Proyecto Línea Eléctrica 220kV: Cáceres-Arenales y Trujillo-Arenales

HOJA DE CONTROL DE FIRMA ELECTRÓNICA
NOMBRE :
EUGENIA BORSO DI CARMINATI TORRES
NOMBRE :
NIF :
29193463-T
NIF :
TITULACIÓN :
Ingeniero Industrial
TITULACIÓN :
FIRMA :
FIRMA :
Eugenia Borso
di Carminati
2019.04.18 09:
52:55 +01'00'
NOMBRE :
NOMBRE :
NIF :
NIF :
TITULACIÓN :
TITULACIÓN :
FIRMA :
FIRMA :
PROYECTO DE EJECUCIÓN
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC,
ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES
Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC,
ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
PROVINCIA DE CÁCERES
COMUNIDAD AUTÓNOMA DE EXTREMADURA
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
Abril 2019
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 2 DE 125
REV: 00
ÍNDICE
1.
ÍNDICE GENERAL
3
2.
MEMORIA
4
2.1
Antecedentes y finalidad de la instalación
4
2.2
Legislación y normativa para instalaciones de alta tensión
5
2.3
Objeto y situación administrativa
5
2.4
Emplazamiento de la instalación
6
2.5
Descripción del trazado de la línea
6
2.6
Titular de la instalación
8
2.7
Características generales de la instalación
8
2.8
Afecciones
2.9
Relación de Ministerios, Consejerías, Organismos y empresas de servicios
afectados en sus competencias o bienes por la instalación de la línea
35
2.10 Organismos consultados por el órgano ambiental en las Consultas Previas
3.
RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS
22
36
37
3.1
Tramo aéreo
37
3.2
Tramo subterráneo
45
4.
CÁLCULOS
48
4.1
Cálculos eléctricos tramo aéreo
48
4.2
Cálculos eléctricos tramo subterráneo
63
4.3
Cálculo mecánico cables
72
4.4
Aislamiento, herrajes y accesorios
79
4.5
Apoyos
83
4.6
Cimentaciones
97
5.
PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS
106
5.1
Condiciones generales
106
5.2
Especificaciones de los materiales y elementos constitutivos
110
5.3
Reglamentación y normativa
111
5.4
Condiciones de ejecución
112
5.5
Recepción de la obra
118
5.6
Pruebas
119
PRESUPUESTO
120
6.
6.1
Presupuesto general
120
6.2
Presupuestos parciales
123
7.
PLANOS
125
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
1.
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 3 DE 125
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ÍNDICE GENERAL
El presente proyecto se compone de los siguientes documentos:
•
Documento principal con los documentos indicados en el apartado 3.3 de la ITC –LAT 09
del Reglamento, a excepción del Estudio de Seguridad y Salud que se adjunta como
anexo.
•
Separatas:
− TÉRMINO MUNICIPAL DE CÁCERES.
− MINISTERIO DE FOMENTO. DEMARCACIÓN DE CARRETERAS DEL ESTADO EN
EXTREMADURA.
− CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO.
− JUNTA
DE
EXTREMADURA.
CONSEJERÍA
INFRAESTRUCTURAS. DIRECCIÓN GENERAL
SERVICIO DE INFRAESTRUCTURAS VIARIAS.
DE
DE
ECONOMÍA
E
INFRAESTRUCTURAS.
− JUNTA DE EXTREMADURA. CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE Y RURAL,
POLÍTICAS AGRARIAS Y TERRITORIO. DIRECCIÓN GENERAL DE DESARROLLO
RURAL. SECCIÓN DE VÍAS PECUARIAS.
−
−
−
−
•
GAS EXTREMADURA.
VODAFONE
TELEFÓNICA S.A.
IBERDROLA S.A.U
Anexos:
− Anexo 1:
ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD
− Anexo 2:
ESTUDIO DE GESTION DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y DEMOLICIÓN
− Anexo 3:
ESTUDIO DE DIMENSIONAMIENTO LTP´s
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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2.
MEMORIA
2.1
Antecedentes y finalidad de la instalación
La alimentación eléctrica a las subestaciones de 132 kV de la provincia de Cáceres
actualmente está apoyada principalmente por cuatro inyecciones de potencia localizadas en
las subestaciones de Cáceres Capital, Trujillo, Plasencia y Almaraz, mediante unidades de
transformación 220/132 que alimentan a través de las líneas Cáceres-Trujillo y AlmarazPlasencia al eje de 132 kV que discurre de norte a sur desde Salamanca hasta la provincia de
Badajoz. En este eje se encuentran conectadas las subestaciones de El Roma, Plasencia,
Valdeobispo, Trujillo y Abertura, que a su vez alimentan al consumo de la red de
subestaciones de reparto en 45 kV que se extiende por el territorio.
Con las miras puestas en mejorar la actual calidad de suministro en la zona y para alcanzar
unos mayores grados de fiabilidad de red, se ha planificado un proyecto global de mejora de
la red cacereña, que como líneas básicas pretende dotar de nueva alimentación en 220 kV a
la subestación de Cáceres, dotar de una instalación adicional en 220 kV a Cáceres capital
para atender parte de las demandas asociadas al desarrollo de su PGOU, y trasladar las
inyecciones de potencia a 132 kV desde Cáceres y Almaraz a Trujillo y Plasencia, todo lo cual
redundará en una mejora de la calidad y una reducción de las pérdidas de transporte de
energía.
Dentro del plan está previsto la construcción de la nueva subestación eléctrica “Los Arenales”
en el término municipal de Cáceres, junto con nuevas líneas eléctricas de 220kV y el
desarrollo de nuevas líneas de 45kV que conectarán la subestación de Arenales con la
subestación de Cáceres, configurando un nudo eléctrico mallado que asegurará las mayores
garantías de fiabilidad de alimentación desde la red de 220 kV y 45kV.
Red Eléctrica de España S.A.U (en adelante Red Eléctrica) va a construir las nuevas líneas
eléctricas de 220kV que aparecen en el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de
Energía Eléctrica 2015-2020, aprobada por Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de
octubre de 2015, que conectarán en 220kV la nueva subestación de Los Arenales con la
subestación Jose Maria de Oriol, Cáceres y Trujillo.
En el diseño de esta solución, una premisa fundamental ha sido conseguir mejorar la red
mediante actuaciones que minimizarán en el impacto ambiental, para lo cual se han
desechado otras alternativas que obligaban al desarrollo de nuevas líneas aéreas, con
incierta viabilidad y gran afección a la zona.
En resumen, esta solución global ideada para la provincia de Cáceres persigue dos objetivos
principales que son revitalizar la red actual de 132 kV, pasando cargas al sistema de 220 kV,
dotar de nuevas alimentaciones robustas a la red de distribución de la zona para mejorar la
calidad de suministro y conseguir que las nuevas subestaciones del nivel de 220 kV posean
una fiabilidad notable.
Es objeto del presente Proyecto los dos simples circuitos independientes, correspondientes a
la línea eléctrica 220kV simple circuito simplex aéreo-subterránea ST. Cáceres-ST Los
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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Arenales y el otro, a la primera fase de línea eléctrica 220kV simple circuito dúplex aéreosubterránea ST. Trujillo-ST. Arenales.
2.2
Legislación y normativa para instalaciones de alta tensión
•
•
Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (B.O.E. 27-12-2013).
•
Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero, por el que se aprueban el Reglamento sobre
condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus
instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT.
•
Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el Reglamento sobre
condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y
sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-RAT 01 a 23 (B.O.E. 09-06-14).
•
Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión y sus instrucciones técnicas
complementarias (ITC) BT 01 a BT 51. Aprobado por Real Decreto 842/2002, de 2 de
agosto, del Ministerio de Ciencia y Tecnología (B.O.E. 18-09-2002).
•
La normativa descrita se enmarca en la legislación básica del Estado, correspondiendo a
las comunidades autónomas en el ejercicio de sus competencias el desarrollo del marco
normativo aplicable a las instalaciones eléctricas que les corresponda autorizar.
•
Ley 16/2015, de 23 de Abril, de protección ambiental de la Comunidad Autónoma de
Extremadura.
•
Decreto 49/2015, de 30 de marzo, por el que se regula el régimen jurídico de los suelos
contaminados en la Comunidad Autónoma de Extremadura.
•
Decreto 49/2004, de 20 de abril, por el que se regula el procedimiento para la instalación y
puesta en funcionamiento de Establecimientos Industriales.
•
•
Decreto 66/2016, de 24 de mayo, por el que se modifica el Decreto 49/2004 de 20 de abril.
•
•
Decreto 19/1997, de 4 de febrero, de Reglamentación de Ruidos y Vibraciones.
2.3
Real Decreto 1955/2000, de 1 de Diciembre, por el que se regulan las actividades de
transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de
instalaciones de energía eléctrica (B.O.E. 27-12-2000).
Orden de 12 de diciembre de 2005, por la que se dictan normas para la tramitación de los
expedientes de instalación y puesta en funcionamiento de Establecimientos e
Instalaciones Industriales.
Normas UNE de obligado cumplimiento.
Objeto y situación administrativa
El presente Proyecto se redacta con la finalidad de tramitar la correspondiente aprobación por
parte del órgano sustantivo de la Administración en materia de energía, así como obtener las
autorizaciones que concurren en la ejecución por parte de otras administraciones y
organismos tutelares de diversas competencias y, en su caso, actualizar la documentación
presentada con anterioridad en las mismas.
Se solicita también autorización parcial para el tramo de la 1ªFase de la línea 220kV TrujilloArenales descrito en este proyecto, que permita su construcción pero no su energización, la
cual quedará supeditada a las autorizaciones correspondientes al alcance global del proyecto,
que será objeto de otro expediente.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 6 DE 125
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Al efecto, el Proyecto tiene en cuenta las normas que el Ministerio de Industria, Comercio y
Turismo recoge en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en
líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a
09 (en adelante Reglamento), conforme con el Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero
(publicado en el B.O.E. nº 68 de 19 de marzo de 2008), y demás normativa técnica aplicable.
Las características de la línea eléctrica se describen en los siguientes apartados.
2.4
Emplazamiento de la instalación
La línea eléctrica del objeto se halla en la provincia de Cáceres, Comunidad Autónoma de
Extremadura.
La localización de la instalación queda reflejada en el plano de situación y emplazamiento
adjunto en el apartado de Planos.
2.5
Descripción del trazado de la línea
El alcance del presente Proyecto comprende dos simples circuitos independientes,
correspondiente uno de ellos a la línea eléctrica 220kV simple circuito simplex aéreosubterránea ST. Cáceres-ST Los Arenales y el otro, a la primera fase de línea eléctrica 220kV
simple circuito dúplex aéreo-subterránea ST. Trujillo-ST. Arenales.
La segunda fase de la línea ST.Trujillo- ST. Arenales será objeto de otro proyecto.
La línea eléctrica 220kV SC-Sx aéreo-subterránea ST. Cáceres-ST Los Arenales tiene una
longitud de 8.316 m, de los cuales 4.543 m son aéreos y 3.773 m son subterráneos.
Tiene su origen en la subestación ST. Cáceres, desde donde parte discurriendo en
subterráneo durante 3.773 m hasta el apoyo de transición aéreo –subterráneo nº 1 a partir del
cual continuará en aéreo durante otros 4.543 m hasta la subestación ST Los Arenales.
La primera fase de la línea eléctrica 220kV SC-DX aéreo-subterránea ST. Trujillo-ST Los
Arenales, que se incluye en este proyecto, comprende una longitud de 8.273 m, de los cuales
4.543 m son aéreos y 3.730 m son subterráneos.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 7 DE 125
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Tiene su origen a partir del PK 0+043 del trazado subterráneo de la línea eléctrica 220kV SCSx aéreo-subterránea ST. Cáceres-ST Los Arenales en la ST.Cáceres, desde donde parte
discurriendo en subterráneo y paralela a la otra línea, durante 3.730 m hasta el apoyo de
transición aéreo –subterráneo nº 1 a partir del cual continuará en aéreo durante otros 4.543 m
hasta la subestación ST Los Arenales.
El objeto de incluir en el alcance de este proyecto la longitud total de la línea CáceresArenales y el tramo parcial de la 1ª Fase de la línea Arenales-Trujillo, es minimizar las
afecciones de los accesos e implantación de maquinaria a los propietarios y organismos
afectados, tanto en el tramo aéreo donde ambas líneas comparten apoyos como en el tramo
subterráneo donde discurren paralelas, ya que por proximidad de ambas canalizaciones, la
ejecución y afecciones a los servicios cruzados, serán de las mismas características.
El alcance de los trabajos del tramo aéreo incluye:
-
El suministro y montaje de los apoyos de doble circuito.
-
El suministro y tendido de ambos circuitos y cables de comunicaciones.
-
El cálculo de las afecciones de ambos simples circuitos atendiendo a los puntos
anteriores.
El alcance de los trabajos del tramo subterráneo incluye:
-
Los trabajos de obra civil correspondientes a ambos simples circuitos considerando a
efectos de representación y de cálculo de afecciones, que se trata de dos simples
circuitos, con una separación mínima de 40cm.
-
El suministro y montaje del cable subterráneo y sus accesorios correspondiente al
circuito de la línea eléctrica 220kV SC-Sx aérea-subterránea ST. Cáceres-ST Los
Arenales.
-
No se incluye el suministro y montaje del cable subterráneo y sus accesorios para el
circuito correspondiente a la futura línea eléctrica entre ST. Trujillo y ST Los Arenales.
El alcance de estos trabajos será objeto de otro proyecto (2ª Fase)
Los trabajos de tendido y montaje del cable de potencia y accesorios, de la futura línea
eléctrica 220kV SC-Dx aérea-subterránea ST. Trujillo-ST Los Arenales, quedará incluido en
otro proyecto que se encuentra en fase de diseño (2ª Fase), e incluye la conexión de donde
finaliza la primera fase de línea con la ST. Trujillo, por lo que su energización quedará
supeditada a la aprobación y ejecución de ambos proyectos.
A continuación, se indican las provincias y términos municipales afectados:
TÉRMINO MUNICIPAL
TERMINO MUNICIPAL DE CÁCERES
PROVINCIA
CÁCERES
LONGITUD AFECTADA
(m)
8.316
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 8 DE 125
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Las coordenadas de los apoyos son las siguientes:
COORDENADAS
(ETRS89 HUSO 29)
Nº
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
PÓRTICO ST. ARENALES
2.6
X
(m)
725021.034
724814.467
724718.182
724619.930
724355.110
724087.701
723734.084
723368.872
722992.228
722646.796
722335.992
722017.783
721712.924
721498.603
721413.972
Y
(m)
4373883.539
4373957.543
4374214.172
4374476.041
4374634.275
4374794.057
4375005.349
4375223.569
4375448.620
4375655.021
4375840.732
4376190.770
4376310.450
4376254.900
4376232.965
Z
(m)
393.567
402.692
440.342
423.086
421.697
402.477
417.345
428.154
426.328
452.377
430.738
414.205
414.441
415.864
416.332
Titular de la instalación
El titular de la instalación objeto de este Proyecto es RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A.U.
(REE).
2.7
Características generales de la instalación
2.7.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA LÍNEA
La línea objeto del presente Proyecto tiene como principales características las que se indican
a continuación:
GENERALES
Sistema
Corriente Alterna Trifásica a 50Hz
Tensión nominal (kV)
220
Categoría de la línea
ESPECIAL
Longitud total (m)
L220kV SC-Sx ST. Cáceres-ST. Los Arenales:
8.316
Futura L220kV SC-Dx ST. Trujillo-ST. Arenales:
8.273
Nº de circuitos
Origen
2 Simples Circuitos
L220kV SC-Sx ST. Cáceres-ST. Los Arenales:
ST. CACERES
Futura L220kV SC-Dx ST. Trujillo-ST. Arenales:
PK 0+043 SUBTERRÁNEO DE LA L220KV ST.
CÁCERES-ST. LOS ARENALES
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 9 DE 125
REV: 00
Final
L220kV SC-Sx ST. Cáceres-ST. Los Arenales:
ST. LOS ARENALES
Futura L220kV SC-Dx ST. Trujillo-ST. Arenales:
ST. LOS ARENALES
Tipología de la línea
AÉREO-SUBTERRÁNEA
Consta de dos partes diferenciadas:
Tramo aéreo:
TRAMO AÉREO
Longitud aéreo (m)
4.543
Inicio aéreo
Apoyo 1 Trans. A/S de la línea aérea a ST. Los
Arenales
Final aéreo
Pórtico ST. Los Arenales
Capacidad Transporte máxima Invierno
(MVA × circuito)
L220kV SC-Sx ST. Cáceres-ST. Los Arenales:
454
Capacidad Transporte máxima Verano
(MVA × circuito)
L220kV SC-Sx ST. Cáceres-ST. Los Arenales:
371
Tipo de conductor
N° de conductores por fase
LA-455 (CÓNDOR AW)
L220kV SC-Sx ST. Cáceres-ST. Los Arenales:
1
Futura L220kV SC-Dx ST. Trujillo-ST. Arenales:
2
Configuración
Tipo de cable de fibra óptica
Zona de aplicación
TRESBOLILLO
OPGW-25-48
A
Tramo subterráneo:
TRAMO SUBTERRÁNEO
Longitud subterráneo (m)
3.773
Inicio subterráneo
Apoyo 1 Trans. A/S de la línea aérea a ST. Los
Arenales
Final subterráneo
ST. Cáceres
Potencia máxima admisible (MVA × circuito)
Tipo de cable
Tipo de cable de fibra óptica
Tipo de canalización
Categoría de la red
374
RHE-RA+2OL 127/220 kV 1x2000M+T375Al
G.652
ZANJA ENTUBADA HORMIGONADA
A
2.7.2 PLAZO DE EJECUCIÓN
La ejecución de la obra a realizar se estima en un plazo de 10 meses a partir del comienzo de
la misma.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 10 DE 125
REV: 00
2.7.3 MATERIALES DE LA LÍNEA ELÉCTRICA
2.7.3.1 Materiales del tramo aéreo
2.7.3.1.1
Apoyos
Los apoyos son metálicos de perfiles de acero laminado en L formando una estructura en
celosía doble con uniones atornilladas.
Las barras estarán unidas entre sí mediante chapas y tornillos de calidad 5.6, grado C.
Se ha escogido para esta línea los siguientes tipos de apoyo:
APOYO TIPO
D2A2 AB
D2A3 AB
D2A4AA
D2B-AA
D2S3-AA
D2S3-AC
D2S4-AA
D2S4-AB
D2S4-AC
Todos los apoyos utilizados en la línea cumplen con los requisitos de la ITC-LAT-07 y las
características técnicas de sus componentes responden a lo indicado en las normas UNE
aplicables o normas o especificaciones técnicas reconocidas.
Para impedir la escalada de los apoyos frecuentados se instalarán antiescalos hasta una
altura de 2,5 m.
Se pueden ver los esquemas de los apoyos así como sus principales dimensiones y
características en el apartado de Planos.
2.7.3.1.2
Conductor
Los conductores de la línea proyectada serán de aluminio – acero (Al-Ac), siendo sus
principales características las siguientes:
Tipo de cable
LA-455 (CÓNDOR AW)
Diámetro aparente (mm)
27,72
2
Sección Al (mm )
402,3
2
Sección Aw (mm )
52,2
2
Sección total (mm )
454,5
Carga de rotura (daN)
12.681
2
Módulo de elasticidad (daN/ mm )
6.600
Resistencia eléctrica a 20º C (Ohm/km)
0,0718
Composición ((Al + Ac)
54 x 2,82 + 7 x 2,82
Masa (kg/m)
1,457
-1
Coef. de dilatación lineal (ºC )
19,5 x 10-6
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.7.3.1.3
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 11 DE 125
REV: 00
Cable de tierra y/o compuesto tierra-óptico
En toda su longitud la línea llevará dos cables tipo OPGW, de acero galvanizado, con fibra
óptica incorporada en el interior de un tubo de aluminio, cuyas principales características son:
Tipo de cable
OPGW-25-48
Nº de FIBRAS
Diámetro aparente (mm)
2
Sección total (mm )
Radio de curvatura mínimo (mm)
Intensidad de C/C (kA)
Tiempo (sg.)
Carga de rotura (daN)
Resistencia en c.c. a 20ºC (ohmios/Km)
Masa (kg/m)
2.7.3.1.4
48, 42+6
17,0÷18,25
164÷170
≤800
≥25
0,3
≥9500
≤0,6
0,7÷0,9
Cajas de empalme fibra óptica para cable de tierra compuesto tierra-óptico
La continuidad de los cables de fibra óptica se realizará mediante la utilización de cajas de
empalme para cables de fibra óptica según especificación de REE, con las siguientes
características principales:
•
Las cajas serán metálicas de acero resistente al ácido, preferiblemente de acero
inoxidable pudiendo ser de acero galvanizado en caliente para el caso de aplicaciones
aéreas y tendrán un grado de protección IP659XS como mínimo.
•
Las cajas tendrán capacidad para 24, 48 ó 96 empalmes. Dependiendo del nº de
empalmes podrán albergar desde 3 bandejas de empalmes. Cada bandeja albergará las
fibras de un tubo o cinta hasta un máximo de 12 fibras para las cajas de 24 y 48 fibras y
24 para las de 96 fibras.
•
Las bandejas de empalmes de cualquiera de los modelos anteriores deberán ser idénticas
e intercambiables. Dispondrán de un sistema de fijación para evitar su movimiento
involuntario.
•
Las cajas se podrán abrir y cerrar repetidamente sin necesidad de herramientas
especiales, o materiales adicionales.
•
La caja llevará en su parte posterior los dispositivos o pletinas de fijación a la torre
manteniendo el grado de protección previsto para el conjunto.
2.7.3.1.5
Aislamiento
En la siguiente tabla se indican, según apartado 4.4 de la ITC-LAT 07, los niveles de
aislamiento correspondientes a este proyecto:
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
Tensión más elevada de la Red (kV eficaces)
Tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia (50Hz) (kV eficaces)
Tensión soportada a impulso tipo rayo 1,2/50 µs(kV cresta)
220
245
460
1050
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 12 DE 125
REV: 00
El aislamiento estará constituido por:
•
En las cadenas de suspensión, por 1x16 elemento de vidrio tipo U120BS.
•
En las cadenas de amarre, por 2x17 elementos de vidrio tipo U120BS.
La gama de aisladores utilizados está de acuerdo con la ITC-LAT-07 del Reglamento y con
las principales normas internacionales y nacionales.
Las características eléctrico-mecánicas del aislador son las siguientes:
CARACTERÍSTICAS
Tipo aislador
Disposición
Función
Cantidad Nivel I
Cantidad Nivel II
Diámetro (mm)
Longitud total del aislador (mm)
U120B
Sx
Amarre
2x17
2x17
254
2.482
U120B
Sx
Suspensión
16
16
254
2.336
U160BS
Dx
Amarre
2x16
2x16
280
2.336
U160BS
Dx
Suspensión
15
15
280
2.190
Las cadenas cumplen las condiciones de protección de la avifauna según Real Decreto
1432/2008, de 29 de agosto.
Se pueden ver los esquemas, así como sus principales dimensiones y características, en el
apartado de Planos.
2.7.3.1.6
Herrajes
Los herrajes, medio de unión del cable conductor con la cadena de aisladores y de ésta al
apoyo, están dimensionados mecánicamente para soportar las cargas máximas de los
conductores con los coeficientes de seguridad reglamentarios, siendo su material acero
estampado y galvanizado en caliente como medio de protección anticorrosiva, y están de
acuerdo con la ITC-LAT-07 del Reglamento.
La grapa de suspensión es del tipo armada. Está compuesta por un manguito de neopreno,
aplicado directamente sobre el cable, unas varillas preformadas, que suavizan el ángulo de
salida de la grapa, y el cuerpo de la misma que aprieta el conjunto y pende de la cadena de
aisladores.
Las grapas de suspensión armada serán dobles cuando el ángulo de salida de la grapa
supere en cualquiera de los lados 20º o cuando la suma de ambos ángulos sea mayor de 30º
La grapa de amarre es del tipo compresión. Está compuesta por un manguito doble, uno de
aluminio y otro de acero, que se comprimen contra el cable.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 13 DE 125
REV: 00
Los conjuntos de herrajes que en las cadenas empleadas en la línea son:
CONDUCTOR
TIPO DE CONFIGURACIÓN
CONJUNTO DE HERRAJE
CARGA DE ROTURA
(kN)
AMARRE DOBLE DUPLEX
AMARRE SENCILLO SIMPLEX (Vano final,
torre terminal)
AMARRE DOBLE SIMPLEX
SUSPENSIÓN SENCILLA DUPLEX
SUSPENSIÓN SENCILLA SIMPLEX
1
AMARRE SENCILLO INVERTIDA DUPLEX
AMARRE SENCILLO INVERTIDA SIMPLEX
(Vano final, pórtico)
SF2H2226
320
SF2H1126
120
SF2H2121
SF2H1203
SF2H1101
SF2H1228
160
160
120
160
SF2H1123
120
1
Al tratarse de aislamiento de vidrio, se instalarán amarres sencillos en el vano destensado entre el apoyo fin de
línea y pórtico de la subestación.
CABLE COMPUESTO TIERRA-ÓPTICO
TIPO DE CONFIGURACIÓN
AMARRE
SUSPENSIÓN
CONJUNTO DE HERRAJE
CARGA DE ROTURA
(kN)
SF4H128
SF4H166
140
100
Su forma y disposición se puede observar en el apartado de Planos.
2.7.3.1.7
Puestas a tierra en el tramo aéreo
El sistema de puesta a tierra de los apoyos se realizará según establece el apartado 7 de la
instrucción técnica complementaria ITC-LAT 07.
Para poder identificar los apoyos en los que se debe garantizar los valores admisibles de las
tensiones de contacto, se establece la siguiente clasificación de los apoyos según su
ubicación:
•
Apoyos No Frecuentados. Son los situados en lugares que no son de acceso público o
donde el acceso de personas es poco frecuente, como bosques, campo abierto, campos
de labranza, etc.
•
Apoyos Frecuentados. Son los situados en lugares de acceso público y donde la
presencia de personas ajenas a la instalación eléctrica es frecuente: donde se espere que
las personas se queden durante tiempo relativamente largo, algunas horas al día durante
varias semanas, o por un tiempo corto pero muchas veces al día.
A su vez, los apoyos frecuentados se clasifican en dos subtipos:
•
Apoyos frecuentados con calzado. Estos apoyos serán los situados en lugares donde se
puede suponer, razonadamente, que las personas estén calzadas, como pavimentos de
carreteras públicas, lugares de aparcamiento, etc.
•
Apoyos frecuentados sin calzado. Estos apoyos serán los situados en lugares como
jardines, piscinas, camping, áreas recreativas donde las personas puedan estar con los
pies desnudos.
La clasificación de los apoyos de este proyecto se realiza en el apartado 2.7.4.1.1 Apoyos.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.7.3.1.8
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 14 DE 125
REV: 00
Cimentaciones
La cimentación de los apoyos se realiza mediante cuatro macizos independientes de
hormigón en masa, una por cada pata, suficientemente separados entre sí para permitir su
construcción.
Los macizos son cilíndricos con un ensanchamiento troncocónico inferior que les da su forma
característica de “pata de elefante”. Para la fabricación del hormigón se utilizará el cemento
de tipo Portland CEM II/AS 32,5 y ésta se hará según tipificación EHE-08.
Se pueden ver las dimensiones y características de las cimentaciones en el apartado de
Planos.
2.7.3.1.9
Amortiguadores
Se instalarán amortiguadores tipo Stockbridge e irán instalados directamente sobre el cable y
sobre las varillas de protección en el caso de la fibra óptica.
2.7.3.1.10
Salvapájaros
Se instalarán protecciones para la avifauna mediante salvapájaros.en toda la línea
2.7.3.1.11
Separadores
Se instalarán separadores rígidos de 400mm de separación para el conductor en el circuito
dúplex del tramo aéreo, correspondiente a la línea 220kV ST. Trujillo-ST. Los Arenales.
2.7.3.1.12
Numeración, señalización y aviso de riesgo eléctrico
Cada apoyo se identificará individualmente de tal manera que la identificación sea legible
desde el suelo, tal como se indica en el punto 2.4.7 de la ITC-LAT 07 del Reglamento.
2.7.3.2
Materiales del tramo subterráneo
Es alcance de este proyecto incluir los materiales del tramo subterráneo de la línea 220kV ST.
Cáceres- ST. Los Arenales, por lo que solo se describirán los materiales de este circuito en
los siguientes apartados.
Los materiales y accesorios de la línea subterránea ST.Trujillo- ST.Los Arenales son objeto
de otro proyecto.
2.7.3.2.1
Cable de aislamiento seco
La línea constará de un cable de aislamiento seco RHE-RA+2OL 127/220kV 1x2000M +
T375Al, según el tramo subterráneo, siendo sus principales características las siguientes:
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CABLE RHE-RA+2OL
Material del conductor
2
Sección del conductor (mm )
Material del aislamiento
Espesor del aislamiento (mm)
Tipo de pantalla metálica
2
Sección de la pantalla (mm )
Material de la cubierta exterior
Espesor de la cubierta exterior (mm)
Cu
2000
XLPE
≥21
Tubular de Al
375
Polietileno de alta densidad (HDPE)
≥4,5
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 15 DE 125
REV: 00
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL CABLE
Tensión nominal, U0 / U (kV)
Tensión máxima soportada, Um (kV)
Tensión a impulso tipo rayo, Up (kV)
Tensión a frecuencia industrial (30 min) (kV)
Tª máxima admisible en el conductor en servicio
permanente (ºC)
Tª máxima admisible en el conductor en régimen de
cortocircuito (ºC)
Tiempo de cortocircuito (s)
Intensidad máxima de cortocircuito en el conductor (kA)
Intensidad máxima de cortocircuito en la pantalla (kA)
2.7.3.2.2
XLPE
127/220
245
1.050
318
≥90
≥250
0,5
50
50
Cable de fibra óptica subterráneo
La línea llevará en toda su longitud un cable de comunicaciones por fibra óptica G.652 para
tendidos subterráneos o por canalización.
2.7.3.2.3
Cajas de empalme fibra óptica
La continuidad de los cables de fibra óptica se realizará mediante la utilización de cajas de
empalme para cables de fibra óptica. Éstas están constituidas por una envolvente de
protección que garantice la estanqueidad y que alberga en su interior las bandejas
organizadoras de fibras.
La continuidad de los cables de fibra óptica se realizará mediante la utilización de cajas de
empalme para cables de fibra óptica según especificación ET 148 de REE, con las siguientes
características principales:
•
Las cajas serán de material plástico para aplicaciones subterráneas y tendrán un grado de
protección IP697XS según norma UNE 3240 del 93.
•
Las entradas dispondrán de prensaestopas metálicos o bien estarán diseñadas para ser
selladas con termoretráctiles, en ambos casos impedirán la entrada de agua.
•
Las cajas serán resistentes a los impactos, estarán protegidas contra la corrosión y
dispondrán de juntas elastoméricas de estanqueidad las juntas y los elastómeros
cumplirán la norma UNE 53567. Tendrán capacidad para 24 ,48 ó 96 empalmes
dependiendo del nº de empalmes podrán albergar desde 3 bandejas de empalmes
•
Las bandejas de empalmes de cualquiera de los modelos anteriores deberán ser idénticas
e intercambiables.
•
Las cajas se podrán abrir y cerrar repetidamente sin necesidad de herramientas
especiales, o materiales adicionales.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.7.3.2.4
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 16 DE 125
REV: 00
Puesta a tierra de las pantallas
El sistema elegido para la puesta a tierra de las pantallas es un sistema compuesto por Single
Point en los extremos y Cross Bonding en los tramos intermedios (“Single-Point” + “CrossBonding” + “Single-Point”).
•
En los tramos con instalación tipo Cross Bonding, la puesta a tierra será con conexión
directa en ambos extremos de la línea y en el resto de cámaras de empalme habrá cajas
de cruzamiento de pantallas con conexión a tierra a través de descargadores (que sólo
cierran el circuito en caso de sobretensión).
Se empleará el tipo de conexión “Cross Bonding seccionado”, que se caracteriza en dividir
la longitud total de la línea en secciones independientes conectadas en serie, constituidas
por tres tramos elementales. El número de tramos elementales debe ser múltiplo de tres y
las longitudes de los tramos que componen cada sección independiente deben ser
sensiblemente iguales.
En la unión de dos secciones independientes y en ambos extremos de la línea, las
pantallas se conectan rígidamente a tierra, aunque en la unión de dos secciones
independientes sea una tierra local.
En los empalmes intermedios de los tramos elementales que componen cada sección
independiente se realiza la permutación de las pantallas y se conectan las pantallas de los
tres cables a tierra a través de descargadores de tensión.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
•
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 17 DE 125
REV: 00
En los tramos con instalación tipo Single Point, a cada circuito le acompañará un cable de
cobre equipotencial de continuidad de tierra de sección igual o superior a la de la pantalla.
La conexión a tierra será directa en uno de los extremos y en el otro se realizará a través
de descargadores.
Las cajas de puesta a tierra de los empalmes serán instaladas en el interior de las cámaras
de empalme deberán estar diseñadas para soportar las siguientes solicitaciones:
•
•
Defecto de arco interno:
40 kA a 0,1 s.
Corriente de cortocircuito monofásica: 63 kA a 0,5 s.
2.7.3.2.5
Terminales
2.7.3.2.5.1
Terminales exteriores
Se dispondrá de un terminal unipolar por fase, de tipo exterior, de paso aéreo a subterráneo,
cuyas características principales son las que aparecen a continuación.
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL TERMINAL EXTERIOR
Frecuencia (Hz)
Tensión asignada (kV)
Tensión más elevada para el material (kV)
Categoría de la red
Tensión soportada a impulso tipo rayo (kV)
Tensión soportada a frecuencia industrial (30 min) (kV)
Intensidad mínima admisible conductor en cortocircuito
(kA)
Intensidad mínima admisible pantalla en cortocircuito
(kA)
Duración cortocircuito (s)
Temperatura inicial (ºC)
Temperatura final (ºC)
50
220
245
A (según UNE 20435)
1.050
318
≥ 404,7
≥ 50
0,5
90
250
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.7.3.2.6
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 18 DE 125
REV: 00
Pararrayos
Con el fin de proteger la línea que nos ocupa de las sobretensiones de origen atmosférico se
instalará, en el apoyo de paso de aéreo a subterráneo, un pararrayos de óxido metálico en
cada fase de las características de la siguiente tabla.
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL PARARRAYOS
Frecuencia (Hz)
Tensión nominal de la red, Un (kV)
Tensión más elevada, Us (kV)
Tensión nominal pararrayos, Ur (kV)
Corriente de cortocircuito (0,2 s) (kA)
Intensidad nominal de descarga (onda 8/20 µs) (kA)
Tensión residual a la corriente nominal de descarga
(onda 8/20 µs) (kV)
Capacidad de disipación de energía (kJ/kV)
Línea de fuga mínima (mm/kV)
2.7.3.2.7
50
220
245
198
63
10
≤ 480 kV
>7
25
Empalmes
Los empalmes a utilizar serán empalmes rectos (con y sin separador de pantallas), teniendo
las siguientes características principales:
