ANEJO Nº 1.- CALCULOS JUSTIFICATIVOS

Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
ANEJO Nº 1.CALCULOS
JUSTIFICATIVOS
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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INDICE
ANEJO Nº 1.-CALCULOS JUSTIFICATIVOS ....................................................... 1
A1.1- CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS MECANICOS DE MEDIA TENSIÓN.........................5
A1.1.1.- RESUMEN DE FORMULAS. ....................................................................... 5
A1.1.1.1.- Tension maxima en un vano (Apdo. 3.2.1)......................................... 5
A1.1.1.2.- Vano de regulacion.............................................................................. 6
A1.1.1.3.- Tensiones y flechas de la linea en determinadas condiciones.
Ecuacion del cambio de condiciones.................................................................... 6
A1.1.1.3.1.- Tensión máxima (Apdo. 3.2.1). ............................................................ 8
A1.1.1.3.2. Flecha máxima (Apdo. 3.2.3). ............................................................... 9
A1.1.1.3.3.- Flecha mínima. ................................................................................. 10
A1.1.1.3.4.- Desviación cadena aisladores. ............................................................ 10
A1.1.1.3.5.- Hipótesis de Viento. Cálculo de apoyos. .............................................. 10
A1.1.1.3.6.- Tendido de la línea. .......................................................................... 10
A1.1.1.4.- Limite dinamico "EDS". ..................................................................... 11
A1.1.1.5.- Hipótesis calculo de apoyos (Apdo. 3.5.3). ...................................... 12
A1.1.1.5.1.- Cargas permanentes (Apdo. 3.1.1). .................................................... 16
A1.1.1.5.2.- Esfuerzos del viento (Apdo. 3.1.2). ..................................................... 17
A1.1.1.5.3.- Desequilibrio de tracciones (Apdo. 3.1.4) ............................................ 18
A1.1.1.5.4.- Rotura de conductores (Apdo. 3.1.5) .................................................. 20
A1.1.1.5.5.- Resultante de ángulo (Apdo. 3.1.6) .................................................... 22
A1.1.1.5.6.- Esfuerzos descentrados ..................................................................... 26
A1.1.1.5.7.- Apoyo adoptado ............................................................................... 26
A1.1.1.6.- CIMENTACIONES (Apdo. 3.6). .......................................................... 26
A1.1.1.6.1.- Zapatas Monobloque. ........................................................................ 28
A1.1.1.6.2.- Zapatas Aisladas. .............................................................................. 29
A1.1.1.7.- CADENA DE AISLADORES.................................................................. 32
A1.1.1.7.1.- Cálculo eléctrico................................................................................ 32
A1.1.1.7.2.- Cálculo mecánico .............................................................................. 33
A1.1.1.7.3.- Longitud de la cadena ....................................................................... 34
A1.1.1.7.4.- Peso de la cadena ............................................................................. 34
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A1.1.1.7.5.- Esfuerzo del viento sobre la cadena .................................................... 34
A1.1.1.8.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD............................................................ 35
A1.1.1.8.1.- Distancia de los conductores al terreno ............................................... 35
A1.1.1.8.2.- Distancia de los conductores entre sí .................................................. 35
A1.1.1.8.3.- Distancia de los conductores al apoyo................................................. 36
A1.1.1.9.- ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION............ 36
A1.1.1.10.- DESVIACION HORIZONTAL DE LAS CATENARIAS POR LA ACCION
DEL VIENTO. ....................................................................................................... 37
A1.1.2.- DATOS GENERALES DE LA INSTALACION. ............................................ 38
A1.1.3.- TENSION MAXIMA EN LA LINEA Y COMPONENTE HORIZONTAL.......... 38
A1.1.4.- VANO DE REGULACION. ........................................................................ 38
A1.1.5.- TENSIONES HORIZONTALES Y FLECHAS EN DETERMINADAS
CONDICIONES. ................................................................................................... 39
A1.1.6.- LIMITE DINAMICO EDS......................................................................... 39
A1.1.7.- APOYOS. ................................................................................................ 39
A1.1.8.- CIMENTACIONES................................................................................... 39
A1.1.9.- CADENAS DE AISLADORES.................................................................... 39
A1.1.10.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD. ............................................................. 39
A1.1.10.1. Distancia de los conductores al terreno........................................... 39
A1.1.10.2. Distancia de los conductores entre sí .............................................. 40
A1.1.10.3.- Distancia de los conductores al apoyo ........................................... 43
A1.1.11. ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION. ............... 43
A1.1.12.- TABLAS RESUMEN. .............................................................................. 47
A1.1.12.1.- Tensiones y flechas en hipotesis reglamentarias........................... 47
A1.1.12.2.- Tensiones y flechas de tendido....................................................... 50
A1.1.12.3.- Cálculo de apoyos............................................................................ 52
A1.1.12.4.- Apoyos adoptados. .......................................................................... 54
A1.1.12.5.- Crucetas adoptadas......................................................................... 55
A1.1.12.6.- Cálculo de cimentaciones................................................................ 56
A1.1.12.7.- Dimensiones de cimentaciones....................................................... 58
A1.1.12.8.- Cálculo de las cadenas de aisladores.............................................. 59
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A1.1.12.9.- Cálculo de los esfuerzos verticales sin sobrecarga. ....................... 61
A1.2- CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS ELÉCTRICOS. ......................................................62
A1.2.1.- CÁLCULO DE CONDUCTORES DESNUDOS DE M.T. ................................ 62
A1.2.1.1.- Densidad máxima de corriente. ........................................................ 62
A1.2.1.2.- Intensidad máxima admisible y potencia de transporte. ................ 62
A1.2.2.- CÁLCULO DE CONDUCTORES AISLADOS DE M.T................................... 63
A1.2.2.1.- Densidad máxima de corriente. ........................................................ 63
A1.2.2.2.- Intensidad máxima admisible y potencia de transporte. ................ 63
A1.2.3.- CÁLCULO DE CENTROS DE SECCIONAMIENTO ..................................... 64
A1.2.3.1.- Intensidad de Alta Tension. .............................................................. 64
A1.2.3.2.- Cortocircuitos. ................................................................................... 64
A1.2.3.2.1.- Observaciones. ................................................................................. 64
A1.2.3.2.2.- Cálculo de las Corrientes de Cortocircuito. ........................................... 64
A1.2.3.2.3.- Cortocircuito en el lado de Alta Tensión. ............................................. 64
A1.2.3.3.- Dimensionado de la ventilación del centro. ..................................... 65
A1.2.3.4.- Dimensionado del embarrado. .......................................................... 65
A1.2.3.4.1.- Comprobación por densidad de corriente. ........................................... 65
A1.2.3.4.2.- Comprobación por solicitación electrodinámica. ................................... 66
A1.2.3.4.3.- Comprobación por solicitación térmica. Sobreintensidad térmica admisible.66
A1.2.4.- CÁLCULO DE LA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA. ......................... 67
A1.2.4.1. Investigación de las características del suelo. .................................. 67
A1.2.4.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y tiempo
máximo correspondiente de eliminación de defecto. ....................................... 67
A1.2.4.3. Diseño preliminar de la instalación de tierra..................................... 67
A1.2.4.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierras................................. 70
A1.2.4.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación................... 71
A1.2.4.6.- Cálculo de las tensiones en el interior de los Centros de
Seccionamiento. ................................................................................................. 72
A1.2.4.7. Cálculo de las tensiones aplicadas. .................................................... 72
A1.2.4.8. Investigación de tensiones transferibles al exterior......................... 73
A1.2.4.9. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo..... 74
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A1.1- CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS MECANICOS DE MEDIA TENSIÓN
A1.1.1.- RESUMEN DE FORMULAS.
A1.1.1.1.- Tension maxima en un vano (Apdo. 3.2.1).
La tensión máxima en un vano se produce en los puntos de fijación del conductor
a los apoyos.
TA = P0 ·YA = P0 · c · cosh (XA/c) = P0 · c ·cosh [(Xm - a/2) / c]
TB = P0 ·YB = P0 · c · cosh (XB/c) = P0 · c ·cosh [(Xm+ a/2) / c]
Pv = K · d / 1000
K=60·(v/120)² daN/m² si d £16 mm y v ³ 120 Km/h
K=50·(v/120)² daN/m² si d >16 mm y v ³ 120 Km/h
Pvh = K · D / 1000
K=60·(v/120)² daN/m² si d £16 mm y v ³ 60 Km/h
K=50·(v/120)² daN/m² si d >16 mm y v ³ 60 Km/h
Ph = K · √d
K=0.18 Zona B
K=0.36 Zona C
P0 = √ (Pp² + Pv²)
Zona A, B y C. Hipótesis de viento.
P0 = Pp + Ph
Zonas B y C. Hipótesis de hielo.
P0 = √ [(Pp + Ph )² + Pvh²]
Zonas B y C. Hipótesis de hielo + viento.
Cuando sea requerida por la empresa eléctrica.
c = T0h / P0
Xm = c · ln [z + √(1+z²)]
z = h / (2·c·senh a/2c)
Siendo:
v = Velocidad del viento (Km/h).
TA = Tensión total del conductor en el punto de fijación al primer apoyo del vano
(daN).
TB = Tensión total del conductor en el punto de fijación al segundo apoyo del vano
(daN).
P0 = Peso total del conductor en las condiciones más desfavorables (daN/m).
Pp = Peso propio del conductor (daN/m).
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Pv = Sobrecarga de viento (daN/m).
Pvh = Sobrecarga de viento incluido el manguito de hielo (daN/m).
Ph = Sobrecarga de hielo (daN/m).
d = diámetro del conductor (mm).
D = diámetro del conductor incluido el espesor del manguito de hielo (mm).
Y = c · cosh (x/c) = Ecuación de la catenaria.
c = constante de la catenaria.
YA = Ordenada correspondiente al primer apoyo del vano (m).
YB = Ordenada correspondiente al segundo apoyo del vano (m).
XA = Abcisa correspondiente al primer apoyo del vano (m).
XB = Abcisa correspondiente al segundo apoyo del vano (m).
Xm= Abcisa correspondiente al punto medio del vano (m).
a = Proyección horizontal del vano (m).
h = Desnivel entre los puntos de fijación del conductor a los apoyos (m).
T0h = Componente Horizontal de la Tensión en las condiciones más desfavorables o
Tensión Máxima Horizontal (daN). Es constante en todo el vano.
A1.1.1.2.- Vano de regulacion.
Para cada tramo de línea comprendida entre apoyos con cadenas de amarre, el
vano de regulación se obtiene del siguiente modo:
ar = √ (Σ a3 /
Σ
a)
A1.1.1.3.- Tensiones y flechas de la linea en determinadas condiciones.
Ecuacion del cambio de condiciones.
Partiendo de una situación inicial en las condiciones de tensión máxima horizontal
(T0h), se puede obtener una tensión horizontal final (Th) en otras condiciones diferentes
para cada vano de regulación (tramo de línea), y una flecha (F) en esas condiciones
finales, para cada vano real de ese tramo.
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La tensión horizontal en unas condiciones finales dadas, se obtiene mediante la
Ecuación del Cambio de Condiciones:
[δ · L0 · (t - t0)] + [L0/(S·E) · (Th - T0h)] = L - L0
L0 = c0·senh[(Xm0+a/2) / c0] - c0·senh[(Xm0-a/2) / c0]
c0 = T0h/P0 ; Xm0 = c0 · ln[z0 + √(1+z0²)]
z0 = h / (2·c0·senh a/2c0)
L = c·senh[(Xm+a/2) / c] - c·senh[(Xm-a/2) / c]
c = Th/P ; Xm = c · ln[z + √(1+z² )]
z = h / (2·c·senh a/2c)
Siendo:
δ = Coeficiente de dilatación lineal.
L0 = Longitud del arco de catenaria en las condiciones iniciales para el vano de
regulación (m).
L = Longitud del arco de catenaria en las condiciones finales para el vano de
regulación (m).
t0 = Temperatura en las condiciones iniciales (ºC).
t = Temperatura en las condiciones finales (ºC).
S = Sección del conductor (mm²).
E = Módulo de elasticidad (daN/mm²).
T0h = Componente Horizontal de la Tensión en las condiciones más desfavorables o
Tensión Máxima Horizontal (daN).
Th = Componente Horizontal de la Tensión o Tensión Horizontal en las condiciones
finales consideradas, para el vano de regulación (daN).
a = ar (vano de regulación, m).
h = Desnivel entre los puntos de fijación del conductor a los apoyos, en tramos de un
solo vano (m).
h = 0, para tramos compuestos por más de un vano.
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Obtención de la flecha en las condiciones finales (F), para cada vano real de la línea:
F = YB - [h/a · (XB - Xfm)] – Yfm
Xfm = c · ln[h/a + √(1+(h/a)²)]
Yfm = c · cosh (Xfm/c)
Siendo:
YB = Ordenada de uno de los puntos de fijación del conductor al apoyo (m).
XB = Abcisa de uno de los puntos de fijación del conductor al apoyo (m).
Yfm = Ordenada del punto donde se produce la flecha máxima (m).
Xfm = Abcisa del punto donde se produce la flecha máxima (m).
h = Desnivel entre los puntos de fijación del conductor a los apoyos (m).
a = proyección horizontal del vano (m).
A1.1.1.3.1.- Tensión máxima (Apdo. 3.2.1).
Condiciones iniciales a considerar en la ecuación del cambio de condiciones.
a) Zona A.
- Tracción máxima viento.
t = - 5 ºC.
Sobrecarga: viento (Pv).
b) Zona B.
- Tracción máxima viento.
t = -10 ºC.
Sobrecarga: viento (Pv).
- Tracción máxima hielo.
t = -15 ºC.
Sobrecarga: hielo (Ph).
- Tracción máxima hielo + viento. (Cuando sea requerida por la empresa
eléctrica).
t = -15 ºC.
Sobrecarga: viento (Pvh).
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Sobrecarga: hielo (Ph).
c) Zona C.
- Tracción máxima viento.
t = -15 ºC.
Sobrecarga: viento (Pv).
- Tracción máxima hielo.
t = -20 ºC.
Sobrecarga: hielo (Ph).
- Tracción máxima hielo + viento. (Cuando sea requerida por la empresa
eléctrica).
t = -20 ºC.
Sobrecarga: viento (Pvh).
Sobrecarga: hielo (Ph).
A1.1.1.3.2. Flecha máxima (Apdo. 3.2.3).
Condiciones finales a considerar en la ecuación del cambio de condiciones.
a) Hipótesis de viento.
t = +15 ºC.
Sobrecarga: Viento (Pv).
b) Hipótesis de temperatura.
t = + 50 ºC.
Sobrecarga: ninguna.
c) Hipótesis de hielo.
t = 0 ºC.
Sobrecarga: hielo (Ph).
Zona A: Se consideran las hipótesis a) y b).
Zonas B y C: Se consideran las hipótesis a), b) y c).
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A1.1.1.3.3.- Flecha mínima.
Condiciones finales a considerar en la ecuación del cambio de condiciones.
a) Zona A.
t = -5 ºC.
Sobrecarga: ninguna.
b) Zona B.
t = -15 ºC.
Sobrecarga: ninguna.
c) Zona C.
t = -20 ºC.
