de

soportar.

Las cimentaciones serán de hormigón en masa de tipo monobloque (HA) y de macizos

independientes (AG y AGR).

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.12

1.8.3.6. PUESTA A TIERRA

En apoyos en zonas no frecuentadas los apoyos se pondrán a tierra mediante electrodos

de difusión vertical.

En apoyos en zonas frecuentadas y/o maniobra se pondrán a tierra mediante electrodos

de difusión vertical y anillos perimetrales para cumplir lo establecido en el apartado 7.3.4

de la ITC-07 del RLEAT en cuanto a la seguridad de las personas. Asimismo, en dichos

apoyos se instalará acera equipotencial

1.8.3.7. NUMERACIÓN Y AVISO DE PELIGRO

En cada apoyo se marca el número de orden que le corresponda, de acuerdo con el

criterio de origen de la línea que se haya establecido.

Todos los apoyos llevan una placa de señalización de riesgo eléctrico, situada a una

altura visible y legible desde el suelo a una distancia mínima de 2 m.

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.13

1.9. CÁLCULOS

Seguidamente se justifican los elementos que componen las instalaciones proyectadas.

1.9.1. CÁLCULO ELÉCTRICO DEL TRAMO AÉREO Nº1 (DOBLE CIRCUITO)

Se realizarán los siguientes cálculos

- Capacidad de transporte

- Parámetros de la línea

- Caída de tensión

- Cálculo de las pérdidas de potencia

- Efecto Corona

Para ello, se tendrán en cuenta las siguientes hipótesis y características de la línea.

- Tipo de apoyo predominante: HA-3500-19-NH3C

- Conductor de fase: LA-280

- Conductor de tierra: OPGW-16/48

- Frecuencia: 50Hz

- Temperatura máxima de conductor: 85ºC

- Pérdida de potencia en los aisladores por fase: 0,025 kW/cadena.

- Altitud media sobre el nivel del mar: 320 m

- Para el cálculo de la distancia media geométrica, se ha supuesto que el subconductor

de cada fase del circuito se ha colocado en la misma altura cómo indica la siguiente

figura.

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.14

1.9.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA AÉREA

Sistema ................................................................................................... Corriente alterna trifásica

Frecuencia.............................................................................................................................. 50 Hz

Tensión nominal ..................................................................................................................... 66 kV

Tensión más elevada de la red ........................................................................................... 72,5 kV

Temperatura máxima del conductor ....................................................................................... 85 ºC

Potencia a transportar ......................................................................................................... 55 MVA

Nº de circuitos ................................................................................................................................ 1

Nº de conductores por fase ............................................................................................................ 2

Tipo de conductor ................................................................................................................ LA-280

Composición del conductor ......................................................................................................26+7

Longitud de la línea ........................................................................................................... 4,408 km

Sección del conductor .................................................................................................... 281,1 mm2

Tipo de cable de tierra/óptico ..................................................................................... OPGW-16/48

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.15

1.9.1.2. CAPACIDAD DE TRANSPORTE

Se ha calculado la capacidad de transporte de esta línea teniendo en cuenta la densidad

máxima de corriente admisible presente en la tabla 11 del apartado 4.2.1 Densidad ad-

misible, de la ITC-07-RLAT.

δ�Á� = 2,207 A/mm� · 0,937 = 2,068 A/mm�

El primer valor mostrado se corresponde al valor de la densidad de corriente interpolado

a partir de los datos de las tablas mencionadas previamente, considerando la sección

total del conductor. El segundo término corresponde a un coeficiente de reducción para

conductores con configuración 26+7.

De ahí se obtiene la intensidad y la potencia máxima que la línea puede transportar.

I�Á� = δ�Á� · S = 2,068 A/mm� · 281,1 mm� = 581,303 A

S�Á� = Número de circuitos · √3 · Uc · I�Á� = 2 · √3 · 66kV · 581,303 A = 132,904 MVA

Para diferentes factores de potencia, se obtienen las siguientes potencias de transporte:

cos ϕ P(MW)

0,8 106,309

0,85 112,953

0,9 119,597

0,95 126,241

1 132,886

Con este estudio, se cumple lo establecido en el Reglamento de Líneas Eléctricas Aé-

reas de Alta Tensión.

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.16

1.9.1.3. PARÁMETROS ELÉCTRICOS

A continuación, se muestra una recopilación de los parámetros eléctricos obtenidos.