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS EMPALMES
Frecuencia (Hz)
Tensión nominal (kV)
Tensión más elevada (kV)
Categoría de la red
Tensión soportada a impulso tipo rayo (kV)
Tensión soportada a frecuencia industrial (30 min) (kV)
2.7.3.2.8
Obra civil
2.7.3.2.8.1
Canalización
50
220
245
A (según UNE 20435)
1.050
318
La instalación estará formada por dos simples circuitos enterrados paralelos cuyos prismas de
hormigón se encontrarán separados 40 centímetros, tal y como se muestra en los planos
anexos.
Cada circuito discurrirá en el interior de tubos, dispuestos al tresbolillo y embebidos en un
prisma de hormigón.
La zanja, en la que van instalados los cables, tendrá las dimensiones indicadas en los detalles
de sección incluidos en el apartado de Planos, pudiendo ser la separación entre circuitos y
profundidad variable en función de los cruzamientos con otros servicios que se puedan
encontrar en el trazado y que obliguen a una profundidad y/o separación mayor.
Para la colocación de cada terna de tubos se emplearán unos separadores cuyas
dimensiones se indican en el plano incluido en el apartado de Planos. Los separadores se
instalarán cada metro y en posición vertical de forma que el testigo del hormigón quede en su
posición más elevada. Con la instalación de estos separadores se garantiza que en toda la
longitud de la zanja la distancia entre los cables de potencia sea constante y que el hormigón
rodee completamente cada tubo.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 19 DE 125
REV: 00
Además de los tubos de los cables de potencia, se colocarán dos tubos corrugados de 110
mm de diámetro exterior.
Este tubo es para la instalación del cable aislado necesario en el tipo de conexión de las
pantallas “Single Point”, pero se incluirá, aunque no sea éste el tipo de conexión de pantallas
utilizado.
En todos los tipos de conexionado de pantallas se realizará la transposición de los dos tubos
de acompañamiento de Ø110 mm por encima del tubo de Ø250 mm en una longitud de 6 m en
el 50% del recorrido de cada tramo entre accesorios.
Para los cables de control (fibra óptica) se añadirá 4 bitubos de 40 mm de diámetro cada uno
en el soporte brida de cada terna de tubos (2 por soporte).
Los cambios de dirección del trazado del tramo subterráneo se intentarán realizar con radios
de curvatura no inferiores a 50 veces el diámetro exterior del tubo con motivo de facilitar la
operación de tendido. Se deberá tener especial cuidado en la colocación de los tubos
evitando rebabas y hendiduras producidas por el transporte de los mismos, realizando una
inspección visual antes de montar cada tubo, desechando los tubos que presenten fisuras,
aplastamiento o cualquier tipo de defecto.
Las uniones de los tubos deberán tener un sellado eficaz con objeto de evitar que a través de
las mismas puedan penetrar materiales sólidos o líquidos procedentes de los trabajos a
realizar durante la obra civil o posteriormente que pudieran dificultar el desarrollo normal de
las operaciones de tendido de los cables (agua, barro, hormigón, etc.).
Durante el trabajo de colocación de los tubos se deberá instalar en su interior una cuerda guía
para facilitar su posterior mandrilado. Estas guías deberán ser de nylon de diámetro no
inferior a 10 mm.
Una vez colocados los tubos de los cables de potencia, inmovilizados y perfectamente
alineados y unidos se procederá al hormigonado de los mismos, sin pisar la canalización,
vertiendo y vibrando el hormigón de calidad HM-20/B/14/I al menos en dos tongadas. Una
primera para fijar los tubos y otra para cubrir completamente los tubos de potencia hasta
alcanzar la cota del inicio del soporte de los tubos de telecomunicaciones.
A continuación, se procederá a colocar los tubos de telecomunicaciones en los soportes de
los separadores. Durante el trabajo de colocación de los tubos se deberá instalar en su
interior una cuerda guía para facilitar su posterior mandrilado. Estas guías deberán ser de
nylon de diámetro no inferior a 5 mm.
Una vez colocados los tubos de telecomunicaciones, inmovilizados y perfectamente alineados
y unidos se procederá al hormigonado de los mismos, sin pisar la canalización, vertiendo y
vibrando el hormigón de calidad HM-20/B/14/I hasta alcanzar la cota de hormigón
especificada según el plano de la zanja.
Finalmente, tanto los tubos de los cables de potencia como los tubos de telecomunicaciones,
quedarán totalmente rodeados por el hormigón constituyendo un prisma de hormigón que
tiene como función la inmovilización de los tubos y soportarlos esfuerzos de dilatacióncontracción térmica o los esfuerzos de cortocircuito que se producen en los cables.
Una vez hormigonada la canalización se rellenará la zanja, en capas compactadas no
superiores a 250 mm de espesor, con tierra procedente de la excavación, arena, o todo-uno
normal al 95% P,M. (Proctor Modificado). Dentro de esta capa de relleno, a una distancia de
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 20 DE 125
REV: 00
150 mm del firme existente, se instalarán las cintas de polietileno de 150 mm de ancho,
indicativas de la presencia de cables eléctricos de alta tensión.
Por último, se procederá a la reposición del pavimento o firme existente en función de la zona
por la que transcurra la instalación.
Para la definición de la sección necesaria del cable se han considerado los parámetros
siguientes:
CARACTERÍSTICAS DEL TERRENO
Temperatura del Terreno (ºC)
Resistividad Térmica del Terreno (k·m/W)
2.7.3.2.8.2
25
1
Perforaciones dirigidas
A la salida de la ST CACERES se realizará una perforación dirigida para el cruzamiento con
la Avenida de la Universidad (N-521).
La secuencia de los trabajos de la perforación dirigida será la siguiente:
•
Realización de la perforación dirigida o “pilotada”, cuya trayectoria y radios de
curvatura mínimos se tienen previamente calculados en gabinete y referidos al terreno
real, para su seguimiento de la obra. En este caso se ha diseñado la perforación con
un radio de curvatura de 279 m.
•
Progresión, según la trayectoria de dicha perforación piloto, ampliando
progresivamente el diámetro del túnel excavado, hasta alcanzar la dimensión
deseada.
•
Instalación del tubo que constituirá el entibado o vaina de la perforación, previamente
soldado y alineado, mediante introducción, por tracción, dentro del túnel excavado. El
diámetro necesario para la perforación será de 710 mm.
En el apartado de Planos se puede observar una descripción de las mismas.
2.7.3.2.8.3
Cámaras de empalme
Se instalarán cámaras de empalme del tipo monobloque, prefabricadas de una sola pieza y
estancas. Se ajustarán a la pendiente del terreno con un máximo del 10%.
Las dimensiones exteriores de la cámara de empalme serán 2.9 m. ancho x 2.65 m. alto x
11.9 m. largo.
La colocación de la cámara se realizará con grúa, estorbando lo menos posible en los lugares
destinados para ello. Posteriormente una vez colocada la cámara el espacio que queda entre
esta y el terreno se rellenara con un hormigón de limpieza hasta una cota de 300mm por
debajo de la cota del terreno, reponiendo el resto conforme al firme original.
El conexionado especial de las pantallas metálicas será configurado según la combinación
“Single-Point” + “Cross-Bonding seccionado” + “Single-Point”; empleándose conexión SinglePoint en las dos cámaras de empalme extremas de la instalación y Cross-Bonding con
cruzamiento de las pantallas en las cinco cámaras de empalme intermedias. En total, se
realizarán siete empalmes por circuito, quedando dividido el trazado en 8 tramos en serie: 6
tramos intermedios y consecutivos de longitudes similares de 550 metros, más 2 tramos de
pequeña longitud al principio (156 metros) y final de la línea subterránea (316 metros).
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.7.3.2.8.4
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 21 DE 125
REV: 00
Arquetas de telecomunicaciones
Para poder realizar los empalmes de los cables de fibra óptica necesarios para las
comunicaciones entre las subestaciones y como ayuda para el tendido de los mismos se
requiere la instalación de arquetas de telecomunicaciones.
En los planos de planta y perfil del proyecto deberá indicarse la ubicación de las arquetas de
telecomunicaciones que sean necesarios para la línea en cuestión en función de las
características particulares de su trazado.
Los cables de telecomunicaciones no se deberán introducir en las cámaras de empalme de
los cables de potencia para lo cual se realizará un desvío por fuera de la cámara de empalme
desde la zanja tipo conjunta de cables de potencia y de telecomunicaciones hasta las
arquetas de telecomunicaciones según se muestra en el plano Nº LSC003 incluido en el
apartado Planos.
La zanja tipo de telecomunicaciones para estas desviaciones se realizará según el plano
LST006 “Zanja tipo telecomunicaciones con cuatro bitubos para derivaciones a arquetas”
incluido en el apartado Planos.
Existen dos tipos de arquetas de telecomunicaciones:
•
Arqueta Sencilla (900 mm x 815 mm)
Las arquetas sencillas se emplearán para facilitar el tendido de los cables de
telecomunicaciones y tener puntos intermedios en el caso de averías.
La arqueta sencilla será de poliéster reforzado con fibra de vidrio (PRFV) con nervaduras
exteriores para soportar la presión exterior según el plano Nº LST002 incluido en el
apartado Planos.
La arqueta se empleará como “encofrado perdido” rellenando sus laterales tanto paredes
como solera con hormigón HM-20/B/14/I de 20 cm de espesor mínimo. La pared de
hormigón deberá ser continua desde el suelo hasta recoger el cerco de la tapa de
fundición.
La arqueta sencilla dispondrá de tapa de función tipo D-400 si fuera instalada en calzada y
tipo B-125 si fuera instalada en acera.
Los bitubos de telecomunicaciones no se cortarán en las arquetas sencillas y se dejarán
en paso.
Las arquetas sencillas se instalarán según la tabla adjunta:
CRITERIO INSTALACIÓN ARQUETAS SENCILLAS DE TELECOMUNICACIONES
Distancia (m) entre arqueta doble de
telecomunicaciones
Nº Arquetas sencillas
500
0
500 < x ≤ 1000
1
750 < x ≤ 1500
2
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
•
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 22 DE 125
REV: 00
Arqueta Doble (900 mm x 1425 mm)
La función de las arquetas dobles es la de albergar las cajas de empalme de los cables de
fibra óptica en el caso que sean necesarias y servir de ayuda al tendido.
Se instalará una arqueta doble de telecomunicaciones en cada cámara de empalme, en el
inicio y final de la perforación dirigida, en los apoyos de paso aéreo subterráneo, en las
proximidades de los soportes metálicos de los parques tipo intemperie y en los puntos
singulares del trazado según definición del proyectista de la instalación.
La arqueta doble será de poliéster reforzado con fibra de vidrio (PRFV) con nervaduras
exteriores para soportar la presión exterior según el plano Nº LST003 incluido en el
apartado de Planos.
La arqueta se empleará como “encofrado perdido” rellenando sus laterales tanto paredes
como solera con hormigón HM/20/B/14/I de 25 cm de espesor mínimo. La pared de
hormigón deberá ser continua desde el suelo hasta recoger el cerco de la tapa de
fundición.
La arqueta doble dispondrá de tapa de función tipo D-400 si fuera instalada en calzada y
tipo B-125 si fuera instalada en acera.
Los bitubos de telecomunicaciones se instalarán en una única pieza (sin empalmes) entre
las arquetas dobles de telecomunicaciones, siendo pasantes en las arquetas sencillas.
El corte del bitubo de telecomunicaciones en el interior de las arquetas dobles se realizará
a 30 cm. de la pared interior.
2.7.3.2.9
Señalización
Tanto en los tramos intermedios como en los puntos extremos de la instalación, se
identificarán inequívocamente todos los cables tanto por circuito como por fase.
En el exterior y a lo largo de las canalizaciones se colocarán hitos y/o placas de señalización
a una distancia máxima de 50 metros entre ellos, teniendo la precaución que desde
cualquiera se vea, al menos, el anterior y el posterior. Se señalizarán también los cambios de
sentido del trazado, en los trazados curvos se señalizará el inicio y final de la curva y el punto
medio. En las placas de identificación se troquelará la tensión del cable y la distancia a la que
transcurre la zanja y la profundidad de la misma.
2.8
Afecciones
2.8.1 NORMAS GENERALES
Las normas generales sobre afecciones en líneas eléctricas están recogidas en el punto 5 de
la ITC-LAT-06 e ITC-LAT-07 del Reglamento.
2.8.2 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN LÍNEAS AÉREAS
A continuación, se incluye la tabla base, para determinar distancias de seguridad para este
proyecto de ejecución.
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dpp
(m)
(m)
245
1,70
2,00
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 23 DE 125
REV: 00
Siendo:
•
Del: Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una descarga
disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial tierra en sobretensiones de
frente lento o rápido. Del puede ser tanto interna (distancias del conductor a la estructura
del apoyo) como externa (distancias del conductor a cualquier obstáculo.
•
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. Dpp
es una distancia interna.
La seguridad en los cruzamientos se reforzará con diversas medidas adoptadas a lo largo de
la línea. Estas medidas se resumen a continuación:
•
En las cadenas de suspensión se utilizarán grapas antideslizantes y en las cadenas de
amarre grapas de compresión.
•
El conductor y el cable de tierra tienen una carga de rotura muy superior a 1.200 daN.
2.8.3 DISTANCIAS EXTERNAS. DISTANCIAS A AFECCIONES
2.8.3.1 Distancias al terreno, caminos, sendas y cursos de agua no navegables
De acuerdo a lo establecido en el punto 5.5 de la ITC-LAT-07 del Reglamento, la altura de los
apoyos será la necesaria para que los conductores, con su máxima flecha vertical, según las
hipótesis de temperatura y de hielo definidas en el punto 3.2.3 de la ITC-LAT-07 del
Reglamento, queden situados por encima de cualquier punto del terreno, senda, camino
vereda o superficie de agua no navegable a una altura mínima de:
Dadd + Del = 5,3 + Del (m)
con un mínimo de 6 m.
Los valores de Del se han indicado anteriormente en función de la tensión más elevada de la
línea.
En el presente proyecto la altura mínima cumple con los valores mínimos reglamentarios,
siendo:
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dadd+Del
(m)
(m)
245
1,70
7,00
A estas distancias les corresponde las siguientes excepciones:
•
En zonas de difícil acceso, las distancias mínimas a terrenos podrán disminuirse en un
metro.
En este proyecto la distancia mínima de los conductores al terreno es 9,94 m. Por tanto,
superior a la mínima establecida en los párrafos anteriores.
2.8.3.2 Afección a líneas eléctricas aéreas y líneas aéreas de telecomunicación
Este apartado corresponde, por un lado, a lo dispuesto en el punto 5.6 de ITC-LAT-07 del
Reglamento, y por otro, a las prescripciones de seguridad reforzada contenidas en el punto
5.3 de dicha ITC, habiendo solicitado donde ha procedido, los condicionantes específicos al
Organismo o Entidad afectada.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 24 DE 125
REV: 00
En este proyecto se han considerado las líneas de telecomunicación como líneas de baja
tensión.
2.8.3.2.1
Cruzamientos
Según el apartado 5.6.1 de la ITC-LAT-07 en todo cruzamiento entre líneas eléctricas aéreas,
se situará a mayor altura la de tensión más elevada y en caso de misma tensión, la que se
instale con posterioridad.
Los cruces con líneas eléctricas se efectúan, en la medida de lo posible, en la proximidad de
uno de los apoyos de la línea más elevada, teniendo en cuenta lo siguiente:
•
La distancia entre los conductores de la línea inferior y los elementos más próximos de
los apoyos de la línea superior no será menor a:
Dadd + Del = 1,5 + Del (m)
Con diferentes mínimos en función de la tensión:
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
15
20
30
45
66
110
132
220
400
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dadd+Del
(m)
(m)
17,5
24
36
52
72,5
123
145
245
420
0,16
0,22
0,35
0,60
0,70
1,00
1,20
1,70
2,80
2,00*
2,00*
2,00*
2,10*
3,00*
4,00*
4,00*
5,00*
7,00*
*Valor mínimo reglamentario. Los valores se tomarán en función de la tensión de la
línea inferior.
•
La distancia vertical mínima entre los conductores de ambas líneas en las condiciones
más desfavorables no será inferior al valor dado por la fórmula:
Dadd + Dpp (m)
La distancia mínima vertical entre fases en el punto de cruce será según la siguiente
tabla.
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
•
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Dpp
Dadd+Dpp
(m)
(m)
245
2,00
5,50
La distancia mínima vertical entre los conductores de fase de la línea eléctrica superior
y los cables de tierra convencionales o cables compuestos tierra-óptico (OPGW) de la
línea inferior, se determina según la siguiente expresión:
Dadd + Del = 1,5 + Del (m)
Con un mínimo de 2 m.
Por tanto, la distancia mínima vertical, Dadd + Del, considerada en el punto de cruce de
ambas líneas será la indicada en la siguiente tabla:
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 25 DE 125
REV: 00
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dadd+Del
(m)
(m)
245
1,70
3,20
Los valores se tomarán función de la tensión más elevada de entre las líneas que se
cruzan.
En todos los casos de cruce entre conductores o cables de tierra, las distancias mínimas se
han verificado considerando simultáneamente las siguientes hipótesis:
•
Los conductores o cables de tierra que quedan por debajo en el cruzamiento,
considerados sin sobrecarga alguna a temperatura mínima según zona (-5º en zona A,
-15º en zona B y -20º en zona C).
•
Los conductores que quedan por encima en el cruzamiento, considerados en las
condiciones de flecha máxima establecidas en este proyecto.
Además, se repasa la posible desviación de los conductores por la acción del viento siempre
que el cruzamiento se produzca más cerca del centro del vano que de alguno de los apoyos,
en cualquiera de las dos líneas.
Por otro lado, se tendrá en cuenta la posible resultante vertical hacia arriba de los esfuerzos
en los apoyos de la línea inferior.
Por último, en aquellos casos en que haya sido necesario realizar el cruzamiento quedando la
línea de menor tensión por encima, se obtiene la autorización expresa del Organismo o
Entidad afectada.
En cualquier caso, conforme a los criterios de diseño de REE, se establece una distancia
vertical mínima de 5,5m en cruzamientos con líneas eléctricas y telefónicas.
2.8.3.2.2
Paralelismos
Según el punto 5.6.2 de ITC-LAT 07 del Reglamento en todo paralelismo entre líneas
eléctricas aéreas, se conserva una distancia mínima entre los conductores más próximos de
ambas líneas, considerando la posible desviación de los conductores por la acción del viento,
igual a la distancia entre conductores expuesta en el apartado 5.4.1 de ITC-LAT 07, tomando
como tensión, el valor más elevado de ambas instalaciones.
Aun así, en la medida de lo posible, a fin de disminuir los riesgos en caso de mantenimiento,
actuaciones o accidente en una de las instalaciones, se ha evitado el emplazamiento de
líneas eléctricas aéreas paralelas a distancias inferiores a vez y media la altura total del apoyo
más alto afectado, a excepción de las zonas de principio y fin de las líneas, especialmente en
las llegadas a las subestaciones.
En relación a paralelismos con líneas de telecomunicaciones, en virtud al punto 5.6.2 de ITCLAT 07 del Reglamento se evita siempre que se puede quedando para los casos en que no
es posible una separación horizontal mínima de vez y media la altura total del apoyo más alto.
Para ningún tipo de paralelismos son de aplicación las prescripciones especiales definidas en
el punto 5.3 de ITC-LAT 07 del Reglamento.
2.8.3.3 Afección a carreteras y ferrocarriles sin electrificar, tranvías y trolebuses
Este apartado se relaciona a los 5.7 y 5.8 de la ITC-LAT 07 del vigente Reglamento sobre
condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.8.3.3.1
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 26 DE 125
REV: 00
Cruzamiento
La altura mínima de los conductores sobre la rasante más elevada de las carreteras o sobre
las cabezas de los carriles en el caso de ferrocarriles sin electrificar es la dada por la siguiente
expresión:
Dadd + Del (m)
Con:
un mínimo de 7 m
Dadd=7,5m. para líneas de categoría especial
Dadd=6,3m. para líneas del resto de categorías
Luego:
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dadd+Del
(m)
(m)
245
1,70
9,20
La distancia mínima a caminos asfaltados u hormigonados es 18,23 m. Por tanto, superior a
la mínima establecida en los párrafos anteriores.
2.8.3.3.2
Paralelismos
Para los paralelismos con este tipo de infraestructuras, se tienen en cuenta las mismas
distancias y limitaciones de ubicación de apoyos que se exigen para los cruzamientos con
carreteras y ferrocarriles sin electrificar.
Para ningún tipo de paralelismos son de aplicación las prescripciones especiales definidas en
el punto 5.3 de ITC-LAT 07 del Reglamento.
2.8.3.4
Afección a ríos y canales navegables o flotables
Como norma general en este proyecto, en cruzamientos y paralelismos con ríos y canales
navegables o flotables se tiene en cuenta lo siguiente:
•
En todos los casos, los apoyos más cercanos se colocan a una distancia superior a 25
metros y superior también a vez y media la altura total del apoyo desde el borde del
cauce fluvial correspondiente al caudal de máxima avenida.
•
Es necesaria la autorización y aprobación expresa del Organismo competente
afectado siempre que los apoyos de la línea eléctrica han quedado dentro de la zona
anteriormente referida.
2.8.3.4.1
Cruzamientos
Según el punto 5.11 de la ITC-LAT 07 del Reglamento, la realización de cruzamiento sobre
ríos y canales navegables o flotables requiere una distancia mínima vertical de los
conductores de la línea eléctrica, con su flecha máxima vertical, según las hipótesis del apto.
3.2.3 de la ITC-LAT 07, a la superficie del agua para el máximo nivel que puede alcanzar
ésta, viene definida mediante la expresión:
Para líneas de categoría especial:
G + Dadd + Del = G + 3,5 + Del (m)
Para el resto de líneas:
G + Dadd + Del = G + 2,3 + Del (m)
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 27 DE 125
REV: 00
siendo G el gálibo. En caso de no existir gálibo definido, se determina un valor de 4,70m.
TENSIÓN
NOMINAL DE LA
RED
(kV)
220
2.8.3.4.2
TENSIÓN MÁS
ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
G +Dadd + Del
4,7 +Dadd + Del
(m)
(m)
(m)
245
1,70
G + 5,20
9,90
Paralelismos
Para los paralelismos, se tienen en cuenta las mismas distancias y limitaciones de ubicación
de apoyos que se exigen para los cruzamientos.
Para estos paralelismos no son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el
punto 5.3 de ITC-LAT 07 del Reglamento.
2.8.3.5 Afección por paso por zona
Se cumple todo lo definido en el apartado 5.12 de la ITC-LAT 07 del Reglamento.
Para determinar la afección por el paso de una línea eléctrica aérea es necesario definir la
servidumbre de vuelo de la misma. Ésta se concreta como la extensión de terreno definida
por la proyección sobre el suelo de los conductores extremos, considerándolos en su
situación más desfavorable (peso propio y sobrecarga de viento según apto 3.1.2 de la ITCLAT 07 del Reglamento con velocidad de viento de 120km/h y temperatura de 15ºC).
2.8.3.5.1
Afección a bosques, árboles y masas de arbolado
Este apartado corresponde al punto 5.12.1 de la ITC-LAT 07 del Reglamento.
Frecuentemente los árboles entran en contacto con las líneas eléctricas debido
principalmente al crecimiento natural del árbol, al desprendimiento de una rama por el viento o
a la caída del árbol, bien por la mano del hombre o por el efecto de los vientos huracanados,
reduciéndose así la distancia entre sus copas y los conductores. Esto provoca accidentes
personales o interrupciones del servicio, ya que se generan intensidades elevadas que al
descargar en forma de arcos producen incendios que pueden propagarse.
Para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por el contacto
con troncos o ramas, se establece, mediante la indemnización correspondiente, una zona de
protección de la línea definida por la zona de servidumbre de vuelo incrementada por la
siguiente distancia de seguridad a ambos lados de dicha proyección:
Dadd + Del = 1,5 + Del (m)
con un mínimo de 2 metros.
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
2.8.3.5.2
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dadd+Del
(m)
(m)
245
1,70
3,20
Afección a edificios, construcciones y zonas urbanas
Como norma general y en virtud a lo indicado en el apartado 5.12.2 de la ITC-LAT 07 del
vigente Reglamento, se evitará totalmente la instalación de nuevas líneas eléctricas aéreas de
alta tensión con conductores desnudos en terrenos que estén clasificados como suelo urbano,
cuando pertenezcan al territorio de municipios que tengan plan de ordenación o como casco
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 28 DE 125
REV: 00
de población en municipios que carezcan de dicho plan. También se evitará el paso por zonas
de reserva urbana con plan general de ordenación legalmente aprobado y en zonas y
polígonos industriales con plan parcial de ordenación aprobado, así como en terrenos del
suelo urbano no comprendidos dentro del casco de la población en municipios que carezcan
de plan de ordenación.
Sólo la Administración competente puede autorizar la instalación de estas infraestructuras en
dichas zonas.
Queda expresamente prohibida la construcción de líneas eléctricas por encima de edificios e
instalaciones industriales según se establece en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de
diciembre. Este Real Decreto establece además una distancia mínima horizontal de seguridad
a ambos lados dentro de la cual no puede tampoco construirse ninguna línea eléctrica aérea.
Asimismo, queda también expresamente prohibido por dicho Real Decreto la construcción de
edificios e instalaciones industriales en la servidumbre de vuelo de la línea eléctrica
incrementada, por ambos lados, de la misma distancia horizontal de seguridad.
La distancia de seguridad viene definida por la siguiente expresión:
Dadd + Del = 3,3 + Del (m)
con un mínimo de 5 m.
La distancia horizontal mínima será por tanto la indicada en la siguiente tabla:
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dadd+Del
(m)
(m)
245
1,70
5,00
Para esta afección no son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el punto
5.3 de ITC-LAT 07 del Reglamento.
2.8.4 AFECCIONES EN LÍNEAS SUBTERRÁNEAS
La instalación de la presente línea subterránea de AT cumple los requisitos señalados en el
punto 5 “Cruzamientos, Proximidades y Paralelismos” del ITC-06 del Reglamento y con las
condiciones impuestas por cada Ayuntamiento, así como con las condiciones establecidas por
los organismos competentes afectados como consecuencia de disposiciones legales.
Asimismo, se ha procurado evitar que el trazado de la línea eléctrica quede en el mismo plano
vertical que las conducciones afectadas.
2.8.4.1 Afección a calles y carreteras
Los cables se colocarán en canalizaciones entubadas hormigonadas en toda su longitud. La
profundidad hasta la parte superior del tubo más próximo a la superficie no será inferior a 0,6
metros. Siempre que sea posible, el cruce se hará perpendicular al eje del vial.
2.8.4.2 Afección a líneas eléctricas
2.8.4.2.1
Cruzamientos
Siempre que sea posible, se procurará que los cables de alta tensión discurran por debajo de
los de baja tensión.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 29 DE 125
REV: 00
La distancia mínima entre un cable de energía eléctrica de AT y otros cables de energía
eléctrica será mínimo de 0,25 metros. La distancia del punto de cruce a los empalmes será
superior a 1 metro. Cuando no puedan respetarse estas distancias, el cable instalado más
recientemente se dispondrá separado mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por
materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N
y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a
90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a
140 mm.
2.8.4.2.2
Paralelismos
Los cables de alta tensión podrán instalarse paralelamente a otros de baja o alta tensión,
manteniendo entre ellos una distancia mínima de 0,25 metros. Cuando no pueda respetarse
esta distancia la conducción más reciente se dispondrá separada mediante tubos, conductos
o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una
resistencia a la compresión de 450 N y que soporten un impacto de energía de 20 J si el
diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o
igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.
En el caso que un mismo propietario canalice a la vez varios cables de A.T. del mismo nivel
de tensiones, podrá instalarlos a menor distancia, pero los mantendrá separados entre sí con
cualquiera de las protecciones citadas anteriormente.
2.8.4.3
Afección a cables de telecomunicación
En cruzamientos y en paralelismos con cables telefónicos, y caso de existir convenios con las
distintas compañías telefónicas, deberá tenerse en cuenta lo especificado en los
correspondientes acuerdos. En caso contrario, se siguen los siguientes criterios.
2.8.4.3.1
Cruzamientos
La separación mínima entre los cables de energía eléctrica y los de telecomunicación será de
0,20 metros. La distancia del punto de cruce a los empalmes, tanto del cable de energía como
del cable de telecomunicación, será superior a 1 metro. Cuando no puedan respetarse estas
distancias, el cable instalado más recientemente se dispondrá separado mediante tubos,
conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una
resistencia a la compresión de 450 N y que soporten un impacto de energía de 20 J si el
diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o
igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.
2.8.4.3.2
Paralelismos
La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y los de telecomunicación será de
0,20 metros.
Cuando no pueda mantenerse esta distancia, la canalización más reciente instalada se
dispondrá separada mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de
adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N y que soporten
un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si
es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.8.4.4
2.8.4.4.1
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 30 DE 125
REV: 00
Afección a conducciones de agua
Cruzamientos
La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y canalizaciones de agua será de
0,2 metros. Se evitará el cruce por la vertical de las juntas de las canalizaciones de agua, o de
los empalmes de la canalización eléctrica, situando unas y otros a una distancia superior a 1
metro del cruce. Cuando no puedan mantenerse estas distancias, la canalización más
reciente se dispondrá separada mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por
materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N
y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a
90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a
140 mm.
2.8.4.4.2
Paralelismos
La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y las canalizaciones de agua será
de 0,20 metros. La distancia mínima entre los empalmes de los cables de energía eléctrica y
las juntas de las canalizaciones de agua será de 1 metro. Cuando no puedan mantenerse
estas distancias, la canalización más reciente se dispondrá separada mediante tubos,
conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una
resistencia a la compresión de 450 N y que soporten un impacto de energía de 20 J si el
diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o
igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.
Se procurará mantener una distancia mínima de 0,20 metros en proyección horizontal y,
también, que la canalización de agua quede por debajo del nivel del cable eléctrico. Por otro
lado, las arterias importantes de agua se dispondrán alejadas de forma que se aseguren
distancias superiores a 1 metro respecto a los cables eléctricos de alta tensión.
2.8.4.5 Afección a conducciones de gas
2.8.4.5.1
Cruzamientos
En los cruces de la línea subterránea de alta tensión con canalizaciones de gas se mantienen
las distancias mínimas que se establecen en la tabla. Cuando por causas justificadas no
puedan mantenerse estas distancias, podrá reducirse mediante colocación de una protección
suplementaria, hasta los mínimos establecidos en dicha tabla.
En los casos en que no se pueda cumplir con la distancia mínima establecida con protección
suplementaria y se considerase necesario reducir esta distancia, se pondrá en conocimiento
de la empresa propietaria de la conducción de gas, para que indique las medidas a aplicar en
cada caso.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
Canalizaciones y
acometidas
1
Acometida interior
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 31 DE 125
REV: 00
Presión de la instalación
de gas
Distancia mínima sin
protección
suplementaria
Distancia mínima con
protección
suplementaria
En alta presión >4 bar
En media y baja presión ≤
4 bar
0,40 m
0,25 m
0,40 m
0,25 m
En alta presión >4 bar
0,40 m
0,25 m
En media y baja presión ≤
4 bar
0,40 m
0,25 m
En el caso de línea subterránea de alta tensión con canalización entubada, se considerará
como protección suplementaria el propio tubo por lo que no es necesaria una protección
adicional entre la conducción de gas y la conducción eléctrica siempre que se cumpla la
distancia mínima reglamentaría.
2.8.4.5.2
Paralelismos