Sobrecarga: ninguna.
A1.1.1.3.4.- Desviación cadena aisladores.
Condiciones finales a considerar en la ecuación del cambio de condiciones.
t = -5 ºC en zona A, -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C.
Sobrecarga: mitad de Viento (Pv/2).
A1.1.1.3.5.- Hipótesis de Viento. Cálculo de apoyos.
Condiciones finales a considerar en la ecuación del cambio de condiciones.
t = -5 ºC en zona A, -10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C.
Sobrecarga: Viento (Pv).
A1.1.1.3.6.- Tendido de la línea.
Condiciones finales a considerar en la ecuación del cambio de condiciones.
t = -20 ºC (Sólo zona C).
t = -15 ºC (Sólo zonas B y C).
t = -10 ºC (Sólo zonas B y C).
t = -5 ºC.
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t = 0 ºC.
t = + 5 ºC.
t = + 10 ºC.
t = + 15 ºC.
t = + 20 ºC.
t = + 25 ºC.
t = + 30 ºC.
t = + 35 ºC.
t = + 40 ºC.
t = + 45 ºC.
t = + 50 ºC.
Sobrecarga: ninguna.
A1.1.1.4.- Limite dinamico "EDS".
EDS = (Th / Qr) · 100 < 15
Siendo:
EDS = Every Day Estress, esfuerzo al cual están sometidos los conductores de una
línea la mayor parte del tiempo, correspondiente a la temperatura media o a sus
proximidades, en ausencia de sobrecarga.
Th = Componente Horizontal de la Tensión o Tensión Horizontal en las condiciones
finales consideradas, para el vano de regulación (daN). Zonas A, B y C, tª = 15 ºC.
Sobrecarga: ninguna.
Qr = Carga de rotura del conductor (daN).
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A1.1.1.5.- Hipótesis calculo de apoyos (Apdo. 3.5.3).
Apoyos de líneas situadas en zona A (Altitud inferior a 500 m).
TIPO DE
APOYO
TIPO DE
ESFUERZO
HIPOTESIS 1ª
(Viento)
Alineación
Suspensió
n
V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
T
V
T
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv - Pcvr + Pca·nc
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.1)
L = Dtv
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.1)
Lt = Rotv
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv - Pcvr + Pca·nc
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.2)
L = Dtv
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.2)
Lt = Rotv
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv - Pcvr + Pca·nc
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = Fvc + Eca·nc + RavT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RavdT
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RavrT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavdL
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavrL ; Lt = Rotv
V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv - Pcvr + Pca·nc
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = Fvc + Eca·nc + RavT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RavdT
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RavrT
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavL
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavdL
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavrL ; Lt = Rotv
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv - Pcvr + Pca·nc
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.3)
L = Dtv
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.3)
Lt = Rotv
L
Anclaje
Alineación
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
V
L
Angulo
Amarre
HIPOTESIS 4ª
(Rotura cond.)
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
L
Angulo
Suspensió
n
HIPOTESIS 3ª
(Des. Tracciones)
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
L
Alineación
Amarre
HIPOTESIS 2ª
(Hielo)
V
T
L
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
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Anclaje
Angulo
y
V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv - Pcvr + Pca·nc
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = Fvc + Eca·nc + RavT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RavdT
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RavrT
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavL
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavdL
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavrL ; Lt = Rotv
Estrellam.
L
Fin de
línea
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
L
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.4)
L = Dtv
V = Esfuerzo vertical
T = Esfuerzo transversal
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv - Pcvr + Pca·nc
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.4)
Lt = Rotv
L = Esfuerzo longitudinal
Lt = Esfuerzo de torsión
Para la determinación de las tensiones de los conductores se considerarán sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2)
correspondiente a una velocidad mínima de 120 Km/h y a la temperatura de -5 ºC.
En los apoyos de alineación y ángulo con cadenas de suspensión y amarre se prescinde de la 4ª hipótesis si se verifican
simultáneamente las siguientes condiciones (apdo. 3.5.3) :
- Tensión nominal de la línea hasta 66 kV.
- La carga de rotura del conductor es inferior a 6600 daN.
- Los conductores tienen un coeficiente de seguridad de 3, como mínimo.
- El coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en la hipótesis tercera es el correspondiente a las hipótesis normales.
- Se instalen apoyos de anclaje cada 3 kilómetros como máximo.
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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Apoyos de líneas situadas en zonas B y C (Altitud igual o superior a 500 m).
TIPO DE
APOYO
TIPO DE
ESFUERZO
HIPOTESIS 1ª
(Viento)
HIPOTESIS 2ª
(Hielo)
HIPOTESIS 3ª
(Des. Tracciones)
HIPOTESIS 4ª
(Rotura cond.)
Alineación
Suspensión
V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch - Pchr + Pca·nc
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.1)
L = Dth
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.1)
Lt = Roth
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch - Pchr + Pca·nc
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.2)
L = Dth
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.2)
Lt = Roth
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
L
Alineación
Amarre
V
T
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
L
Angulo
Suspensión
V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch - Pchr + Pca·nc
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = Fvc + Eca·nc + RavT
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahdT
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahrT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahdL
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.1)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahrL ; Lt = Roth
L
Angulo
Amarre
V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch - Pchr + Pca·nc
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = Fvc + Eca·nc + RavT
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahdT
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahrT
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavL
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahL
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahdL
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahrL ; Lt = Roth
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch - Pchr + Pca·nc
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.3)
L = Dth
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.3)
Lt = Roth
L
Anclaje
Alineación
V
T
L
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
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Anclaje
Angulo
y
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V
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch - Pchr + Pca·nc
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = Fvc + Eca·nc + RavT
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahT
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahdT
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
T = RahrT
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RavL
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahL
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahdL
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.3)
Res. Angulo (apdo. 3.1.6)
L = RahrL ; Lt = Roth
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Viento. (apdo. 3.1.2)
V = Pcv + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch + Pca·nc
Cargas perm. (apdo. 3.1.1)
Hielo (apdo. 3.1.3)
V = Pch - Pchr + Pca·nc
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.4)
L = Dth
Rot. Cond. (apdo. 3.1.5.4)
Lt = Roth
Estrellam.
L
Fin de línea
V
T
Viento. (apdo. 3.1.2)
T = Fvc + Eca·nc
L
Des. Tracc. (apdo. 3.1.4.4)
L = Dtv
V = Esfuerzo vertical
T = Esfuerzo transversal
L = Esfuerzo longitudinal
Lt = Esfuerzo de torsión
Para la determinación de las tensiones de los conductores se considerará:
Hipótesis 1ª : Sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 Km/h y a la
temperatura de
-10 ºC en zona B y -15 ºC en zona C.
Resto hipótesis : Sometidos a una sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3) y a la temperatura de -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C.
En los apoyos de alineación y ángulo con cadenas de suspensión y amarre se prescinde de la 4ª hipótesis si se verifican simultáneamente
las siguientes condiciones (apdo. 3.5.3) :
- Tensión nominal de la línea hasta 66 kV.
- La carga de rotura del conductor es inferior a 6600 daN.
- Los conductores tienen un coeficiente de seguridad de 3, como mínimo.
- El coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en la hipótesis tercera es el correspondiente a las hipótesis normales.
- Se instalen apoyos de anclaje cada 3 kilómetros como máximo.
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A1.1.1.5.1.- Cargas permanentes (Apdo. 3.1.1).
Se considerarán las cargas verticales debidas al peso de los distintos elementos:
conductores con sobrecarga (según hipótesis), aisladores, herrajes.
En todas las hipótesis en zona A y en la hipótesis de viento en zonas B y C, el peso
que gravita sobre los apoyos debido al conductor y su sobrecarga "Pcv" será:
Pcv = Lv · Ppv · cos a · n (daN)
Pcvr = Lv · Ppv · cos a · nr (daN)
Siendo:
Lv = Longitud del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de -5
ºC (zona A), -10 ºC (zona B) o -15 ºC (zona C) con sobrecarga de viento (m).
Ppv = Peso propio del conductor con sobrecarga de viento (daN/m).
Pcvr = Peso que gravita sobre los apoyos de los conductores rotos con
sobrecarga de viento para la 4ª hipótesis (daN).
a = Angulo que forma la resultante del viento con el peso propio del conductor.
n = número total de conductores.
nr = número de conductores rotos en la 4ª hipótesis.
En todas las hipótesis en zonas B y C, excepto en la hipótesis 1ª de Viento, el
peso que gravita sobre los apoyos debido al conductor y su sobrecarga "Pch" será:
Pch = Lh · Pph · n (daN)
Pchr = Lh · Pph · nr (daN)
Siendo:
Lh = Longitud del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de -15
ºC (zona B) o -20 ºC (zona C) con sobrecarga de hielo (m).
Pph = Peso propio del conductor con sobrecarga de hielo (daN/m).
Pphr = Peso que gravita sobre los apoyos de los conductores rotos con
sobrecarga de hielo para la 4ª hipótesis (daN).
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PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
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n = número total de conductores.
nr = número de conductores rotos en la 4ª hipótesis.
En todas las zonas y en todas las hipótesis habrá que considerar el peso de los
herrajes y la cadena de aisladores "Pca", así como el número de cadenas de
aisladores del apoyo "nc".
A1.1.1.5.2.- Esfuerzos del viento (Apdo. 3.1.2).
El esfuerzo del viento sobre los conductores "Fvc" en la hipótesis 1ª para las zonas
A, B y C se obtiene de la siguiente forma:
Apoyos alineación
Fvc = (a1 · d1 · n1 + a2 · d2 · n2)/2 · k (daN)
Apoyos fin de línea
Fvc = a/2 · d · n · k (daN)
Apoyos de ángulo y estrellamiento
Fvc =
Σ
ap /2 · dp · np · k (daN)
Siendo:
a1 = Proyección horizontal del conductor que hay a la izquierda del apoyo (m).
a2 = Proyección horizontal del conductor que hay a la derecha del apoyo (m).
a = Proyección horizontal del conductor (m).
ap = Proyección horizontal del conductor en la dirección perpendicular a la bisectriz
del ángulo (apoyos de ángulo) y en la dirección perpendicular a la resultante
(apoyos de estrellamiento) (m).
d, d1, d2, dp = Diámetro del conductor(m).
n, n1, n2, np = nº de haces de conductores.
v = Velocidad del viento (Km/h).
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ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
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K=60·(v/120)² daN/m² si d £16 mm y v ³ 120 Km/h
K=50·(v/120)² daN/m² si d >16 mm y v ³ 120 Km/h
En la hipótesis 1ª para las zonas A, B y C habrá que considerar el esfuerzo del
viento sobre los herrajes y la cadena de aisladores "Eca", así como el número de cadenas
de aisladores del apoyo "nc".
A1.1.1.5.3.- Desequilibrio de tracciones (Apdo. 3.1.4)
En la hipótesis 1ª (sólo apoyos fin de línea) en zonas A, B y C y en la hipótesis 3ª en
zona A (apoyos alineación, ángulo, estrellamiento y anclaje), el desequilibrio de
tracciones "Dtv" se obtiene:
Apoyos de alineación con cadenas de suspensión.
Dtv = 8/100 · Th · n (daN)
Dtv = Abs( (Th1· n1 ) – (Th2 · n2 ) ) (daN)
Apoyos de alineación con cadenas de amarre.
Dtv = 15/100 · Th · n (daN)
Dtv = Abs( (Th1· n1 ) – (Th2 · n2 ) ) (daN)
Apoyos de ángulo con cadenas de suspensión.
Dtv = 8/100 · Th · n (daN)
Este esfuerzo se combinará con la resultante de ángulo.
Apoyos de ángulo con cadenas de amarre.
Dtv = 15/100 · Th · n (daN)
Este esfuerzo se combinará con la resultante de ángulo.
Apoyos de anclaje de alineación.
Dtv = 50/100 · Th · n (daN)
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Dtv = Abs( (Th1· n1 ) – (Th2 · n2 ) ) (daN)
Apoyos de anclaje en ángulo y estrellamiento.
Dtv = 50/100 · Th · n (daN)
Este esfuerzo se combinará con la resultante de ángulo.
Apoyos fin de línea
Dtv = 100/100 · Th · n (daN)
Siendo:
n, n1, n2 = número total de conductores.
Th, Th1, Th2 = Componente horizontal de la tensión en las condiciones de -5 ºC
(zona A), -10 ºC (zona B) y -15 ºC (zona C) con sobrecarga de viento (daN).
En la hipótesis 2ª (fin de línea) y 3ª (alineación, ángulo, estrellamiento y anclaje) en
zonas B y C, el desequilibrio de tracciones "Dth" se obtiene:
Apoyos de alineación con cadenas de suspensión.
Dth = 8/100 · T0h · n (daN)
Dth = Abs( (T0h1· n1 ) – (T0h2 · n2 ) ) (daN)
Apoyos de alineación con cadenas de amarre.
Dth = 15/100 · T0h · n (daN)
Dth = Abs( (T0h1· n1 ) – (T0h2 · n2 ) ) (daN)
Apoyos de ángulo con cadenas de suspensión.
Dth = 8/100 · T0h · n (daN)
Este esfuerzo se combinará con la resultante de ángulo.
Apoyos de ángulo con cadenas de amarre.
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
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Dth = 15/100 · T0h · n (daN)
Este esfuerzo se combinará con la resultante de ángulo.
Apoyos de anclaje en alineación.
Dth = 50/100 · T0h · n (daN)
Dth = Abs( (T0h1· n1 ) – (T0h2 · n2 ) ) (daN)
Apoyos de anclaje en ángulo y estrellamiento.
Dth = 50/100 · T0h · n (daN)
Este esfuerzo se combinará con la resultante de ángulo.
Apoyos fin de línea
Dth = 100/100 · T0h · n (daN)
Siendo:
n, n1, n2 = número total de conductores.
T0h ,T0h1 ,T0h2 = Componente horizontal de la tensión en las condiciones -15 ºC
(Zona B) y -20 ºC (Zona C) con sobrecarga de hielo (daN).
A1.1.1.5.4.- Rotura de conductores (Apdo. 3.1.5)
El esfuerzo debido a la rotura de conductores "Rotv" en zona A, aplicado en el punto
donde produzca la solicitación más desfavorable produciendo un esfuerzo de torsión, se
obtiene:
Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de suspensión
-
Se prescinde siempre que se cumplan las condiciones especificadas en el apdo
3.5.3.
-
Si no se cumplen esas condiciones, se considerará el esfuerzo unilateral
correspondiente a la rotura de un solo conductor "Rotv", aplicado en el punto que
produzca la solicitación más desfavorable.
Rotv = T0h (daN)
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
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Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de amarre
-
Se prescinde siempre que se cumplan las condiciones especificadas en el apdo
3.5.3.
-
Si no se cumplen esas condiciones, se considerará el esfuerzo unilateral
correspondiente a la rotura de un solo conductor "Rotv", aplicado en el punto que
produzca la solicitación más desfavorable.
Rotv = T0h (daN)
Apoyos de anclaje en alineación, anclaje en ángulo y estrellamiento
Rotv = T0h (simplex, un sólo conductor por fase) (daN)
Rotv = T0h · ncf · 0,5 (dúplex, tríplex, cuadruplex; dos, tres o cuatro
conductores por fase) (daN)
Fin de línea
Rotv = T0h · ncf (daN)
Rotv = 2 ·T0h · ncf (montaje tresbolillo y bandera) (daN)
Siendo:
ncf = número de conductores por fase.