Distancia media geométrica ......................................................................................3.401,797 mm

Radio medio geométrico ................................................................................................ 201,85 mm

Resistencia (Ω/km) ........................................................................................................ 0,075 Ω/km

Inductancia (Ω/km) ........................................................................................................ 0,177 Ω/km

Susceptancia (S/km) ............................................................................................... 6,47·10-6 S/km

Perditancia (S/km) ................................................................................................... 2,65·10-6 S/km

Impedancia serie (Ω/km) .................................................................................. 0,075+0,177·i Ω/km

Admitancia paralelo (S/km) ....................................................................... (6,47+2,65·i)·10-6 S/km

1.9.1.3.1. Resistencia

Para el cálculo de la resistencia eléctrica se ha tenido en cuenta la corrección por tem-

peratura y frecuencia (efecto pelicular). El resultado mostrado en la tabla de los pará-

metros eléctricos se obtiene de la siguiente ecuación:

�� = �� · (1 + � · (�� − 20)) · (1 + ��) [�/��]

Siendo:

Racθs: Resistencia eléctrica con corriente alterna a la temperatura θ. [Ω/km]

Rcc20: Resistencia eléctrica con corriente continua a 20 ºC. [Ω/km]

α: Coeficiente de variación de la resistividad en función de la temperatura. [ºC-1]

θs: Temperatura de servicio. [ºC]

Yp: Factor del efecto pelicular.

PROYECTO DE:






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Pag.17

1.9.1.3.2. Inductancia

La inductancia se ha calculado con la siguiente fórmula:

� = 2 · � · � · � [�/��]

Siendo:

f: Frecuencia de la red. [Hz]

L: Coeficiente de inducción [H/km], calculado mediante la siguiente formulación:

� = 2 · 10�� · ��

�� [�/��]

Siendo:

DMG: Distancia media geométrica para el apoyo más común (HA-3500-19-

NH3C) [mm]

RMGeq: Radio medio geométrico equivalente del conductor, que teniendo

la línea una configuración simplex, coincide con el radio medio geomé-

trico del mismo [mm]

1.9.1.3.3. Susceptancia

La susceptancia se ha calculado con la siguiente fórmula:

� = 2 · � · � · � [�/��]

Siendo:


C: Capacidad [F/km], calculada mediante la siguiente formulación:

PROYECTO DE:






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Pag.18

� =2 · � · 8,85 · 10��

��

� [�/��]

Siendo:

DMG: Distancia media geométrica para el apoyo más común (HA-3500-19-

NH3C) [mm]

req: Radio equivalente del conductor, que teniendo la línea una configuración

simplex, coincide con el radio del conductor [mm]

1.9.1.3.4. Conductancia

La conductancia se ha calculado con la siguiente fórmula:

� =(�� + ��)

��

√3�� · 10

�� [�/��]

Siendo:

Pa Pérdida de potencia por aislador por fase [kW/km], estimadas para una

línea de 66 kV, con mal tiempo.

Pec Pérdida de potencia por efecto corona [kW/km]

Uc Tensión nominal compuesta de la línea (kV):

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.19

1.9.1.4. CAÍDA DE TENSIÓN

La caída de tensión ha sido calculada mediante el método de parámetros distribuidos,

para diferentes factores de potencia, mediante la fórmula de la caída de tensión:

ΔU (%) =|��| − |��|

|��|· 100

cos ϕ ΔU (%) ΔU (V)

0,8 1,172 764,763

0,85 1,040 679,597

0,9 0,904 591,032

0,95 0,747 489,221

1 0,417 274,122

1.9.1.5. EFECTO CORONA

Se determina a qué tensión el gradiente de tensión en la superficie del conductor es

superior a la rigidez dieléctrica del aire mediante la expresión de F.W. Peek, que nos

indica la tensión crítica disruptiva, siendo esta la indicada a continuación:

U� = 254,517 kV

Las pérdidas por efecto corona se deberán tener en cuenta siempre y cuando la tensión

nominal de la línea sea mayor que la tensión crítica disruptiva. En este proyecto, dado

que no se cumple esta condición, no se tendrán en cuenta las pérdidas por efecto co-

rona.

U� = 66 kV < U� = 254,517 kV

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.20

1.9.1.6. PÉRDIDA DE POTENCIA

La pérdida de potencia según los parámetros eléctricos calculados de la línea para di-

ferentes factores de potencia, y teniendo en cuenta el efecto corona es:

cos ϕ ΔP (kW)

0,8 967,112

0,85 867,002

0,9 754,623

0,95 615,023

1 283,497

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.21

1.9.2. CÁLCULO ELÉCTRICO DEL TRAMO AÉREO Nº2 (SIMPLE CIRCUITO)

Se realizarán los siguientes cálculos

- Capacidad de transporte

- Parámetros de la línea

- Caída de tensión

- Cálculo de las pérdidas de potencia

- Efecto Corona

Se trata de un único vano, con un único apoyo. Para la realización de los cálculos se

tiene en cuenta lo siguiente. Además, se trasporta únicamente la mitad de la potencia.