En los paralelismos de líneas subterráneas de AT con canalizaciones de gas deberán
mantenerse las distancias mínimas que se establecen en la tabla 4. Cuando por causas
justificadas no puedan mantenerse estas distancias, podrán reducirse mediante la colocación
de una protección suplementaria hasta las distancias mínimas establecidas en dicha tabla 4.
Esta protección suplementaria a colocar entre servicios estará constituida por materiales
preferentemente cerámicos (baldosas, rasillas, ladrillo, etc.) o por tubos de adecuada
resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N y que soporten un
impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es
superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.
Canalizaciones y
acometidas
2
Acometida interior
Presión de la instalación
de gas
Distancia mínima (d) sin
protección
suplementaria
Distancia mínima (d´)
con protección
suplementaria
En alta presión >4 bar
En media y baja presión ≤
4 bar
0,40 m
0,25 m
0,25 m
0,15 m
En alta presión >4 bar
0,40 m
0,25 m
En media y baja presión ≤
4 bar
0,20 m
0,10m
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 32 DE 125
REV: 00
La distancia mínima entre los empalmes de los cables de energía eléctrica y las juntas de las
canalizaciones de gas será de 1 metro.
Se asegurará la ventilación de los conductos, galerías y registros de los cables para evitar la
posibilidad de acumulación de gases en ellos.
En todo momento se evitará la colocación de los cables eléctricos sobre la proyección vertical
del conducto de gas, debiendo quedar dicho cable por debajo de la conducción de gas en
caso de necesidad.
2.8.4.6
Afección a conducciones de alcantarillado
2.8.4.6.1
Cruzamientos
Se procurará pasar los cables por encima de las conducciones de alcantarillado. No se
admitirá incidir en su interior. Se admitirá incidir en su pared (por ejemplo, instalando tubos),
siempre que se asegure que ésta no ha quedado debilitada. Si no es posible, se pasará por
debajo, y los cables se dispondrán separados mediante tubos, conductos o divisorias
constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la
compresión de 450 N y que soporten un impacto de energía de 40 J si el diámetro exterior del
tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J
cuando es superior a 140 mm.
2.8.4.6.2
Paralelismos
En los paralelismos de los cables con conducciones de alcantarillado, se mantendrá una
distancia mínima de 50 cm. Si no se pudiera conseguir esta distancia, se instalará una
protección con placas de PVC entre cables y alcantarillado.
2.8.5 CRUZAMIENTOS DEL PROYECTO
2.8.5.1 Relación de cruzamientos de línea en el recorrido subterráneo
Nº
CRUZ
Nº TRAMO
SUBTE.
DISTANCIA
PRINCIPIO
DEL TRAMO
LONG.
AL
TIPO DE
DMÍNIMA
DREAL
(M)
(M)
CRUZAMIENTO
(M)
ORGANISMO O PROPIETARIO
AFECTADO
1
2
85
1
L. TELECOMUNICACIONES
0,20
1,21
VODAFONE
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
89
90
94
101
113
117
124
154
156
299
353
379
1
1
24
1
1
1
1
1
1
1
1
1
SANEAMIENTO
L.E. ALTA TENSIÓN
CARRETERA N-521
L.E. ALTA TENSIÓN
AGUA POTABLE
GAS
L. TELEFÓNICA
SANEAMIENTO
INDETERMINADO
SANEAMIENTO
L.E. ALTA TENSIÓN
L. TELEFÓNICA
0,20
0,25
2,40
0,25
0,20
0,45
0,20
0,20
0,20
0,20
0,25
0,20
0,50
0,59
0,60
0,91
1,27
1,05
0,79
0,25
1,40
0,35
0,42
0,41
AYUNTAMIENTO CÁCERES
IBERDROLA S.A.
MINISTERIO DE FOMENTO
IBERDROLA S.A.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
GAS EXTREMADURA
TELEFÓNICA S.A.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
INDETERMINADO
AYUNTAMIENTO CÁCERES
IBERDROLA S.A.
TELEFÓNICA S.A.
14
2
394
2
ARROYO
0,20
0,90
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL
TAJO
15
16
2
2
394
450
1
1
L. TELEFÓNICA
TRÁFICO
0,20
0,25
0,29
1,58
TELEFÓNICA S.A.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
17
2
456
1
ARROYO
0,20
0,54
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL
TAJO
PROYECTO DE EJECUCIÓN
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 33 DE 125
REV: 00
PROYECTO:
ID:
Nº
CRUZ
Nº TRAMO
SUBTE.
DISTANCIA
PRINCIPIO
DEL TRAMO
LONG.
AL
TIPO DE
DMÍNIMA
DREAL
(M)
(M)
CRUZAMIENTO
(M)
ORGANISMO O PROPIETARIO
AFECTADO
18
3
205
2
ARROYO
0,20
0,40
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL
TAJO
19
3
298
2
ARROYO DE LA RIBERA
0,20
7,50
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL
TAJO
20
21
4
4
100
126
1
1
L.E. ALTA TENSIÓN
AGUA POTABLE
0,25
0,20
0,35
0,30
IBERDROLA S.A.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
21.1
4
164
30
CARRETERA EX-390
0,60
0,65
CONSEJERÍA DE ECONOMÍA E
INFRAESTRUCTURAS.
DIRECCIÓN GENERAL DE
INFRAESTRUCTURAS SERVICIO DE
INFRAESTRUCTURAS VIARIAS
22
23
24
25
26
4
4
4
4
4
189
190
203
267
275
1
1
1
1
1
GAS
AGUA POTABLE
L. TELEFÓNICA
TRÁFICO
AGUA POTABLE
0,45
0,20
0,20
0,25
0,20
0,45
0,53
0,31
0,28
0,31
GAS EXTREMADURA
AYUNTAMIENTO CÁCERES
TELEFÓNICA S.A.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
27
4
327
1
L. TELECOMUNICACIONES
0,20
0,30
VODAFONE
28
5
108
1
L.E. ALTA TENSIÓN
0,25
0,42
IBERDROLA S.A.
29
5
150
2
ARROYO
0,20
0,40
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL
TAJO
30
31
5
5
369
399
1
1
SANEAMIENTO
SANEAMIENTO
0,20
0,20
0,35
0,35
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
32
5
476
1
ARROYO CAMPO FRÍO
0,20
0,54
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL
TAJO
33
34
35
36
37
38
5
5
6
6
6
7
522
531
35
206
221
43
1
1
1
1
1
1
AGUA POTABLE
L. TELEFÓNICA
AGUAS PLUVIALES
AGUA POTABLE
TRÁFICO
AGUAS PLUVIALES
0,20
0,20
0,20
0,20
0,25
0,20
0,37
0,30
0,99
0,30
0,30
0,40
AYUNTAMIENTO CÁCERES
TELEFÓNICA S.A.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
39
7
152
2
ARROYO AGUAS VIVAS
0,20
0,40
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL
TAJO
40
41
42
43
44
45
46
7
8
8
8
8
8
8
359
79
80
112
121
145
184
1
1
1
1
1
1
1
AGUAS PLUVIALES
AGUA POTABLE
L. TELEFÓNICA
AGUA POTABLE
ALUMBRADO
AGUAS PLUVIALES
AGUA POTABLE
0,20
0,20
0,2
0,2
0,25
0,2
0,2
0,4
0,29
0,47
0,27
0,32
0,25
0,25
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
TELEFÓNICA S.A.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
47
8
219
1
AGUAS PLUVIALES
0,2
0,26
AYUNTAMIENTO CÁCERES
2.8.5.2 Relación de cruzamientos de la línea en el recorrido aéreo
Nº
APOYO
CRUZ ANT.
48
49
AP.2
AP.2
APOYO
POST.
AP.3
AP.3
LONG
.
DISTANCIA
AL
PUNTO DEL
TIPO DE
DMÍNIMA
APOYO MÁS
ELEMENTO
CRUZAMIENTO
VERTICAL
PRÓXIMO
CRUZADO
(M)
(M)
(P.K.)
3,58
29,50
(AP.2
63,61
17,83
(AP.3)
DREAL
ORGANISMO O
PROPIETARIO
AFECTADO
CAMINO DE
TIERRA
CAÑADA REAL
DE EL CASAR
(M)
(M)
7
32,21
AYUNTAMIENTO CÁCERES
14,44
CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE Y RURAL,
POLÍTICAS AGRARIAS Y TERRITORIO.
DIRECCIÓN GENERAL DE DESARROLLO
RURAL.
SECCIÓN DE VÍAS PECUARIAS
7
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
Nº
APOYO
CRUZ ANT.
APOYO
POST.
LONG
.
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 34 DE 125
REV: 00
DISTANCIA
AL
PUNTO DEL
TIPO DE
DMÍNIMA
APOYO MÁS
ELEMENTO
CRUZAMIENTO
VERTICAL
PRÓXIMO
CRUZADO
(M)
(M)
(P.K.)
DREAL
ORGANISMO O
PROPIETARIO
AFECTADO
50
AP.3
AP.4
6,65
90,78
(AP.3)
51
AP.6
AP.7
28,73
76,16
(AP.6)
CAMINO DE
MARRÓN
(TIERRA)
ARROYO DE
LAS YEGÜAS
52
AP.6
AP.7
-
98,64
(AP.7)
L. ELÉCTRICA
20 KV
(M)
(M)
7
26,10
AYUNTAMIENTO CÁCERES
7
27,75
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO
5,50
9,66
IBERDROLA S.A.U.
CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE Y RURAL,
POLÍTICAS AGRARIAS Y TERRITORIO.
DIRECCIÓN GENERAL DE DESARROLLO
RURAL.
SECCIÓN DE VÍAS PECUARIAS
CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE Y RURAL,
POLÍTICAS AGRARIAS Y TERRITORIO.
DIRECCIÓN GENERAL DE DESARROLLO
RURAL.
SECCIÓN DE VÍAS PECUARIAS
53
AP.6
AP.7
38,39
72,67
(AP.7)
CORDEL
EL CASAR
7
20,30
54
AP.7
AP.8
87,28
59,62
(AP.7)
CAÑADA REAL
DE EL CASAR
7
25,21
55
AP.7
AP.8
16,27
114,77
(AP.7)
7
27,88
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO
56
AP.8
AP.9
6,57
99,82
(AP.3)
ARROYO DE LA
TRAICIÓN
ARROLLO DE
LA FUENTE
EMPEDRADA
7
44
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO
57
AP.11
AP.12
1,56
193,64
(AP.12)
7
21,71
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO
58
AP.12
AP.13
3,71
110,58
(AP.12)
7
24,7
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO
59
AP.13
AP.14
-
30,91
(AP.13)
5,50
12
IBERDROLA S.A.U.
60
AP.13
AP.14
33
74,15
(AP.14)
AUTOVÍA
N-630
9,20
16,25
MINISTERIO DE FOMENTO
DEMARCACIÓN DE CARRETERAS DEL ESTADO
EN EXTREMADURA
61
AP.14
PÓRTICO
ST. LOS
ARENALES
-
51,89
(AP.14)
L. ELÉCTRICA
20 KV
5,50
6,11
IBERDROLA S.A.U.
ARROYO
ARROYO DEL
POZO DEL
SANTO TORIBIO
L. ELÉCTRICA
20 KV
P.K.
547+399
2.8.6 PARALELISMOS DEL PROYECTO
2.8.6.1 Relación de paralelismos de la línea en el recorrido subterráneo
Nº
PARAL.
Nº
TRAMO
SUBT.
DISTANCIA
2
2
2
2
2-3
4
4-5-6-7-8
TIPO DE
DMÍNIMA
DREAL
PARALELISMO
162
144
164
304
434
91
204
ORGANISMO O
PROPIETARIO
PRINCIPIO
DEL TRAMO
1
2
3
4
5
6
7
LONG.
AL
AFECTADO
(M)
40
160
118
64
290
74
2140
GAS
L.E. 45 KV
SANEAMIENTO
AGUA POTABLE
SANEAMIENTO
SANEAMIENTO
SANEAMIENTO
(M)
0,40
0,25
0,20
0,20
0,20
0,20
0,20
(M)
0,40
1,70
1,25
0,58
0,80
0,80
0,80
GAS EXTREMADURA
IBERDROLA S.A.U.
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
AYUNTAMIENTO CÁCERES
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 35 DE 125
REV: 00
2.8.7 CONDICIONADOS ESPECIALES
2.8.7.1 Uso de balizas
Se balizarán los cruzamientos con carreteras, autovías, autopistas, etc. como resultado de
condicionados al proyecto de construcción.
Asimismo, se instalarán salvapájaros y disuasores de nidificación como resultado de
condicionados al proyecto de construcción.
2.8.7.2 Cadenas con doble aislamiento
A fin de incrementar la seguridad, se instalarán cadenas sencillas o con doble aislamiento
según los siguientes criterios:
CADENA DE SUSPENSIÓN
AISLAMIENTO DE
VIDRIO Y VIDRIO
SILICONADO
Autopistas y Autovías
AVE
CADENA DE AMARRE
AISLAMIENTO DE
VIDRIO Y VIDRIO
SILICONADO
AISLAMIENTO
COMPUESTO Y/O
CRUCETAS AISLANTES
Todas las cadenas serán
dobles, excepto en los
siguientes casos:
•
Vano apoyo fin de
línea-pórtico, si este
esta destensado.
•
En configuración
simplex en apoyos
que no delimiten
cruzamientos con
Autopista, Autovías y
AVE.
Todas las cadenas serán
dobles, incluidas las de los
pórticos lado línea.
AISLAMIENTO COMPUESTO
Y/O CRUCETAS AISLANTES
Autopistas, Autovías y
Carreteras
Ferrocarriles
Espacios Protegidos (*)
Zona de degradación crítica o
especial: Escombreras,
Algeciras y Canarias.
Zonas especialmente
protegidas de importancia
para el Mediterráneo (ZEPIM)
(*) Red Natura 2000, Reservas de la Biosfera, Humedales del convenio RAMSAR, Parques
Nacionales, Parques Naturales, Zonas Especialmente Protegidas de Importancia para el
Mediterráneo (ZEPIM).
2.9
Relación de Ministerios, Consejerías, Organismos y empresas de servicios
afectados en sus competencias o bienes por la instalación de la línea
ORGANISMO
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
TÉRMINO MUNICIPAL DE CÁCERES.
MINISTERIO DE FOMENTO. DEMARCACIÓN DE CARRETERAS DEL ESTADO EN EXTREMADURA
CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO
JUNTA DE EXTREMADURA. CONSEJERÍA DE ECONOMÍA E INFRAESTRUCTURAS. DIRECCIÓN
GENERAL DE INFRAESTRUCTURAS. SERVICIO DE INFRAESTRUCTURAS VIARIAS
JUNTA DE EXTREMADURA. CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE Y RURAL, POLÍTICAS AGRARIAS
Y TERRITORIO. DIRECCIÓN GENERAL DE DESARROLLO RURAL. SECCIÓN DE VÍAS PECUARIAS
AESA (AGENCIA ESTATAL DE SEGURIDAD AÉREA)
GAS EXTREMADURA
VODAFONE
TELEFÓNICA S.A
IBERDROLA S.A.U.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
2.10
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 36 DE 125
REV: 00
Organismos consultados por el órgano ambiental en las Consultas Previas
Las administraciones públicas a las cuales el órgano ambiental ha remitido el documento
inicial y ha solicitado informe son las siguientes:
-
Juntas Rectoras de Espacios Naturales de Extremadura
-
Dirección General de Urbanismo y Ordenación del Territorio de Extremadura
-
Dirección General de Patrimonio Cultural de Extremadura
-
Dirección General de Medio Ambiente de Extremadura
-
Ayuntamiento de Cáceres
Valencia, Abril de 2.019
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
Colegiado del COIIV nº: 5151
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 37 DE 125
REV: 00
3. RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS
En cumplimiento de lo dispuesto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico,
se describen los bienes y derechos afectados por la instalación, objeto de este proyecto, al
objeto que, previos los trámites señalados en el Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, y
artículo 58 y siguientes de la Ley 39/2015 de 1 de octubre de Procedimiento Administrativo
Común de las Administraciones Públicas, sea declarada la utilidad pública en concreto de la
citada instalación.
3.1
Tramo aéreo
Sobre las fincas descritas en la relación anexa, se solicita servidumbre de paso aéreo de
energía eléctrica con las prescripciones de seguridad establecidas en el Reglamento sobre
condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, así como,
con las limitaciones y prohibiciones señaladas en el artículo 158 del RD 1955/2000,
servidumbre que comprende:
a) El vuelo sobre el predio sirviente, consistente en el paso aéreo de los cables
conductores sobre los terrenos afectados, definiéndose la misma como la proyección
sobre el terreno de los conductores extremos en las condiciones más desfavorables,
habiéndose tomado esas condiciones como viento de 120 km/h a 15 ºC de
temperatura.
b) El establecimiento de postes, torres o apoyos fijos para la sustentación de cables
conductores de energía, consistente en la ocupación de la superficie de terreno por
los apoyos de sustentación de la línea y su correspondiente anillo circular subterráneo
de puesta a tierra.
c) Libre acceso al predio sirviente de personal y elementos necesarios para la ejecución,
vigilancia, reparación o renovación de la instalación eléctrica, con indemnización, en
su caso al titular, de los daños que con tales motivos ocasionen.
d) La ocupación temporal de los terrenos u otros bienes, en su caso, necesarios para los
fines indicados en los puntos b) y c) anteriores.
e) Zona de seguridad (zona de protección de la línea), definida a partir del límite de la
zona de servidumbre de vuelo descrita en el apartado a), a ambos lados de cada
proyección, con la distancia de seguridad establecida en el Real Decreto 223/2008,
de 15 de febrero por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y
garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones
técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ID:
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
REV: 00
PROVINCIA DE CÁCERES
Parcela
Proyecto
Propietario
HOJA 38 DE 125
TÉRMINO MUNICIPAL DE CÁCERES
Referencia
catastral
Polígono Parcela Servidumbre Zona de Apoyos
Vuelo
seguridad
Sup.
apoyos y
anillo tierra
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
Acceso
al
apoyo
Servidumbre
de Paso
Naturaleza del
terreno
(m2)
José Maria Escribano
Fernández
Marcos Escribano Beltrán
Maria Del Pilar Escribano
Fernández
13
Maria Dolores Escribano
Fernández
10900A01800063
18
63
4513
2557
1-2
323
-
1502
1-2
1233
Labor Secano
Maria Victoria Tome Escribano
Juan Tome Escribano
Fernando Tome Escribano
14
Ayuntamiento de Cáceres
10900A01809018
18
9018
65
42
-
-
-
-
-
-
Camino
15
Agustin Dobrito Cantos
10900A01800059
18
59
3216
1552
-
-
-
-
-
-
Olivos
16
Consejeria De Medio Ambiente
Y Rural, Politicas Agrarias Y
Territorio.
Dirección General De
Desarrollo Rural.
Sección De Vías Pecuarias
10900A01809019
18
9019
1237
598
-
-
-
-
-
-
Cañada Real De El
Casar
17
Juan Luis Roman Vazquez
10900A01800060
18
60
2847
1466
3
127
-
708
3
276
Olivos
18
Ayuntamiento de Cáceres
10900A01809015
18
9015
159
75
-
-
-
-
-
-
Camino de Marrón
10900A01800061
18
61
905
377
-
-
-
-
-
-
Labor Secano
Maria Teresa Arias Gutierrez
19
Maria Salud Arias Gutierrez
PROYECTO DE EJECUCIÓN
Parcela
Proyecto
PROYECTO:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ID:
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
Propietario
Tarsila Arias Gutierrez
Herederos de Jose Luis Javato
Gonzalez
Urbanización Y Viviendas
De Cáceres SA
Herederos de Andrés Herranz
Soler
Nieves Maria Fernandez
Moreno
Carlos Manuel Carrasco
Azcona
Telesforo Martin Jimenez
Vicente Rodriguez Cordovilla
Isabel Nicolas Fermin
Ricardo Juan Criado Arce
Carlos Manuel Bernaldez
Fernandez
Joaquin Antonio Castro Jesus
Joaquin Jesus Macias
Referencia
catastral
REV: 00
Polígono Parcela Servidumbre Zona de Apoyos
Vuelo
seguridad
Sup.
apoyos y
anillo tierra
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
Acceso
al
apoyo
Servidumbre
de Paso
(m2)
HOJA 39 DE 125
Naturaleza del
terreno
PROYECTO DE EJECUCIÓN
Parcela
Proyecto
PROYECTO:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ID:
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
Propietario
Miguel Angel Jesus Macias
Herederos de Antonia Nicolas
Fermin
Francisco Javier Castro Jesus
Maria Raquel Castro Jesus
Maria Del Carmen De San
Bernabe Martin
Herederos de Jose Maria
Fernandez
De La Mela Jambrina
Herederos de Indalecio Jesus
Santos
Genaro Vaz Folleco
Maria Carmen Collado Bravo
Pedro Collado Bravo
Mercedes Tierno Nicolas
Juan Antonio Tierno Nicolas
Referencia
catastral
REV: 00
Polígono Parcela Servidumbre Zona de Apoyos
Vuelo
seguridad
Sup.
apoyos y
anillo tierra
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
Acceso
al
apoyo
Servidumbre
de Paso
(m2)
HOJA 40 DE 125
Naturaleza del
terreno
PROYECTO DE EJECUCIÓN
Parcela
Proyecto
PROYECTO:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ID:
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
Propietario
Referencia
catastral
REV: 00
Polígono Parcela Servidumbre Zona de Apoyos
Vuelo
seguridad
Sup.
apoyos y
anillo tierra
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
16976
7607
408
-
2103
Acceso
al
apoyo
Servidumbre
de Paso
HOJA 41 DE 125
Naturaleza del
terreno
(m2)
Gabriel Katibi Bitar
Maria Teresa Arias Gutierrez
Maria Salud Arias Gutierrez
Tarsila Arias Gutierrez
Herederos de Jose Luis Javato
Gonzalez
Urbanización Y Viviendas
De Cáceres SA
Herederos de Andrés Herranz
Soler
Nieves Maria Fernandez
Moreno
20
Carlos Manuel Carrasco
Azcona
Telesforo Martin Jimenez
Vicente Rodriguez Cordovilla
Isabel Nicolas Fermin
Ricardo Juan Criado Arce
Carlos Manuel Bernaldez
Fernandez
10900A01800032
18
32
4-5-6
4-5-6
4478
Labor Secano
PROYECTO DE EJECUCIÓN
Parcela
Proyecto
PROYECTO:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ID:
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
Propietario
Joaquin Antonio Castro Jesus
Joaquin Jesus Macias
Miguel Angel Jesus Macias
Herederos de Antonia Nicolas
Fermin
Francisco Javier Castro Jesus
Maria Raquel Castro Jesus
Maria Del Carmen De San
Bernabe Martin
Herederos de Jose Maria
Fernandez
De La Mela Jambrina
Herederos de Indalecio Jesus
Santos
Genaro Vaz Folleco
Maria Carmen Collado Bravo
Pedro Collado Bravo
Referencia
catastral
REV: 00
Polígono Parcela Servidumbre Zona de Apoyos
Vuelo
seguridad
Sup.
apoyos y
anillo tierra
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
Acceso
al
apoyo
Servidumbre
de Paso
(m2)
HOJA 42 DE 125
Naturaleza del
terreno
PROYECTO DE EJECUCIÓN
Parcela
Proyecto
PROYECTO:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ID:
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
Propietario
Referencia
catastral
REV: 00
Polígono Parcela Servidumbre Zona de Apoyos
Vuelo
seguridad
Sup.
apoyos y
anillo tierra
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
Acceso
al
apoyo
Servidumbre
de Paso
HOJA 43 DE 125
Naturaleza del
terreno
(m2)
Mercedes Tierno Nicolas
Juan Antonio Tierno Nicolas
Gabriel Katibi Bitar
21
Francisco Quesada Fernandez
10900A01800033
18
33
4390
1373
-
-
-
-
-
-
Labor Secano
22
Confederación Hidrográfica Del
Tajo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo De Las
Yeguas
10900A01800034
18
34
4558
1305
-
-
-
-
-
-
Labor Secano
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
L. E. 20 kV
10900A01809021
18
9021
1186
383
-
-
-
100
-
-
Cordel El Casar
10900A01800035
18
35
5908
2258
7
127
-
708
7-8
1779
Labor Secano
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cañada Real De El
Casar
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo De La
Traición
23
24
25
26
27
28
Herederos de Maria Antonia
Cortés Pérez
Herederos de Eloy Gonzalo
Victor Cortés Pérez
Iberdrola S.A.
Consejeria De Medio Ambiente
Y Rural, Politicas Agrarias Y
Territorio.
Dirección General De
Desarrollo Rural.
Sección De Vías Pecuarias
Herederos de Maria Antonia
Cortés Pérez
Herederos de Eloy Gonzalo
Victor Cortés Pérez
Consejeria De Medio Ambiente
Y Rural, Politicas Agrarias Y
Territorio.
Dirección General De
Desarrollo Rural.
Sección De Vías Pecuarias
Confederación Hidrográfica Del
Tajo
PROYECTO DE EJECUCIÓN
Parcela
Proyecto
PROYECTO:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ID:
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
Propietario
Referencia
catastral
REV: 00
Polígono Parcela Servidumbre Zona de Apoyos
Vuelo
seguridad
Sup.
apoyos y
anillo tierra
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
(m2)
Acceso
al
apoyo
Servidumbre
de Paso
HOJA 44 DE 125
Naturaleza del
terreno
(m2)
29
Herederos de José Juan
Marvaez Diaz
10900A01800023
18
23
63978
22649
8-9-1011-1213
869
-
4419
8-9-1011-12-13
10367
Labor Secano
30
Confederación Hidrográfica Del
Tajo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo De La
Fuente Empedrada
31
Francisco Labayen Latorre
10900A01800037
18
37
3206
1337
-
-
-
-
-
-
Labor Secano
32
Confederación Hidrográfica Del
Tajo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo
33
Confederación Hidrográfica Del
Tajo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo Del Pozo
Del Santo Toribio
34
Iberdrola S.A.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
L. E. 20 kV
18
9027
719
330
-
-
-
-
-
-
Carretera
N-630
35
Ministerio De Fomento
Demarcación De Carreteras Del 10900A01809027
Estado en Extremadura
36
Herederos de Jose Juan
Marvaez Diaz
10900A01800022
18
22
3488
1618
14
168
-
818
14
1889
Labor Secano
37
Iberdrola S.A.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
L. E. 20 kV
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
3.2
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 45 DE 125
REV: 00
Tramo subterráneo
Los tipos de afecciones motivadas por la construcción de la instalación proyectada del tramo
subterráneo, son las siguientes:
a) Servidumbre permanente de paso de la línea subterránea definida por la franja de
terreno corresponde con la anchura de la zanja (1,8 m DC y 0,8 m SC) por donde
discurrirán los cables más una distancia de seguridad a cada lado de una achura
igual a la mitad de la anchura de la zanja (½ 1,8 DC y ½ 0,8 m a cada lado). Se
considerará una afección permanente en las arquetas de telecomunicaciones de
1,58 m2 m. para las arquetas sencillas y de 2,7 m2 para las arquetas dobles.
En las cámaras de empalme la servidumbre subterránea viene definida por su
superficie de ocupación incrementada 0,7 m a su alrededor debido al anillo exterior
del sistema de puesta a tierra de la cámara de empalme.
Para las cámaras de empalme accesibles normalizadas por REE la servidumbre
permanente de paso subterráneo de energía eléctrica será la indicada en la siguiente
tabla:
Como consecuencia de la constitución de la referida servidumbre, la superficie de la citada
franja quedará sujeta a las siguientes limitaciones de dominio:
1. Prohibición de realizar trabajos de arada, movimientos de tierra o similares.
2. Prohibición de plantar árboles o arbustos o cualquier elemento de raíces profundas.
3. Prohibición de realizar cualquier tipo de obra, aun cuando tenga carácter provisional
o temporal, sin autorización expresa de RED ELÉCTRICA y con las condiciones que
en cada caso fije el Organismo competente en materia de instalaciones eléctricas, ni
efectuar acto alguno que pueda dañar o perturbar el buen funcionamiento de la línea
eléctrica y sus elementos anejos.
4. Posibilidad de instalar los hitos de señalización, así como de realizar las obras
superficiales o subterráneas que sean necesarias para la ejecución o
funcionamiento de las instalaciones.
b) Ocupación temporal de los terrenos necesarios en la fase de ejecución de obra: Con
carácter general la ocupación temporal se define como una franja de terreno de una
anchura de 3 m a cada lado de la ocupación permanente.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
PROVINCIA DE CÁCERES
Parcela
Proyecto
Propietario
HOJA 46 DE 125
REV: 0
TÉRMINO MUNICIPAL DE CÁCERES
Referencia
catastral
Polígono
Parcela
Servidumbre
Subterránea
Zona de
seguridad
(m2)
(m2)
Cámara de
empalme /
Arqueta
telecom.
Sup.
Cámara de
empalme /
Arqueta
telecom
(m2)
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
Acceso a Servidumbre
Cámara de
de Paso
empalme /
Arqueta
telecom
(m2)
Naturaleza del
terreno
1
Iberdrola S.A.
7335701QD2773E
-
-
865
-
Cámara
Empalme 1
Arqueta Doble
(x4)
Arqueta Sencilla
(x2)
2
Ayuntamiento
Cáceres
-
-
-
111
-
-
-
-
126
-
-
Vial
3
Ayuntamiento
Cáceres
-
-
-
186
-
Arqueta Doble
(x2)
6
-
239
500
(maquinaria)
-
-
Vial
AVD. De la
Universidad
114
20
12
-
6034
-
-
Vial
Ronda Norte
57
12
4
-
1448
500
(maquinaria)
-
-
ST Cáceres
4
Ayuntamiento
Cáceres
-
-
-
4450
-
Cámara
Empalme 2-3
Arqueta Sencilla
(x10)
Arqueta Doble
(x4)
5
Confederación
Hidrográfica Del
Tajo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo de la
Ribera
-
Carretera
EX390
AVD. De Los
Héroes De
Baler
6
7
8
Confederación
Hidrográfica Del
Tajo
Confederación
Hidrográfica Del
Tajo
Consejería De
Economía e
Infraestructuras.
Dirección General
De
Infraestructuras.
Servicio De
Infraestructuras
Viarias
-
-
-
120
-
Arqueta Sencilla
(x1)
2
-
181
-
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
Parcela
Proyecto
9
10
11
12
Propietario
Ayuntamiento
Cáceres
Confederación
Hidrográfica Del
Tajo
Confederación
Hidrográfica Del
Tajo
Ayuntamiento
Cáceres
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
Referencia
catastral
Polígono
Parcela
Servidumbre
Subterránea
Zona de
seguridad
(m2)
(m2)
Cámara de
empalme /
Arqueta
telecom.
Sup.
Cámara de
empalme /
Arqueta
telecom
(m2)
HOJA 47 DE 125
REV: 0
Sup.
Tala
Ocupación
Temporal
(m2)
(m2)
Acceso a Servidumbre
Cámara de
de Paso
empalme /
Arqueta
telecom
(m2)
Naturaleza del
terreno
-
-
-
7925
-
Cámara
Empalme 4-5-6-7
Arqueta Sencilla
(x22)
Arqueta Doble
(x8)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo De
Campo Frío
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Arroyo De Las
Aguas Vivas
-
-
-
1114
-
Arqueta Sencilla
(x4)
8
-
1692
-
-
Carretera CC38
10900A01800063
18
63
97
-
Arqueta Doble
(x1)
Arqueta Sencilla
(x1)
3
2
-
146
-
-
Labor Secano
228
44
24
-
12052
-
-
Ronda Norte
José Maria
Escribano
Fernández
Marcos Escribano
Beltran
Maria Del Pilar
Escribano
Fernández
13
Maria Dolores
Escribano
Fernández
Maria Victoria
Tome Escribano
Juan Tome
Escribano
Fernando Tome
Escribano
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 48 DE 125
REV: 01
4.
CÁLCULOS
4.1
Cálculos eléctricos tramo aéreo
4.1.1 CAPACIDAD DE CORRIENTE
La densidad máxima de corriente en régimen permanente para corriente alterna y frecuencia
de 50 Hz para conductores de aluminio (δL) y el coeficiente de reducción “k” para los de
aluminio-acero (Al-Ac), se deducen de la tabla recogida en el apartado 4.2 de la ITC-LAT 07,
de tal forma que la densidad máxima de corriente para un conductor de Al-Ac (δLA), viene
dada por:
δ
LA
= δL ⋅ k
( A / mm 2 )
Para el conductor utilizado en el presente proyecto en cada una de las líneas eléctricas de
220kV SC que discurren por cada uno de los lados de los apoyos de doble circuito, la
densidad e intensidad por conductor:
CARACTERÍSTICAS del CONDUCTOR ELÉCTRICO TIPO ACSR/AW
Tipo de cable
LA-455 (CÓNDOR AW)
Diámetro aparente (mm)
27,72
2
Sección Al (mm )
402,3
2
Sección Aw (mm )
52,2
2
Sección total (mm )
454,5
Carga de rotura (daN)
12.681
2
Módulo de elasticidad (daN/ mm )
6.600
Resistencia eléctrica a 20º C (Ohm/km)
-
Composición ((Al + Ac)
54 x 2,82 + 7 x 2,82
Masa (kg/m)
1,457
-1
Coef. de dilatación lineal (ºC )
19,5 x 10-6
La potencia por circuito trifásico a 220 kV para cada circuito es:
-
Circuito L220kV SC-Sx ST. Cáceres- ST. Los Arenales:
-
Circuito L220kV SC-Dx ST. Cáceres - ST.Trujillo:
= √3 ∙
∙
∙ = √3 ∙ 220 ∙ 1 ∙ 816 ∙ 10
= 311
= √3 ∙
∙
∙ = √3 ∙ 220 ∙ 2 ∙ 816 ∙ 10
= 622
Como alternativa de cálculo, conforme al apartado 4.2.2 del ITC-LAT 07, se calcula según
IEC 61597 la capacidad de transporte de la línea eléctrica con una velocidad de viento de
0,6 m/s perpendicular al conductor y considerando el efecto de la radiación solar en las
condiciones climáticas de la zona más desfavorables:
I = [(Prad + Pconv − P sol ) / R T ]
1/ 2
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 49 DE 125
REV: 01
Dónde:
•
RT es la resistencia eléctrica del conductor a la temperatura T (Ω/km)
•
Psol es la ganancia de calor por la radiación solar, Psol = γ ⋅ D ⋅ Si (W/m), donde:
γ es el coeficiente de absorción de radiación solar
D es el diámetro del conductor (m)
Si es la intensidad de radiación solar (W/m2)
•
Prad es la perdida de calor por radiación, Prad = s ⋅ π ⋅ D ⋅ K e ⋅ ( T24 − T14 ) (W), donde:
s es la constante de Stefan-Boltzmann (5,67·10-8 W·m-2·K-4)
D es el diámetro del conductor (m)
Ke es el coeficiente de emisividad respecto al cuerpo negro
T1 es la temperatura ambiente (K)
T2 es la temperatura final de equilibrio (K)
•
Pconv es la perdida de calor por convección, Pconv = λ ⋅ Nu ⋅ (T2 − T1 ) ⋅ π (W), donde:
λ es la conductividad térmica de la capa de aire en contacto con el conductor,
asumida constante e igual a 0,02585 W·m-1·K-1
Nu es el número Nusselt, Nu = 0,65 ⋅ Re 0,2 + 0,23 ⋅ Re 0,61 , donde Re es el
número de Reynolds Re = 1,644 ⋅ 10 9 ⋅ v ⋅ D ⋅ [T1 + 0,5 ⋅ (T 2 − T1 )]− 1,78
v es la velocidad del viento (m/s)
D es el diámetro del conductor (m)
T1 es la temperatura ambiente (K)
T2 es la temperatura final de equilibrio (K)
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 50 DE 125
REV: 01
CÁLCULO TÉRMICO
Temperatura Conductor: 85.00ºC
T. Invierno: 12.00ºC
MVAs
A
443 MVA
1162 A
MVAs
A
362 MVA
950 A
T. Verano: 33.00 ºC
Las temperaturas se han obtenido de la Guía Resumida del Clima en España de 1971-2000,
del Ministerio de Obras Públicas y Transporte, edición 2001.
Con el presente estudio se cumple lo establecido en los apartados 4.2.2 y 4.2.2.1 de la ITCLAT 07, ya que se ha tenido en cuenta la temperatura alcanzada por los conductores, las
condiciones climatológicas y la carga de la línea.
La capacidad de transporte por circuito calculada para la retribución económica de
inversiones en líneas según el Real Decreto 2819/1998 (temperatura ambiente 10ºC) con
viento 0,6 m/s y sin insolación, para la temperatura de diseño de 85°C es de 447 MVA.
La diferencia entre las capacidades de transporte calculadas y según real decreto se debe a
la consideración para el cálculo de unas condiciones extremas de radiación solar a medio
día y un margen de seguridad para operación.
Esta potencia vendrá limitada por el tramo subterráneo, por lo que la potencia de la línea es
la definida en el punto 4.2.6 POTENCIA.
4.1.2 RESUMEN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS
La impedancia es una magnitud que establece la relación entre la tensión y la intensidad de
corriente. La impedancia se describe:
ZK = RK + jXK Ω/km
Donde:
•
RK es la resistencia por km, que en este caso es:
RK=0,0688 Ω/km
•
XK es la reactancia de autoinducción por km que está definida por la siguiente
expresión:
XK = LK · ω = 0,4332 Ω/km
En la que:
-
ω es la pulsación de la corriente 2 π f
-
LK es el coeficiente de autoinducción en H/km, obtenido de la ecuación:
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 51 DE 125
REV: 01
 1
DMG  − 4
LK = 
+ 4,6 log
10
RMG 
2 n
Dónde:
-
El RMG se determina RMG = n nrR n − 1 , donde n es la cantidad de subconductores
que componen el haz, r el radio del conductor y R es el radio de la circunferencia
que pasa por los centros de los subconductores.
-
La DMG se determina para un doble circuito trifásico como:
DMG =
3
D1 ⋅D 2 ⋅ D 3
dónde:
D1 =
d12 d12' d13 d13'
d11'
D2 =
d21d 21' d23 d23'
d22'
D3 =
d31d31' d32 d32'
d33'
Siendo dij la distancia entre dos fases del mismo circuito, y dij´ la distancia entre dos
fases de circuitos diferentes.
El resultado es:
DMG = 10,665 m
4.1.3 PÉRDIDA DE POTENCIA Y CAÍDA DE TENSIÓN
En general, se simplifica la modelización de la línea y sólo se considera la impedancia, con
lo que la intensidad es la misma tanto en el lado de generación como de recepción.
Como intensidad, se toma la Imax del apartado 4.1.1:
Ig=Ir=Imax= 816 A
Considerando un cosϕ=0,9, la caída de tensión se puede calcular como:
∆U% =
R k + X k ·tgϕ
·P·L·100 = 0,88 %
U2
siendo P la potencia activa considerada para una intensidad o carga determinada (las
intensidades máximas obtenidas anteriormente o para las condiciones habituales de
servicio):
P=
3 ·U·I·cos ϕ = 280 MW
Para la pérdida de potencia, se emplea la expresión:
∆P% =
P·Rk ·L
·100 = 0,27 %
U2 ·cos2 ϕ
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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4.1.4 EFECTO CORONA
De acuerdo con el apartado 4 de la ITC-LAT 07, en líneas de tensión nominal superior a 66
kV debe comprobarse el comportamiento de los conductores frente al efecto corona. Por
ello, en el presente apartado se determina la tensión crítica disruptiva de aparición del efecto
corona al objeto de verificar que los resultados obtenidos son inferiores a los valores a partir
de los cuales se produce dicha perturbación.
La tensión crítica de aparición del efecto corona, se determina para la línea en estudio y con
la suficiente aproximación a partir de la ley empírica establecida por F.W. Peek, que para
fases simples se corresponde con la siguiente expresión:
 DMG 
U c = 84 ⋅ m c ⋅ δ ⋅ m t ⋅ r ⋅ log 