T0h = Componente horizontal de la tensión en las condiciones de -5 ºC (zona A), -10
ºC (zona B) y -15 ºC (zona C) con sobrecarga de viento (daN).
El esfuerzo debido a la rotura de conductores "Roth" en zonas B y C, aplicado en el
punto donde produzca la solicitación más desfavorable produciendo un esfuerzo de
torsión, se obtiene:
Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de suspensión
-
Se prescinde siempre que se cumplan las condiciones especificadas en el apdo
3.5.3.
-
Si no se cumplen esas condiciones, se considerará el esfuerzo unilateral
correspondiente a la rotura de un solo conductor "Roth", aplicado en el punto que
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
produzca la solicitación más desfavorable.
Roth = T0h (daN)
Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de amarre
-
Se prescinde siempre que se cumplan las condiciones especificadas en el apdo
3.5.3.
-
Si no se cumplen esas condiciones, se considerará el esfuerzo unilateral
correspondiente a la rotura de un solo conductor "Roth", aplicado en el punto que
produzca la solicitación más desfavorable.
Roth = T0h (daN)
Apoyos de anclaje en alineación, anclaje en ángulo y estrellamiento
Roth = T0h (simplex, un sólo conductor por fase) (daN)
Roth = T0h · ncf · 0,5 (dúplex, tríplex, cuadruplex; dos, tres o cuatro
conductores por fase) (daN)
Fin de línea
Roth = T0h · ncf (daN)
Roth = 2 ·T0h · ncf (montaje tresbolillo y bandera) (daN)
Siendo:
ncf = número de conductores por fase.
T0h = Componente horizontal de la tensión en las condiciones de -15 ºC (Zona B) y 20 ºC (Zona C) con sobrecarga de hielo (daN).
A1.1.1.5.5.- Resultante de ángulo (Apdo. 3.1.6)
El esfuerzo resultante de ángulo "Rav" de las tracciones de los conductores en
la hipótesis 1ª para las zonas A, B y C se obtiene del siguiente modo:
Rav = √((Th1· n1)² +(Th2· n2 )² - 2 · (Th1· n1 ) · (Th2· n2) · cos [180 - a] ) (daN)
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PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
El esfuerzo resultante de ángulo "Rav" se descompondrá en dos esfuerzos, uno en
dirección longitudinal a la línea "RavL" y otro en dirección transversal a la línea "RavT".
Siendo:
n1, n2 = Número de conductores.
Th1, Th2 = Tensiones horizontales en las condiciones de -5 ºC (zona A), -10 ºC (zona
B) y -15 ºC (zona C) con sobrecarga de viento (daN).
a = Angulo que forman Th1 y Th2 (gr. sexa.).
El esfuerzo resultante de ángulo "Rah" de las tracciones de los conductores en
la hipótesis 2ª para las zonas B y C se obtiene del siguiente modo:
Rah = √((Th1· n1)² +(Th2· n2)² - 2 · (Th1· n1 ) · (Th2· n2) · cos [180 - a] ) (daN)
El esfuerzo resultante de ángulo "Rah" se descompondrá en dos esfuerzos, uno en
dirección longitudinal a la línea "RahL" y otro en dirección transversal a la línea "RahT".
Siendo:
n1, n2 = Número de conductores.
Th1, Th2 = Tensiones horizontales en las condiciones de -15 ºC (zona B) y -20 ºC
(zona C) con sobrecarga de hielo (daN).
a = Angulo que forman Th1 y Th2 (gr. sexa.).
El esfuerzo resultante de ángulo "Ravd" de las tracciones de los conductores en
la hipótesis 3ª para la zona A se obtiene del siguiente modo:
Ravd = √((Th1· n1)² +(Th1· n1 + Dtv)² - 2 · (Th1· n1 ) · (Th1· n1+ Dtv) · cos [180 - a] ) (daN)
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El esfuerzo resultante de ángulo "Ravd" se descompondrá en dos esfuerzos, uno en
dirección longitudinal a la línea "RavdL" y otro en dirección transversal a la línea "RavdT".
Siendo:
n1 = Número de conductores.
Th1 = Tensiones horizontales en las condiciones de -5 ºC (zona A), -10 ºC (zona B) y
-15 ºC (zona C) con sobrecarga de viento (daN).
Dtv = Desequilibrio de tracciones en la hipótesis de viento.
a = Angulo que forman Th1 y (Th1 + Dtv) (gr. sexa.).
El esfuerzo resultante de ángulo "Rahd" de las tracciones de los conductores en
la hipótesis 3ª para las zonas B y C se obtiene del siguiente modo:
Rahd = √((Th1· n1)² +(Th1· n1 + Dth)² - 2 · (Th1· n1 ) · (Th1· n1+ Dth) · cos [180 - a] ) (daN)
El esfuerzo resultante de ángulo "Rahd" se descompondrá en dos esfuerzos, uno en
dirección longitudinal a la línea "RahdL" y otro en dirección transversal a la línea
"RahdT".
Siendo:
n1 = Número de conductores.
Th1 = Tensiones horizontales en las condiciones de -15 ºC (zona B) y -20 ºC (zona
C) con sobrecarga de hielo (daN).
Dth = Desequilibrio de tracciones en la hipótesis de hielo.
a = Angulo que forman Th1 y (Th1 + Dth) (gr. sexa.).
El esfuerzo resultante de ángulo "Ravr" de la rotura de conductores en la hipótesis
4ª para la zona A se obtiene del siguiente modo:
Ravr = √((Th1· n1)² +(Th2· n2 )² - 2 · (Th1· n1 ) · (Th2· n2) · cos [180 - a] ) (daN)
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El esfuerzo resultante de ángulo "Ravr" se descompondrá en dos esfuerzos, uno en
dirección longitudinal a la línea "RavrL" y otro en dirección transversal a la línea "RavrT".
Siendo:
n1, n2 = Número de conductores quitando los conductores que se han roto.
Th1, Th2 = Tensiones horizontales en las condiciones de -5 ºC (zona A), -10 ºC (zona
B) y -15 ºC (zona C) con sobrecarga de viento (daN).
a = Angulo que forman Th1 y Th2 (gr. sexa.).
El esfuerzo resultante de ángulo "Rahr" de la rotura de conductores en la
hipótesis 4ª para las zonas B y C se obtiene del siguiente modo:
Rahr = √((Th1· n1)² +(Th2· n2)² - 2 · (Th1· n1 ) · (Th2· n2) · cos [180 - a] ) (daN)
El esfuerzo resultante de ángulo "Rahr" se descompondrá en dos esfuerzos, uno en
dirección longitudinal a la línea "RahrL" y otro en dirección transversal a la línea "RahrT".
Siendo:
n1, n2 = Número de conductores quitando los conductores que se han roto.
Th1, Th2 = Tensiones horizontales en las condiciones de -15 ºC (zona B) y -20 ºC
(zona C) con sobrecarga de hielo (daN).
a = Angulo que forman Th1 y Th2 (gr. sexa.).
*Nota: En los apoyos de estrellamiento las operaciones anteriores se han realizado
tomando las tensiones dos a dos para conseguir la resultante total.
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A1.1.1.5.6.- Esfuerzos descentrados
En los apoyos fin de línea, cuando tienen el montaje al tresbolillo o bandera,
aparecen por la disposición de la cruceta esfuerzos descentrados en condiciones
normales, cuyo valor será:
Esdt = T0h · ncf (daN) (tresbolillo)
Esdb = 3 · T0h · ncf (daN) (bandera)
Siendo:
ncf = número de conductores por fase.
T0h = Componente horizontal de la tensión en las condiciones más desfavorables de
tensión máxima.
A1.1.1.5.7.- Apoyo adoptado
El apoyo adoptado deberá soportar la combinación de esfuerzos considerados en
cada hipótesis:
V = Cargas verticales.
T = Esfuerzos transversales.
L = Esfuerzos longitudinales.
Lt = Esfuerzos de torsión.
A1.1.1.6.- CIMENTACIONES (Apdo. 3.6).
Las cimentaciones se podrán realizar mediante zapatas monobloque o zapatas
aisladas. En ambos casos se producirán dos momentos, uno debido al esfuerzo en punta y
otro debido al viento sobre el apoyo.
Estarán situados los dos momentos, horizontalmente en el centro del apoyo y
verticalmente a ras de tierra.
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Momento debido al esfuerzo en punta
El momento debido al esfuerzo en punta "Mep" se obtiene:
Mep = Ep · Hrc
Siendo:
Ep = Esfuerzo en punta (daN).
Hrc = Altura de la resultante de los conductores (m).
Momento debido al viento sobre el apoyo
El momento debido al esfuerzo del viento sobre el apoyo "Mev" se obtiene:
Mev = Eva · Hv
Siendo:
Eva = Esfuerzo del viento sobre el apoyo (daN). Según apdo. 3.1.2.3 se obtiene:
Eva = 170 · (v/120)² · η · S (apoyos de celosía).
Eva = 100 · (v/120)² · S (apoyos con superficies planas).
Eva = 70 · (v/120)² · S (apoyos con superficies cilíndricas).
v = Velocidad del viento (Km/h).
S = Superficie definida por la silueta del apoyo (m²).
η = Coeficiente de opacidad. Relación entre la superficie real de la cara y el
área definida por su silueta.
Hv = Altura del punto de aplicación del esfuerzo del viento (m). Se obtiene:
Hv = H/3 · (d1 + 2·d2) / (d1 + d2) (m)
H = Altura total del apoyo (m).
d1 = anchura del apoyo en el empotramiento (m).
d2 = anchura del apoyo en la cogolla (m).
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A1.1.1.6.1.- Zapatas Monobloque.
Las zapatas monobloque están compuestas por macizos de hormigón de un solo
bloque.
Momento de fallo al vuelco
Para que un apoyo permanezca en su posición de equilibrio, el momento creado
por las fuerzas exteriores a él ha de ser absorbido por la cimentación, debiendo
cumplirse por tanto:
Mf ³ 1,65 · (Mep + Mev)
Siendo:
Mf = Momento de fallo al vuelco. Momento absorbido por la cimentación (daN · m).
Mep = Momento producido por el esfuerzo en punta (daN · m).
Mev = Momento producido por el esfuerzo del viento sobre el apoyo (daN · m).
Momento absorbido por la cimentación
El momento absorbido por la cimentación "Mf" se calcula por la fórmula de
Sulzberger:
Mf = [139 · C2 · a · h4] + [a3 · (h + 0,20) · 2420 · ( 0,5 - 2/3·√(1,1 · h/a · 1/10·C2) )]
Siendo:
C2 = Coeficiente de compresibilidad del terreno a la profundidad de 2 m (daN/cm3).
a = Anchura del cimiento (m).
h = Profundidad del cimiento (m).
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A1.1.1.6.2.- Zapatas Aisladas.
Las zapatas aisladas están compuestas por un macizo de hormigón para cada pata
del apoyo.
Fuerza de rozamiento de las tierras
Cuando la zapata intenta levantar un volumen de tierra, este opone una
resistencia cuyo valor será:
Frt = δ t ·
Σ
(γ
2
· L) ·tg [Φ/2]
Siendo:
δ t = Densidad de las tierras de que se trata ( 1600 daN/ m3 ).
γ = Longitudes parciales del macizo, en m.
L = Perímetro de la superficie de contacto, en m.
Φ = Angulo de las tierras ( generalmente = 45º ).
Peso de la tierra levantada
El peso de la tierra levantada será:
Pt = Vt · δ t , en daN.
Siendo:
Vt = 1/3· h · (Ss + Si + √( Ss · Si )) ; volumen de tierra levantada, que corresponde
a un tronco de pirámide, en m3 .
δ t = Densidad de la tierra, en daN/ m3 .
h = Altura del tronco de pirámide de la tierra levantada, en m.
Ss = Superfice superior del tronco de pirámide de la tierra levantada, en m2 .
Si = Superfice inferior del tronco de pirámide de la tierra levantada, en m2 .
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Al volumen de tierra “ Vt “, habrá que quitarle el volumen del macizo de hormigón
que hay enterrado.
Peso del macizo de hormigón
El peso del macizo de hormigón de la zapata será:
Ph = Vh · δ
h
, en daN.
Siendo:
δ
h
= Densidad del macizo de hormigón, en daN/ m3 .
Vh =
Σ
Vhi ; los volumenes “ Vhi ” pueden ser cubos, pirámides o troncos de pirámide,
en m3 .
Vi = 1/3 · h · (Ss + Si + √( Ss · Si )) ; volumen del tronco de pirámide, en m3 .
Vi = 1/3 · h · S ; volumen de la pirámide, en m3 .
Vi = h · S ; volumen del cubo, en m3 .
h = Altura del cubo, pirámide o tronco de pirámide, en m.
Ss = Superfice superior del tronco de pirámide, en m2 .
Si = Superfice inferior del tronco de pirámide, en m2 .
S = Superfice de la base del cubo o pirámide, en m2 .
Esfuerzo vertical debido al esfuerzo en punta
El esfuerzo vertical que tiene que soportar la zapata debido al esfuerzo en punta
"Fep" se obtiene:
Fep = 0,5 · (Mep + Mev · f) / Base , en daN.
Siendo:
Mep = Momento producido por el esfuerzo en punta, en daN · m.
Mev = Momento producido por el esfuerzo del viento sobre el apoyo, en daN · m.
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f = Factor que vale 1 si el coeficiente de seguridad del apoyo es normal y 1,25 si el
coeficiente de seguridad es reforzado.
Base = Base del apoyo, en m.
Esfuerzo vertical debido a los pesos
Sobre la zapata actuarán esfuerzos verticales debidos a los pesos, el valor será:
FV = TV /4 + Pa /4 + Pt + Ph , en daN.
Siendo:
TV = Esfuerzos verticales del cálculo de los apoyos, en daN.
Pa = Peso del apoyo, en daN.
Pt = Peso de la tierra levantada, en daN.
Ph = Peso del hormigón de la zapata, en daN.
Esfuerzo total sobre la zapata
El esfuerzo total que actúa sobre la zapata será:
FT = Fep + FV , en daN.
Siendo:
Fep = Esfuerzo debido al esfuerzo en punta, en daN.
FV = Esfuerzo debido a los esfuerzos verticales, en daN.
Comprobación de las zapatas
Si el esfuerzo total que actúa sobre la zapata tiende a levantar el macizo de
hormigón, habrá que comprobar el coeficiente de seguridad ”Cs“, cuyo valor será:
Cs = ( FV + Frt ) / Fep > 1,5 .
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Si el esfuerzo total que actúa sobre la zapata tiende a hundir el macizo de
hormigón, habrá que comprobar que el terreno tiene la debida resistencia ”Rt“, cuyo
valor será:
Rt = FT / S , en daN/cm2 .
Siendo:
FV = Esfuerzo debido a los esfuerzos verticales, en daN.
Frt = Esfuerzo de rozamiento de las tierras, en daN.
Fep = Esfuerzo debido al esfuerzo en punta, en daN.
FT = Esfuerzo total sobre la zapata, en daN.