- Tipo de apoyo predominante: AGR-21000-14-NG3C

- Conductor de fase: LA-280

- Conductor de tierra: OPGW-16/48

- Frecuencia: 50Hz

- Temperatura máxima de conductor: 85ºC

- Pérdida de potencia en los aisladores por fase: 0,025 kW/cadena.

- Altitud media sobre el nivel del mar: 320 m

1.9.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA AÉREA

Sistema ................................................................................................... Corriente alterna trifásica

Frecuencia.............................................................................................................................. 50 Hz

Tensión nominal ..................................................................................................................... 66 kV

Tensión más elevada de la red ........................................................................................... 72,5 kV

Temperatura máxima del conductor ....................................................................................... 85 ºC

Potencia a transportar ......................................................................................................... 55 MVA

Nº de circuitos ................................................................................................................................ 1

Nº de conductores por fase ............................................................................................................ 1

Tipo de conductor ................................................................................................................ LA-280

Composición del conductor ......................................................................................................26+7

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.22


Sección del conductor .................................................................................................... 281,1 mm2

Tipo de cable de tierra/óptico ..................................................................................... OPGW-16/48

1.9.2.2. CAPACIDAD DE TRANSPORTE

Se ha calculado la capacidad de transporte de esta línea teniendo en cuenta la densidad

máxima de corriente admisible presente en la tabla 11 del apartado 4.2.1 Densidad ad-

misible, de la ITC-07-RLAT.

δ�Á� = 2,207 A/mm� · 0,937 = 2,068 A/mm�

El primer valor mostrado se corresponde al valor de la densidad de corriente interpolado

a partir de los datos de las tablas mencionadas previamente, considerando la sección

total del conductor. El segundo término corresponde a un coeficiente de reducción para

conductores con configuración 26+7.

De ahí se obtiene la intensidad y la potencia máxima que la línea puede transportar.

I�Á� = δ�Á� · S = 2,068 A/mm� · 281,1 mm� = 581,303 A

S�Á� = √3 · Uc · I�Á� = √3 · 66kV · 581,303 A = 66,452 MVA

Para diferentes factores de potencia, se obtienen las siguientes potencias de transporte:

cos ϕ P(MW)

0,8 53,154

0,85 56,476

0,9 59,799

0,95 63,121

1 66,443

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.23

Con este estudio, se cumple lo establecido en el Reglamento de Líneas Eléctricas Aé-

reas de Alta Tensión.

1.9.2.3. PARÁMETROS ELÉCTRICOS

A continuación, se muestra una recopilación de los parámetros eléctricos obtenidos.


Distancia media geométrica .......................................................................................3802,030 mm

Resistencia (Ω/km) ........................................................................................................ 0,151 Ω/km

Inductancia (Ω/km) ........................................................................................................ 0,384 Ω/km

Susceptancia (S/km) ............................................................................................... 2,98·10-6 S/km

Perditancia (S/km) ................................................................................................... 1,32·10-6 S/km

Impedancia serie (Ω/km) .................................................................................. 0,151+0,384·i Ω/km

Admitancia paralelo (S/km) ....................................................................... (1,32+2,98·i)·10-6 S/km

1.9.2.3.1. Resistencia

Para el cálculo de la resistencia eléctrica se ha tenido en cuenta la corrección por tem-

peratura y frecuencia (efecto pelicular). El resultado mostrado en la tabla de los pará-

metros eléctricos se obtiene de la siguiente ecuación:

�� = �� · (1 + � · (�� − 20)) · (1 + ��) [�/��]

Siendo:

Racθs: Resistencia eléctrica con corriente alterna a la temperatura θ. [Ω/km]

Rcc20: Resistencia eléctrica con corriente continua a 20 ºC. [Ω/km]

α: Coeficiente de variación de la resistividad en función de la temperatura. [ºC-1]

θs: Temperatura de servicio. [ºC]

Yp: Factor del efecto pelicular.

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.24

1.9.2.3.2. Inductancia

La inductancia se ha calculado con la siguiente fórmula:

� = 2 · � · � · � [�/��]

Siendo:


L: Coeficiente de inducción [H/km], calculado mediante la siguiente formulación:

� = 2 · 10�� · ��

�� [�/��]

Siendo:

DMG: Distancia media geométrica para el apoyo más común (AGR-21000-14-NG3C) [mm]

RMGeq: Radio medio geométrico equivalente del conductor, que teniendo

la línea una configuración simplex, coincide con el radio medio geomé-

trico del mismo [mm]

1.9.2.3.3. Susceptancia

La susceptancia se ha calculado con la siguiente fórmula:

� = 2 · � · � · � [�/��]

Siendo:


C: Capacidad [F/km], calculada mediante la siguiente formulación:

� =2 · � · 8,85 · 10��

��

� [�/��]

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.25

Siendo:

DMG: Distancia media geométrica para el apoyo más común (AGR-21000-14-NG3C) [mm]

req: Radio equivalente del conductor, que teniendo la línea una configuración

simplex, coincide con el radio del conductor [mm]

1.9.2.3.4. Conductancia

La conductancia se ha calculado con la siguiente fórmula:

� =(�� + ��)

��

√3�� · 10

�� [�/��]

Siendo:

Pa Pérdida de potencia por aislador por fase [kW/km], estimadas para una

línea de 66 kV, con mal tiempo.