 RMG 
Siendo:
Uc :
Tensión crítica disruptiva
mc :
Coeficiente de rugosidad del conductor, comprendido entre 0,83 y 0,87 para
el caso de conductores cableados. En el presente proyecto se considera un
valor de 0,84.
mt :
Coeficiente meteorológico o “factor de mal tiempo”, que toma en
consideración el efecto de la humedad sobre la tensión crítica disruptiva, Uc.
En el presente proyecto se tomará 1, correspondiente a tiempo seco.
RMG:
Radio Medio Geométrico del conductor, en cm. Se puede tomar con la
suficiente aproximación igual al radio del conductor en circuitos simples.
DMG:
Distancia Media Geométrica entre ejes de fases, en cm.
r:
Radio del conductor en cm
δ:
factor corrector de la densidad del aire en función de la altura sobre el nivel
del mar y la temperatura. Este factor resulta directamente proporcional a la
presión barométrica e inversamente proporcional a la temperatura absoluta
del aire. Se determina a través de la siguiente expresión:
δ=
273 + 25
h
3,921 ⋅ h
⋅
=
76
273 + t
273 + t
donde:
•
t = Temperatura máxima correspondiente a la altitud del punto considerado,
en ºC (en el presente proyecto se considera de 29 ºC).
•
h = Presión barométrica en cm de columna de mercurio a la altura (media) de
la línea (cercana a los 450 metros para el caso en proyecto). Esta presión,
dependiente de la altitud sobre el nivel del mar en el punto considerado,
habitualmente se determina a través de la fórmula de Halley:
log h = log 76 −
y
18 .336
⇒
h = 10
log 76 −
y
18 . 336
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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considerando “y” a la altitud sobre el nivel del mar, en m. Los resultados de la fórmula
de Halley se tabulan a continuación,
En el caso de haces múltiples, el valor obtenido para un conductor único se divide por un
factor β:
β=
1 + (n − 1) ⋅
r
R
n
Con todo, se obtiene el siguiente resultado:
Uc = 266,71 kV
En las condiciones habituales de funcionamiento de la instalación, la tensión máxima eficaz
será de 245 kV, inferior a la tensión crítica disruptiva calculada, por lo cual en dichas
condiciones no se producirán pérdidas apreciables por el efecto corona.
4.1.5 PUESTA A TIERRA
REE realizará el sistema de puesta a tierra de los apoyos según establece el
“REGLAMENTO SOBRE CONDICIONES TÉCNICAS Y GARANTÍAS DE SEGURIDAD EN
LÍNEAS ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN” aprobado mediante Real Decreto RD 223/2008
en el Consejo de Ministros del 15 de febrero de 2008 en el apartado 7 de la instrucción
técnica complementaria ITC-LAT 07 “Líneas aéreas con conductores desnudos”.
Todos los apoyos de material conductor, como es el caso de los apoyos metálicos
empleados por REE en todas sus líneas, deberán conectarse a tierra mediante una
conexión específica.
En el caso de líneas eléctricas que contengan cables de tierra a lo largo de toda su longitud,
el diseño de su sistema de puesta a tierra deberá considerar el efecto de los cables de
tierra.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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Los apoyos que sean diseñados para albergar las botellas terminales de paso aéreosubterráneo deberán cumplir los mismos requisitos que el resto de apoyos en función de su
ubicación.
La conexión a tierra de los pararrayos instalados en apoyos no se realizará a través de la
estructura metálica del apoyo.
4.1.5.1 Clasificación de los apoyos según su ubicación
Para poder identificar los apoyos en los que se debe garantizar los valores admisibles de las
tensiones de contacto, se establece la siguiente clasificación de los apoyos según su
ubicación:
a) Apoyos Frecuentados (F/FSC): son los situados en lugares de acceso público y
donde la presencia de personas ajenas a la instalación eléctrica es frecuente:
donde se espere que las personas se queden durante tiempo relativamente largo,
algunas horas al día durante varias semanas, o por un tiempo corto pero muchas
veces al día.
Se considerarán apoyos frecuentados todos aquellos apoyos situados en suelos
clasificados como urbanos o urbanizables programados en los Planes de
Ordenación del Territorio.
Se considera también como frecuentado cualquier apoyo que sea accesible por
encontrarse cualquier parte del apoyo a menos de 25 metros de aparcamientos,
aceras, áreas de festejos populares, romerías, ermitas y áreas de recreo a las
que ocasionalmente puedan acudir numerosas personas ajenas a la instalación
eléctrica, o a menos de 5 metros de las áreas siguientes:
Construcciones en fincas rústicas en las que cualquier persona pueda
permanecer un tiempo prolongado.
Caminos vecinales situados hasta 500 metros del límite de zona
urbana registrados en catastro como tales y con superficie manipulada
artificialmente (hormigonado, enlosado, asfaltado, etc.).
Desde el punto de vista de la seguridad de las personas, los apoyos frecuentados
podrán considerarse exentos del cumplimiento de las tensiones de contacto en
los siguientes casos:
Cuando se aíslen los apoyos de tal forma que todas las partes
metálicas del apoyo queden fuera del volumen de accesibilidad
limitado por una distancia horizontal mínima de 1,25 metros, utilizando
para ello vallas aislantes.
Cuando todas las partes metálicas del apoyo queden fuera del
volumen de accesibilidad limitado por una distancia horizontal mínima
de 1,25 metros, debido a agentes externos (orografía del terreno,
obstáculos naturales, etc.).
Cuando el apoyo esté recubierto por placas aislantes o protegido por
obra de fábrica de ladrillo hasta una altura de 2,5 metros, de forma
que se impida la escalada al apoyo.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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En estos casos, no obstante, habrá que garantizar que se cumplen las tensiones
de paso aplicadas, debiéndose tomar como referencia lo establecido en el
“REGLAMENTO SOBRE CONDICIONES TÉCNICAS Y GARANTÍAS DE
SEGURIDAD EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN” en su
instrucción técnica complementaria ITC-RAT13 “Instalaciones de puesta a tierra”
aprobado mediante Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo de 2014.
A su vez, los apoyos frecuentados se clasifican en dos subtipos:
a.1)
Apoyos frecuentados con calzado (F): se considerará como resistencias
adicionales la resistencia adicional del calzado, Ra1, y la resistencia a tierra
en el punto de contacto, Ra2. Se puede emplear como valor de la
resistencia del calzado 1.000 Ω.
Ra = Ra1 + Ra 2 = 1000 + 1,5ρ S
Siendo ρs la resistividad superficial del terreno.
Estos apoyos serán los situados en lugares donde se puede suponer,
razonadamente, que las personas estén calzadas, como pavimentos de
carreteras públicas, lugares de aparcamiento, etc.
a.2)
Apoyos frecuentados sin calzado (FSC): se considerará como
resistencia adicional únicamente la resistencia a tierra en el punto de
contacto, Ra2. La resistencia adicional del calzado, Ra1, será nula.
Ra = Ra2 = 1,5ρ S
Estos apoyos serán los situados en lugares como jardines, piscinas,
camping, áreas recreativas donde las personas puedan estar con los pies
desnudos.
Según establece el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de
seguridad en líneas eléctricas de alta tensión en su apartado 2.4.2 de la ITC-LAT
07 todos los apoyos frecuentados deberán disponer de las medidas oportunas
para dificultar su escalamiento hasta una altura mínima de 2,5 metros. Por ello,
en todos los apoyos frecuentados del presente proyecto se instalarán dispositivos
antiescalo conforme a especificación técnica de REE ET104 “Suministro de
dispositivos antiescalo para apoyos de líneas eléctricas” siempre y cuando dicho
apoyo no disponga de un vallado exterior alrededor del apoyo.
b) Apoyos No Frecuentados (NF): son los situados en lugares que no son de
acceso público o donde el acceso de personas es poco frecuente.
Se considerarán no frecuentados los apoyos que no se puedan incluir como
frecuentados según lo indicado anteriormente. En estos casos, si se garantiza la
desconexión inmediata de la línea en caso de falta a tierra, no es necesario el
cumplimiento de las tensiones de paso y contacto.
Básicamente los apoyos no frecuentados serán los situados en bosques,
explotaciones agrícolas o ganaderas, zonas alejadas de los núcleos urbanos, etc.
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PROYECTO:
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De acuerdo a este criterio, la clasificación de los apoyos del presente proyecto es la
siguiente:
Nº
APOYO
TIPO APOYO
REQUERIMIENTO DE
VALLADO
CLASIFICACIÓN
APOYO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
D2B-AA
D2A3-AB
D2S4-AB
D2A3-AB
D2S3-AA
D2S3-AC
D2S4-AB
D2S4-AA
D2S4-AC
D2S4-AC
D2A2-AB
D2A3-AB
D2A4-AA
D2A4-AA
SI
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO FRECUENTADO (APAS)
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
NO FRECUENTADO
4.1.5.2 Diseño del sistema de puesta a tierra
El diseño del sistema de puesta a tierra cumple los siguientes criterios básicos:
a) Resistencia a los esfuerzos mecánicos y a la corrosión.
b) Resistencia desde un punto de vista térmico.
c) Garantizar la seguridad de las personas con respecto a tensiones que aparezcan
durante una falta a tierra.
d) Proteger de daños a propiedades y equipos y garantizar la fiabilidad de la línea.
A continuación, se describe el diseño del sistema de puesta a tierra para cada tipo de apoyo
según su ubicación:
4.1.5.2.1
Apoyos no frecuentados
En este caso, se realizará para cada pata una toma de tierra de acuerdo con las siguientes
figuras en función del tipo de cimentación: cimentación en tierra, mixta o en roca.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
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PROYECTO DE EJECUCIÓN
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PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
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La toma de tierra se completará con la realización de una zanja de 0,40 metros de ancho y
0,60 metros de profundidad constituyendo un anillo situado alrededor del apoyo a un metro
de los montantes.
En el caso de terreno de roca la profundidad será de 0,40 metros y en zona agrícola la
profundidad será de 0,80 metros.
El anillo de puesta a tierra estará constituido por varillas de acero descarburado de 50 mm2
de sección, utilizándose varilla doble separada 0,40 metros entre sí como se indica en las
figuras siguientes.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
4.1.5.2.2
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Apoyos frecuentados
En este caso, se realizará para cada pata una toma de tierra igual que para el caso de los
apoyos no frecuentados y se completará con la realización de un primer anillo.
El sistema de puesta a tierra se completará con la instalación de 2 anillos constituidos por
varillas de acero descarburado de 50 mm2 de sección, utilizándose varilla doble separada
0,40 metros entre sí según se indican en las siguientes figuras:
En caso de ser necesario, tras la verificación del sistema de puesta a tierra se instalaría un
tercer anillo según se indica en las siguientes figuras:
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
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1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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4.1.5.3 Verificación del sistema del diseño del sistema de puesta a tierra
La verificación del diseño del sistema de puesta a tierra se realizará según establece el
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta
tensión en el apartado 7.3.4.3 de la ICT-LAT 07:
Cuando se produce una falta a tierra, partes de la instalación se pueden poner en tensión, y
en el caso de que una persona o animal estuviese tocándolas, podría circular a través de él
una corriente peligrosa.
Los valores admisibles de la tensión de contacto aplicada, Uca, según establece el
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta
tensión en el apartado 7.3.4.1 de la ICT-LAT 07 a la que puede estar sometido el cuerpo
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humano entre la mano y los pies desnudos, en función de la duración de la corriente de
falta, se muestra en la siguiente tabla:
DURACIÓN DE LA CORRIENTE DE FALTA
tf (s)
TENSIÓN DE CONTACTO APLICADA ADMISIBLE
Uca (V)
0.05
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
1.00
2.00
5.00
10.00
> 10.00
735
633
528
420
310
204
107
90
81
80
50
En las líneas de categoría especial, el tiempo máximo de despeje de falta a tierra
garantizado por los sistemas de protección es de 500 ms. Concretamente, en los últimos
años el 95% de las faltas registradas tuvieron una duración menor o igual a 150 ms. El
gráfico porcentual resultante es:
De acuerdo con esto, para 0,5 s se considerará para las líneas de categoría especial una
tensión de contacto aplicada admisible de Uca = 204 V.
A efectos prácticos del proyecto, la verificación del sistema de puesta a tierra se realizará de
la siguiente forma:
•
Apoyos no frecuentados: El tiempo de desconexión automática en las líneas de
categoría especial es inferior a 1s por lo que según establece el Reglamento
sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta
tensión en el apartado 7.3.4.3 de la ICT-LAT 07, en el diseño del sistema de
puesta a tierra de estos apoyos no será obligatorio garantizar, a un metro de
distancia del apoyo, valores de tensión de contacto inferiores a los valores
admisibles.
En definitiva, el diseño del sistema de puesta a tierra se considerará satisfactorio
desde el punto de vista de la seguridad de las personas, sin embargo, el valor de
la resistencia de puesta a tierra será lo suficientemente bajo para garantizar la
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PROYECTO:
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REV: 01
actuación de las protecciones en caso de defecto a tierra.
En todos los apoyos de la línea, una vez implementado su sistema de puesta a tierra,
REE medirá el valor de la resistencia de puesta a tierra. En el caso de líneas eléctricas
que contengan cables de tierra a lo largo de toda su longitud, la resistencia de puesta a
tierra de los apoyos debe de ser determinada eliminando el efecto de los cables de tierra.
Con los valores de la resistencia de puesta a tierra obtenidos, REE comprobará el
correcto funcionamiento de las protecciones en caso de defecto a tierra en función del
sistema de puesta a tierra del neutro según establece el Reglamento sobre condiciones
técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión en el apartado 7.3.6
de la ICT-LAT 07. En el caso de que no se produzca un correcto funcionamiento correcto
de las protecciones, REE adoptará medidas adicionales para mejorar los valores de la
resistencia de puesta a tierra de los apoyos de la línea.
4.2
Cálculos eléctricos tramo subterráneo
4.2.1 DATOS DE PARTIDA
La línea constará de un cable de aislamiento seco RHE-RA+2OL 127/220kV 1x2000M +
T375Al, entre la ST. Cáceres y el Ap.1.
Las principales características de los cables son las siguientes:
Material del conductor
2
Sección del conductor (mm )
Material del aislamiento
Espesor del aislamiento (mm)
Tipo de pantalla metálica
2
Sección de la pantalla (mm )
Material de la cubierta exterior
Espesor de la cubierta exterior (mm)
Cu
2000
XLPE
≥21
Tubular de Al
375
Polietileno de alta densidad
(HDPE)
≥4,5
Nota: La tensión a impulso tipo rayo (Up) y la tensión a frecuencia industrial se han obtenido
de la norma UNE-EN 60071-1 según se indica en el apartado 2.2 de la ITC-LAT 06 del
Reglamento.
RESISTIVIDADES TÉRMICAS
Resistividad térmica del terreno (K.m/W)
Resistividad térmica del hormigón (K.m/W)
Resistividad térmica de los tubos de polietileno corrugados de doble pared
1
0,85
3,5
4.2.2 INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE
La temperatura máxima que el conductor puede soportar en régimen permanente es de
90ºC. Para esta temperatura la intensidad que circulará, calculada según la norma UNE
21144-1-1, y el programa CYMCAP será de 1275 A para la zanja estándar, pero se ve
limitada a 981 A por la realización de un incremento de la profundidad.
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PROYECTO:
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REV: 01
Los principales parámetros son calculados mediante el programa CYMCAP y para la
presente instalación toman los siguientes valores:
∆θ
(ºC)
Rca
Wd
(Ω/m)
(W/m)
65
0,01503
1.01227
λ1
T1
T2
T3
T4
0,06046
0.3525
0
0.04508
0.65339
Siendo:
•
W d = Pérdidas dieléctricas
•
∆θ = Diferencia entre la temperatura ambiente y la temperatura del cable.
•
Rca = Resistencia del conductor en corriente alterna a la temperatura máxima de
servicio.
•
λ1 = Coeficiente de pérdidas en las pantallas.
•
T1 resistencia térmica por fase entre el conductor y la pantalla, es decir, del
aislamiento.
•
T2 resistencia térmica por fase entre la pantalla y la armadura.
•
T3 resistencia térmica por fase entre la armadura y el exterior, es decir, de la
cubierta.
•
T4 resistencia térmica entre la superficie del cable y el medio circundante.
El valor obtenido para la intensidad admisible en régimen permanente es mayor que el de la
requerida, por tanto, el cable estará bien dimensionado.
4.2.3 CÁLCULO DE LA RESISTENCIA EN CORRIENTE ALTERNA A LA TEMPERATURA
MÁXIMA DE SERVICIO
La resistencia del conductor en corriente continua a la temperatura máxima de servicio viene
dada por la expresión:
=
∙ 1+
∙
− 20
= 0,009 ∙ 10
∙ 1 + 0,00393 ∙ 90 − 20
= 1,15 ∙ 10
"
Ω%
$
Siendo los valores para este caso:
R0
(Ω/km)
0,009
Ks
Kp
0,8
0,37
Mientras que la resistencia en corriente alterna está relacionada con los efectos piel y de
proximidad de la siguiente manera:
& '
=
&
∙ (1 + )* + )+ ,
El campo magnético intrínseco creado por el conductor ocasiona una diferencia en la
distribución de intensidad, obteniéndose que la densidad de corriente que circula por la
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LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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REV: 01
PROYECTO:
ID:
periferia del conductor es mayor que en la presente en el centro del mismo. Esto es lo que
se conoce como efecto piel (skin) y afecta a la resistencia mediante el siguiente factor:
x s = 8π f 10 − 7
ks
R'
Resultando xs = 2,96
4
xs
ys =
4
192+ 0,8 ⋅ xs
Resultando ys = 0,302
El efecto proximidad corresponde a la deformación del reparto de corriente en el conductor
originada por las corrientes inducidas debidas al campo magnético del conductor y los
conductores adyacentes. Afecta a la resistencia mediante el siguiente factor:
x p = 8π f 10−7
kp
R'
Resultando xp = 2,01
yp =
xp
4
(192 + 0,8 ⋅ x )
4
p