S = Superficie de la base del macizo, en cm² .
A1.1.1.7.- CADENA DE AISLADORES.
A1.1.1.7.1.- Cálculo eléctrico
El grado de aislamiento respecto a la tensión de la línea se obtiene colocando un
número de aisladores suficiente "NAis", cuyo número se obtiene:
NAis = Nia · Ume / Llf
Siendo:
NAis = número de aisladores de la cadena.
Nia = Nivel de aislamiento recomendado según las zonas por donde atraviesa la línea
(cm/kV).
Ume = Tensión más elevada de la línea (kV).
Llf = Longitud de la línea de fuga del aislador elegido (cm).
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A1.1.1.7.2.- Cálculo mecánico
Mecánicamente, el coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores "Csm" ha
de ser mayor de 3.
El aislador debe soportar las cargas normales que actúan sobre él.
Csmv = Qa / (Pv+Pca) > 3
Siendo:
Csmv = coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores con cargas normales.
Qa = Carga de rotura del aislador (daN).
Pv = El esfuerzo vertical transmitido por los conductores al aislador (daN).
Pca = Peso de la cadena de aisladores y herrajes (daN).
El aislador debe soportar las cargas anormales que actúan sobre él.
Csmh = Qa / (Toh·ncf) > 3
Siendo:
Csmh = coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores con cargas anormales.
Qa = Carga de rotura del aislador (daN).
Toh = Tensión horizontal máxima en las condiciones más desfavorables (daN).
ncf = número de conductores por fase.
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A1.1.1.7.3.- Longitud de la cadena
La longitud de la cadena Lca será:
Lca = NAis · LAis (m)
Siendo:
Lca = Longitud de la cadena (m).
NAis = número de aisladores de la cadena.
LAis = Longitud de un aislador (m).
A1.1.1.7.4.- Peso de la cadena
El peso de la cadena Pca será:
Pca = NAis · PAis (daN)
Siendo:
Pca = Peso de la cadena (daN).
NAis = número de aisladores de la cadena.
PAis = Peso de un aislador (daN).
A1.1.1.7.5.- Esfuerzo del viento sobre la cadena
El esfuerzo del viento sobre la cadena Eca será:
Eca = k · (DAis / 1000) · Lca (daN)
Siendo:
Eca = Esfuerzo del viento sobre la cadena (daN).
k = 70 · (v/120)² . Según apdo 3.1.2.2.
v = Velocidad del viento (Km/h).
DAis = Diámetro máximo de un aislador (mm).
Lca = Longitud de la cadena (m).
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A1.1.1.8.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD.
A1.1.1.8.1.- Distancia de los conductores al terreno
La altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su máxima
flecha vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno o superficies
de agua no navegables a una altura mínima de.
D = Dadd + Del = 5,3 + Del (m), mínimo 6 m.
Siendo:
Dadd = Distancia de aislamiento adicional (m).
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, según tabla 15 del apdo. 5.2 (m).
A1.1.1.8.2.- Distancia de los conductores entre sí
La distancia de los conductores entre sí "D" debe ser como mínimo:
D = k·√(F + L) + k' · Dpp (m).
Siendo:
k = Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, según
tabla 16 del apdo. 5.4.1.
L = Longitud de la cadena de suspensión (m). Si la cadena es de amarre L=0.
F = Flecha máxima (m).
k' = 0,75.
Dpp = Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una
descarga disruptiva entre
conductores de fase durante sobretensiones de frente
lento o rápido, según tabla 15 del apdo. 5.2 (m).
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A1.1.1.8.3.- Distancia de los conductores al apoyo
La distancia mínima de los conductores al apoyo "ds" será de:
ds = Del (m), mínimo de 0,2 m.
Siendo:
Del = Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una
descarga disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial de tierra en
sobretensiones de frente lento o rápido, según tabla 15 del apdo. 5.2 (m).
A1.1.1.9.- ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION.
Debido al esfuerzo del viento sobre los conductores, las cadenas de suspensión en
apoyos de alineación y de ángulo sufren una desviación respecto a la vertical. El ángulo
máximo de desviación de la cadena "γ" no podrá ser superior al ángulo "µ" máximo
permitido para que se mantenga la distancia del conductor al apoyo.
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-XºC+V/2 + Pca/2) = Etv / Pt , en apoyos de alineación.
tg γ = (Pv·cos[(180-α)/2] + Rav + Eca/2) / (P-XºC+V/2 + Pca/2) = Etv / Pt , en
apoyos de ángulo.
Siendo:
tg γ = Tangente del ángulo que forma la cadena de suspensión con la vertical, al
desviarse por la acción del viento.
Pv = Esfuerzo de la mitad de la presión de viento sobre el conductor (120 km/h)
(daN).
Eca = Esfuerzo de la mitad de la presión de viento sobre la cadena de aisladores y
herrajes (120 km/h) (daN).
P-XºC+V/2 = Peso total del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de
una Tª X (-5 ºC en zona A, -10 ºC en zona B, -15 ºC en zona C) con sobrecarga mitad
de la presión de viento (120 km/h) (daN).
Pca = Peso de la cadena de aisladores y herrajes (daN).
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α = Angulo que forman los conductores de la línea (gr. sexa.).
Rav = Resultante de ángulo en las condiciones de -5 ºC en zona A, -10 ºC en zona B
y -15 ºC en zona C con sobrecarga mitad de la presión de viento (120 km/h) (daN).
Si el valor del ángulo de desviación de la cadena "γ" es mayor del ángulo
máximo permitido "µ", se deberá colocar un contrapeso de valor:
G = Etv / tg µ - Pt
A1.1.1.10.- DESVIACION HORIZONTAL DE LAS CATENARIAS POR LA ACCION
DEL VIENTO.
dH = z · senα
Siendo:
dH = Desviación horizontal de las catenarias por la acción del viento (m).
z = Distancia entre el punto de la catenaria y la recta de unión de los puntos de
sujeción (m).
α = Angulo que forma la resultante del viento con el peso propio del conductor.
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A1.1.2.- DATOS GENERALES DE LA INSTALACION.
Linea “Torras” y “Ariza”
Tensión de la línea: 45 kV.
Tensión más elevada de la línea: 52 kV.
Linea “Poligono SUR-D SE7”
Tensión de la línea: 15 kV.
Tensión más elevada de la línea: 17.5 kV.
Velocidad del viento: 120 km/h.
Zonas: B, C
CONDUCTOR AMBAS LINEAS.
Denominación: LA-180.
Sección: 181.6 mm2 .
Diámetro: 17.5 mm.
Carga de Rotura: 6390 daN.
Módulo de elasticidad: 8000 daN/mm2 .
Coeficiente de dilatación lineal: 17.8 • 10-6 .
Peso propio: 0.663 daN/m.
Peso propio más sobrecarga de viento: 1.098 daN/m.
Peso propio más sobrecarga con la mitad del viento: 0.794 daN/m.
Peso propio más sobrecarga de hielo (Zona B): 1.416 daN/m.
Peso propio más sobrecarga de hielo (Zona C): 2.169 daN/m.
A1.1.3.- TENSION MAXIMA EN LA LINEA Y COMPONENTE HORIZONTAL.
Ver la tabla de TENSIONES Y FLECHAS EN HIPOTESIS REGLAMENTARIAS en apartado
A1.1.12.1.
A1.1.4.- VANO DE REGULACION.
Ver la tabla de TENSIONES Y FLECHAS EN HIPOTESIS REGLAMENTARIAS en apartado
A1.1.12.1.
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A1.1.5.- TENSIONES HORIZONTALES Y FLECHAS EN DETERMINADAS CONDICIONES.
Ver la tabla de TENSIONES Y FLECHAS EN HIPOTESIS REGLAMENTARIAS en apartado
A1.1.12.1.
Ver en la tabla de TENSIONES Y FLECHAS DE TENDIDO en apartado A1.1.12.2.
A1.1.6.- LIMITE DINAMICO EDS.
Ver en la tabla de TENSIONES Y FLECHAS DE TENDIDO en apartado A1.1.12.2.
A1.1.7.- APOYOS.
Ver en la tabla de CALCULO DE APOYOS en apartado A1.1.12.3.
A1.1.8.- CIMENTACIONES.
Ver en la tabla de CALCULO DE CIMENTACIONES en apartado A1.1.12.7.
A1.1.9.- CADENAS DE AISLADORES.
Ver en la tabla de CALCULO DE CADENAS DE AISLADORES en apartado A1.1.12.9.
A1.1.10.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD.
A1.1.10.1. Distancia de los conductores al terreno
La altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su máxima
flecha vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno o superficies de
agua no navegables a una altura mínima de.
dst = Dadd + Del = 5,3 + 0.16 = 5.46 m.; mínimo 6m.
dst = 7 m.
Siendo:
Dadd = Distancia de aislamiento adicional, para asegurar el valor Del con el terreno.
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.
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A1.1.10.2. Distancia de los conductores entre sí
La distancia de los conductores entre sí D debe ser como mínimo:
D = k·√(F + L) + k´·Dpp
Siendo:
k = Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, según
tabla 16 del apdo. 5.4.1.
L = Longitud de la cadena de suspensión (m). Si la cadena es de amarre L=0.
F = Flecha máxima (m).
Dpp = Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una
descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o
rápido.
Apoyos de LA.M.T. 15 KV DC “POLIGONO SUR-D SE7”
• Apoyo 1
D = 0.6·√(3.36 + 0) + 0.75·0.2 = 1.25 m
• Apoyo 2
D = 0.6·√(3.51 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.36 m
• Apoyo 3
D = 0.6·√(5.05 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.57 m
• Apoyo 4
D = 0.6·√(5.05 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.57 m
• Apoyo 5
D = 0.6·√(2.2 + 0) + 0.75·0.2 = 1.06 m
• Apoyo 6
D = 0.6·√(2.75 + 0) + 0.75·0.2 = 1.14 m
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 40
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
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ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
• Apoyo 7
D = 0.6·√(4.90 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.55 m
• Apoyo 8
D = 0.6·√(4.90 + 0) + 0.75·0.2 = 1.48 m
• Apoyo 9
D = 0.6·√(5.18 + 0) + 0.75·0.2 = 1.52 m
• Apoyo 10
D = 0.6·√(5.18 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.59 m
• Apoyo 11
D = 0.6·√(3.75 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.40 m
• Apoyo 12
D = 0.6·√(3.07 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.29 m
• Apoyo 13
D = 0.6·√(2.42 + 0) + 0.75·0.2 = 1.08 m
• Apoyo 14
D = 0.6·√(5.57 + 0) + 0.75·0.2 = 1.57 m
• Apoyo 15
D = 0.6·√(5.57 + 0) + 0.75·0.2 = 1.57 m
• Apoyo 16
D = 0.6·√(3.72 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.39 m
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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• Apoyo 17
D = 0.6·√(3.72 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.39 m
• Apoyo 18
D = 0.6·√(2.94 + 0) + 0.75·0.2 = 1.18 m
• Apoyo 19
D = 0.6·√(2.94 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.27 m
• Apoyo 20
D = 0.6·√(4.16 + 0) + 0.75·0.2 = 1.37 m
• Apoyo 21
D = 0.6·√(4.16 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.45 m
• Apoyo 22
D = 0.6·√(4.29 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.47 m
• Apoyo 23
D = 0.6·√(4.29 + 0.56) + 0.75·0.2 = 1.47 m
• Apoyo 24
D = 0.6·√(1.73 + 0) + 0.75·0.2 = 0.94 m
Apoyos de LA.A.T. 45 KV DC “TORRAS-ARIZA”
• Apoyo 235D
D = 0.65·√ (8.52 + 0) + 0.75·0.7 = 2.42 m
• Apoyo 236D
D = 0.65·√ (7.6 + 0) + 0.75·0.7 = 2.32 m
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Apoyos de LA.A.T. 45 KV SC “ARIZA”
• Apoyo 230
D = 0.65·√ (8.84 + 0) + 0.75·0.7 = 2.46 m
• Apoyo 231
D = 0.65·√ (8.84 + 0) + 0.75·0.7 = 2.46 m
• Apoyo 232
D = 0.65·√ (8.01 + 0) + 0.75·0.7 = 2.36 m
• Apoyo 233
D = 0.65·√ (3.59 + 0) + 0.75·0.7 = 1.76 m
A1.1.10.3.- Distancia de los conductores al apoyo
La distancia mínima de los conductores al apoyo dsa será de:
dsa = Del = 0.16 m.; mínimo 0,2 m.
dsa = 0.2 m.
Siendo:
Del = Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una
descarga disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial de tierra en
sobretensiones de frente lento o rápido.
A1.1.11. ANGULO DE DESVIACION DE LA CADENA DE SUSPENSION.
Debido al esfuerzo del viento sobre los conductores, las cadenas de suspensión en los
apoyos sufren una desviación respecto a la vertical. El ángulo máximo de desviación de la
cadena no podrá ser superior al ángulo máximo permitido para que se mantenga la distancia
del conductor al apoyo.
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-XºC+V/2 + Pca/2) = Etv / Pt , en apoyos de alineación.
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tg γ = (Pv·cos[(180-α)/2] + Rav+ Eca/2) / (P-XºC+V/2 + Pca/2) = Etv / Pt , en apoyos
de ángulo.
Siendo:
tg γ = Tangente del ángulo que forma la cadena de suspensión con la vertical, al desviarse
por la acción del viento.
Pv = Esfuerzo de la mitad de la presión de viento sobre el conductor (120 km/h) (daN).
Eca = Esfuerzo de la mitad de la presión de viento sobre la cadena de aisladores y herrajes
(120 km/h) (daN).
P-XºC+V/2 = Peso total del conductor que gravita sobre el apoyo en las condiciones de una
Tª X (- 5 ºC en zona A, -10 ºC en zona B, -15 ºC en zona C) con sobrecarga mitad de la
presión de viento (120 km/h) (daN).
Pca = Peso de la cadena de aisladores y herrajes (daN).
α = Angulo que forman los conductores de la línea (gr. sexa.).
Rav = Resultante de ángulo en las condiciones de -5 ºC en zona A, -10 ºC en zona B y -15
ºC en zona C con sobrecarga mitad de la presión de viento (120 km/h) (daN).
Si el valor del ángulo de desviación de la cadena " γ " es mayor del ángulo máximo
permitido " µ ", se deberá colocar un contrapeso de valor:
G = Etv / tg µ - Pt
Apoyos de LA.M.T. 15 KV DC “POLIGONO SUR-D SE7”
Apoyos con cadenas de suspensión.
• Apoyo 2
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (68.44 + 3.4/2) / (104.33 + 10.02/2) = 0.64.
γ = 32.68º
µ = 69.11º
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• Apoyo 3
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (76.06 + 3.4/2) / (83.74 + 10.02/2) = 0.88.
γ = 41.22º
µ = 69.11º
• Apoyo 4
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (69.47 + 3.4/2) / (118.3 + 10.02/2) = 0.58.
γ = 29.99º
µ = 69.11º
• Apoyo 7
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (71.69 + 3.4/2) / (108.39 + 10.02/2) = 0.65.
γ = 32.91º
µ = 69.11º
• Apoyo 10
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (77.47 + 3.4/2) / (115.75 + 10.02/2) = 0.66.