Pec Pérdida de potencia por efecto corona [kW/km]

Uc Tensión nominal compuesta de la línea (kV):

1.9.2.4. CAÍDA DE TENSIÓN

La caída de tensión ha sido calculada mediante el método de parámetros distribuidos,

para diferentes factores de potencia, mediante la fórmula de la caída de tensión:

ΔU (%) =|��| − |��|

|��|· 100

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.26

cos ϕ ΔU (%) ΔU (V)

0,8 0,007 4,749

0,85 0,006 4,207

0,9 0,006 3,645

0,95 0,005 2,998

1 0,002 1,632

1.9.2.5. EFECTO CORONA

Se determina a qué tensión el gradiente de tensión en la superficie del conductor es

superior a la rigidez dieléctrica del aire mediante la expresión de F.W. Peek, que nos

indica la tensión crítica disruptiva, siendo esta la indicada a continuación:

U� = 129,723 kV

Las pérdidas por efecto corona se deberán tener en cuenta siempre y cuando la tensión

nominal de la línea sea mayor que la tensión crítica disruptiva. En este proyecto, dado

que no se cumple esta condición, no se tendrán en cuenta las pérdidas por efecto co-

rona.

U� = 66 kV < U� = 129,723 kV

1.9.2.6. PÉRDIDA DE POTENCIA

La pérdida de potencia según los parámetros eléctricos calculados de la línea para di-

ferentes factores de potencia, y teniendo en cuenta el efecto corona es:

cos ϕ ΔP (kW)

0,8 5,864

0,85 5,205

0,9 4,470

0,95 3,565

1 1,435

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.27

1.9.3. AISLAMIENTO

Se establece un nivel de aislamiento mínimo, tal como se indica en la Tabla 12 del apar-

tado 4.4 Coordinación de aislamiento dentro de la ITC-LAT 07 del Reglamento de líneas

de Alta tensión, que se recoge en la siguiente tabla:

Tensión nominal (kV) 66

Tensión más elevada (kV eficaces) 72,5

Tensión soportada a frecuencia industrial (kV eficaces) 140

Tensión de ensayo a impulso tipo rayo (kV cresta) 325

Este nivel de aislamiento se tomará como base para la determinación de los niveles de

aislamiento de las cadenas de aisladores utilizadas en el proyecto.

Se considera un nivel de contaminación medio (II), con lo que la línea de fuga nominal

se considera de 20,0 mm/kV. Dada la tensión más elevada de la línea (72,5 kV), la línea

de fuga mínima en la línea será de 1450 mm para 66KV. Esta longitud será inferior a la

línea de fuga que presentan los aislamientos utilizados en este proyecto.

Las características mecánicas de las cadenas utilizadas son las reflejadas en la si-

guiente tabla:

Tensión (kV) Tipo aislador Nº

AisladoresCarga de

rotura (daN) Longitud

aprox. (mm) Peso aprox.

(daN)

66 susp. U70AB66P 1 7.000 1,16 7

66 amarre U70YB66-AL 1 7.000 1,43 7

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.28

Cadena de suspensión 66KV

Cadena de amarre 66KV

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.29

El esfuerzo que soporta cada una de las cadenas del proyecto, así como el coeficiente

de seguridad que tiene (>3), se muestra en la siguiente tabla:

Nº Apoyo Tipo Esfuerzo

cadena/cond (daN)

Esfuerzo admisible/cond

66KV (daN)

C.S.