2
2
1,18

 dc  
 dc 
  0,312  +
4

xp
 s  
 s 
+ 0,27 
4


192
+
0
,
8
x
p


Resultando yp = 0,004
Obtenidos estos valores, el valor resultante de la resistencia de corriente alterna del cable
será:
90º. /0
=
90º. //
∙ 11 + )2 + )3 4
⟹
/0
= 1,5 ∙ 10−5 Ω/$
4.2.4 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS
Las pérdidas dieléctricas se dan en el material dieléctrico o aislamiento del cable y se
producen al someter al cable a un campo eléctrico.
Si se establece una analogía entre un condensador y el sistema conductor – aislamiento –
pantalla del cable aislado, las pérdidas activas generadas en el seno del aislamiento o
pérdidas dieléctricas por unidad de longitud y en cada fase vienen dadas por:
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78 = 9 ∙ . ∙
Siendo:
•
•
tag δ
servicio
C
ε
Di (mm)
dc (mm)
∙ tan = = 1,01227 7/$
Factor de pérdidas del aislamiento a la frecuencia y temperatura de
Capacidad; para conductores de sección circular viene dada por
.=
•
•
•
2
0
?
B
18 ∙ ln A C E
8D
∙ 10
F
G ⁄$
Permitividad relativa del aislante
Diámetro exterior del aislamiento (con exclusión de la pantalla)
Diámetro del conductor (incluida capa semiconductora)
Los valores concretos para la instalación del presente proyecto son:
tag δ
0,0008
ε
2,4
Di
dc
C
(mm)
(mm)
(µF)
101.5
59.5
0.26
4.2.5 FACTOR DE PÉRDIDAS EN LA PANTALLA METÁLICA
Su valor depende de la geometría de la instalación y del tipo de instalación de la puesta a
tierra. Son debidas a las corrientes de circulación (λ1’) y a las corrientes de Foucault (λ1’’). Su
cálculo viene determinado por la norma UNE 21144-1-1 y se representa por:
I1 = I′1 + I′′1
En el caso de la instalación objeto del presente proyecto el factor de pérdidas en la pantalla
toma el valor:
λ1 ≈ 0.06046
4.2.6 POTENCIA
Para la zanja tipo (la cual se adjunta en el apartado de planos), la capacidad de transporte
de un cable de tensión 220 kV y de intensidad nominal 1275 A viene dada por la expresión:
= √3 ∙
∙ = √3 ∙ 220 ∙ 1275 ∙ 10
= 485.8
La capacidad de transporte se ve reducida en el punto kilométrico 3+060 de la línea eléctrica
donde la línea alcanza una profundidad de 4,21 m debido al incremento en la profundidad.
En este punto la intensidad nominal es de 981 A y la capacidad de transporte es:
S=
3 ⋅ 220 ⋅ I = 374 MVA
4.2.7 PÉRDIDAS ELÉCTRICAS
Existen dos tipos de pérdidas en el cable, las pérdidas dieléctricas y las pérdidas óhmicas,
que para condiciones normales serán las siguientes:
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 67 DE 125
REV: 01
-
Pérdidas dieléctricas: W d = ϖ ⋅ C ⋅ U 2 ⋅ tg δ = 1.01227 W/m
-
Pérdidas óhmicas:
-
Pérdidas totales por circuito serán:
P = R ⋅ I2 ⋅ (1 + λ 1 ) = 15,34 W/m
Pt = 3 ⋅ (P + Wd ) = 49,05 W/m
4.2.8 INTENSIDAD MÁXIMA DE CORTOCIRCUITO
Tomando como base la Norma UNE 21192:1992, la expresión para el cálculo de la
intensidad máxima de cortocircuito es:
Icc =
K ⋅S
t
θ +β
 ⋅ 10 −3
ln f
 θi + β 
Donde:
- S = sección
- t = duración del cortocircuito
- θf = temperatura final
- θi = temperatura inicial
Los valores en este caso son:
θf
θi
t
(ºC)
(ºC)
(s)
250
90
0,5
βconductor
βpantalla
Sconductor
Spantalla
Kconductor
Kpantalla
234,5
228
2000
250
226
148
Para el cálculo de la corriente de cortocircuito se consideran las siguientes temperaturas:
-
Temperatura inicial conductor: 90 ºC
-
Temperatura final conductor: 250 ºC
-
Temperatura inicial pantalla: 90 ºC
-
Temperatura final pantalla: 250 ºC
Con estos valores se obtienen unas intensidades máximas de cortocircuito admisibles de:
•
•
Conductor: Icc (0,5 s) = 404,70 kA
Pantalla: Icc (0,5 s) = 50,10 kA
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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HOJA 68 DE 125
REV: 01
Comparando con las intensidades de cortocircuito más desfavorables, que se dan en la las
Subestaciones de Caceres y Arenales:
•
•
Conductor: Icc (0,5 s) = 26,10 kA
Pantalla: Icc (0,5 s) = 26,80 kA
Donde se ve que estas corrientes son superiores a las corrientes de falta en barras de las
subestaciones, con lo cual, el conductor y la pantalla escogidos cumplen los requerimientos.
4.2.9 CÁLCULO DE IMPEDANCIAS Y ADMITANCIAS
Se ha desarrollado un estudio para la instalación objeto del presente proyecto mediante la
herramienta informática CYMCAP, obteniéndose los siguientes resultados:
o Impedancia Directa o Inversa
Zd=0,015509+j0,198917 (Ω/km)
o Impedancia homopolar
Z0=0,103224+j0,070166 (Ω/km)
o Admitancia
Y =0,06280+j78,50113 (µS/km)
4.2.10 CÁLCULO DE LA TENSIÓN INDUCIDA EN LAS PANTALLAS METÁLICAS
a) Tensión inducida pantalla - tierra en servicio permanente a plena carga
La tensión inducida pantalla - tierra, por metro de cable, en servicio permanente a plena
carga viene dada por la expresión:

 2·S  
E = I· 2·ϖ·10 −7 ·ln

 d 

Donde:
- I = Intensidad en régimen permanente a plena carga
- S = Distancia entre fases
- d = Diámetro medio de la pantalla metálica
- w = Pulsación de corriente (2πf rad/s)
M = 981 ∙ N2 ∙ 2 ∙ O ∙ 50 ∙ 10
P
∙ ln A
2 ∙ 430
EQ = 0,129
105.63
⁄$
b) Tensión inducida pantalla - tierra en cortocircuito trifásico
La tensión inducida pantalla - tierra, por metro de cable, en caso de cortocircuito trifásico
viene dada por la expresión:
M=
∙ N2 ∙ 9 ∙ 10
P
∙ ln A
2∙2
EQ
8
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 69 DE 125
REV: 01
Donde:
- Icc = Intensidad de cortocircuito trifásico
- S = Distancia entre fases
- d = Diámetro medio de la pantalla metálica
- ω = Pulsación de corriente (2πf rad/s)
M = 50 ∙ 10 ∙ N2 ∙ 2 ∙ O ∙ 50 ∙ 10
P
2 ∙ 430
∙ ln A
EQ = 6,59
105,63
⁄$
La tensión inducida en la pantalla no supera los 9,00 kV. No obstante, como la Intensidad
de cortocircuito máxima prevista para la instalación es de 26,80 kA, para este caso el
valor de tensión sería de 3,53 V/m.
c) Tensión inducida pantalla - tierra en cortocircuito monofásico
La tensión inducida en caso de cortocircuito monofásico depende del tipo de sistema de
puesta a tierra seleccionado.
Single point
Considerando la presencia de un cable de tierra de Cu, necesario para el retorno de la
corriente de defecto, la tensión inducida pantalla - tierra, por metro de cable, en caso de
cortocircuito monofásico viene dada por la expresión:
E = Icc ·
R 2S

 2·S 2fc  

+  2·ω·10−7 ·ln


d
·
r



2
Dónde:
- Icc = Intensidad de cortocircuito monofásico
- Sfc = Distancia entre la fase más alejada y el cable de tierra
- d = Diámetro medio de la pantalla metálica
- Rs = Resistencia del cable de tierra.
- rc=Radio del cable de tierra
- Sfc = Distancia entre la fase más alejada y el cable de tierra
- r = Radio medio geométrico del cable de tierra (0,75·rc.)
- rc=Radio del cable de tierra
- ω = Pulsación de corriente (2πf rad/s)
M = 50 ∙ 10 ∙ R 0.0801 10
S
+ N2 ∙ 2 ∙ O ∙ 50 ∙ 10
P
∙ ln A
2 ∙ 545
EQ = 19,90
105,63
⁄$
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 70 DE 125
REV: 01
Teniendo en cuenta que la longitud máxima del tramo más largo, donde el sistema de
puesta a tierra es single point es de 334 metros, se comprueba en todos los casos que la
tensión inducida en las pantallas es inferior a 9 kV.
Cross bonding
En este caso, la corriente de defecto en caso de cortocircuito monofásico circulará por las
pantallas de los cables. La tensión inducida pantalla – tierra, por metro de cable, en el
caso de cortocircuito monofásico viene dada por la expresión:
 
 2·S cp
E = Icc · R p2 +  ω· 2 ⋅ 10 −7 ·ln
 
 d

 
 10 −7
+

2





2
Donde:
- Icc = Intensidad de cortocircuito monofásico
- Scp = Distancia entre conductor y pantalla
- d = Diámetro medio de la pantalla metálica
- ω = Pulsación de corriente (2πf rad/s)
- Rp = Resistencia de la pantalla
 