γ = 33.25º
µ = 69.11º
• Apoyo 11
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (67.91 + 3.4/2) / (31.47 + 10.02/2) = 1.91.
γ = 62.34º
µ = 69.11º
• Apoyo 12
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (58.42 + 3.4/2) / (184.1 + 10.02/2) = 0.32.
γ = 17.64º
µ = 69.11º
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• Apoyo 16
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (61.11 + 3.4/2) / (22.92 + 10.02/2) = 2.25.
γ = 66.02º
µ = 69.11º
• Apoyo 17
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (66.79 + 3.4/2) / (138.76 + 10.02/2) = 0.48
γ = 25.47º
µ = 69.11º
• Apoyo 19
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (60.89 + 3.4/2) / (102.46 + 10.02/2) = 0.58.
γ = 30.21º
µ = 69.11º
• Apoyo 21
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (70.63 + 3.4/2) / (90.19 + 10.02/2) = 0.76.
γ= 37.23º
µ = 69.11º
• Apoyo 22
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (71.2 + 3.4/2) / (139.54 + 10.02/2) = 0.5.
γ = 26.76º
µ = 69.11º
• Apoyo 23
tg γ = (Pv + Eca/2) / (P-15ºC+V/2 + Pca/2) = (62.42 + 3.4/2) / (153.86 + 10.02/2) = 0.4.
γ = 21.98º
µ = 69.11º
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A1.1.12.- TABLAS RESUMEN.
A1.1.12.1.- Tensiones y flechas en hipotesis reglamentarias.
Vano
Longit.
(m)
Desni.
(m)
Vano
Regula.
(m)
-5ºC+V
Toh(daN)
-10ºC+V
Toh(daN)
Hipótesis de Tensión Máxima
-15ºC+V
-15ºC+H
-20ºC+H
Toh(daN)
Toh(daN)
Toh(daN)
-15ºC+H+V
Toh(daN)
-20ºC+H+V
Toh(daN)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1-2
154.67
-1.01
162
1355
2113.8
2-3
158
-1.14
162
1355
2113.8
3-4
189.42
5.03
162
1355
2113.8
4-5
127.91
1.61
162
1355
2113.8
6-7
140.25
2.08
168.73
1338.3
2116.9
7-8
187.24
2.83
168.73
1338.3
2116.9
8-9
174.18
-1.22
174.18
1326.7
2120.2
9-10
191.14
3.76
161.42
1340.5
2097.8
10-11
162.68
3.49
161.42
1340.5
2097.8
11-12
146.87
14.55
161.42
1340.5
2097.8
12-13
119.37
-0.56
161.42
1340.5
2097.8
13-14
129.56
-3.92
129.56
1484.1
2120.1
14-15
201.41
0.23
201.41
1264.9
2118.4
15-16
117.44
-8.08
144.26
1414.1
2112.3
16-17
161.53
0.08
144.26
1414.1
2112.3
17-18
143.56
-5.29
144.26
1414.1
2112.3
18-19
134.62
-1.18
139.32
1443.1
2121
19-20
143.59
-2.67
139.32
1443.1
2121
20-21
171.74
1.37
157.92
1366.8
2112.9
21-22
150.91
3.89
157.92
1366.8
2112.9
22-23
174.33
-1.33
157.92
1366.8
2112.9
23-24
110.61
-7.77
157.92
1366.8
2112.9
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D-235D
235.67
12.59
235.67
1198
2097.7
235D-234D
249.81
-6.32
249.81
1177.8
2090.4
LAMT 45 KV SC "TORRAS"
234-233
148
-0.48
148
1397.1
2109.4
233-232
159.19
11.2
159.19
1355.2
2105.5
232-231
242.41
10.71
242.41
1192.2
2099.8
231-230
255.28
-5.04
255.28
1180
2100.4
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
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Vano
Longit.
Desni.
(m)
(m)
Vano
Regula.
(m)
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Hipótesis de Flecha Máxima
15ºC+V
50ºC
0ºC+H
Th(daN) F(m) Th(daN) F(m) Th(daN) F(m)
Hipótesis Flecha Mínima
-5ºC
-15ºC
-20ºC
F(m)
F(m)
F(m)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1-2
154.67
-1.01
162
1104.7
2.97
596
3.33
1930
3.36
1.87
2-3
158
-1.14
162
1104.7
3.1
596
3.47
1930
3.51
1.95
3-4
189.42
5.03
162
1104.7
4.46
596
5
1930
5.05
2.8
4-5
127.91
1.61
162
1104.7
2.03
596
2.28
1930
2.3
1.28
6-7
140.25
2.08
168.73
1104.6
2.44
600.2
2.72
1941.4
2.75
1.59
7-8
187.24
2.83
168.73
1104.6
4.36
600.2
4.85
1941.4
4.9
2.83
2.51
8-9
174.18
-1.22
174.18
1105.2
3.77
603.6
4.17
1950.8
4.22
9-10
191.14
3.76
161.42
1094.2
4.59
590.3
5.13
1915.8
5.18
2.9
10-11
162.68
3.49
161.42
1094.2
3.32
590.3
3.72
1915.8
3.75
2.1
11-12
146.87
14.55
161.42
1094.2
2.72
590.3
3.04
1915.8
3.07
1.72
12-13
119.37
-0.56
161.42
1094.2
1.79
590.3
2
1915.8
2.02
1.13
13-14
129.56
-3.92
129.56
1123
2.05
579
2.4
1884.7
2.42
1.06
14-15
201.41
0.23
201.41
1097.2
5.08
612.3
5.5
1978.3
5.57
3.76
15-16
117.44
-8.08
144.26
1110.3
1.71
586
1.96
1903
1.97
0.97
16-17
161.53
0.08
144.26
1110.3
3.23
586
3.69
1903
3.72
1.83
17-18
143.56
-5.29
144.26
1110.3
2.55
586
2.92
1903
2.94
1.45
18-19
134.62
-1.18
139.32
1118.7
2.22
586
2.56
1902.3
2.58
1.22
19-20
143.59
-2.67
139.32
1118.7
2.53
586
2.92
1902.3
2.94
1.39
20-21
171.74
1.37
157.92
1105.5
3.66
593.7
4.12
1923.7
4.16
2.25
21-22
150.91
3.89
157.92
1105.5
2.83
593.7
3.18
1923.7
3.21
1.74
22-23
174.33
-1.33
157.92
1105.5
3.77
593.7
4.25
1923.7
4.29
2.32
23-24
110.61
-7.77
157.92
1105.5
1.52
593.7
1.71
1923.7
1.73
0.94
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D-235D
235.67
12.59
235.67
1078.9
7.08
613.9
7.52
1987.9
7.6
5.75
235D-234D
249.81
-6.32
249.81
1073
7.99
614.2
8.44
1990.7
8.52
6.67
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
234-233
148
-0.48
148
1106.8
2.72
587.2
3.09
1906.4
3.12
1.58
233-232
159.19
11.2
159.19
1100.1
3.17
591.9
3.56
1919.3
3.59
1.97
232-231
242.41
10.71
242.41
1079.3
7.49
615.8
7.93
1994.3
8.01
6.15
231-230
255.28
-5.04
255.28
1078.2
8.31
618.3
8.75
2002.8
8.84
6.97
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 48
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
Vano
Longit.
(m)
Desni.
(m)
Vano
Regula.
(m)
-5ºC+V
Th(daN)
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Hipótesis de Cálculo Apoyos
-10ºC+V
-15ºC+V -15ºC+H
Th(daN)
Th(daN)
Th(daN)
-20ºC+H
Th(daN)
Desviación Cadenas Aisladores
-5ºC+V/2
-10ºC+V/2
-15ºC+V/2
Th(daN)
Th(daN)
Th(daN)
Desviación horizontal
viento
(m)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1-2
154.67
-1.01
162
1355
2113.8
1116.4
2-3
158
-1.14
162
1355
2113.8
1116.4
3-4
189.42
5.03
162
1355
2113.8
1116.4
4-5
127.91
1.61
162
1355
2113.8
1116.4
6-7
140.25
2.08
168.73
1338.3
2116.9
1091.5
7-8
187.24
2.83
168.73
1338.3
2116.9
1091.5
8-9
174.18
-1.22
174.18
1326.7
2120.2
1074
9-10
191.14
3.76
161.42
1340.5
2097.8
1102.1
10-11
162.68
3.49
161.42
1340.5
2097.8
1102.1
11-12
146.87
14.55
161.42
1340.5
2097.8
1102.1
1102.1
12-13
119.37
-0.56
161.42
1340.5
2097.8
13-14
129.56
-3.92
129.56
1484.1
2120.1
1305
14-15
201.41
0.23
201.41
1264.9
2118.4
991.5
15-16
117.44
-8.08
144.26
1414.1
2112.3
1203.7
16-17
161.53
0.08
144.26
1414.1
2112.3
1203.7
17-18
143.56
-5.29
144.26
1414.1
2112.3
1203.7
18-19
134.62
-1.18
139.32
1443.1
2121
1243
19-20
143.59
-2.67
139.32
1443.1
2121
1243
20-21
171.74
1.37
157.92
1366.8
2112.9
1134
21-22
150.91
3.89
157.92
1366.8
2112.9
1134
22-23
174.33
-1.33
157.92
1366.8
2112.9
1134
23-24
110.61
-7.77
157.92
1366.8
2112.9
1134
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D-235D
235.67
12.59
235.67
1198
2097.7
914
235D-234D
249.81
-6.32
249.81
1177.8
2090.4
892
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
234-233
148
-0.48
148
1397.1
2109.4
1179.7
233-232
159.19
11.2
159.19
1355.2
2105.5
1120.1
232-231
242.41
10.71
242.41
1192.2
2099.8
906.6
231-230
255.28
-5.04
255.28
1180
2100.4
892.2
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 49
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.1.12.2.- Tensiones y flechas de tendido.
Vano
Long.
(m)
Desni.
(m)
V.Reg.
(m)
-20ºC
T(daN)
F(m)
-15ºC
T(daN)
F(m)
-10ºC
T(daN)
F(m)
-5ºC
T(daN)
F(m)
0ºC
T(daN)
F(m)
5ºC
T(daN)
F(m)
10ºC
T(daN)
F(m)
15ºC
T(daN)
F(m)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1-2
154.67
-1.01
162
1061.5
1.87
1004.5
1.97
952.6
2.08
905.4
2.19
862.6
2.3
823.8
2.41
788.5
2.52
756.4
2-3
158
-1.14
162
1061.5
1.95
1004.5
2.06
952.6
2.17
905.4
2.29
862.6
2.4
823.8
2.51
788.5
2.62
756.4
2.62
2.74
3-4
189.42
5.03
162
1061.5
2.8
1004.5
2.96
952.6
3.12
905.4
3.29
862.6
3.45
823.8
3.61
788.5
3.77
756.4
3.93
4-5
127.91
1.61
162
1061.5
1.28
1004.5
1.35
952.6
1.42
905.4
1.5
862.6
1.57
823.8
1.65
788.5
1.72
756.4
1.79
6-7
140.25
2.08
168.73
1026.8
1.59
975.3
1.67
928.4
1.76
885.8
1.84
846.9
1.93
811.6
2.01
779.3
2.09
749.9
2.17
7-8
187.24
2.83
168.73
1026.8
2.83
975.3
2.98
928.4
3.13
885.8
3.28
846.9
3.43
811.6
3.58
779.3
3.73
749.9
3.88
8-9
174.18
-1.22
174.18
1002.4
2.51
954.9
2.63
911.6
2.76
872.1
2.88
836.1
3.01
803.2
3.13
773.1
3.25
745.5
3.37
9-10
191.14
3.76
161.42
1046
2.9
990.1
3.06
939.3
3.23
893.2
3.39
851.3
3.56
813.4
3.72
778.9
3.89
747.5
4.05
2.94
10-11
162.68
3.49
161.42
1046
2.1
990.1
2.22
939.3
2.34
893.2
2.46
851.3
2.58
813.4
2.7
778.9
2.82
747.5
11-12
146.87
14.55
161.42
1046
1.72
990.1
1.81
939.3
1.91
893.2
2.01
851.3
2.11
813.4
2.21
778.9
2.31
747.5
2.4
12-13
119.37
-0.56
161.42
1046
1.13
990.1
1.19
939.3
1.26
893.2
1.32
851.3
1.39
813.4
1.45
778.9
1.52
747.5
1.58
13-14
129.56
-3.92
129.56
1315.9
1.06
1225.9
1.14
1141.9
1.22
1064.3
1.31
993.3
1.4
928.9
1.5
870.8
1.6
818.8
1.7
14-15
201.41
0.23
201.41
894.4
3.76
863.5
3.9
834.9
4.03
808.4
4.16
783.9
4.29
761.1
4.42
739.9
4.55
720.2
4.67
15-16
117.44
-8.08
144.26
1181.3
0.97
1107
1.04
1038.9
1.1
976.8
1.17
920.5
1.24
869.7
1.32
824
1.39
782.7
1.46
16-17
161.53
0.08
144.26
1181.3
1.83
1107
1.95
1038.9
2.08
976.8
2.21
920.5
2.35
869.7
2.49
824
2.63
782.7
2.76
17-18
143.56
-5.29
144.26
1181.3
1.45
1107
1.54
1038.9
1.65
976.8
1.75
920.5
1.86
869.7
1.97
824
2.07
782.7
2.18
18-19
134.62
-1.18
139.32
1232.6
1.22
1152.3
1.3
1078.2
1.39
1010.5
1.49
948.9
1.58
893.2
1.68
843.1
1.78
798.1
1.88
19-20
143.59
-2.67
139.32
1232.6
1.39
1152.3
1.48
1078.2
1.59
1010.5
1.69
948.9
1.8
893.2
1.91
843.1
2.03
798.1
2.14
20-21
171.74
1.37
157.92
1085.6
2.25
1024.9
2.39
969.7
2.52
919.5
2.66
873.9
2.8
832.7
2.94
795.4
3.07
761.5
3.21
21-22
150.91
3.89
157.92
1085.6
1.74
1024.9
1.84
969.7
1.95
919.5
2.05
873.9
2.16
832.7
2.27
795.4
2.37
761.5
2.48
22-23
174.33
-1.33
157.92
1085.6
2.32
1024.9
2.46
969.7
2.6
919.5
2.74
873.9
2.88
832.7
3.03
795.4
3.17
761.5
3.31
23-24
110.61
-7.77
157.92
1085.6
0.94
1024.9
0.99
969.7
1.05
919.5
1.11
873.9
1.16
832.7
1.22
795.4
1.28
761.5
1.33
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D-235D
235.67
12.59
235.67
802
5.75
783.4
5.89
765.8
6.02
749.2
6.16
733.5
6.29
718.7
6.42
704.6
6.55
691.2
6.68
235D-234D
249.81
-6.32
249.81
776.9
6.67
761.3
6.8
746.5
6.94
732.4
7.07
719.1
7.2
706.4
7.33
694.2
7.46
682.6
7.59
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
234-233
148
-0.48
148
1149.3
1.58
1079.1
1.68
1015
1.79
956.7
1.9
903.9
2.01
856.2
2.12
813.2
2.23
774.4
2.34
233-232
159.19
11.2
159.19
1068.6
1.97
1009.9
2.09
956.5
2.2
908
2.32
864
2.44
824.1
2.56
788
2.67
755.1
2.79
232-231
242.41
10.71
242.41
792.9
6.15
775.6
6.29
759.2
6.43
743.8
6.56
729.1
6.69
715.2
6.82
702
6.95
689.4
7.08
231-230
255.28
-5.04
255.28
775.9
6.97
760.9
7.11
746.7
7.24
733.1
7.38
720.2
7.51
707.9
7.64
696.2
7.77
684.9
7.9
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 50
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
Vano
Long.