66 KV

01.01 AGR-21000-14 1578,53 7000 4,43

01.02 AGR-14000-20 1954,13 7000 3,58

01.03 HA-3500-21 312,8 7000 22,38

01.04 HA-3500-19 293,36 7000 23,86

01.05 HA-3500-19 266,92 7000 26,23

01.06 HA-3500-23 360,21 7000 19,43

01.07 HA-3500-23 358,44 7000 19,53

01.08 HA-3500-16 185,24 7000 37,79

01.09 AG-9000-16 1954,13 7000 3,58

01.10 HA-3500-23 372,70 7000 18,78

01.11 HA-3500-19 313,80 7000 22,31

01.12 AGR-12000-18 1951,12 7000 3,59

01.13 HA-3500-23 365,75 7000 19,14

01.14 AGR-18000-18 1960,78 7000 3,57

01.15 HA-3500-19 225,74 7000 31,01

01.16 HA-3500-19 256,34 7000 27,31

01.17 AG-9000-16 1960,78 7000 3,57

01.18 AG-9000-16 1955,46 7000 3,58

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.30

1.9.4. CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES

Este apartado se refiere al estudio de las condiciones en que deben tenderse los con-

ductores y los esfuerzos que estos provocan en los apoyos.

1.9.4.1. CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA

LÍNEA D/C 66 kV

Tensión nominal (kV) ................................................................................... U = 66

Categoría ................................................................................................. Segunda

Zona de aplicación ................................................................................... ZONA A

Longitud de la línea (km) ........................................................................ L = 4,421

Velocidad del viento (km/h) .........................................................................v = 120

Longitud cadena aisladores de amarre (m) .................................................l = 1,43

Longitud cadena aisladores de suspensión (m) ..........................................l = 1,03

Peso de la cadena de aisladores de amarre (daN) ..................................... P = 7,0

Peso de la cadena de aisladores de suspensión (daN) .............................. P = 7,0

Temperatura máxima de servicio para el conductor ..................................... 85 ºC

1.9.4.2. CARACTERÍSTICAS DEL CONDUCTOR

Las características mecánicas del conductor son:

Tipo ............................................................. 242-AL1/39-ST1A (Antiguo LA – 280)

Material ........................................................................................Aluminio – Acero

Sección total (mm2) ............................................................................... Sa = 281,1

Composición .......................................................................................... C = 26 + 7

Diámetro total (mm) ................................................................................. da = 21,8

Peso (daN/m) ......................................................................................... p = 0,957

Carga de rotura (daN) ............................................................................ Cr = 8.450

Módulo de elasticidad (daN/mm2) ........................................................... E = 7.500

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.31

Coeficiente de dilatación lineal (ºC-1) ................................................. = 18,9 10-6

1.9.4.3. ACCIONES CONSIDERADAS

1.9.4.3.1. CARGAS PERMANENTES

Según la ITC-07 en su punto 3.1.1 del Reglamento de Líneas de Alta Tensión, se con-

sidera la carga vertical debida al peso propio del conductor.

Peso del conductor (daN/m) .................................................................. pc = 0,957

1.9.4.3.2. ACCIÓN DEL VIENTO

Según la ITC-07 del Reglamento de Líneas de Alta Tensión, se considerará la presión

del viento sobre el conductor en función del diámetro del mismo. Se ha considerado una

velocidad máxima de viento de 120km/h.

Acción del viento horizontal (daN/m) ..................................................... pv = 1,090

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.32

1.9.4.4. HIPÓTESIS DE PARTIDA

1.9.4.4.1. LÍMITE ESTÁTICO

La tensión máxima de los conductores es la indicada en la siguiente tabla:

CONDUCTOR CARGA DE ROTURA

(daN) COEF.SEGURIDAD

Cs TENSIÓN

MÁXIMA(daN)

242-AL1/39-ST1A 8.450 4,31 1.961

1.9.4.4.2. LÍMITE DINÁMICO

Los fenómenos vibratorios no se tendrán presente, tal como se explica en las siguientes

hipótesis de carga.

1.9.4.4.2.1. HIPÓTESIS EDS (EVERY DAY STRESS)

La hipótesis de carga EDS tiene en cuenta el fenómeno de vibración eólica del cable en

condiciones de temperatura normales (15 ºC para todas zonas) sin sobrecarga, de modo

que la tensión del cable nunca supere el 15% de la carga de rotura.

El valor de tense EDS empleado en las tablas de cálculo mecánico será el indicado en

la siguiente tabla:

CONDUCTOR CARGA DE ROTURA

(daN) TENSE EDS (daN) % ROTURA

242-AL1/39-ST1A 8.450 1.267 15,00

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.33

1.9.4.5. HIPÓTESIS DE CÁLCULO

1.9.4.5.1. TRACCIÓN MÁXIMA ADMISIBLE

Según la tabla 4 de la Instrucción Técnica Complementaria 07 del actual Reglamento

de Líneas de Alta Tensión los conductores deberán resistir las sobrecargas siguientes:

ZONA A: Peso propio y sobrecarga de viento de 120 km/h a –5 ºC

�� = �� + ��

� pv = 1,4514 daN/m

v = -5 ºC

1.9.4.5.2. HIPÓTESIS DE FLECHA MÁXIMA

Según la ITC-07 del actual Reglamento de Líneas de Alta Tensión (Apartado 3.2.3), se

determinará la flecha máxima de los conductores o cables de tierra en las hipótesis

siguientes:

Hipótesis de viento: Acción del peso propio y una sobrecarga de viento a la tempera-

tura de 15 ºC.