 2·S cp
E = Icc · R p2 +  ω· 2 ⋅ 10 −7 ·ln
 
 d

 
 10 −7
+

2

2

  = 5,27 V/m


Teniendo en cuenta que la longitud máxima del tramo más largo, donde el sistema de
puesta a tierra es cross bonding es de 550,55 metros, se comprueba en todos los casos
que la tensión inducida en las pantallas es inferior a 9kV.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 71 DE 125
REV: 01
El cálculo de los limitadores de tensión en las pantallas, se llevará a cabo conforme a la
“Guía de Dimensionamiento de los Limitadores de Tensión en Pantallas (LTP’s) de las
Líneas Subterráneas” Ed.1 (08/08/2017) Referencia: REE/NORM/2017/35, garantizándose,
en cualquier caso, que los valores umbrales se encuentren por debajo de los máximos
admisibles especificados en el Apdo. 5.5 de la misma:
Los detalles del cálculo, pueden apreciarse en el Anexo 3.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
4.3
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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HOJA 72 DE 125
REV: 01
Cálculo mecánico cables
4.3.1 CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR
Los conductores de la línea proyectada serán de aluminio – acero (Al-Ac), siendo sus
principales características las siguientes:
CARACTERÍSTICAS del CONDUCTOR ELÉCTRICO TIPO ACSR/AW
Tipo de cable
LA-455 (CÓNDOR AW)
Diámetro aparente (mm)
27,72
2
Sección Al (mm )
402,3
2
Sección Aw (mm )
52,2
2
Sección total (mm )
454,5
Carga de rotura (daN)
12.681
2
Módulo de elasticidad (daN/ mm )
6.600
Resistencia eléctrica a 20º C (Ohm/km)
Composición ((Al + Ac)
54 x 2,82 + 7 x 2,82
Masa (kg/m)
1,457
-1
Coef. de dilatación lineal (ºC )
19,5 x 10-6
Se da cumplimiento a lo prescrito en el apartado 3 de la ITC-LAT 07 desarrollando el estudio
del conductor determinando las tensiones mecánicas en las diferentes hipótesis
reglamentarias y de regulado (tendido) por aplicación de la ecuación de cambio de
condiciones a partir de las siguientes condiciones iniciales o hipótesis de partida:
LÍMITE ESTÁTICO: Se establece una tracción máxima para los conductores inferior a:
C.S.CONDUCTOR >
CARGA DE ROTURA
LÍMITE ESTÁTICO
CARACTERÍSTICAS del CONDUCTOR ELÉCTRICO TIPO ACSR/AW
Tipo de cable
Diámetro aparente (mm)
2
Sección Al (mm )
2
Sección AW(mm )
2
Sección total (mm )
Carga de rotura (daN)
LÍMITE ESTÁTICO (daN)
C.S
LA-455 (CÓNDOR AW)
27,72
402,3
52,2
454,5
12.681
4.225
>3
que permite contar con un coeficiente de seguridad superior a 3.
La ecuación de cambio de condiciones utilizada se basa en el mantenimiento constante de
la longitud del vano de regulación considerando los alargamientos elásticos producidos por
la variación de la tensión mecánica y la dilatación térmica asociada a los cambios de
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 73 DE 125
REV: 01
temperatura entre las dos condiciones de tendido comparadas, respondiendo a la siguiente
expresión:
ar ⋅ α ⋅ (t2 − t1 ) + ar ⋅
T2 − T1 ar3  P22 P12 
=  2 − 2
E⋅S
24  T2 T1 
que expresada de forma operativa se presenta como la siguiente ecuación de tercer grado
en T2:
T22
ar2 ⋅ E ⋅ S ⋅ P22
[T2 − (k − α ⋅ (t 2 − t1 ))] =
24
con k = T1 −
ar2 ⋅ E ⋅ S ⋅ P12
24 ⋅ T12
donde:
a = “vano ideal de regulación” en m: El comportamiento de la componente horizontal
de la tracción mecánica de los conductores o cables de tierra en un cantón
comprendida entre apoyos de amarre se asimila al experimentado por el mismo
conductor o cable de tierra en un único vano “ficticio” denominado “vano ideal de
regulación”, determinándose para un cantón constituido por i vanos de ai metros a
través de la expresión:
∑a
∑a
3
i
i
ar =
i
i
T1 y T2 = tracción o tensión mecánica horizontal en el conductor/cable de tierra
correspondiente a las condiciones inicial y final consideradas (kg).
P1 y P2 = carga sobre conductor/cable de tierra debido a la sobrecarga (viento o
hielo) en las condiciones inicial y final consideradas (kg/m), habitualmente
expresadas a través del correspondiente coeficiente de sobrecarga (q1 o q2) y el peso
del conductor (w) en kg/m:
P1 = q1 ⋅ w
/
P2 = q2 ⋅ w
k = constante resultado de conocer las condiciones del estado 1 o inicial.
α = coeficiente de dilatación lineal del conductor/cable de tierra por grado de
temperatura
E = módulo de elasticidad lineal en kg/mm2.
S = sección del conductor/cable de tierra en mm2.
t2 y t1 = temperatura en las condiciones inicial y final consideradas (ºC).
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
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1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 74 DE 125
REV: 01
Por otro lado, las flechas en el vano i-ésimo de cada cantón se determinan a partir de la
fórmula:
fi =
Pi ⋅ a i2
w ⋅ q i ⋅ a i2
=
8⋅T
8⋅T
donde T se corresponde con la componente horizontal de la tensión en el cantón en kg.
4.3.2 CÁLCULO MECÁNICO DE LOS CABLES DE TIERRA
En cuanto a los cables de protección o de guarda, la línea llevará 1 cable de tierra-ópticos
(con alambres de acero recubiertos de aluminio con fibras ópticas en su núcleo), para
protección de los circuitos frente a los efectos del impacto de las posibles descargas
atmosféricas asociadas a los rayos.
En su fijación al apoyo se situarán sobre los conductores de fase utilizando los cuernos
superiores de que disponen éstos, cuyo diseño, así como el mantenimiento de las flechas de
los cables de guarda como mínimo iguales a las correspondientes a los conductores,
permite disponer en todo punto de ángulos de apantallamiento superiores a los 35º
recomendados reglamentariamente (apartado 2.1.7 del Reglamento).
El cable será el que figura en la tabla inferior (para corriente de cortocircuito ≤ 25,1 kA) y sus
principales características son:
CARACTERÍSTICAS del CABLE DE FIBRA ÓPTICA
Tipo de cable
OPGW-25-48
Nº de FIBRAS
Diámetro aparente (mm)
2
Sección total (mm )
Radio de curvatura mínimo (mm)
Intensidad de C/C (kA)
Tiempo (sg.)
Carga de rotura (daN)
Resistencia en c.c. a 20ºC (ohmios/Km)
Masa (kg/m)
48, 42+6
17,0÷18,25
164÷170
≤800
≥25
0,3
≥9500
≤0,6
0,7÷0,9
LÍMITE ESTÁTICO: Se establece una tracción máxima para los cables de tierra/fibra óptica
inferior a:
C.S.CTierra / FO >
CARGA DE ROTURA
LÍMITE ESTÁTICO
CARACTERÍSTICAS del CABLE DE FIBRA ÓPTICA
Tipo de cable
Diámetro aparente (mm)
2
Sección total (mm )
Carga de rotura (daN)
LÍMITE ESTÁTICO (daN)
C.S.
que permite contar con un coeficiente de seguridad >3
OPGW-25-48
17,0÷18,25
164÷170
≥9500
3.160
>3
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 75 DE 125
REV: 01
4.3.3 VANOS REGULADORES. RESUMEN DE CANTONES
Este proyecto está constituido por las siguientes series o cantones:
Nº CANTÓN
ORIGEN
FINAL
LONGITUD
VANO IDEAL
DE
REGULACIÓN
(m)
1
ap1
ap2
219,423
222,07
2
ap2
ap4
274,097
275,7
3
ap4
ap11
308,493
389,09
4
ap11
ap12
473,058
472,32
5
ap12
ap13
327,509
323,91
6
ap13
ap14
221,403
219,11
7
ap14
ST. Los arenales
87,428
86,14
Partiendo de las condiciones iniciales establecidas, y conocidas las ecuaciones para el
cálculo de tensiones y flechas, así como las características mecánicas de los conductores,
se determinan tracciones y flechas en los diferentes vanos de regulación de la línea
proyectada y para las diferentes hipótesis recogidas en el citado apartado 3 de la ITC-LAT
07 del Reglamento:
A.-Hipótesis de sobrecarga
Sobrecarga de viento: "Se considerará un viento de 120 km/hora (33,3 m/s) de velocidad,
excepto en las líneas de categoría especial, donde se considerará un mínimo de 140 km/h
de velocidad. Se supondrá el viento horizontal, actuando perpendicularmente a las
superficies sobre las que incide" (apartado 3.1.2 de la ITC-LAT 07). Esta acción del viento
supone una presión sobre los conductores y cables de tierra de:
- 60·(Vv/120)2 daN/m2 para cables con diámetro igual o inferior a 16 mm.
- 50·(Vv/120)2 daN/m2 para cables con diámetro superior a 16 mm.
La línea va comprendida entre las cotas 393 y 452 m. Según el apartado 3.1.3 de la ITCLAT 07 las zonas son: "A" hasta los 500 m, "B" entre 500 y 1.000 m y "C" por cotas
superiores a los 1.000 m. Se considerará la línea comprendida en la zona "A".
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 76 DE 125
REV: 01
B.-Hipótesis de máxima tensión
Hipótesis 1): Peso propio del conductor o cable de tierra con una sobrecarga vertical debida
al manguito de hielo equivalente a 0,18√d daN/m a la temperatura de -15ºC, siendo d el
diámetro del conductor o cable de tierra en milímetros.
Hipótesis 2): Peso propio del conductor o cable de tierra con una sobrecarga de viento
transversal a la línea, a razón de 50·(Vv/120)2 daN/m2 o 60·(Vv/120)2 daN/m2 sobre toda la
superficie proyectada del mismo a la temperatura de -10ºC.
Dado que la línea es de categoría especial se considera la siguiente hipótesis:
Hipótesis 3): Peso propio del conductor o cable de tierra con una sobrecarga combinada de
viento y hielo. Se considerará un viento transversal a la línea, a razón de 50·(Vv/120)2
daN/m2 o 60·(Vv/120)2 daN/m2 sobre toda la superficie proyectada del mismo siendo la
velocidad del viento como mínimo 60 km/h y una sobrecarga vertical debida al manguito de
hielo equivalente a 0,18√d daN/m a la temperatura de -15ºC.
En todos los casos el conductor o cable de tierra se encontrará sometido a una tensión
mecánica inferior a 2,5 veces su carga de rotura.
C.-Hipótesis de máxima flecha
Se determina la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las hipótesis
siguientes:
a) Hipótesis de viento: Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de
viento para una velocidad de viento de 120 km/h a la temperatura de +15ºC.
b) Hipótesis de temperatura: Sometidos a la acción de su peso propio, a la temperatura de
85ºC para los conductores de fase, y de 50ºC para los cables de guarda o tierra.
c) Hipótesis de hielo: Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de hielo
correspondiente a la zona y a la temperatura de 0ºC.
El estudio mecánico de los conductores y cables de tierra se ha desarrollado a través de una
herramienta informática que implementa la metodología indicada, recogiéndose a
continuación los resultados obtenidos para los diferentes vanos de regulación de la línea en
proyecto.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
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HOJA 77 DE 125
REV: 01
4.3.5 TABLAS DE TENDIDO DEL CONDUCTOR
Apoyo
Inicio
Conductor:
Circuito:
ap1
ap2
ap3
ap4
ap5
ap6
ap7
ap8
ap9
ap10
ap11
ap12
ap13
ap14
Apoyo
Fin
condor_acsr_l
2
ap2
ap3
ap4
ap5
ap6
ap7
ap8
ap9
ap10
ap11
ap12
ap13
ap14
st_los arenales
Longitud
Vano
Vano
Regulador
(m)
(m)
219.42
274.10
279.69
308.49
311.51
411.93
425.44
438.76
402.40
362.06
473.06
327.51
221.40
87.43
215.82
275.20
275.20
389.21
389.21
389.21
389.21
389.21
389.21
389.21
473.22
331.05
223.69
86.14
15.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
2332.82
2295.44
2295.44
2310.96
2310.96
2310.96
2310.96
2310.96
2310.96
2310.96
2313.83
2337.51
2348.54
718.51
3.82
6.14
6.61
7.96
7.99
13.99
14.92
15.87
13.37
10.78
18.47
8.93
4.05
2.05
20.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
2243.05
2235.04
2235.04
2275.63
2275.63
2275.63
2275.63
2275.63
2275.63
2275.63
2288.91
2289.95
2261.22
696.44
3.98
6.31
6.79
8.09
8.12
14.20
15.15
16.12
13.58
10.95
18.67
9.11
4.21
2.12
25.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
2160.63
2177.09
2177.09
2241.53
2241.53
2241.53
2241.53
2241.53
2241.53
2241.53
2264.59
2244.84
2180.02
676.21
4.13
6.48
6.97
8.21
8.24
14.42
15.38
16.36
13.78
11.11
18.88
9.29
4.37
2.18
30.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
2083.11
2122.81
2122.81
2209.27
2209.27
2209.27
2209.27
2209.27
2209.27
2209.27
2240.89
2201.56
2106.16
657.51
4.28
6.65
7.15
8.33
8.36
14.63
15.61
16.60
13.99
11.27
19.08
9.48
4.52
2.25
35.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
2012.93
2072.20
2072.20
2177.62
2177.62
2177.62
2177.62
2177.62
2177.62
2177.62
2217.80
2160.74
2037.20
640.03
4.43
6.81
7.32
8.45
8.48
14.85
15.83
16.84
14.19
11.44
19.27
9.66
4.67
2.31
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 78 DE 125
REV: 01
4.3.6 TABLAS DE TENDIDO DEL CABLE DE FIBRA ÓPTICA
Apoyo
Inicio
Conductor:
Circuito:
ap1
ap2
ap3
ap4
ap5
ap6
ap7
ap8
ap9
ap10
ap11
ap12
ap13
ap14
Apoyo
Fin
Longitud
Vano
(m)
opgw -25-96_(prysmian)
9
ap2
219.42
ap3
274.10
ap4
279.69
ap5
308.49
ap6
311.51
ap7
411.93
ap8
425.44
ap9
438.76
ap10
402.40
ap11
362.06
ap12
473.06
ap13
327.51
ap14
221.40
st_los arenales
87.43
Vano
Regulador
(m)
222.24
275.86
275.86
389.08
389.08
389.08
389.08
389.08
389.08
389.08
472.27
323.62
218.93
84.25
15.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
1651.49
1631.33
1631.33
1642.14
1642.14
1642.14
1642.14
1642.14
1642.14
1642.14
1645.33
1657.45
1660.92
445.68
3.11
4.91
4.86
5.88
6.10
10.67
11.38
12.10
10.20
8.30
14.02
6.52
2.98
1.85
20.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
1590.84
1584.75
1584.75
1612.98
1612.98
1612.98
1612.98
1612.98
1612.98
1612.98
1623.54
1618.91
1598.93
431.65
3.23
5.05
5.01
5.99
6.21
10.86
11.58
12.32
10.38
8.45
14.21
6.68
3.09
1.91
25.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
1532.86
1540.18
1540.18
1585.16
1585.16
1585.16
1585.16
1585.16
1585.16
1585.16
1602.75
1581.03
1539.61
418.63
3.35
5.20
5.15
6.09
6.32
11.05
11.79
12.54
10.57
8.60
14.39
6.84
3.21
1.97
30.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
1478.92
1498.29
1498.29
1558.00
1558.00
1558.00
1558.00
1558.00
1558.00
1558.00
1582.30
1545.84
1484.33
406.61
3.47
5.35
5.29
6.20
6.43
11.25
11.99
12.76
10.75
8.75
14.58
6.99
3.33
2.02
35.00ºC
Tensión
Flecha
Horizontal
(daN)
(m)
1428.99
1459.08
1459.08
1531.52
1531.52
1531.52
1531.52
1531.52
1531.52
1531.52
1562.52
1511.99
1433.06
395.59
3.59
5.49
5.44
6.30
6.54
11.44
12.20
12.98
10.94
8.90
14.77
7.15
3.45
2.08
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 79 DE 125
REV: 01
Como se observa, tanto en el conductor como en los cables de tierra se ha mantenido un
EDS inferior al 20%, como valor de referencia en la península, y una tracción máxima con un
coeficiente de seguridad superior al 3 fijado en el Reglamento.
Por otra parte, el EDS del cable de guarda se ha establecido para contar en la línea con una
adecuada protección frente a la caída de rayos, situando ambas tipologías de cable de
guarda con flechas (a 15ºC sin sobrecarga) del mismo orden que las correspondientes a las
fases a proteger y en análogas condiciones climáticas.
4.4
Aislamiento, herrajes y accesorios
4.4.1 TIPO DE AISLADORES. NIVEL DE AISLAMIENTO Y JUSTIFICACIÓN MECÁNICA
Tomando en cuenta el nivel de tensión establecido para la instalación (220 kV), las posibles
sobretensiones a frecuencia industrial, de maniobra o tipo rayo (choque), así como el grado
de contaminación previsto y al efecto de facilitar el mantenimiento en explotación de la
misma y la consecución de la mejor coordinación de aislamiento del conjunto líneasubestaciones de cabecera, se contempla el empleo de cadenas de aisladores para zonas
de contaminación media (Nivel II según UNE-EN 60071-2).
Las cadenas estarán constituidas por un conjunto de discos de vidrio templado del tipo
caperuza-vástago. El terminal superior será del tipo rótula y el inferior de bola, [Irán
equipados con anillos de gradiente de potencial].
Las características de cada elemento, según UNE-EN 60305 son:
TIPO
NORMALIZ.
U 120 BS
U 160 BS
CARGA DE
ROTURA
kN
120
160
DIÁMETRO
MÁXIMO
NOMINAL DE
LA PARTE
AISLANTE
mm
255
280
PASO
NOMINAL
LÍNEA DE
FUGA MÍNIMA
NOMINAL
NORMA DE
ACOPLAMIENT
O SEGÚN
CEI 120
mm
146
146
mm
295
315
d1
16
20
Según la norma UNE-EN 60071-2, se definen 4 niveles de contaminación, de tal forma que
los tipos de aisladores utilizados serán:
NIVEL DE
CONTAMINACIÓN
I Ligero
II Medio
III Fuerte
IV Muy fuerte
TIPO DE AISLAMIENTO
HAZ SIMPLE
HAZ DÚPLEX
LINEA DE FUGA
ESPECIFICA NOMINAL
MINIMA
Vidrio U-120B
Vidrio U-120B
Bastón Tipo 12
Bastón Tipo 12
Vidrio U-160BS
Vidrio U-160BS
Bastón Tipo 10
Bastón Tipo 11
16
20
25
31
mm/kV
El nivel de aislamiento de la instalación se define por las tensiones soportadas bajo lluvia a
50 Hz (frecuencia industrial) durante un minuto y bajo onda de choque 1,2/50 µs, según
normativa CEI. El nivel de contaminación de la zona de ubicación de la línea también es un
factor influyente en la definición del nivel de aislamiento establecido.
Según el apartado 4.4 de la ITC-LAT 07, una línea de tensión más elevada 245 kV con el
neutro puesto a tierra debe soportar las siguientes tensiones:
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 80 DE 125
REV: 01
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED (kV)
220
Tensión más elevada de la Red (kVeficaces)
Tensión de ensayo a frecuencia industrial (kV)
Tensión de ensayo al choque (kV)
245
460
1050
En este caso, el conjunto de la cadena de aislamiento, efectuados los ensayos de acuerdo
con UNE-EN 60383, soportan:
AISLAMIENTO TIPO
Tensión nominal de la Red (kV)
Tensión más elevada de la Red (kVeficaces)
Tensión de ensayo a frecuencia industrial (kV)
Tensión de ensayo al choque (kV)
U-120BS
U-160BS
220
245
525
1.165
220
245
495
1.100
Para un Nivel de contaminación I (Ligero) según el apartado 4.4 de la ITC-LAT 07, las
cadenas de aisladores deberán cumplir:
Línea de fuga específica fase-tierra (mínima)
16 mm/kV
Para una tensión más elevada de 245 kV, la línea de fuga requerida para contaminación
media se situaría en:
Lf =245x16 mm/kV=3.920 mm
Con estos valores, se obtiene un coeficiente de seguridad con margen suficiente para el
funcionamiento correcto de la línea, incluso parcialmente contaminada por depósitos en los
aisladores y en condiciones atmosféricas más desfavorables de las inicialmente previstas.
El Reglamento define en el apartado 5 de la ITC-LAT 07 dos tipos de distancias eléctricas
para evitar descargas y según la tensión más elevada de la red Us (kV):
TENCIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
220
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA
RED
(kV)
Del
Dpp
(m)
(m)
245
1,70
2,00
Siendo:
Del: Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una descarga
disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial tierra en sobretensiones de frente
lento o rápido. Del puede ser tanto interna (distancias del conductor a la estructura del
apoyo) como externa (distancias del conductor a cualquier obstáculo).
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. Dpp es
una distancia interna.
En los apoyos proyectados de amarre y suspensión, los aislamientos tienen una longitud de
2,34 m y 2,19 m, respectivamente por lo que cumple con el mínimo reglamentario.
Las características mecánicas mínimas requeridas para los aisladores contemplados en el
presente proyecto son:
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
TIPO AISLADOR
U 120 BS
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 81 DE 125
REV: 01
MATERIAL AISLANTE
NORMA
ACOPLAMIENTO
CEI 120
CARGA DE ROTURA
Vidrio Templado
Aislador de cadena N16
120 kN
Las condiciones máximas de trabajo de los aisladores seleccionados, se producen en las
cadenas de amarre, donde deben soportar la tracción mecánica del conductor en la
hipótesis reglamentaria más desfavorable coincidente con la máxima sobrecarga prevista.
Al objeto de situar el cálculo del lado de la seguridad, se determina la tracción total en el
punto de fijación de los conductores a partir de la tensión horizontal de referencia en el
cálculo mecánico de éstos para el vano más desfavorable de la línea.
Al efecto se aplica la propiedad de la catenaria como curva real de equilibrio del conductor:
“La tensión total en el conductor en un punto determinado de la catenaria es igual al peso de
una longitud del mismo coincidente con la ordenada correspondiente a dicho punto”. Así,
para el vano a nivel y en el punto de fijación de los conductores la tracción total se determina
como:
T* = T+p·f = T+(w·qi)·f
Donde:
•
•
•
T*: Tracción total en conductor (según tangente a la curva de equilibrio correspondiente).
•
f: flecha según el estudio mecánico realizado.
T: Tracción mecánica horizontal
p: peso por metro lineal considerando la correspondiente sobrecarga → p = w·qi donde qi
es el coeficiente de sobrecarga.
Así, para las hipótesis reglamentarias y vanos de la línea se obtienen las siguientes
tracciones máximas en los puntos de fijación de conductores:
CARGA VERTICAL
TRACCIÓN MÁXIMA
CANTÓN Nº
TENSIÓN
(daN)
TORRE Nº
TENSIÓN
(daN)
3
3
3723.8
2740.8
3
3
2606.4
859.2
CONDUCTOR
CABLE TIERRA / FO
Conocidas las cargas de rotura mínima garantizadas para los diferentes conjuntos de
herrajes y grapas a emplear en la línea del presente proyecto, tenemos que los coeficientes
de seguridad son los siguientes:
CADENA
Suspensión CONDUCTOR
Amarre CONDUCTOR
Suspensión TIERRA/FO
Amarre TIERRA/FO
AISLADORES
CONJUNTO DE
HERRAJES
GRAPA
CR
CS
CR
CS
CR
CS
120 kN
160 kN
-
4,60
4,30
-
120 kN
160 kN
140 kN
140 kN
4,60
4,30
16,29
5,10
120 kN
118 kN
90 kV
105 kN
4,60
3,17
10.47
3,83
Con todo, los coeficientes de seguridad mínimos de los aisladores utilizados a solicitaciones
electromecánicas son:
•
Para las cadenas de suspensión: CS = 12.000/2.606,4 = 4,60
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
•
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 82 DE 125
REV: 01
Para las cadenas de amarre: CS = 16.000/3.723,8 = 4,29
Valor superior al 3 exigido por el apartado 3.4 de la ITC-LAT 07.
4.4.2 TIPOS DE CADENAS
Los conjuntos de herrajes utilizados en la unión de cadenas de aislamiento a apoyos, así
como en la sujeción de los cables de guarda a éstos, estarán dimensionados
mecánicamente para soportar la tensión axial máxima producida por la tracción mecánica
transmitida por el tense dado a conductores y/o cables de tierra en cada cantón, así como la
correspondiente al vano de peso en las peores condiciones de sobrecarga previstas,
considerando, en todos los casos, los reglamentarios coeficientes de seguridad.
Los diferentes herrajes utilizados, tanto en conductores como en cables de guarda, estarán
fabricados por estampación en caliente de aceros de alta resistencia, recibiendo
posteriormente un tratamiento de eliminación de tensiones internas al objeto de obtener una
estructura perfectamente homogénea. Su acabado es galvanizado por inmersión en
caliente.
Las grapas serán de suspensión armada, tanto en el conductor como en el cable de tierra y
el compuesto tierra-óptico para mejorar el comportamiento ante las vibraciones.
Las grapas de amarre para los conductores de fase serán del tipo compresión y estarán
constituidas por un cuerpo fabricado en aleación de aluminio o por extrusión de aluminio,
con herrajes propios en acero al carbono galvanizados en caliente y siendo la tornillería en
acero de calidades 5.6 o 8.8 (UNE-EN ISO 898-1) igualmente galvanizada en caliente.
El amarre de los cables de guarda, se resuelve mediante preformados. El preformado va
sobre unas varillas de protección para impedir cualquier daño a la parte óptica.
El diseño y composición detallada de los conjuntos de herrajes empleados en las cadenas
de aisladores, así como en la fijación de los cables de guarda se observan en los planos
correspondientes incluidos en el apartado de Planos.
4.4.3 ACCESORIOS
4.4.3.1
Amortiguadores
Para la atenuación de los efectos nocivos que la vibración de origen eólico pudiera tener
sobre los conductores y cables de guarda, fundamentalmente en aquellos puntos de unión
con los elementos de fijación a apoyos, se proyecta la instalación de amortiguadores tipo
“stockbridge” de dos o más resonancias según especificación REE.
Los amortiguadores propuestos que, en número y situación estarán determinados según las
especificaciones técnicas particulares del correspondiente fabricante en función de las
longitudes de los vanos en proyecto, los tenses dados y la zona de aplicación reglamentaria
“A”, estarán formados por cuerpo central de aleación de Al, cable portador de 19 alambres
de acero galvanizado y dos contrapesos de acero forjado y galvanizado.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
4.5
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 83 DE 125
REV: 01
Apoyos
4.5.1 TIPOS DE APOYOS Y FUNCIÓN
Los apoyos contemplados en el presente proyecto de ejecución han sido diseñados para
soportar velocidades de viento mínimo de 140 Km/h serán metálicos, de celosía y sección
cuadrada, configurados con perfiles angulares de lados iguales y chapas fabricados en
acero laminado y galvanizado en caliente en calidades S355J2 y S275JR según Norma
UNE-EN 10025.
Las uniones entre los diferentes elementos se resuelven a través de tornillos de métricas
M16 y/o M20 (DIN 7990) fabricados en acero de calidad 5.6 y grado C según Norma UNEEN ISO 898-1.
En la construcción y/o modificación de líneas a 220 kV RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA
cuenta con varias series de apoyos normalizados, seleccionándose para la presente
instalación los incluidos en la serie D2.
APOYO TIPO
D2S3
D2S4
D2A2
D2A3
D2A4-ANG
D2A4-FL
FUNCIÓN
ÁNGULO
Suspensión (Alineación)
Suspensión (Alineación / Ángulo)
Amarre (Ángulo)
Amarre (Anclaje / Ángulo)
Amarre (Anclaje / Angulo)
Amarre (Fin de Línea)
0
4
15
35
60
0
4.5.2 GEOMETRÍA DE LOS APOYOS
Todos los apoyos utilizados están diseñados para doble circuito con armados en disposición
hexagonal para cadenas de aisladores convencionales de amarre y suspensión (vidrio o
composite). Están formados por una cabeza prismática, cuerpo y tramos de base
troncopiramidales en doble celosía, y cuernos para cables de tierra y crucetas piramidales.
El enlace con el terreno de los tramos base o de las zancas (caso de patas desiguales) se
realiza a través de la cimentación con la disposición de anclajes independientes por pata.
El esquema geométrico de los apoyos se puede ver en los planos incluidos en el apartado
de Planos.
4.5.3 DISPOSICIÓN DE LOS CABLES. PROTECCIÓN DE LA LÍNEA CONTRA EL RAYO.
En la cabeza del apoyo se dispondrá de dos cúpulas o cuernos para sujeción de sendos
cables de guarda (tierras y/o tierra-ópticos).
4.5.4 SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES. DISTANCIAS A MASA. ALTURAS.
A.- Distancia entre conductores
Según el apartado 5.4.1 de la ITC-LAT 07 del Reglamento, considerando los efectos de las
oscilaciones de los conductores debidas al viento y al desprendimiento de nieve acumulada
sobre ellos, la distancia de los conductores entre sí se obtiene de la siguiente fórmula:
D = K F + L + K '.Dpp
Siendo
D:
distancia entre conductores de fases del mismo circuito o circuitos distintos en metros
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 84 DE 125
REV: 01
K:
Coeficiente dependiente de la oscilación de los conductores con el viento, tabla 16 de
la ITC-LAT 07 del reglamento.
K`:
Coeficiente dependiente de tensión nominal de la línea (0,85 para líneas de categoría
especial, 0,75 para el resto)
F:
Flecha máxima en metros para las hipótesis según el apto. 3.2.3 de la ITC-LAT 07
del Reglamento
L:
Longitud en metros de la cadena de suspensión. En caso de cadenas de amarre,
cadenas en “V” o aisladores rígidos, L=0
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.
En el cálculo de las distancias entre diferentes conductores o entre conductores y cables de
tierra/FO se realizará con el valor mayor de flecha y de coeficiente k de ambos.
Los apoyos utilizados en el presente proyecto cumplen correctamente con las distancias
mínimas entre conductores requeridas.
Vano
Apoyo
Inicio
Apoyo
Fin
Hipótesis a) Viento:
1
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
11
11
12
12
13
13
14
14
15
Hipótesis b) Temperatura:
1
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
11
11
12
12
13
13
14
14
15
Flecha
Ángulo
Máxima Oscilación
Máximo
(m)
(º)
k
k'
L
Dpp
Dmínima
Dreal
(m)
(m)
4,27
6,86
6,83
8,03
8,32
14,55
15,52
16,51
13,91
11,31
18,94
9,03
4,28
1,35
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0
4,9
0
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
0
0
0
0
0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,843
3,541
3,199
3,659
3,687
4,223
4,297
4,371
4,173
3,686
4,329
3,453
2,845
2,255
6,50
6,53
6,43
6,57
6,59
6,58
4,46
4,65
4,34
5,56
5,69
6,56
4,28
5,32
7,23
8,61
7,47
12,24
11,86
18,42
19,27
19,74
16,95
14,63
24,10
12,84
7,32
2,14
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
41.79
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0
4,9
0
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
0
0
0
0
0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
3,25
3,71
8
4,04
4,01
4,51
4,57
4,60
4,40
3,99
4,69
3,83
3,26
2,45
6,43
6,45
5,95
6,12
6,18
6,58
3.98
4,21
3,86
5,06
5,12
6,04
3,74
4,97
La menor distancia entre conductores en los apoyos utilizados es de 3,74 metros, superior a
la mínima reglamentaria según el resultado anterior.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 85 DE 125
REV: 01
B.- Distancia a masa
La distancia entre los conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos no será inferior
a Del, con un mínimo de 0,2 m. Se comprueba también la distancia del puente flojo a masa.
Esta distancia viene indicada en la tabla siguiente en función de la tensión más elevada de
la línea. En este proyecto la mínima distancia estará por encima del valor de Del según punto
5.4.2 de la ITC-LAT 07.
A continuación, se puede ver el valor mínimo reglamentario para este proyecto:
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED
(kV)
TENSIÓN MÁS ELEVADA DE LA RED
(kV)
Del
(m)
220
245
1,70
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 86 DE 125
REV: 01
4.5.5 HIPÓTESIS CONSIDERADAS EN EL CÁLCULO. ÁRBOLES DE CARGAS.
A.- Acciones a considerar en el cálculo
Como paso previo al desarrollo del cálculo de los apoyos seleccionados, se definen las
cargas y sobrecargas a considerar en el mismo, de acuerdo con el apartado 3.1 Cargas y
sobrecargas a considerar de la ITC LAT-07 del Reglamento.
1.-
Cargas Permanentes
Aquellas cargas verticales que actúan en todo instante y son inseparables de la estructura y
configuración de la línea aérea, se designan por:
VA = carga vertical debido a la propia masa del apoyo.
V/v = carga vertical por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido a su propia
masa. Se determina a partir del gravivano correspondiente y el peso unitario del
conductor o cable de tierra/tierra-óptico.
2.-
Sobrecargas Meteorológicas
Las debidas al medio que rodea la estructura, que incluyen las de viento y las de hielo, se
designan por:
2a.-Sobrecarga de viento (Art. 3.1.2 de la ITC-LAT 07)
HA = carga transversal debido a la sobrecarga de viento sobre el apoyo.
Hv/hv = carga transversal por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido a la
sobrecarga de viento, según diámetro y ángulo de desviación de la traza (α) (en el
caso de apoyos de ángulo):
para d >16 mm
⇒
α