Desni.
V.Reg.
(m)
(m)
(m)
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
20ºC
T(daN)
25ºC
F(m)
T(daN)
30ºC
F(m)
T(daN)
35ºC
F(m)
T(daN)
40ºC
F(m)
T(daN)
45ºC
F(m)
T(daN)
50ºC
F(m)
T(daN)
EDS
F(m)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1-2
154.67
-1.01
162
727.2
2.73
700.5
2.83
676
2.93
653.5
3.04
632.8
3.13
613.7
3.23
596
3.33
11.84
2-3
158
-1.14
162
727.2
2.85
700.5
2.95
676
3.06
653.5
3.17
632.8
3.27
613.7
3.37
596
3.47
11.84
3-4
189.42
5.03
162
727.2
4.09
700.5
4.25
676
4.4
653.5
4.56
632.8
4.7
613.7
4.85
596
5
11.84
4-5
127.91
1.61
162
727.2
1.87
700.5
1.94
676
2.01
653.5
2.08
632.8
2.14
613.7
2.21
596
2.28
11.84
6-7
140.25
2.08
168.73
722.9
2.26
698.1
2.34
675.4
2.41
654.3
2.49
634.9
2.57
616.9
2.64
600.2
2.72
11.74
7-8
187.24
2.83
168.73
722.9
4.02
698.1
4.17
675.4
4.31
654.3
4.44
634.9
4.58
616.9
4.71
600.2
4.85
11.74
8-9
174.18
-1.22
174.18
720.2
3.49
696.8
3.61
675.3
3.73
655.3
3.84
636.8
3.95
619.6
4.06
603.6
4.17
11.67
9-10
191.14
3.76
161.42
718.9
4.22
692.7
4.37
668.7
4.53
646.7
4.69
626.4
4.84
607.7
4.99
590.3
5.13
11.7
10-11
162.68
3.49
161.42
718.9
3.05
692.7
3.17
668.7
3.28
646.7
3.39
626.4
3.5
607.7
3.61
590.3
3.72
11.7
11-12
146.87
14.55
161.42
718.9
2.5
692.7
2.59
668.7
2.69
646.7
2.78
626.4
2.87
607.7
2.96
590.3
3.04
11.7
12-13
119.37
-0.56
161.42
718.9
1.64
692.7
1.71
668.7
1.77
646.7
1.83
626.4
1.89
607.7
1.94
590.3
2
11.7
13-14
129.56
-3.92
129.56
772.2
1.8
730.5
1.91
693.3
2.01
660
2.11
630.2
2.21
603.3
2.31
579
2.4
12.81
14-15
201.41
0.23
201.41
701.7
4.79
684.4
4.92
668.2
5.04
653
5.15
638.6
5.27
625.1
5.38
612.3
5.5
11.27
15-16
117.44
-8.08
144.26
745.6
1.54
712.1
1.61
681.9
1.68
654.4
1.75
629.5
1.82
606.8
1.89
586
1.96
12.25
16-17
161.53
0.08
144.26
745.6
2.9
712.1
3.04
681.9
3.17
654.4
3.31
629.5
3.44
606.8
3.57
586
3.69
12.25
17-18
143.56
-5.29
144.26
745.6
2.29
712.1
2.4
681.9
2.51
654.4
2.61
629.5
2.72
606.8
2.82
586
2.92
12.25
18-19
134.62
-1.18
139.32
757.6
1.98
721.3
2.08
688.5
2.18
659
2.28
632.3
2.38
608
2.47
586
2.56
12.49
19-20
143.59
-2.67
139.32
757.6
2.26
721.3
2.37
688.5
2.48
659
2.59
632.3
2.7
608
2.81
586
2.92
12.49
20-21
171.74
1.37
157.92
730.6
3.35
702.6
3.48
676.9
3.61
653.5
3.74
631.9
3.87
612.1
4
593.7
4.12
11.92
21-22
150.91
3.89
157.92
730.6
2.59
702.6
2.69
676.9
2.79
653.5
2.89
631.9
2.99
612.1
3.09
593.7
3.18
11.92
22-23
174.33
-1.33
157.92
730.6
3.45
702.6
3.59
676.9
3.72
653.5
3.86
631.9
3.99
612.1
4.12
593.7
4.25
11.92
23-24
110.61
-7.77
157.92
730.6
1.39
702.6
1.45
676.9
1.5
653.5
1.56
631.9
1.61
612.1
1.66
593.7
1.71
11.92
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D-235D
235.67
12.59
235.67
678.5
6.8
666.5
6.92
655
7.05
644
7.17
633.5
7.29
623.5
7.4
613.9
7.52
10.82
235D-234D
249.81
-6.32
249.81
671.6
7.71
661
7.84
650.8
7.96
641.1
8.08
631.8
8.2
622.8
8.32
614.2
8.44
10.68
12.12
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
234-233
148
-0.48
148
739.3
2.46
707.6
2.57
678.9
2.68
652.8
2.78
629
2.89
607.2
2.99
587.2
3.09
233-232
159.19
11.2
159.19
725.2
2.9
698
3.02
673
3.13
650.2
3.24
629.2
3.35
609.8
3.45
591.9
3.56
11.82
232-231
242.41
10.71
242.41
677.4
7.2
666
7.33
655
7.45
644.6
7.57
634.6
7.69
625
7.81
615.8
7.93
10.79
231-230
255.28
-5.04
255.28
674.2
8.02
663.9
8.15
654.1
8.27
644.6
8.39
635.5
8.51
626.7
8.63
618.3
8.75
10.72
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 51
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
A1.1.12.3.- Cálculo de apoyos.
Apoyo
Tipo
Ang. Rel.
gr.sexa.
V (daN)
Hipótesis 1ª (Viento)
(-5:A/-10:B/-15:C)ºC+V
T (daN)
L (daN)
Lt (daN)
V (daN)
Hipótesis 2ª (Hielo)
(-15:B/-20:C)ºC+H
T (daN)
L (daN)
1150.9
12682.8
Lt (daN)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
400.2
447.1
2
Alin. Susp.
685.8
862.1
8130
2105.4
3
Alin. Susp.
585.7
953.7
1894.5
4
Alin. Susp.
760.6
874.6
5
Fin Línea
376.7
376.7
8130
1053.4
12682.8
6
Fin Línea
267.1
409.2
8029.8
784.6
12701.4
7
Alin. Susp.
710.7
901.2
8
Ang. Am.
81.6; apo.7
947.1
3350.5
68.9
2757.8
3703.4
19.6
9
Ang. Am.
76.1; apo.10
718
4860.4
80.4
2163
6083.7
130.5
10
Alin. Susp.
755.9
970.6
2343.7
11
Alin. Susp.
300.3
855.9
1102.9
12
Alin. Susp.
1096.1
741.9
13
Ang. Am.
84.2; apo.14
755.5
2435.6
857.2
2067.3
2543.7
133.1
14
Ang. Am.
77.3; apo.13
611.4
4569.1
1282.8
1877.7
5611
9.9
15
Ang. Am.
83.9; apo.14
1113.6
2637.3
890
3087.2
2719.4
36.4
1656.8
52.1
1636
48.5
2305.7
2190.3
3107.5
16
Alin. Susp.
260.4
774.2
999.2
17
Alin. Susp.
859
842.4
2522.1
530.9
1929.1
665.2
771.5
18
Ang. Am.
19
Alin. Susp.
20
Ang. Am.
21
Alin. Susp.
86.3; apo.17
86.3; apo.21
173.6
1576.5
1997.3
611.1
1994
614.3
888.5
1936.6
2603.6
22
Alin. Susp.
873.2
895.3
23
Alin. Susp.
937.9
790
24
Fin Línea
-67.4
332
456.9
1836.4
2712.1
8200.8
-109.5
12677.4
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
235D
Ang. Am.
86.1; apo.234D
324.7
675.1
7188
951
1483.9
2341.3
120.9
4339
12586.2
1687.4
43.7
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
233
Alin. Am.
212
458.4
622.9
232
Alin. Am.
564.9
583.1
1563.9
231
Estrellam.
721.7
709.4
2116.7
230
Alin. Am.
447
631.3
1295.9
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 52
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
Apoyo
Tipo
Ang. Rel.
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Hipótesis 3ª (Desequilibrio de tracciones)
Hipótesis 4ª (Rotura de conductores)
(-5:A)ºC+V
(-5:A)ºC+V
(-15:B/-20:C)ºC+H
gr.sexa.
V (daN)
T (daN)
L (daN)
Dist.Cond.
Dist.Lt
(m)
(m)
(-15:B/-20:C)ºC+H
Lt (daN)
V (daN)
T (daN)
L (daN)
Lt (daN)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
1.25
2.1
2
Alin. Susp.
2105.4
1014.6
969.1
1.36
2.1
3
Alin. Susp.
1894.5
1014.6
1.57
2.1
4
Alin. Susp.
2305.7
1014.6
1.57
2.1
5
Fin Línea
887.8
2113.8
1.06
2.1
6
Fin Línea
663.8
2116.9
1.14
2.1
7
Alin. Susp.
1016.1
1.55
2.1
8
Ang. Am.
81.6; apo.7
2757.8
3428.3
1887.8
1.48
2.1
9
Ang. Am.
76.1; apo.10
2163
5657.3
1852.2
1.52
2.1
10
Alin. Susp.
2343.7
1006.9
1.59
2.1
11
Alin. Susp.
1102.9
1006.9
1.4
2.1
12
Alin. Susp.
3107.5
1006.9
1.29
2.1
13
Ang. Am.
84.2; apo.14
2067.3
2365.4
1898.4
1.08
2.1
14
Ang. Am.
77.3; apo.13
1877.7
5192.3
1861.1
1.57
2.1
15
Ang. Am.
83.9; apo.14
3087.2
2519.1
1895.6
1.57
2.1
16
Alin. Susp.
999.2
1013.9
1.39
2.1
17
Alin. Susp.
2522.1
1013.9
1.39
2.1
18
Ang. Am.
1904.8
1.18
2.1
19
Alin. Susp.
1018.1
1.27
2.1
20
Ang. Am.
1904.9
1.37
2.1
21
Alin. Susp.
1936.6
1014.2
1.45
2.1
22
Alin. Susp.
2603.6
1014.2
1.47
2.1
23
Alin. Susp.
2712.1
1014.2
1.47
2.1
24
Fin Línea
0.94
2.1
2190.3
86.3; apo.17
1576.5
1535.7
1997.3
86.3; apo.21
1836.4
1516.2
2113.8
-81.2
2112.9
807.1
2097.7
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
235D
Ang. Am.
86.1; apo.234D
4339
1817.1
2.32
2.8
1883.7
2.42
2.4
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
233
Alin. Am.
622.9
949.2
1.76
2.4
232
Alin. Am.
1563.9
947.5
2.36
2.4
231
Estrellam.
2116.7
945.2
2.46
2.5
230
Alin. Am.
1295.9
945.2
2.46
2.4
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 53
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.1.12.4.- Apoyos adoptados.
Apoyo
Tipo
Constitución
Coefic.
Segur.
Angulo
gr.sexa.
Altura
Total
(m)
Esf.
Nominal
(daN)
Esf.
Secund.
(daN)
Esf.punta
c.Tors.
(daN)
Esf.Ver.
s.Tors.
(daN)
Esf.Ver.
c.Tors.
(daN)
Esfuer.
Torsión
(daN)
Dist.
Torsión
(m)
Peso
(daN)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
Celosia recto
N
16.5
14000
4200
4200
5000
2.4
1804
2
Alin. Susp.
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
3
Alin. Susp.
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
4
Alin. Susp.
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
5
Fin Línea
Celosia recto
N
14.5
14000
4200
4200
5000
2.4
1475
1475
6
Fin Línea
Celosia recto
N
14.5
14000
4200
4200
5000
2.4
7
Alin. Susp.
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
8
Ang. Am.
Celosia recto
N
163.2
20.9
9000
3000
3000
3145
2
1930
152.2
9
Ang. Am.
Celosia recto
R
20.9
9000
3000
3000
3145
2
1930
10
Alin. Susp.
Celosia recto
R
20.8
2500
3000
3000
2225
2
1040
11
Alin. Susp.
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
12
Alin. Susp.
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
13
Ang. Am.
Celosia recto
R
168.5
23.3
9000
3000
3000
3145
2
2338
14
Ang. Am.
Celosia recto
R
154.5
23.3
9000
3000
3000
3145
2
2338
15
Ang. Am.
Celosia recto
N
167.7
23.3
9000
3000
3000
3145
2
2338
16
Alin. Susp.
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
17
Alin. Susp.
Celosia recto
N
20.8
2500
3000
3000
2225
2
1040
1567
18
Ang. Am.
Celosia recto
R
19
Alin. Susp.
Celosia recto
R
20
Ang. Am.
Celosia recto
N
21
Alin. Susp.
Celosia recto
22
Alin. Susp.
Celosia recto
23
Alin. Susp.
24
Fin Línea
172.5
18.7
9000
3000
3000
3145
2
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
18.7
9000
3000
3000
3145
2
1567
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
Celosia recto
N
18.9
2500
3000
3000
2225
2
879
Celosia recto
N
14.5
14000
4200
4200
5000
2.4
1475
172.6
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
Celosia recto
N
235D
Ang. Am.
Celosia recto
N
172.3
18.7
18000
4200
4200
5000
2.4
2204
33.4
6000
3000
3000
2665
2
3133
27.7
2500
3000
2225
2
1670
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
Existente
233
Alin. Am.
Celosia recto
N
232
Alin. Am.
Celosia recto
R
231
Estrellam.
Celosia recto
R
Existente
230
Alin. Am.
Celosia recto
N
Existente
3000
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 54
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
A1.1.12.5.- Crucetas adoptadas.
Apoyo
Tipo
Constitución
Montaje
D.Cond.
Cruceta
(m)
a
Brazo
Superior
(m)
b
Brazo
Medio
(m)
c
Brazo
Inferior
(m)
d
D.Vert.
Brazos
(m)
e
Altura
Tirante
(m)
Peso
(daN)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
993
2
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
3
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
4
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
5
Fin Línea
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
993
6
Fin Línea
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.5
993
7
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
8
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
9
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
10
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
11
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
12
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
13
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
14
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
15
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
16
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
17
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
18
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
19
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
20
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
21
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
22
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
23
Alin. Susp.
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.7
711
24
Fin Línea
Celosia recto
Doble cir. A.
2
2
2.1
2
2
0.5
993
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
Celosia recto
Doble cir. A.
3
2.4
2.8
2.4
3
0.7
1377
235D
Ang. Am.
Celosia recto
Doble cir. A.