2v

2cv2 ppp p2v = 1,4514 daN/m

2v = 15 ºC

Hipótesis de temperatura: Acción del peso propio a la temperatura de 85 ºC.

p2t = pc p2t = 0,957 daN/m

2t = 85 ºC

1.9.4.5.3. HIPÓTESIS DE FLECHA MÍNIMA

La hipótesis de flecha mínima es:

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.34

ZONA A: Peso propio sin sobrecarga a –5 ºC

p2B = pc p2B = 0,957 daN/m

2B = -5 ºC

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.35

1.9.4.6. VANO IDEAL DE REGULACIÓN

El comportamiento de la componente horizontal de la tensión del cable en un cantón de

la línea se puede asemejar al comportamiento del mismo cable en un único vano lla-

mado vano ideal de regulación.

Siendo:

n

1i ia

2i

a

n

1i 2i

a

3i

a

k

2i

b2i

ai

a (m)

donde:

ai : Longitud del vano i medido en la dirección longitudinal (m).

bi : Desnivel del vano i medido en la dirección vertical (m).

El vano ideal de regulación se determinará mediante la siguiente expresión:

ia

2i

a

3i

aka r (m)

Operando de esta forma se obtienen las tablas siguientes:

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.36

TABLA DE RESULTADOS DE CÁLCULO DEL CONDUCTOR

Se-rie Nº

Vano Eq (m)

Conductor EDS(%)

Zona-5º+V

(120km/h)(DaN)

+85ºC(DaN)

FlechaMáx (m)

ParábolaA

+15º+V (120km/h)

(DaN)

-5º+V/2 (120km/h)

(DaN)

F.Máx Hip Tª (85ºC)

F.Máx Hip V

(120km/h)

1 236,00 242-AL1/39-ST1A 10 A 1.314,36 708,53 9,44 1.478,51 1.241,15 1.023,69 9,44 8,15

2 244,00 242-AL1/39-ST1A 15 A 1.955,46 938,54 7,61 1.958,47 1.774,75 1.589,77 7,61 6,09

3 222,55 242-AL1/39-ST1A 15 A 1.960,78 901,81 6,59 1.881,83 1.755,08 1.612,06 6,59 5,12

4 281,00 242-AL1/39-ST1A 15 A 1.948,25 991,37 9,56 2.068,72 1.801,84 1.560,64 9,56 7,96

5 266,53 242-AL1/39-ST1A 15 A 1.950,82 972,14 8,77 2.028,58 1.792,15 1.570,84 8,77 7,20

6 250,03 242-AL1/39-ST1A 15 A 1.954,13 947,99 9,08 1.978,20 1.779,71 1.584,30 7,91 6,38

7 235,00 242-AL1/39-ST1A 12 A 1.578,53 802,69 8,26 1.675,00 1.461,85 1.250,20 8,26 6,86

8 13,00 242-AL1/39-ST1A 1 A 162,08 54,03 0,38 112,74 126,58 125,23 0,38 0,24

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.37

1.9.4.7. COMPARACIÓN DE HIPÓTESIS

1.9.4.7.1. TENSIÓN MECÁNICA

Partiendo de la tensión, temperatura y carga total correspondientes al valor de la tensión

máxima adoptado, se calcula con la ayuda de la ecuación de cambio de condiciones,

las tensiones respectivas a las hipótesis citadas en el apartado anterior.

Dicha ecuación es:

22

21122

1

21

2

222 paAT)(B

T

paATT

siendo:

T1 Tensión del cable en condiciones iniciales en daN

q1 Temperatura del cable en condiciones iniciales en ºC

p1 Carga del cable en condiciones iniciales, en daN/m

T2, q

2, p

2Los mismos conceptos anteriores en condiciones finales

a Vano de cálculo en m

A 24

ESa

B S · E · daN · ºC-1

1.9.4.7.2. FLECHA

El cálculo de flechas se obtiene mediante la expresión:

1

T2

pacosh

p

Tf

0

a

a

0

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.38

siendo:

pa Peso aparente del cable (daN/m).

T0 Componente horizontal de la tensión del cable correspondiente al vano

de regulación (daN).

a Longitud del vano (m).