−3
 cos  ⋅ 0,98 ⋅ 50 ⋅ d ⋅ 10 . (daN/m)
2

para d ≤16 mm
⇒
α

−3
 cos  ⋅ 0,98 ⋅ 60 ⋅ d ⋅ 10 . (daN/m)
2

siendo d el diámetro del conductor o cable de tierra en mm.
Rv/rv = carga transversal por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido a la
resultante de ángulo con sobrecarga de viento:
 α
2⋅ max[Tmáx v1, Tmáx v2]⋅  sen  (daN)
2

donde Tmax v1 y Tmax v2 hacen referencia a la tracción máxima en hipótesis de
viento correspondiente a los vanos anterior y posterior al apoyo de estudio y α
es el ángulo de desviación de la traza.
2b.-Sobrecarga de hielo (Art. 3.1.3 de la ITC-LAT 07)
Vh/vh = carga vertical por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido a su
propia masa y a la sobrecarga de hielo, según zona
zona B:
(V/v)
+ 0,98
⋅ 0,180
⋅ d
(daN/m)
siendo d el diámetro del conductor o cable de tierra en mm.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 87 DE 125
REV: 01
Rh-rh = carga transversal por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido a la
resultante de ángulo con sobrecarga de hielo, según zona
2 ⋅ max [Tmáx
h1 , T máx h2
]⋅  sen

α  (daN)