2.7
2
2.4
2
2.7
0.7
702
4
2
2
2
0.7
596
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
Existente
233
Alin. Am.
Celosia recto
Tresbolillo A.
232
Alin. Am.
Celosia recto
Tresbolillo A.
231
Estrellam.
Celosia recto
Doble cir. A.
Existente
230
Alin. Am.
Celosia recto
Tresbolillo A.
Existente
2.4
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 55
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.1.12.6.- Cálculo de cimentaciones.
Apoyo
Tipo
Esf.Util
Punta
(daN)
Alt.Res.
conduc.
(m)
Mom.Producido
por el conduc.
(daN.m)
Esf.Vie.
Apoyos
(daN)
Alt.Vie.
Apoyos
(m)
Mom.Producido
Viento Apoyos
(daN.m)
Momento Total
Fuerzas externas
(daN.m)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
14000
14
196000
1908.5
6.77
12926.7
208926.7
2
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
3
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
4
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
5
Fin Línea
14000
12
168000
1576.2
6.02
9495
177495
6
Fin Línea
14000
12
168000
1576.2
6.02
9495
177495
7
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
8
Ang. Am.
9000
15.36
138240
1055
8.39
8846.4
147086.4
9
Ang. Am.
9000
15.36
138240
1055
8.39
8846.4
147086.4
10
Alin. Susp.
2500
15.55
38872.5
998.3
8.71
8695.3
47567.8
11
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
12
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
13
Ang. Am.
9000
17.73
159570
1175.8
9.42
11082.1
170652.1
14
Ang. Am.
9000
17.73
159570
1175.8
9.42
11082.1
170652.1
15
Ang. Am.
9000
17.73
159570
1175.8
9.42
11082.1
170652.1
16
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
17
Alin. Susp.
2500
15.55
38872.5
998.3
8.71
8695.3
47567.8
126432.1
18
Ang. Am.
9000
13.27
119430
935.3
7.49
7002.1
19
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
20
Ang. Am.
9000
13.27
119430
935.3
7.49
7002.1
126432.1
21
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
22
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
23
Alin. Susp.
2500
13.64
34097.5
885
7.9
6992.3
41089.8
24
Fin Línea
14000
12
168000
1576.2
6.02
9495
177495
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
18000
15
270000
2163
7.68
16603.6
286603.6
235D
Ang. Am.
6000
27.17
163020
1570.5
13.73
21564.1
184584.1
22.8
57000
1350.9
15665.1
72665.1
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
Existente
233
Alin. Am.
232
Alin. Am.
231
Estrellam.
Existente
230
Alin. Am.
Existente
2500
11.6
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 56
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
Apoyo
Tipo
Ancho
Cimen.
Alto
Cimen.
A(m)
H(m)
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
MONOBLOQUE
Coefic.
Mom.Absorbido
Comp.
por la cimentac.
(daN.m)
Volum.
Horm.
(m3 )
Peso
Horm.
(daN)
Volum.
Tierra
(m3 )
Dens.
Tierra
(Kg/m3 )
4.7
10135.2
9
1600
ZAPATAS
AISLADAS
Peso
Esf.Roz.
Esf.
Tierra
Tierra
Montan.
(daN)
(daN)
(daN)
Esf.
Vert.
(daN)
Coef.
Seg.
Res.Cálc.
Tierra
(daN/cm2 )
25251.8
1.5
2
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
1.7
3.05
2
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
3
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
4
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
5
Fin Línea
1.65
2.97
4.3
9324.3
8.3
1600
13074.9
20822.2
29002.5
23279.5
1.5
1.9
6
Fin Línea
1.65
2.82
4.1
8877.2
10
1600
15670.2
18775.4
29002.5
25360.6
1.5
2
7
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
8
Ang. Am.
1.85
3.05
10
242956.3
9
Ang. Am.
1.88
3.05
10
247612.5
10
Alin. Susp.
1.86
2.25
10
82402.9
11
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
12
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
13
Ang. Am.
1.92
3.15
10
286309.9
14
Ang. Am.
1.92
3.15
10
286309.9
15
Ang. Am.
1.9
3.15
10
282818.4
16
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
17
Alin. Susp.
1.8
2.25
10
78709.3
4.1
8877.2
10
1600
15670.2
18775.4
29002.5
25137.1
1.5
2
7
15122.6
12
1600
18807.8
31054.6
43163.2
35061.6
1.5
2
18
Ang. Am.
1.74
3
10
212558.4
19
Alin. Susp.
1.77
2.2
10
71226.6
20
Ang. Am.
1.72
3
10
209718
21
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
22
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
23
Alin. Susp.
1.71
2.2
10
67897.6
24
Fin Línea
1.65
2.82
14129.6
22548.5
31464.9
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
2
3.3
235D
Ang. Am.
2.13
3.1
10
305503.1
2.45
10
126923.9
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
Existente
233
Alin. Am.
232
Alin. Am.
231
Estrellam.
Existente
230
Alin. Am.
Existente
2.06
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 57
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
A1.1.12.7.- Dimensiones de cimentaciones.
Apoyo
Tipo
Dist.
Zapat.
(m)
Ancho
Cimen.
A(m)
Alto
Cimen.
H(m)
CLASICA
a
h
(m)
(m)
ENTRANTE
a
h
(m)
(m)
a1
(m)
h1
(m)
a2
(m)
ESCALONADA
h2
a3
h3
(m)
(m)
(m)
a4
(m)
h4
(m)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
1.7
3.05
2
Alin. Susp.
3.32
1.71
2.2
3
Alin. Susp.
1.71
2.2
4
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
5
Fin Línea
3.06
1.65
2.97
0.99
0.68
6
Fin Línea
3.06
1.65
2.82
0.99
0.65
7
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
8
Ang. Am.
1.85
3.05
1.11
0.7
9
Ang. Am.
1.88
3.05
1.13
0.7
10
Alin. Susp.
1.86
2.25
1.12
0.52
11
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
12
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
13
Ang. Am.
1.92
3.15
1.15
0.72
14
Ang. Am.
1.92
3.15
1.15
0.72
15
Ang. Am.
1.9
3.15
1.14
0.72
16
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
17
Alin. Susp.
1.8
2.25
1.08
0.52
18
Ang. Am.
1.74
3
1.04
0.69
19
Alin. Susp.
1.77
2.2
1.06
0.51
20
Ang. Am.
1.72
3
1.03
0.69
21
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
22
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
23
Alin. Susp.
1.71
2.2
1.03
0.51
24
Fin Línea
1.65
2.82
0.99
0.65
1.2
0.76
3.06
1.02
0.7
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
235D
Ang. Am.
3.32
2
3.3
2.13
3.1
2.06
2.45
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
Existente
233
Alin. Am.
232
Alin. Am.
231
Estrellam.
Existente
230
Alin. Am.
Existente
Nota: La distancia entre zapatas corresponde a la base del apoyo.
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 58
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.1.12.8.- Cálculo de las cadenas de aisladores.
Apoyo
Tipo
Denom.
Qa
(daN)
Diam. Aisl.
(mm)
Llf
(mm)
Long. Aisl.
(m)
Peso Aisl.
(daN)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
2
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
3
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
4
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
5
Fin Línea
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
6
Fin Línea
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
7
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
8
Ang. Am.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
9
Ang. Am.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
10
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
11
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
12
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
13
Ang. Am.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
14
Ang. Am.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
15
Ang. Am.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
16
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
17
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
18
Ang. Am.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
19
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
20
Ang. Am.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
21
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
22
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
23
Alin. Susp.
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
24
Fin Línea
U70BS
7000
255
295
0.13
3.34
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
U100BS
10000
255
295
0.13
3.63
235D
Ang. Am.
U100BS
10000
255
295
0.13
3.63
3.63
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
233
Alin. Am.
U100BS
10000
255
295
0.13
232
Alin. Am.
U100BS
10000
255
295
0.13
3.63
231
Estrellam.
U100BS
10000
255
295
0.13
3.63
230
Alin. Am.
U100BS
10000
255
295
0.13
3.63
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 59
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
Apoyo
Tipo
N.Cad.
Denom.
N.Ais.
Nia
(cm/KV)
Lca
(m)
L.Alarg.
(m)
Pca Eca
(daN) (daN)
Pv+Pca
(daN)
Csmv
Toh· ncf
(daN)
Csmh
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
6 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
191.81
36.49
2113.8
3.31
2
Alin. Susp. 6 C.Su.
Fin Línea
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
350.91
19.95
0
70000
3
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
315.75
22.17
0
70000
4
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
384.28
18.22
0
70000
3.31
5
Fin Línea
6 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
175.57
39.87
2113.8
6
Fin Línea
6 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
130.77
53.53
2116.9
3.31
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
365.05
19.18
0
70000
3.3
7
8
Ang. Am. 12 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
245.53
28.51
2120.2
9
Ang. Am. 12 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
176.28
39.71
2120.2
3.3
10
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
390.61
17.92
0
70000
11
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
183.81
38.08
0
70000
12
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
517.92
13.52
0
70000
13
Ang. Am. 12 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
214.89
32.57
2120.1
3.3
14
Ang. Am. 12 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
226.46
30.91
2120.1
3.3
15
Ang. Am. 12 C.Am.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
283.32
24.71
2118.4
3.3
0
70000
70000
16
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
166.53
42.03
17
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
420.35
16.65
0
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
174.76
40.06
2121
3.3
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
332.89
21.03
0
70000
18
19
20
Ang. Am. 12 C.Am.
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
179.64
38.97
2121
3.3
21
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
322.76
21.69
0
70000
22
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
433.94
16.13
0
70000
23
Alin. Susp. 6 C.Su.
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
452.01
15.49
0
70000
U70BS
3
3.5
0.56
10.02
6.8
38.28
182.85
2112.9
3.31
24
Ang. Am. 12 C.Am.
Fin Línea
6 C.Am.
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
6 C.Am.
U100BS
4
2
0.69
14.52 9.07
158.51
63.09
2097.7
4.77
235D
Ang. Am. 12 C.Am.
U100BS
4
2
0.69
14.52 9.07
383.69
26.06
2097.7
4.77
4.74
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
233
Alin. Am.
6 C.Am.
U100BS
4
1.7
0.69
14.52 9.07
168.33
59.41
2109.4
232
Alin. Am.
6 C.Am.
U100BS
4
1.7
0.69
14.52 9.07
336.25
29.74
2105.5
4.75
231
Estrellam. 12 C.Am.
U100BS
4
1.7
0.69
14.52 9.07
371.65
26.91
2099.8
4.76
230
Alin. Am.
U100BS
4
1.7
0.69
14.52 9.07
250.55
39.91
2100.4
4.76
6 C.Am.
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 60
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.1.12.9.- Cálculo de los esfuerzos verticales sin sobrecarga.
Apoyo
Tipo
Esf.Vert. -20ºC
(daN)
Esf.Vert. -15ºC
(daN)
Esf.Vert. -5ºC
(daN)
LAMT 15 KV DC "POLIGONO SUR-D SE7"
1
Fin Línea
409.63
407.41
403.55
2
Alin. Susp.
686.57
686.37
686.03
3
Alin. Susp.
536.2
547.78
567.93
4
Alin. Susp.
780.69
775.96
767.76
5
Fin Línea
395.05
390.74
383.26
6
Fin Línea
247.62
252.22
260.21
7
Alin. Susp.
710.18
710.29
710.51
8
Ang. Am.
975.17
968.55
957.05
9
Ang. Am.
681.41
690.04
705.05
10
Alin. Susp.
753.12
753.77
754.92
11
Alin. Susp.
190.18
216.22
261.36
12
Alin. Susp.
1243.14
1208.37
1148.12
13
Ang. Am.
824.79
810.06
783.53
14
Ang. Am.
534.24
550.8
580.55
15
Ang. Am.
1249.42
1218.57
1164.53
16
Alin. Susp.
124.16
155.08
209.26
17
Alin. Susp.
932.14
915.53
886.44
18
Ang. Am.
477.48
489.69
511.04
19
Alin. Susp.
686.3
681.6
673.3
20
Ang. Am.
558.3
570.18
591.07
21
Alin. Susp.
586.34
592.85
604.16
22
Alin. Susp.
925.12
913
891.97
23
Alin. Susp.
1035.44
1012.67
973.16
24
Fin Línea
-177
-151.43
-107.02
LAMT 45 KV DC "TORRAS - ARIZA"
236D
Fin Línea
299.45
305.43
316.42
235D
Ang. Am.
1518.58
1510.35
1495.21
LAMT 45 KV SC "ARIZA"
233
Alin. Am.
156.2
169.28
191.98
232
Alin. Am.
607.84
597.78
580.55
231
Estrellam.
734.88
731.75
725.98
230
Alin. Am.
437.25
439.57
443.77
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 61
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.2- CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS ELÉCTRICOS.
Dado que se trata de una línea de tercera categoría 15 KV (futura 20 KV), se considerará
nulo el efecto corona, al igual que sus consiguientes pérdidas.
Para los cálculos nos apoyaremos en las características del conductor desnudo LA-180 y
el conductor aislado RHZ1 de 400 mm² de sección y considerando una tensión línea de 15 KV.
A1.2.1.- CÁLCULO DE CONDUCTORES DESNUDOS DE M.T.
A1.2.1.1.- Densidad máxima de corriente.
Nos basaremos en el apartado 4.2.1 del Rgto., considerando como si todo el cable
fuera de Aluminio y su valor se multiplicara por un coeficiente de reducción. Así,
interpolando para la sección total del LA-180, y aplicando el coeficiente de reducción para
la composición 30+7 obtenemos la densidad máxima admisible:
Para el conductor LA-180:
δ = 2.592 Amp/mm²
Coeficiente de reduccion 30+7 = 0,916
δ máx.= 2,592 x 0.916 = 2,374 A/ mm²
A1.2.1.2.- Intensidad máxima admisible y potencia de transporte.
I máx.adm.= δ
Smax.adm.= I
max.adm
máx.adm.
x S = 2,374 x 181,6 = 431,12 A
x √3 x U =
Smax.adm.= 431,12 x √3 x 15.000 = 11.200,82 KVA.
Como debemos de instalar 2 lineas de distribución la potencia total de la instalacion será:
Smax.adm instalacion = 2 x 11.200,82 = 22.401,64 KVA
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 62
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.2.2.- CÁLCULO DE CONDUCTORES AISLADOS DE M.T.
El cable utilizado para la línea subterránea del tipo Al
RHZ1 OL 12/20 KV. con
aislamiento de dieléctrico seco, conductor de aluminio y 400 mm². de sección, según Norma
UNE-21123, UNE-21147.2 y UNE-21147.1, de las siguientes características:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Conductor:
Aluminio clase 2
Triple extrusión:
Semiconductor interior
Aislamiento de polietileno reticulado (XLPE)
Semiconductor exterior
Pantalla:
Hilos de cobre.
Cubierta:
Poliolefina (Z1)
Diseño de materiales:
Según norma UNE-21123, en correspondencia con IEC502
A1.2.2.1.- Densidad máxima de corriente.
Nos basaremos en Apartado 6.1.2.2.5 del Reglamento, considerando que el cable es
de Aluminio en instalación enterrada bajo tubo, por lo que obtenemos la intensidad
máxima admisible:
Para el conductor de Al de 400 mm², aislamiento XLPE se obtiene:
I max adm = 415 A.
