gobiernoabierto.navarra.es · 2020. 7. 25. · proyecto de: lÍnea aÉrea de alta tensiÓn doble...
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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
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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)
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PROYECTO DE:
LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE CIR-CUITO 66 KV PARA LA EVACUACIÓN DEL PAR-
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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
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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
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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).
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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.
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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.
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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.
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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 4: REGATA NATURAL. (CHE)
Nº 5: REGATA NATURAL. (CHE)
Nº 6: VIA PECUARIA RTA: RAMAL DE TARAZONA. (CAÑADAS)
3 66 DC 01.14 01.12 218,57 561 Nº 7: REGATA NATURAL. (CHE)
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)
Nº 11: REGATA NATURAL. (CHE)
5 66 DC 01.09 01.02 217,26 1683 Nº 12: REGATA NATURAL. (CHE)
6 66 DC 01.02 01.01 120,04 235
Nº 13: REGATA NATURAL. (CHE)
Nº 14: REGATA NATURAL. (CHE)
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
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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
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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).
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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.
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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.
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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
-
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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.
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1.9.1.3. PARÁMETROS ELÉCTRICOS
A continuación, se muestra una recopilación de los parámetros eléctricos obtenidos.
Longitud de la línea ........................................................................................................... 4,408 km
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.
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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:
f: Frecuencia de la red. [Hz]
C: Capacidad [F/km], calculada mediante la siguiente formulación:
-
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� =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):
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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
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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
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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
-
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Longitud de la línea ........................................................................................................... 0,013 km
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
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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.
Longitud de la línea ........................................................................................................... 0,013 km
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.
-
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1.9.2.3.2. 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 (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:
f: Frecuencia de la red. [Hz]
C: Capacidad [F/km], calculada mediante la siguiente formulación:
� =2 · � · 8,85 · 10��
�� �������
� [�/��]
-
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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
-
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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
-
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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
-
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Cadena de suspensión 66KV
Cadena de amarre 66KV
-
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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
-
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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
-
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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
-
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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
-
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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:
-
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ZONA A: Peso propio sin sobrecarga a –5 ºC
p2B = pc p2B = 0,957 daN/m
2B = -5 ºC
-
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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:
-
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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
-
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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
-
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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.
-
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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).
-
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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:
-
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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
EDS: 15,00 SERIE: 2 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 245m 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
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:
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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)
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
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
EDS: 15,00 SERIE: 4 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 281m 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
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:
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
REV.: 04
Pag.43
Serie nº 5
EDS: 15,00 SERIE: 5 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 266,53m 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 25 20 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
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
EDS: 15,00 SERIE: 6 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 250,27m 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
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:
LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE CIR-CUITO 66 KV PARA LA EVACUACIÓN DEL PAR-
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EN CASCANTE Y MURCHANTE
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-
PROYECTO DE:
LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE CIR-CUITO 66 KV PARA LA EVACUACIÓN DEL PAR-
QUE SOLAR FOTOVOLTAICO EL SASILLO
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Serie nº 7
EDS: 12,00 SERIE: 7 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 235m 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
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
EDS: 1,00 SERIE: 8 TABLA DE TENDIDO, PARA VANO DE REGULACIÓN DE : 13m 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
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
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LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN DOBLE CIR-CUITO 66 KV PARA LA EVACUACIÓN DEL PAR-
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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
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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