Con los valores de pa y T de cada vano de regulación obtenido en las siguientes hipóte-

sis:

Flecha máxima: aquella que resulte mayor de la comparación de las condiciones si-

guientes:

- Temperatura 2 = 85 ºC sin sobrecarga

- Temperatura 2 = 15 ºC y sobrecarga de viento

Flecha mínima:

- Temperatura 2 = -5 ºC sin sobrecarga

se obtienen los parámetros de la catenaria de las curvas de replanteo correspondientes

a la flecha máxima y mínima respectivamente.

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.39

1.9.4.8. TABLA DE REGULACIÓN

Las tablas de regulación indican las flechas con las que debe ser instalado el cable en

función de la temperatura y sin actuar sobrecarga alguna.

La tensión a que se ve sometido un cable en un punto determinado de la catenaria

vendrá dada por la siguiente expresión:

H

xch0TT (daN)

siendo:

T Tensión del cable (daN).

To Componente horizontal de la tensión del cable (daN).

H Parámetro de la catenaria (m).

x Coordenada en el eje x del cable (m).

La dirección de esta tensión en este punto será tangente a la catenaria.

La tensión en el punto medio de un vano no nivelado vendrá dada por la siguiente ex-

presión:

H

xch m0m TT (daN)

donde:

H

ash

H

b

shHxm

2

2arg (m)

siendo:

Tm Tensión del cable en el punto medio del vano (daN).

To Componente horizontal de la tensión del cable (daN).

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.40

H Parámetro de la catenaria (m).

xm Coordenada en el eje x del punto medio del vano (m).

a Longitud del vano medido en la dirección longitudinal (m).

b Desnivel del vano medido en la dirección vertical (m).

Las flechas de cada vano del cantón se determinarán mediante la siguiente expresión:

1

H2i

ach

pmi

Tf (m)

donde:

f: Flecha (m).

Tmi: Tensión del cable en el punto medio del vano i (daN).

H: Parámetro de la catenaria (m).

p: Fuerza por unidad de longitud o peso aparente (daN/m).

ai: Longitud del vano i medido en la dirección longitudinal (m).

Operando de esta forma, obtiene el cuadro de valores siguiente:

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.41

CONDUCTOR 242-AL1/39-ST1A (LA-280) - TABLA DE REGULACIÓN

Serie nº 1

EDS: 10,00 SERIE: 1 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 239m COND: 242-AL1/39-ST1A (LA-280)

VANO TEMPERATURA AMBIENTE en º C (Los datos ya están calculados con un sobretense de 15ºC para corregir el destense por fluencia) VANO

40 35 30 24 21 15 10 5

m T, daN F, m T, daN F, m T, daN F, m T, daN F, m T, daN F, m T, daN F, m T, daN F, m T, daN F, m m

239 821,451 8,344 832,992 8,228 845,00 8,111 860,07 7,968 867,895 7,896 884,156 7,751 898,375 7,628 913,246 7,503 239

Serie nº 2



40 35 30 24 21 15 10 5


245 1.202,661 5,984 1.234,013 5,832 1.267,50 5,678 1.310,80 5,490 1.333,834 5,395 1.382,966 5,203 1.427,310 5,041 1.475,074 4,878 245

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.42

Serie nº 3

EDS: 15,00 SERIE: 3 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 222,55m COND: 242-AL1/39-ST1A (LA-280)


40 35 30 24 21 15 10 5


249 1.192,344 6,235 1.228,527 6,051 1.267,50 5,865 1.318,37 5,638 1.345,653 5,524 1.404,292 5,293 1.457,715 5,098 1.515,729 4,903 249

214 1.192,344 4,604 1.228,527 4,469 1.267,50 4,331 1.318,37 4,164 1.345,653 4,079 1.404,292 3,909 1.457,715 3,765 1.515,729 3,621 214

194 1.192,344 3,784 1.228,527 3,672 1.267,50 3,559 1.318,37 3,422 1.345,653 3,352 1.404,292 3,212 1.457,715 3,094 1.515,729 2,976 194

Serie nº 4



40 35 30 24 21 15 10 5


281 1.215,480 7,791 1.240,781 7,632 1.267,50 7,470 1.301,60 7,274 1.319,558 7,175 1.357,424 6,975 1.391,138 6,805 1.427,001 6,634 281

281 1.215,480 7,791 1.240,781 7,632 1.267,50 7,470 1.301,60 7,274 1.319,558 7,175 1.357,424 6,975 1.391,138 6,805 1.427,001 6,634 281

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.43

Serie nº 5



40 35 30 25 20 15 10 5


276 1.210,797 7,545 1.238,315 7,377 1.267,50 7,207 1.298,50 7,034 1.331,479 6,860 1.366,621 6,683 1.404,125 6,504 1.444,213 6,324 276

282 1.210,797 7,877 1.238,315 7,701 1.267,50 7,524 1.298,50 7,344 1.331,479 7,162 1.366,621 6,977 1.404,125 6,790 1.444,213 6,602 282