A1.2.2.2.- Intensidad máxima admisible y potencia de transporte.
Smax.adm.= I
máx .adm.
x √3 x U =
Smax.adm = 415 x √3 x 15.000 = 10.782,02 KW.
Como debemos de instalar 2 lineas de distribución la potencia total de la instalacion será:
Smax.adm instalacion = 2 x 10.782,02 = 21.564,04 KVA
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 63
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.2.3.- CÁLCULO DE CENTROS DE SECCIONAMIENTO
A1.2.3.1.- Intensidad de Alta Tension.
La intensidad nominal del centro es la máxima que podrá circular por la aparamenta, es
decir In = 630 A.
A1.2.3.2.- Cortocircuitos.
A1.2.3.2.1.- Observaciones.
Para el cálculo de la intensidad de cortocircuito se determina una potencia de
cortocircuito de 500 MVA en la red de distribución, dato proporcionado por la Compañía
suministradora.
A1.2.3.2.2.- Cálculo de las Corrientes de Cortocircuito.
Para la realización del cálculo de las corrientes de cortocircuito utilizaremos las
expresiones:
- Intensidad primaria para cortocircuito en el lado de alta tensión:
Iccp =
Scc
3*U
Siendo:
Scc = Potencia de cortocircuito de la red en MVA.
U = Tensión primaria en kV.
Iccp = Intensidad de cortocircuito primaria en kA.
A1.2.3.2.3.- Cortocircuito en el lado de Alta Tensión.
Utilizando la fórmula expuesta anteriormente con:
Scc = 500 MVA.
U = 15 kV.
y sustituyendo valores tendremos una intensidad primaria máxima para un
cortocircuito en el lado de A.T. de:
Iccp = 19.25 kA.
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 64
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
A1.2.3.3.- Dimensionado de la ventilación del centro.
A pesar de la inexistencia de transformadores de potencia y por tanto de focos de
calor en el interior del prefabricado de hormigón, en el prefabricado del centro
monobloque PFU-3, se ha previsto una rejilla de aireación situada sobre la hoja de la
puerta.
La rejilla de aireación es de chapa de acero galvanizado con pintura poliéster de
color azul RAL 5003.
A1.2.3.4.- Dimensionado del embarrado.
Las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para
certificar los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario
realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas.
A1.2.3.4.1.- Comprobación por densidad de corriente.
La comprobación por densidad de corriente tiene como objeto verificar que no se
supera la máxima densidad de corriente admisible por el elemento conductor cuando por
el circule un corriente igual a la corriente nominal máxima.
La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el
conductor indicado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin superar la
densidad máxima posible para el material conductor. Esto, además de mediante cálculos
teóricos, puede comprobarse realizando un ensayo de intensidad nominal, que con
objeto de disponer de suficiente margen de seguridad, se considerará que es la
intensidad del bucle, que en este caso es de 630 A.
Para las celdas seleccionadas para este proyecto se ha obtenido la correspondiente
certificación que garantiza cumple con la especificación citada mediante el protocolo de
ensayo 51167219EA realizado por VOLTA.
Anejo nº 1: Cálculos Justificativos.
Pág. 65
PROYECTO DE L.A.M.T. A 15 KV EN DC PARA SUMINISTRO
ELECTRICO AL SECTOR “SUR-D SE7” DEL P.I. DE ALMAZAN (SORIA)
SORIA, JULIO 2.010
Gonzalo Sanz de Gracia
Ing. Tec. Industrial Colegiado 42/95
A1.2.3.4.2.- Comprobación por solicitación electrodinámica.
La comprobación por solicitación electrodinámica tiene como objeto verificar que
los elementos conductores de las celdas
incluidas en este proyecto son capaces de
soportar el esfuerzo mecánico derivado de un defecto de cortocircuito entre fase.
La intensidad dinámica de cortocircuito se valora en aproximadamente 2,5 veces la
intensidad eficaz de cortocircuito calculada en el apartado A1.2.3.2.2 de este capítulo,
por lo que:
Icc(din) = 2,5 x 19,25 kA = 48,125 KA
Para las celdas seleccionadas para este proyecto se ha obtenido la correspondiente
certificación que garantiza cumple con la especificación citada mediante el protocolo de
ensayo 51168218XB realizado por VOLTA.
El ensayo garantiza una resistencia electrodinámica de 50 kA.
A1.2.3.4.3.- Comprobación por solicitación térmica. Sobreintensidad térmica admisible.
La comprobación por solicitación térmica tiene como objeto comprobar que por
motivo de la aparición de un defecto o cortocircuito no se producirá un calentamiento
excesivo del elemento conductor principal de las celdas que pudiera así dañarlo.
Esta
comprobación
se
puede
realizar
mediante
cálculos
teóricos,
pero
preferentemente se debe realizar un ensayo según la normativa en vigor. En este caso,
la intensidad considerada es la eficaz de cortocircuito, cuyo valor es:
Icc(ter) = 19,25 kA.
Para las celdas seleccionadas para este proyecto se ha obtenido la correspondiente
certificación que garantiza cumple con la especificación citada mediante el protocolo de
ensayo 51168218XB realizado por VOLTA.
El ensayo garantiza una resistencia térmica de 20kA 1 segundo.
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A1.2.4.- CÁLCULO DE LA INSTALACION DE PUESTA A TIERRA.
A1.2.4.1. Investigación de las características del suelo.
Según la investigación previa del terreno donde se instalará este Centro de
Seccionamiento, se determina una resistividad media superficial = 150 W.m.
A1.2.4.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y tiempo
máximo correspondiente de eliminación de defecto.
Según los datos de la red proporcionados por la compañía suministradora (Eléctricas
Reunidas de Zaragoza Endesa (ERZ Endesa), el tiempo total de eliminación del defecto es
de 1 s. Los valores de K y n para calcular la tensión máxima de contacto aplicada según
MIE-RAT 13 en el tiempo de defecto proporcionado por la Compañía son:
K = 78.5 y n = 0.18.
El neutro de la red de distribución en Media Tensión está aislado. Por esto, la
intensidad máxima de defecto dependerá de la capacidad entre la red y tierra. Dicha
capacidad dependerá no sólo de la línea a la que está conectado el Centro, sino también
de todas aquellas líneas tanto aéreas como subterráneas que tengan su origen en la
misma subestación de cabecera, ya que en el momento en que se produzca un defecto (y
hasta su eliminación) todas estas líneas estarán interconectadas.
En este caso, según datos proporcionados por Eléctricas Reunidas de Zaragoza
Endesa (ERZ Endesa), la intensidad máxima de defecto, es de 5 A.
A1.2.4.3. Diseño preliminar de la instalación de tierra.
Se conectarán a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en
tensión normalmente pero puedan estarlo a consecuencia de averías o causas fortuitas,
tales como los chasis y los bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas
de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores.
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Para los cálculos a realizar emplearemos las expresiones y procedimientos según el
"Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de
transformación de tercera categoría", editado por UNESA, conforme a las características
del centro de transformación objeto del presente cálculo, siendo, entre otras, las
siguientes:
Optaremos por un sistema de las características que se indican a continuación:
En apoyos modelo Halcon monobloque de publica concurrencia
- Identificación: código 40-40/8/42 del método de cálculo de tierras de UNESA.
- Parámetros característicos:
Kr = 0.089 W/(W*m).
Kp = 0.0144 V/(W*m*A).
- Descripción:
Estará constituida por 4 picas en disposición rectangular unidas por un
conductor horizontal de cobre desnudo de 50 mm² de sección.
Las picas tendrán un diámetro de 14 mm. y una longitud de 2.00 m. Se
enterrarán verticalmente a una profundidad de 0.8 m. y la separación entre cada
pica y la siguiente será de 4.00 m. Con esta configuración, la longitud de
conductor desde la primera pica a la última será de 16 m., dimensión que tendrá
que haber disponible en el terreno.
Nota: se pueden utilizar otras configuraciones siempre y cuando los
parámetros Kr y Kp de la configuración escogida sean inferiores o iguales a los
indicados en el párrafo anterior.
La conexión desde la torre metalica hasta la primera pica se realizará con
cable de cobre desnudo protegido contra daños mecánicos por medio de tubo de
pvc.
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En apoyos modelo Aguila Real de 4 patas de publica concurrencia
- Identificación: código 70-70/8/42 del método de cálculo de tierras de UNESA.
- Parámetros característicos:
Kr = 0.069 W/(W*m).
Kp = 0.0105 V/(W*m*A).
- Descripción:
Estará constituida por 4 picas en disposición rectangular unidas por un
conductor horizontal de cobre desnudo de 50 mm² de sección.
Las picas tendrán un diámetro de 14 mm. y una longitud de 2.00 m. Se
enterrarán verticalmente a una profundidad de 0.8 m. y la separación entre cada
pica y la siguiente será de 7.00 m. Con esta configuración, la longitud de
conductor desde la primera pica a la última será de 28 m., dimensión que tendrá
que haber disponible en el terreno.
Nota: se pueden utilizar otras configuraciones siempre y cuando los
parámetros Kr y Kp de la configuración escogida sean inferiores o iguales a los
indicados en el párrafo anterior.
La conexión desde la torre metalica hasta la primera pica se realizará con
cable de cobre desnudo protegido contra daños mecánicos por medio de tubo de
pvc.
En centros de seccionamiento monobloque PFU3
- Identificación: código 40-35/5/42 del método de cálculo de tierras de UNESA.
- Parámetros característicos:
Kr = 0.096 W/(W*m).
Kp = 0.022 V/(W*m*A).
- Descripción:
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Estará constituida por 4 picas en disposición rectangular unidas por un
conductor horizontal de cobre desnudo de 50 mm² de sección.
Las picas tendrán un diámetro de 14 mm. y una longitud de 2.00 m. Se
enterrarán verticalmente a una profundidad de 0.5 m. y la separación entre cada
pica y la siguiente será de 3.50 m. Con esta configuración, la longitud de
conductor desde la primera pica a la última será de 15 m., dimensión que tendrá
que haber disponible en el terreno.
Nota: se pueden utilizar otras configuraciones siempre y cuando los
parámetros Kr y Kp de la configuración escogida sean inferiores o iguales a los
indicados en el párrafo anterior.
La conexión desde la Centro hasta la primera pica se realizará con cable de
cobre aislado de 0,6/1 KV protegido contra daños mecánicos por medio de tubo de
pvc.
A1.2.4.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierras.
Para el cálculo de la resistencia de la puesta a tierra de las masas del Centro (Rt) y
tensión de defecto correspondiente (Ud), utilizaremos las siguientes fórmulas:
- Resistencia del sistema de puesta a tierra, Rt:
Rt = Kr * σ .
- Tensión de defecto, Ud:
Ud = Id * Rt .
Siendo:
σ = 150 Ω.m.
Kr = 0.089 Ω/(Ω.m). para apoyos Halcon
Kr = 0.069 Ω/(Ω.m). para apoyos Aguila Real
Kr = 0.096 Ω/(Ω.m). para el Centro de Seccionamiento
Id = 5 A.
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se obtienen los siguientes resultados:
Rt = 13.4 Ω. para apoyos Halcon
Ud = 66.8 V. para apoyos Halcon
Rt = 10.4 Ω. para apoyos Aguila Real
Ud = 51.8 V. para apoyos Aguila Real
Rt = 14,4 Ω. para centros de seccionamiento
Ud = 72 V. para centros de seccionamiento
A1.2.4.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación.
Con el fin de evitar la aparición de tensiones de contacto elevadas en el exterior de
la instalación, las puertas y rejas de ventilación metálicas que dan al exterior del centro no
tendrán contacto eléctrico alguno con masas conductoras que, a causa de defectos o
averías, sean susceptibles de quedar sometidas a tensión.
Con estas medidas de seguridad, no será necesario calcular las tensiones de
contacto en el exterior, ya que éstas serán prácticamente nulas.
Por otra parte, la tensión de paso en el exterior vendrá determinada por las
características del electrodo y de la resistividad del terreno, por la expresión:
En apoyos modelo Halcon monobloque de publica concurrencia
Up = Kp *σ * Id = 0.0144 * 150 * 5 = 10.8 V.
En apoyos modelo Agula Real de 4 patas de publica concurrencia
Up = Kp *σ * Id = 0.0105 * 150 * 5 = 7.9 V.
En centros de seccionamiento
Up = Kp *σ * Id = 0.022 * 150 * 5 = 16.5 V.
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A1.2.4.6.- Cálculo de las tensiones en el interior de los Centros de
Seccionamiento.
El piso del Centro estará constituido por un mallazo electrosoldado con redondos de
diámetro no inferior a 4 mm. formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este
mallazo se conectará como mínimo en dos puntos preferentemente opuestos a la puesta a
tierra de protección del Centro. Con esta disposición se consigue que la persona que deba
acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, está sobre una
superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión de contacto
y de paso interior. Este mallazo se cubrirá con una capa de hormigón de 10 cm. de
espesor como mínimo.
Así pues, no será necesario el cálculo de las tensiones de paso y contacto en el
interior de la instalación, puesto que su valor será prácticamente nulo.
No obstante, y según el método de cálculo empleado, la existencia de una malla
equipotencial conectada al electrodo de tierra implica que la tensión de paso de acceso es
equivalente al valor de la tensión de defecto, que se obtiene mediante la expresión:
Up acceso = Ud = Rt * Id = 14.4 * 5 = 72 V.
A1.2.4.7. Cálculo de las tensiones aplicadas.
Para la determinación de los valores máximos admisibles de la tensión de paso en el
exterior, y en el apoyo metalico, emplearemos las siguientes expresiones:
K
6*σ
Up(exterior) = 10 n ⎛1 + 1.000⎞
⎝
⎠
t
K
3 * σ + 3 * σh⎞
Up(acceso) = 10 n ⎛1 +
1.000
⎠
t ⎝
Siendo:
Up = Tensiones de paso en Voltios.
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K = 78.5.
n = 0.18.
t = Duración de la falta en segundos: 1 s.
s = Resistividad del terreno.
s h = Resistividad del hormigón = 3.000 W.m.
obtenemos los siguientes resultados:
Up(exterior) = 1491.5 V.
Up(acceso) = 8203.3 V.
Así pues, comprobamos que los valores calculados son inferiores a los máximos
admisibles:
- en el exterior apoyos:
Up = 10.8 V. < Up(exterior) = 1491.5 V.
Up = 7.9 V. < Up(exterior) = 1491.5 V.
- en el exterior CS:
Up = 16.5 V. < Up(exterior) = 1491.5 V.
- en el acceso a CS:
Up = 72 V. < Up(exterior) = 8203.3 V.
A1.2.4.8. Investigación de tensiones transferibles al exterior.
Al no existir medios de transferencia de tensiones al exterior no se considera
necesario un estudio previo para su reducción o eliminación.
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A1.2.4.9. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo.
No se considera necesario la corrección del sistema proyectado. No obstante, si el
valor medido de las tomas de tierra resultara elevado y pudiera dar lugar a tensiones de
paso o contacto excesivas, se corregirían estas mediante la disposición de una alfombra
aislante en el suelo del Centro, o cualquier otro medio que asegure la no peligrosidad de
estas tensiones.
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