234 1.210,797 5,422 1.238,315 5,301 1.267,50 5,179 1.298,50 5,055 1.331,479 4,930 1.366,621 4,803 1.404,125 4,674 1.444,213 4,545 234

Serie nº 6



40 35 30 24 21 15 10 5


152 1.204,796 2,298 1.235,144 2,242 1.267,50 2,184 1.309,25 2,115 1.331,424 2,079 1.378,634 2,008 1.421,154 1,948 1.466,865 1,887 152

241 1.204,796 5,780 1.235,144 5,638 1.267,50 5,494 1.309,25 5,318 1.331,424 5,230 1.378,634 5,050 1.421,154 4,899 1.466,865 4,746 241

302 1.204,796 9,080 1.235,144 8,857 1.267,50 8,630 1.309,25 8,354 1.331,424 8,215 1.378,634 7,933 1.421,154 7,695 1.466,865 7,455 302

243 1.204,796 5,876 1.235,144 5,732 1.267,50 5,585 1.309,25 5,407 1.331,424 5,317 1.378,634 5,134 1.421,154 4,981 1.466,865 4,825 243

243 1.204,796 5,876 1.235,144 5,732 1.267,50 5,585 1.309,25 5,407 1.331,424 5,317 1.378,634 5,134 1.421,154 4,981 1.466,865 4,825 243

246 1.204,796 6,023 1.235,144 5,874 1.267,50 5,724 1.309,25 5,541 1.331,424 5,449 1.378,634 5,262 1.421,154 5,104 1.466,865 4,945 246

256 1.204,796 6,523 1.235,144 6,362 1.267,50 6,199 1.309,25 6,001 1.331,424 5,901 1.378,634 5,699 1.421,154 5,528 1.466,865 5,356 256

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.44

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.45

Serie nº 7



40 35 30 24 21 15 10 5


235 974,423 6,797 993,680 6,665 1.014,00 6,532 1.039,91 6,368 1.053,550 6,286 1.082,297 6,119 1.107,886 5,977 1.135,109 5,833 235

Serie nº 8



40 35 30 24 21 15 10 5


13 76,984 0,263 80,485 0,252 84,50 0,240 90,19 0,225 93,492 0,217 101,301 0,200 109,475 0,185 119,870 0,169 13

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.46

1.9.4.9. DISTANCIAS

Se consideran tres tipos de distancias eléctricas:

Del Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada para prevenir

una descarga disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial

de tierra en sobretensiones de frente lento o rápido. Previene descargas

eléctricas entre las partes en tensión y objetos a potencial de tierra, en

condiciones de explotación normal de la red. Las condiciones normales

incluyen operaciones de enganche, aparición de rayos y sobretensiones

resultantes de faltas en la red.

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

una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensio-

nes de frente lento o rápido. Esta distancia previene las descargas eléc-

tricas entre fases durante maniobras y sobretensiones de rayos

asom Valor mínimo de la distancia de descarga de la cadena de aisladores,

definida como la distancia más corta en línea recta entre las partes en

tensión y las partes puestas a tierra. La probabilidad de descarga a tra-

vés de la mínima distancia interna asom debe ser siempre mayor que la

descarga a través de algún objeto externo o persona. Por este motivo,

las distancias externas mínimas de seguridad (Dadd + Del) deben ser siem-

pre superiores a 1,1 asom.

Los valores para la tensión nominal de 66kV son los siguientes:

Tensión más elevada Us (kV) Del (m) Dpp (m)

72,5 0,70 0,80

PROYECTO DE:






REV.: 04

Pag.47

1.9.4.9.1. DISTANCIAS ENTRE CONDUCTORES A PARTES PUESTAS A TIERRA

Según la ITC-07 del Reglamento de Líneas de Alta Tensión la distancia mínima de los

conductores y sus partes puestas en tensión y los apoyos no será inferior a Del, con un

mínimo de 0,2m.

D66 kV el = 0,70 m dmin = 0,70 m

1.9.4.9.2. DISTANCIA DE SEGURIDAD EN APOYOS DE ALINEACIÓN

El ángulo de inclinación de las cadenas de suspensión vendrá dado por la expresión:

ca

tat

P2

PP

2

FF

tg

siendo:

Ft Fuerza debida a una presión de viento mitad actuando sobre los conduc-

tores a ambos lados del apoyo, a la que se añade en los apoyos de án-

gulo la componente horizontal de las fuerzas de tracción transmitida

(daN)

Fta Fuerza debida a la presión del viento actuando sobre la cadena de ais-

ladores con presión de viento mitad (daN)

P Componente vertical de las fuerzas transmitidas por el conductor situado

en

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