2
donde Tmax h1 y Tmax h2 hacen referencia a la tracción máxima en hipótesis de
hielo correspondiente a los vanos anterior y posterior al apoyo de estudio y α
es el ángulo de desviación de la traza.
3.-Desequilibrio de Tracciones del Conductor (Art. 3.1.4 de la ITC-LAT 07)
Dependiendo de la función que despeñe el apoyo en la línea (alineación, ángulo, fin de
línea), en la hipótesis de desequilibrio se considerará aplicado, como mínimo, un porcentaje
de las tracciones unilaterales máximas de los conductores y cables de tierra/tierra ópticos:
Lv/lv = carga longitudinal por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido a la
tracción de los conductores con sobrecarga de viento.
Lh/lh = carga longitudinal por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido a la
tracción de los conductores con sobrecarga de hielo según zona (B o C).
4.-Sobrecargas Excepcionales (Art. 3.1.5 de la ITC-LAT 07)
Th/th = carga longitudinal o tiro por conductor (fase)/c. de tierra o tierra-óptico, debido
a la rotura de un conductor con torsión o a la del c. de tierra o tierra óptico, con
sobrecarga de hielo, según zona.
B.- Hipótesis de cálculo
Las hipótesis de cálculo de estos apoyos, se han obtenido según las instrucciones del actual
Reglamento, en el Artº 3.5 de la ITC-LAT 07, siendo la formación de las mismas según se
indica en la tabla adjunta:
1ª HIPÓTESIS
2ª HIPÓTESIS
3ª HIPÓTESIS
4ª HIPÓTESIS
V
v
Va
Hv
hv
Ha
Rv
rv
Vh
vh
Va
Rh
rh
Vh
vh
Va
Lh
lh
Vh
vh
Va
Th
th
En todos los casos se comprueba que los coeficientes de seguridad aplicados son los
impuestos por el Reglamento: 1,5 para las hipótesis normales y 1,2 en hipótesis
excepcionales; en ambos casos referidos al límite elástico del material. En los cruzamientos
con carreteras, ferrocarriles y ríos navegables o flotables se mantiene un coeficiente
superior al 25% en las hipótesis normales en cumplimiento de las prescripciones especiales
recogidas en el Artículo 5.3 de la ITC-LAT 07 del Reglamento, no siendo de aplicación a las
líneas de categoría especial.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
C.- Árboles de carga
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 88 DE 125
REV: 01
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 89 DE 125
REV: 01
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 90 DE 125
REV: 01
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 91 DE 125
REV: 01
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 92 DE 125
REV: 01
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 93 DE 125
REV: 01
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 94 DE 125
REV: 01
4.5.6 MÉTODO DE CÁLCULO
A.- Consideraciones generales
El cálculo mecánico de los apoyos constituyentes de la línea, se ha efectuado bajo la acción
de las cargas y sobrecargas que fija el Reglamento, al no prever condiciones especiales
debido a la situación física y geográfica de la instalación.
Todo este estudio ha sido realizado sobre la base del conductor de Al-Ac, con un vano
medio adecuado al mismo, considerándose el viento sobre apoyos y conductores conforme
a lo reglamentado en el Artículo 3 de la ITC-LAT 07 del Reglamento.
B.- Cálculos y justificación de los apoyos
El diseño y dimensionado de los apoyos de las series utilizadas se ha realizado mediante la
comprobación de los esfuerzos por fase a los que se encuentran sometidos los apoyos en
cada hipótesis de carga frente a los esfuerzos máximos admisibles indicados en el árbol de
cargas.
Los coeficientes de seguridad aplicados son los impuestos por el vigente Reglamento
Técnicos de Líneas Aéreas de Alta Tensión, estando referidos al límite elástico del material
o límite de fluencia.
En el apartado anterior se recogen tabulados los árboles de cargas resistentes por fase (en
crucetas) y cúpulas de tierra de los apoyos de la serie normalizada utilizada y para las
diferentes hipótesis reglamentarias obtenidas del cálculo mediante programa informático.
Así, para cada apoyo en concreto, el cálculo mecánico desarrollado determina, en cada
hipótesis reglamentaria, los esfuerzos o solicitaciones particulares que cada conductor o
cable de tierra/tierra-óptico transmite a las crucetas y cuernos de tierra. A partir de los
mismos, se confeccionan los árboles de cargas aplicadas o reales para, por comparación
con los esfuerzos resistentes, justificar la adecuación del apoyo para la función y disposición
elegida dentro de la línea y plantear, si es el caso, el posible refuerzo de la estructura
normalizada.
Los esfuerzos se referencian con relación a los ejes principales del apoyo según las
direcciones vertical, transversal y longitudinal que su disposición con respecto a la traza de
la línea permite identificar.
Las acciones reglamentarias consideradas en la determinación de los esfuerzos aplicados
sobre crucetas y cuernos del apoyo seleccionado se concretan a continuación:
A1
Peso de los conductores Al-Ac, calculado según el valor del peso por metro lineal
obtenido de la información comercial de uno de los fabricantes nacionales de
referencia.
PCONDOR = 1,46 kg/m
A2
Peso del cable de fibra óptica siguiendo el mismo criterio
P2 = 0, 88 kg/m
A4
Peso propio del apoyo, calculado según la información recogida en los catálogos de
perfiles estructurales laminados de las principales empresas siderúrgicas
B1
Sobrecarga de hielo sobre los conductores Al-Ac en zona reglamentaria B:
B1CONDOR = 0,18 x √27,72 = 0,95 daN/m
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
B2
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 95 DE 125
REV: 01
Sobrecarga de hielo sobre los cables de tierra en zona reglamentaria B:
B2 = 0,18 x √17,5 = 0,75 daN/m
C1
Sobrecarga de viento sobre los conductores Al-Ac:
C1CONDOR = 50 x (Vv/120)2 x 0,0277= 1,89 daN/m
Se tiene en cuenta de forma independiente la acción del viento sobre las cadenas de
aisladores.
C2
Sobrecarga de viento sobre los cables de tierra:
C2 = 50 x (Vv/120)2 x 0,0175 = 1,19 daN/m
C4
Acción del viento sobre la estructura de los apoyos. Siguiendo el criterio impuesto por
el Reglamento:
Fc = q · AT donde:
q = 170 x (Vv/120)2 presión del viento = 231,39 daN/m2
AT Área del apoyo expuesto al viento
Viento sobre la cadena de aislamiento
Fc = q · Al donde:
q = 70 x (Vv/120)2 presión del viento = 95,3 daN/m2
Al Área de la cadena expuesto al viento
Peso de la cadena doble ≈ 205 daN
Para todas las hipótesis analizadas se comprueba la adecuación de los apoyos
seleccionados por comparación con las cargas máximas admisibles por fase para los
apoyos utilizados en el proyecto.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 96 DE 125
REV: 01
4.5.7 CÁLCULO DE LOS GRAVIVANOS, USO DE LOS APOYOS Y LA DESVIACIÓN DE
LAS CADENAS DE SUSPENSIÓN DE LOS APOYOS
Nº
TIPO
VANO DE
VIENTO
VANO DE
PESO
ANGULO DE
LA LÍNEA
SEGURIDAD
REF.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
D2B-AA
D2A3-AB
D2S4-AB
D2A3-AB
D2S3-AA
D2S3 AC
D2S4-AB
D2S4-AA
D2S4-AC
D2S4-AC
D2A2-AB
D2A3-AB
D2A4-AA
D2A4-AA
PORTICO
(m)
110
248
278
294
310
362
419
432
421
383
418
400
274
155
44
(m)
-44
125
684
205
327
267
438
424
340
631
347
370
232
292
-78
(g)
0.00
49.72
0.00
-38.58
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
16.87
-26.29
-35.96
0.00
0.00
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
APOYO
Nº
3
5
6
7
8
9
10
USO DE
LOS
APOYOS
(%)
69.70
96.80
85.00
85.10
91.00
92.30
86.80
87.10
85.30
89.20
92.60
85.60
56.60
74.00
0.00
DESVIACIÓN DE LAS CADENAS DE SUSPENSIÓN DE LOS APOYOS
APOYO
DESVIACIÓN
DESVIACIÓN EXTERIOR
INTERIOR
TIPO
(deg.)
(deg.)
-11.2
12.2
D2S4-AB
D2S3-AA
-23.4
24
D2S3 AC
-31.3
31.3
D2S4-AB
-23.3
23.3
D2S4-AA
-24.5
24.5
D2S4-AC
-28.5
28.5
D2S4-AC
-15.8
15.9
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
4.6
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 97 DE 125
REV: 01
Cimentaciones
4.6.1 CIMENTACIONES DE PATAS SEPARADAS
En los apoyos de celosía las fijaciones al terreno se realizan mediante cuatro macizos
independientes, una por pata, trabajando dos a compresión y otras dos al arranque,
suficientemente separados entre sí para permitir su construcción. Cada cimentación estará
compuesta por un macizo cilíndrico de hormigón en masa, con un ensanchamiento en la
base a modo de zapata que configura el conjunto con una forma característica de “pata de
elefante”.
Para la fabricación del hormigón se utilizará el cemento tipo CEM IV/B 42,54 R-LH según
UNE-EN 197-1. En terrenos agresivos por presencia de sulfatos se sustituirá por IV/B 42,5
R-LH/SR UNE 80303-1 con el fin de obtener finalmente un hormigón tipo HM-20/P/20/I
según EHE.
En este tipo de cimentaciones la condición de resistencia al arranque se presenta como la
más restrictiva, no eximiendo tal particular de tener en consideración la compresión sobre el
terreno.
Los cálculos y comprobaciones se desarrollan a partir del método del talud natural o ángulo
de arrastre de tierras.
Tanto el esfuerzo de arranque (AR) como el de compresión (CO) se determinan a partir del
momento máximo de vuelco (MV) de la solicitación, considerando las características más
desfavorables posibles (esfuerzos útiles del apoyo), dividido por la distancia entre anclajes
del apoyo. Por lo tanto, las solicitaciones al arranque y a la compresión se establecen, para
cada hipótesis reglamentaria, a través de las siguientes fórmulas:
AR =
MV
F
P
− Z −
2 ⋅L
4
4
( kg )
CO = −
MV
F
P
− Z −
2 ⋅L
4
4
( kg )
Donde:
•
MV = Momento de vuelco solicitante para la hipótesis considerará, en kg·m.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 98 DE 125
REV: 01
•
FZ = Cargas verticales transmitidas por los conductores y cables de tierra para la
hipótesis considerada, en kg.
•
•
P = Peso propio del apoyo, en kg.
L = Distancias entre testas de anclaje del apoyo, en m
En la determinación del momento máximo de vuelco (Mv) intervienen las cargas horizontales
producidas por los conductores, cables de tierra y sobrecarga viento sobre el apoyo,
considerando para cada una el punto real de aplicación.
Las características consideradas del terreno son las siguientes:
•
•
•
Peso específico:
γ = 1,7 t/m³
Ángulo talud natural:
β = 30º (terreno medio)
Presión admisible:
τc = 3,0 kg/cm²
La resistencia característica mínima del hormigón en masa se considera de 20 N/mm²
(aprox. 200 kg/cm2), mientras que la densidad se establece en 2.300 kg/cm3.
En oposición a la solicitación de arranque se considera el peso propio del apoyo unido a las
cargas verticales consideradas en el cálculo del apoyo, al peso del macizo de hormigón
(Ph), al de las tierras que gravitan sobre él (Pg) y al peso del cono de tierras que arrastraría
el macizo en el arranque (Pa), cuyo volumen viene definido por el ángulo del talud natural
(β) indicado en el Artº 3.6 de la ITC-LAT 07 del Reglamento.
El coeficiente de seguridad, Cs, se define como el cociente entre la carga resistente u
opositora (CR) y la solicitación de arranque (AR) debiendo ser igual o superior a 1,5 o 1,2
respectivamente para las hipótesis "normales" y "anormales", según se refleja en el citado
Artículo:
Cs =
CR
≥ 1,5 ( 1,2 )
AR
La compresión (PC) sobre el terreno, a través de la base de cada cimentación (B), estará
asociada a las siguientes cargas: peso del macizo de hormigón (Ph), peso de las tierras que
gravitan sobre éste (Pg) y carga de comprensión (CO). En esta última se incluyen el peso
propio del apoyo y las cargas verticales transmitidas por conductores y cables de guarda.
En oposición a esta carga se considera la compresión máxima del terreno (τc) indicada en el
R.T.L.A. en función de la tipología del terreno existente.
Las cimentaciones están calculadas para soportar los esfuerzos máximos admisibles por las
torres, indicados en el punto del presente documento. Por tanto, dado que los apoyos se
encuentran a un porcentaje de uso inferior al 100% respecto a los esfuerzos máximos,
queda comprobado que las cimentaciones también tendrán un porcentaje de uso inferior al
100% y por tanto su coeficiente de seguridad será superior a los reglamentarios exigidos.
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PROYECTO:
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LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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5.
PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS
5.1
Condiciones generales
5.1.1 OBJETO DE ESTE PLIEGO
El objeto de este Pliego es la enumeración de tipo general técnico de Control y de Ejecución
a las que se han de ajustar las diversas unidades de la obra, para ejecución del Proyecto.
5.1.2 CONTRATACIÓN
Además del presente documento, la documentación básica para la contratación de la
materialización será:
•
•
•
•
Planos
Mediciones
Memoria
Condiciones Particulares de Contratación, que deberán contar con la aprobación previa
de la Dirección Técnica, especificando la responsabilidad del suministro y montaje,
criterios de medición y abono, garantías, etc.
5.1.3 PROCEDENCIA DE MATERIALES
El Contratista, en el caso de ser adjudicatario del suministro, tiene libertad de proveerse de
los materiales en los puntos que le parezca conveniente, siempre que reúnan las
condiciones contractuales, que estén perfectamente preparados para el objeto a que se
apliquen, y sean empleados en obra conforme a las reglas del arte, a lo preceptuado en el
Pliego de Condiciones y a lo ordenado por la Dirección Técnica.
Se exceptúa el caso en que los pliegos de condiciones particulares dispongan un origen
preciso y determinado, en cuyo caso, este requisito será de indispensable cumplimiento.
Como norma general el Contratista vendrá obligado a presentar el Certificado de Garantía o
Documento de Idoneidad Técnica de los diferentes materiales destinados a la ejecución de
la obra.
5.1.4 PLAZO DE COMIENZO Y DE EJECUCIÓN
El adjudicatario deberá dar comienzo a las obras dentro de los quince días siguientes a la
fecha de la adjudicación definitiva a su favor, o lo que se acuerde contractualmente.
Las obras deberán quedar total y absolutamente terminadas en el plazo que se fije en la
adjudicación a contar desde igual fecha que en el caso anterior. No se considerará motivo
de demora de las obras la posible falta de mano de obra o dificultades en la entrega de los
materiales.
5.1.5 SANCIONES POR RETRASO DE LAS OBRAS
Si el Contratista, excluyendo los casos de fuerza mayor, no tuviese perfectamente
concluidas las obras y en disposición de inmediata utilización o puesta en servicio, dentro
del plazo previsto, la propiedad podrá reducir de las liquidaciones, certificaciones o fianzas
las cantidades establecidas según las cláusulas de contratación.
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5.1.6 TRABAJOS DEFECTUOSOS
El Contratista debe emplear los materiales que cumplan las condiciones exigidas en este
Pliego y realizará todos los trabajos contratados de acuerdo con lo especificado en dicho
documento.
Por ello y hasta que tenga lugar la recepción definitiva de la instalación, el Contratista es el
único responsable de la ejecución de los trabajos que ha contratado y de las faltas y
defectos que en estos pueda existir, por su mala ejecución o por la deficiente calidad de los
materiales empleados, sin que pueda servir de excusa, ni le otorgue derecho alguno, la
circunstancia de que por la Dirección Técnica no se le haya llamado la atención sobre el
particular, ni tampoco el hecho de que le hayan sido valoradas las certificaciones parciales
de obra, que siempre se supone que se extienden y abonan a buena cuenta. Asimismo, será
de su responsabilidad la correcta conservación de las diferentes partes de la obra, una vez
ejecutadas, hasta su entrega.
Como consecuencia de lo anteriormente expresado, cuando la Dirección Técnica o su
representante en la obra adviertan vicios o defectos en los trabajos efectuados, o que los
materiales empleados no reúnan las condiciones preceptuadas, ya sea en el curso de
ejecución de los trabajos o finalizados éstos y antes de verificarse la recepción definitiva,
podrá disponer que las partes defectuosas sean demolidas y reconstruidas de acuerdo con
lo preceptuado y todo ello a expensas de la Contrata.
En el supuesto de que la reparación de la obra, de acuerdo con el proyecto, o su demolición,
no fuese técnicamente posible, se actuará sobre la devaluación económica de las unidades
en cuestión, en cuantía proporcionada a la importancia de los defectos y en relación al grado
de acabado que se pretende para la obra.
En caso de reiteración en la ejecución de unidades defectuosas, o cuando éstas sean de
gran importancia, la Propiedad podrá optar, previo asesoramiento de la Dirección Técnica,
por la rescisión de contrato sin perjuicio de las penalizaciones que pudiera imponer a la
Contrata en concepto de indemnización.
5.1.7 VICIOS OCULTOS
Si la Dirección Técnica tuviese fundadas razones para creer en la existencia de vicios
ocultos de construcción en las obras ejecutadas, ordenará efectuar en cualquier tiempo y
antes de la recepción definitiva, las comprobaciones que crea necesarias para reconocer los
trabajos que crea defectuosos.
Los gastos de demolición, desmontaje y reconstrucción que se ocasionan, serán de cuenta
del Contratista, siempre que los vicios existan realmente, en caso contrario, correrán a cargo
del propietario.
5.1.8 RECEPCIÓN PROVISIONAL DE LAS OBRAS
Una vez terminada la totalidad de las obras, se procederá a la recepción provisional,
extendiéndose un acta de la recepción.
Si las obras se encuentran en buen estado y han sido ejecutadas con arreglo a las
condiciones establecidas, se darán por recibidas provisionalmente, comenzando a correr en
dicha fecha el plazo de garantía de un año.
Cuando las obras no se hallen en estado de ser recibidas, se hará constar en el acta y se
especificarán en la misma los defectos observados, así como las instrucciones al
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Contratista, que la Dirección Técnica considere necesarias para remediar los efectos
observados, fijándose un plazo para subsanarlo, expirado el cual, se efectuará un nuevo
reconocimiento en idénticas condiciones, a fin de proceder de nuevo a la recepción
provisional de la obra.
Si el Contratista no hubiese cumplido, se considerará rescindida la Contrata con pérdidas de
fianza, a no ser que se estime conveniente se le conceda un nuevo e improrrogable plazo.
Será condición indispensable para proceder a la recepción provisional la entrega por parte
de la Contrata a la Dirección Técnica de la totalidad de los planos y/o documentación de la
obra e instalaciones realmente ejecutadas.
5.1.9 MEDICIÓN DEFINITIVA DE LOS TRABAJOS
Recibidas provisionalmente las obras, se procederá inmediatamente, por la Dirección
Técnica a su medición general y definitiva.
5.1.10 PLAZO DE GARANTÍA
El plazo de garantía de las obras terminadas será de UN AÑO, transcurrido el cual se
efectuará la recepción definitiva de las mismas, que, de resolverse favorablemente, relevará
al Contratista de toda responsabilidad de conservación, reforma o reparación.
Caso de hallarse anomalías u obras defectuosas, la Dirección Técnica concederá un plazo
prudencial para que sean subsanadas y si a la expiración del mismo resultase que aun el
Contratista no hubiese cumplido su compromiso, se rescindirá el contrato, con pérdida de la
fianza, ejecutando la Propiedad las reformas necesarias con cargo a la citada fianza.
5.1.11 RECEPCIÓN DEFINITIVA
Finalizado el plazo de garantía se procederá a la recepción definitiva, con las mismas
formalidades de la provisional. Si se encontraran las obras en perfecto estado de uso y
conservación, se darán por recibidas definitivamente y quedará el Contratista relevado de
toda responsabilidad administrativa quedando subsistente la responsabilidad civil según
establece la Ley.
En caso contrario se procederá de idéntica forma que la preceptuada para la recepción
provisional, sin que el Contratista tenga derecho a percepción de cantidad alguna en
concepto de ampliación del plazo de garantía.
5.1.12 DIRECCIÓN TÉCNICA DE LA OBRA
Conjuntamente con la interpretación técnica del proyecto, es misión de la Dirección Técnica
la dirección y vigilancia de los trabajos que en las obras se realicen, y ello con autoridad
técnica legal completa sobre las personas y cosas situadas en la obra y en relación con los
trabajos qué para la ejecución de las obras, e instalaciones anejas, se lleven a cabo, si
considera que adoptar esta resolución es útil y necesaria para la buena marcha de las
obras.
El Contratista no podrá recibir otras órdenes relativas a la ejecución de la obra, que las que
provengan de la Dirección Técnica o de las personas delegadas.
5.1.13 OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA
Toda la obra se ejecutará con estricta sujeción al Proyecto, a este Pliego de Condiciones y a
las órdenes e instrucciones que se dicten por la Dirección Técnica o ayudantes delegados.
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El orden de los trabajos será fijado por ellos, señalándose los plazos prudenciales para la
buena marcha de las obras.
El Contratista habilitará por su cuenta los caminos, vías de acceso, etc... y mantendrá en
obra, en las debidas condiciones, los documentos esenciales del proyecto, para poder ser
examinados en cualquier momento.
Por la Contrata se facilitarán todos los medios auxiliares que se precisen, y locales para
almacenes adecuados, pudiendo adquirir los materiales dentro de las condiciones exigidas
en el lugar y sitio que tenga por conveniente, pero reservándose el propietario, siempre por
sí o por intermedio de sus técnicos, el derecho de comprobar que el contratista ha cumplido
sus compromisos referentes al pago de jornales y materiales invertidos en la obra, e
igualmente, lo relativo a las cargas en materia social, especialmente al aprobar las
liquidaciones o recepciones de obras.
La Dirección Técnica, con cualquier parte de la obra ejecutada que no esté de acuerdo con
el presente Pliego de Condiciones o con las instrucciones dadas durante su marcha, podrá
ordenar su inmediata demolición, desmontaje o su sustitución hasta quedar, a su juicio, en
las debidas condiciones o, alternativamente, aceptar la obra con la depreciación que estime
oportuna en su valoración.
Igualmente se obliga a la Contrata a demoler o desmontar aquellas partes en que se aprecie
la existencia de vicios ocultos, aunque se hubieran recibido provisionalmente.
Son obligaciones generales del Contratista las siguientes:
•
Verificar las operaciones de replanteo y nivelación, previa entrega de las referencias por
la Dirección Técnica.
•
•
Firmar las recepciones.
•
Ejecutar cuanto sea necesario para la buena construcción y aspecto de las obras,
aunque no esté expresamente estipulado en este pliego.
•
El Contratista no podrá subcontratar la obra total o parcialmente, sin autorización escrita
de la Dirección, no reconociéndose otra personalidad que la del Contratista o su
apoderado.
•
El Contratista se obliga, asimismo, a tomar a su cargo cuanto personal sea necesario a
juicio de la Dirección Técnica.
•
El Contratista no podrá, sin previo aviso y sin consentimiento de la Propiedad y Dirección
Técnica, ceder ni traspasar sus derechos y obligaciones a otra persona o entidad.
Presenciar las operaciones de medición y liquidaciones, haciendo las observaciones que
estime justas, sin perjuicio del derecho que le asiste para examinar y comprobar dicha
liquidación.
5.1.14 RESPONSABILIDADES DEL CONTRATISTA
Son de exclusiva responsabilidad del Contratista, además de las expresadas las de:
•
Todos los accidentes que, por inexperiencia o descuido, sucedan a los operarios,
debiendo atenerse a lo dispuesto en la legislación vigente sobre accidentes de trabajo y
demás preceptos, relacionados con la construcción, régimen laboral, seguros,
subsidiarios, etc.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
•
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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El cumplimiento de las Ordenanzas y disposiciones Municipales en vigor. Y en general
será responsable de la correcta ejecución de las obras que haya contratado, sin derecho
a indemnización por el mayor precio que pudieran costarle los materiales o por erradas
maniobras que cometiera, siendo de su cuenta y riesgo los perjuicios que pudieran
ocasionarse.
5.1.15 SEGURIDAD Y SALUD
El Contratista estará obligado a redactar un Plan de Seguridad y Salud específico para la
presente obra, conformado y que cumplan las disposiciones vigentes, no eximiéndole el
incumplimiento o los defectos del mismo de las responsabilidades de todo género que se
deriven.
En caso de accidentes ocurridos a los operarios, en el transcurso de ejecución de los
trabajos de la obra, el Contratista se atenderá a lo dispuesto a este respecto en la
legislación vigente, siendo en todo caso, único responsable de su incumplimiento y sin que
por ningún concepto pueda quedar afectada la Propiedad ni la Dirección Técnica, por
responsabilidad en cualquier aspecto.
El Contratista será responsable de todos los accidentes que por inexperiencia o descuido
sobrevinieran, tanto en la propia obra como en propiedades contiguas. Será por tanto de su
cuenta el abono de las indemnizaciones a quien corresponda y, de todos los daños y
perjuicios que puedan causarse en los trabajos de ejecución de la obra, cuando a ello
hubiera lugar.
5.2
Especificaciones de los materiales y elementos constitutivos
Todos los elementos constitutivos de la instalación estarán de acuerdo a lo establecido en el
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta
tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09 (en adelante
Reglamento) conforme con el Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero (publicado en el
B.O.E. nº 68 de 19 de marzo de 2008) y deberán cumplir las condiciones que sobre ellos se
especifiquen en los distintos documentos que componen el Proyecto. Asimismo, sus
calidades serán acordes con las distintas normas que sobre ellos estén publicadas y que
tendrán un carácter de complementariedad a este apartado del Pliego.
5.2.1 CIMENTACIONES
Las dimensiones y forma de las cimentaciones quedan recogidas en el apartado de Planos.
Para la fabricación del hormigón se utilizará el cemento tipo CEM IV/B 42,54 R-LH según
UNE-EN 197-1. En terrenos agresivos por presencia de sulfatos, se sustituirá por IV/B 42,5
R-LH/SR UNE 80303-1 con el fin de obtener finalmente un hormigón tipo HM-20/P/20/I
según EHE.
La fabricación del hormigón siempre se realizará de acuerdo con las recomendaciones de la
“Instrucción de Hormigón Estructural” EHE en vigor, tanto se trate de hormigón procedente
de planta que será el habitual, como del fabricado “in situ”, para la utilización de este último
será preceptiva la autorización de la Dirección Técnica.
5.2.2 APOYOS, CABLES, AISLADORES, HERRAJES Y ACCESORIOS
Las dimensiones y características principales de los elementos constitutivos de la línea
quedan recogidas en el apartado de Planos.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
5.3
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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Reglamentación y normativa
A continuación, se incluye la reglamentación y normativa aplicable y de referencia
5.3.1 REGLAMENTOS E INSTRUCCIONES
•
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de
alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09 (en adelante
Reglamento), conforme con el Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero (publicado en el
B.O.E. nº 68 de 19 de marzo de 2008)
•
Instrucción de Hormigón Estructural EHE
5.3.2 NORMAS UNE
Los materiales cumplirán las normas y especificaciones técnicas que les sean de aplicación
y que se establecen como de obligado cumplimiento en la ITC-LAT 02.
5.3.3 ESPECIFICACIONES DE REE
•
•
•
•
•
•
•
ET001: Suministro de apoyos y estructuras metálicas
•
ET033: Cable compuesto tierra/óptico de corriente de cortocircuito <=25KA para líneas
de 400/220 kV
•
ET037: Protección contra la corrosión mediante el revestimiento por galvanizado en
caliente
•
•
•
•
ET039: Cable dieléctrico de fibras ópticas para líneas de Alta Tensión
•
•
•
•
•
•
•
•
ET047: Instalación de balizas en líneas eléctricas
ET002: Suministro de aisladores de vidrio
ET003: Suministro de conductores y cables de tierra
ET004: Suministro de herrajes y accesorios de conductores
ET005: Suministro de aisladores compuestos de goma de silicona
ET025: Pararrayos de Alta Tensión
ET032: Cable compuesto tierra/óptico de corriente de cortocircuito <=17KA para líneas
de 400/220 kV
ET040: Instalación de salvapájaros en líneas eléctricas
ET042: Trabajos de tala y limpieza de calles en líneas
ET044: Cables dieléctricos de fibra óptica con protección antirroedores para
subestaciones
ET048: Mejora de resistencia de puesta a tierra en apoyos de líneas eléctricas
ET068: Hitos de señalización de cables subterráneos en entornos rurales o periurbanos
ET073: Medida de la resistencia de puesta a tierra, de apoyos de líneas eléctricas
ET099: Inspección de instalaciones de puesta a tierra, de apoyos de líneas eléctricas
ET109: Ejecución de las tomas de tierra de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión
ET110: Armado e izado de apoyos para Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión
ET111: Tendido, tensado, regulado y engrapado de conductores y cables de tierra
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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•
•
•
•
•
•
•
•
ET112: Suministro de amortiguadores
•
•
•
•
•
•
•
•
•
ET148: Cajas de empalme para cables de fibra óptica
•
•
IT388:
ET113: Suministro de Separadores y Separadores – Amortiguadores
ET120: Suministro de salvapájaros helicoidales de doble empotramiento
ET123: Ejecución de cimentaciones para torres metálicas de Líneas Eléctricas
ET129: Suministro de cables aislados 127/220 kV
ET140: Suministro de tubos corrugados de doble pared para líneas subterráneas
ET141: Cinta de polietileno para señalización subterránea de cables enterrados
ET144: Suministro de empalmes rectos para cables unipolares de aislamiento seco
127/220 kV
ET152: Suministro de terminales exteriores para cables aislados de 127/220 kV
ET154: Tendido de Líneas Subterráneas de 220kV en Banco de Tubos
ET157: Trabajos de Obra Civil en líneas subterráneas en banco de tubos
ET160: Ensayos de puesta en servicio de líneas subterráneas
ET183: Suministro de terminales GIS para cables aislados 127-220 kV
ET202: Arquetas de telecomunicaciones para líneas subterráneas
ET203: Suministro de tubo de telecomunicaciones para líneas subterráneas
ET224: Ejecución de los trabajos de topografía y georradar de líneas eléctricas
subterráneas
Transferencia y puesta en servicio de instalaciones
TI.E/02/040: Instalaciones conectadas a la Red de Transporte: Requisitos mínimos de
diseño y equipamiento
5.3.4 OTRAS NORMAS
•
5.4
CEI 60815: Guía para la selección de aisladores según condiciones de polución.
Condiciones de ejecución
5.4.1 OBRA CIVIL TRAMO AÉREO
La Obra Civil incluirá la excavación de los hoyos y zanjas para las cimentaciones,
incluyendo el transporte, medios auxiliares y la retirada de tierra sobrante.
Las pistas o cambios de acceso a los apoyos se realizarán de modo que no se produzcan
alteraciones destacables o permanentes sobre el terreno; a tal fin, se utilizarán
preferentemente los viales ya existentes. Se mantendrán en buen estado las pistas
realizadas y accesos empleados.
La forma y dimensiones de cada excavación se ajustarán a lo indicado en el apartado de
Planos. Los anclajes se colocarán mediante plantillas o tirantes, no debiendo sufrir
desplazamientos durante el vertido de hormigón.
El Contratista tomará las disposiciones convenientes, para dejar el menor tiempo posible
abiertas las excavaciones, con objeto de evitar accidentes.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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Las excavaciones se realizarán con útiles apropiados según el tipo de terreno.
Antes de verter el hormigón deberán limpiarse los hoyos de materiales desprendidos,
además de vaciarse de agua, si la hubiera.
Una vez vertido el hormigón, se deberá proceder a su correcta compactación, mediante el
empleo de vibradores mecánicos adecuados. Durante el hormigonado se procederá a la
colocación de tubos de plástico, que permitan el paso de los cables de la toma de tierra.
Asimismo, se efectuarán los siguientes controles:
•
Control de consistencia: Se medirá por el asiento en el cono de Abrams, según norma
UNE 83313.
•
Control de resistencia: Se realizará conforme la “Instrucción de Hormigón Estructural”
EHE en vigor, para la modalidad de “Control estadístico del hormigón”
5.4.2 ARMADO E IZADO DE APOYOS
El armado e izado incluirá el transporte a obra de todos los elementos de la estructura y la
tornillería, debiendo utilizarse los vehículos y grúas adecuados, incluso para las tareas de
carga y descarga.
El armado se realizará de forma que el tramo o apoyo completo quede perfectamente
nivelado sobre calces de madera a fin de evitar cualquier tipo de deformación.
Todas las barras y cartelas irán colocadas de acuerdo con los planos de montaje,
realizándose el apriete final y graneteado una vez izado el apoyo. Asimismo, se colocarán
placas de aviso de peligro por riesgo eléctrico.
El izado se realizará mediante pluma o grúa. En el izado con pluma se dispondrán los
vientos adecuados a los esfuerzos a que vaya ser sometida. En el izado con grúa, se
utilizará una grúa auxiliar para suspender el apoyo por su base.
Una vez izado el apoyo, se comprobará su verticalidad y la linealidad de las barras,
fundamentalmente de los montantes.
5.4.3 MONTAJE Y TENDIDO DE CABLES
El montaje y tendido también incluirá el transporte de todos los materiales necesarios desde
el almacén a obra, la carga y descarga, y medios auxiliares.
Tanto para el transporte como para la carga y descarga se utilizarán vehículos y grúas
adecuados.
Previo al tendido de cables se colocarán sobre los apoyos las poleas que servirán de base
para el arrastre de los cables mediante el correspondiente piloto, realizándose previamente
el montaje de las cadenas de aisladores en los apoyos de suspensión.
Todos los herrajes y aisladores de las cadenas deberán ser montados de acuerdo con los
planos del Proyecto.
Los cruzamientos con otras instalaciones o infraestructuras se protegerán por medio de
protecciones o porterías debidamente atirantadas con elementos que aseguren su función y
situación. Los cruzamientos con líneas eléctricas, salvo imposibilidad, se efectuarán sin
tensión de la línea cruzada.
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PROYECTO:
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LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
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El despliegue de cables se efectuará con tensión mecánica controlada, utilizando un equipo
de tendido adecuado. Los apoyos de principio y fin del tramo a tender, se atirantarán con
objeto de contrarrestar la tensión unilateral de los cables.
Una vez desplegado el cable, se procederá al tensado, al regulado definitivo, al engrapado
tras la compensación de cadenas y a la colocación de todos los herrajes complementarios.
Una vez finalizado el tendido, se comprobará la verticalidad de las cadenas de suspensión.
La tolerancia máxima admisible en las flechas de los cables será de +/- 10cm o un 2% de la
flecha.
5.4.4 TENSADO Y REGULADO DE CONDUCTORES AÉREOS
Comprende la colocación de los cables en su flecha, sin sobrepasar la tensión de regulado.
Previamente a esta operación se habrá realizado el amarre en uno de los extremos y los
empalmes si los hubiese.
Con anterioridad al inicio del tensado y regulado, se procederá al marcado de flechas sobre
poleas. Esta operación se realizará en los vanos de regulación y comprobación, indicando la
temperatura a que corresponde.
5.4.5 COLOCACIÓN DE SEPARADORES, ANTIVIBRADORES Y CONTRAPESOS
Se entregará al contratista una relación con las distancias para colocación de dichas piezas
en todos los vanos de la línea.
El método de efectuar la colocación de amortiguadores y separadores se ajustará a las
normas correspondientes facilitadas por el fabricante de dichos herrajes.
5.4.6 PROTECCIÓN Y CRUZAMIENTOS
El Contratista solicitará con antelación suficiente (6 semanas) las autorizaciones necesarias
para realizar todos los cruzamientos con vías públicas, líneas eléctricas, telecomunicación,
etc. con objeto de que el tendido no sufra interrupciones.
Todos los cruzamientos a realizar, excepto líneas eléctricas de alta tensión, deberán
protegerse por medio de protecciones o porterías debidamente atirantadas con elementos
que aseguren su función y estabilidad. Dependiendo del cruzamiento a realizar, las
protecciones podrán ser de madera o metálicas.
Los cruzamientos con líneas eléctricas de alta y muy alta tensión, se efectuarán sin tensión
en la línea cruzada y, sólo cuando se trate de líneas de tensión de igual o inferior a 66 kV y
no resulte posible mantenerlas sin tensión durante la operación de cruce, el Contratista
aplicará sistemas de protección eléctrica basados en técnicas de trabajos en tensión (TET)
siempre que sea posible, en caso contrario, podrán colocarse mangueras de cable seco.
En el caso de que los cruzamientos se efectúen sin tensión en la línea cruzada, es
necesario que el contratista solicite los descargos correspondientes con el suficiente tiempo
de antelación para que no retrase la normal ejecución de la obra.
Los descargos se realizarán normalmente en días festivos, por lo que el contratista deberá
organizar su trabajo de forma que los cruces con líneas coincidan con dichos días.
En los caminos con vías públicas se utilizarán, debidamente situadas, las señales de tráfico
reglamentarias. En los cruzamientos con ferrocarriles electrificados, además de los pies
metálicos, se colocará una red de cuerdas en su parte superior para proteger la catenaria.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 115 DE 125
REV: 01
5.4.7 EJECUCIÓN DE LA PUESTA A TIERRA
La ejecución de la puesta a tierra incluirá el suministro de los materiales necesarios,
apertura de hoyos o zanja, hincado de picas, tendido de anillos y conexionado.
La toma de tierra se ejecutará según lo reflejado en el apartado de Planos.
Una vez finalizada, se medirán las resistencias de las puestas a tierra y, en el caso que
corresponda, las tensiones de contacto.
5.4.8 REPOSICIÓN DEL TERRENO
Las tierras sobrantes, así como los restos del hormigonado, deberán ser retiradas a
vertedero, salvo autorización expresa del propietario y siempre que lo permita la vigilancia
ambiental.
Todos los daños serán por cuenta del contratista, salvo aquellos tales como apertura de
calle o accesos, aceptados previamente por el director de obra.
5.4.9 NUMERACIÓN DE APOYOS. AVISOS DE PELIGRO ELÉCTRICO.
Cada apoyo se identificará individualmente mediante un número, código o marca alternativa,
de tal manera que sea legible desde el suelo de acuerdo con el Reglamento.
En todos los apoyos, cualquiera que sea su naturaleza, deberán estar claramente
identificados el fabricante y tipo.
La placa de señalización de “riesgo eléctrico” se colocará en el apoyo a una altura suficiente
para que no se pueda quitar desde el suelo (aprox. 4m).
5.4.10 DESMANTELAMIENTO DE CABLES AÉREOS
El Contratista solicitará con antelación suficiente las autorizaciones necesarias para realizar
el desmontaje de todos los cruzamientos con vías públicas, líneas eléctricas,
telecomunicación, etc.
Todos los cruzamientos deberán protegerse por medio de protecciones o porterías
debidamente atirantadas con elementos que aseguren su función y estabilidad. En el caso
de cruzamientos con otras líneas eléctricas de alta tensión, se efectuarán sin tensión en la
línea cruzada, y sólo cuando no resulte posible mantenerlas sin tensión durante la operación
de cruce, el Contratista aplicará sistemas de protección eléctrica basados en técnicas de
trabajos en tensión (TET) siempre que sea posible; en caso contrario, podrán colocarse
mangueras de cable seco, pero implica la adecuación de la instalación afectada, lo cual
puede requerir sus correspondientes autorizaciones.
En general, el procedimiento a seguir será el siguiente:
1.
Colocación de porterías
Con antelación al desmantelamiento de la línea, se procederá a la colocación de porterías,
que permitirán sustentar posteriormente la red de cuerdas aislantes que proteja al elemento
afectado.
Las porterías serán metálicas y quedarán ancladas sobre bloques de hormigón y
arriostradas mediante tiraderas de cables de acero hacia el exterior de las vías.
Los bloques de hormigón para el anclaje de las porterías, quedarán a ser posible fuera de la
valla de servidumbre del elemento afectado.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 116 DE 125
REV: 01
Las porterías dispondrán de altura suficiente para que la distancia entre la red de cuerdas
aislantes y el elemento afectado sea superior a los requerimientos normativos o
condicionados establecidos.
2.
Colocación de la red aislante
Previamente al inicio de los trabajos, el Contratista contactará con el Organismo propietario
del elemento afectado para que éste confirme el permiso para realizar dichos trabajos.
3.
Posicionamiento de grúa/s o camión pluma
Una vez colocadas las porterías y la red aislante, se colocará una grúa o camión pluma a
cada lado del cruzamiento y próximo a las protecciones. Cada grúa o camión dispondrá de
una polea a través de la cuál pasará la cuerda aislante (piloto), que permitirá arrastrar los
cables a desinstalar.
Con la utilización de estas grúas, se establece un segundo sistema de seguridad, ya que en
todo momento los conductores discurrirán por encima de la red aislante.
4.
Recuperación de conductores
Tras desengrapar los cables y colocarlos sobre poleas, se procederá a su recuperación
sobre bobinas de dimensiones adecuadas mediante el empleo de máquinas de tiro y freno.
Una vez realizada la recuperación del cable, se procederá a la retirada del resto de herrajes
y aisladores.
5.4.11 DESMONTAJE DE APOYOS
Mediante el empleo de grúas, se procederá al desmontaje completo de los apoyos hasta
posicionarlos sobre el terreno, aunque también se podrá proceder a su desmantelamiento
paulatino por tramos.
Se prestará especial precaución en evitar movimientos bruscos durante el proceso de
separación de los distintos tramos de la estructura (desmontaje de uniones atornilladas,
corte de angulares, etc.).
5.4.12 DEMOLICIÓN DE CIMENTACIONES
La cimentación de los apoyos a demoler consta de cuatro macizos independientes de
hormigón en masa, una por cada pata. Salvo que se indique lo contrario, dichas
cimentaciones sólo se romperán hasta un metro de profundidad, rellenándose los hoyos con
el material generado durante el proceso de demolición.
5.4.13 RETIRADA DEL MATERIAL DESMANTELADO
El material que no pueda ser reutilizado deberá ser retirado, transportado y gestionado
conforme se indica en el Estudio de Gestión de Residuos de Construcción y Demolición. En
cualquier caso, deberá efectuarse conforme a la legislación vigente.
5.4.14 OBRA CIVIL LÍNEAS SUBTERRÁNEAS
Comprende las siguientes fases:
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
5.4.14.1
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 117 DE 125
REV: 01
Apertura de zanja
Se realizará una canalización según los planos del Proyecto, salvo en los casos de
cruzamientos con otros servicios que obliguen a que sea necesario realizarla a una mayor
profundidad.
La ejecución de la canalización se realizará en pequeños tramos con objeto de reducir el
periodo durante el que permanecerá abierta.
Las etapas que componen la ejecución de los citados trabajos son las siguientes:
•
Detección de los servicios o infraestructuras existentes a lo largo del trazado (mediante
un estudio de georradar o medio similar, catas manuales.
•
•
Corte de asfalto y/o levantamiento de acera u otro tipo de superficie donde proceda.
•
La zanja mantendrá los radios de curvatura previstos con objeto de permitir el posterior
tendido de los conductores.
•
Supresión y posterior restitución de posibles obstáculos (árboles, postes, etc.) a lo largo
de la traza conforme a los permisos firmados y propietarios.
•
La zanja abierta debe estar señalizada en toda su longitud y de forma permanente de
acuerdo con las normas del municipio e instaladas las protecciones precisas.
•
Entibación, de resultar necesaria, dimensionada para las cargas máximas previsibles en
las condiciones más desfavorables y revisadas periódicamente.
•
•
Retirada de tierras a vertedero.
Excavación hasta la profundidad prevista, de forma que el lecho de zanja quede liso y
libre de aristas vivas, cantos, etc.
Se dispondrán los pasos peatonales, o de otro tipo, que sean necesarios, así como las
planchas de acero u otros elementos que deban colocarse sobre la zanja para el paso
de vehículos.
En determinados tramos, la canalización podría requerir ser realizada mediante perforación
(perforación horizontal dirigida, etc.).
5.4.14.2
Colocación de tubos
En el caso de que los cables vayan a ir instalados bajo tubo, se instalarán estos conforme a
lo indicado en los planos del Proyecto y manteniendo las separaciones previstas mediante la
colocación de separadores.
Los extremos de los trazados de tubos se cerrarán con tapones normalizados una vez que
estén colocados en la zanja y/o hayan sido mandrilados, para evitar el riesgo de que se
introduzca cualquier elemento (agua, barro, etc.). Deberá tenerse especial cuidado durante
el hormigonado (o vertido de tierra) para que no penetre en el interior de los tubos.
La unión de los tubos se realizará con manguitos de unión.
En el interior de los tubos se dejará una cuerda piloto que permita el posterior mandrilado y
tendido de cables.
5.4.14.3
Hormigonado y tapado de zanja
El hormigonado se efectuará por tongadas. Tras su fraguado, se procederá al rellenando de
la zanja mediante tongadas y a la colocación de cintas indicativas de presencia de cables
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 118 DE 125
REV: 01
eléctricos de alta tensión. Durante el relleno se procederá a la compactación de las
diferentes capas.
Finalmente, se procederá a la reposición del firme.
Se procederá al mandrilado de la canalización mediante el paso del mandril correspondiente
a la sección y características de cada tubo.
5.4.14.4 Cámara de empalmes
A lo largo del trazado se instalarán las cámaras de empalme requeridas en el proyecto y
conforme a los planos de Proyecto.
5.4.14.5 Arquetas de fibra óptica
En el caso de instalación de cables de comunicaciones, se colocarán arquetas de fibra
óptica conforme a los requerimientos de tendido.
5.4.15 TENDIDO DE CABLES SUBTERRÁNEOS
El emplazamiento de la bobina para el tendido se realizará de forma que el cable salga por
la parte superior de la misma y se encuentre en alineación con la zanja. La bobina se
sujetará mediante gatos mecánicos de forma que no se desequilibre al realizar el tendido.
Para la aplicación del esfuerzo de tiro sobre el cable se colocará en el extremo del mismo
una mordaza o cabezal. Dicho esfuerzo de tiro no será nunca superior a lo indicado por el
fabricante del cable.
5.4.16 MONTAJE DE ACCESORIOS DE CABLES SUBTERRÁNEOS
El método de efectuar el montaje de los diferentes accesorios (terminales, empalmes, etc.)
se ajustará a las normas correspondientes facilitadas por el fabricante del mismo.
5.5
Recepción de la obra
Durante la obra y una vez finalizada la misma, el director de obra verificará que los otros
trabajos realizados estén de acuerdo con las especificaciones de este pliego de condiciones
además de las condiciones particulares establecidas en el estudio de impacto ambiental,
estudio de seguridad y resoluciones administrativas.
Una vez finalizadas las instalaciones, el contratista deberá solicitar la oportuna recepción
global de la obra.
El director de obra contestará por escrito al contratista comunicando su conformidad a la
instalación, o condicionando su recepción a la modificación de los detalles que estime
susceptibles de mejora.
5.5.1 CALIDAD DE LAS CIMENTACIONES.
El director de obra verificará que las dimensiones de las cimentaciones y las características
mecánicas del terreno se ajustan a las establecidas en el proyecto.
5.5.2 TOLERANCIAS Y CONTROL DE CALIDAD
Los requisitos de control de calidad que deberá de cumplir y aplicar el Contratista quedarán
reflejados en el pliego de Condiciones Particulares de Contratación inicial.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
5.6
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 119 DE 125
REV: 01
Pruebas
Las pruebas de la instalación se realizarán mediante la puesta en tensión, para proceder
posteriormente a su puesta en carga y poder comprobar su correcto funcionamiento a los
valores nominales de la instalación.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 120 DE 125
REV: 01
6.
PRESUPUESTO
6.1
Presupuesto general
6.1.1 TRAMO AÉREO
TIPO
APOYO
D2S3 AA
D2S3 AC
D2S4 AA
D2S4 AB
D2S4 AC
D2A2 AB
D2A3 AB
D2A4 AA
D2B AA
TOTAL
Nº
APOYOS
PESO
APOYO
PESO
TOTAL
1
1
1
2
2
1
3
2
1
14
(kg)
8,690.00
11,473.00
9,635.00
10,926.00
12,716.00
14,316.00
18,201.00
25,119.00
34,648.00
-
(kg)
8,690.00
11,473.00
9,635.00
21,852.00
25,432.00
14,316.00
54,603.00
50,238.00
34,648.00
230,887.00
SUMINISTRO
UNIDADES
CANTIDAD
Hierro
Cable conductor Condor AW (LA-455)
Cable fibra óptica OPGW-25
Cadena de amarre doble dúplex
Cadena de susp simple dúplex
Cadena de amarre simple dúplex inv
Cadena de amarre doble simplex
Cadena de amarre simple símplex invertida
Cadena de susp simple simplex
Cadena de amarre simple simplex, torre terminal
Aisladores de vidrio U 120 BS
Aisladores de vidrio U 160 BS
Cadena de amarre F.O.
Cadena de suspensión F.O.
Accesorios
TOTAL
(t)
(t)
(km)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(PA)
230.89
59.17
9.12
36
21
6
36
3
21
3
1,611
1,515
16
14
1
OBRA CIVIL
UNIDADES
CANTIDAD
Cimentación
Puesta a tierra apoyo No Frecuentado
TOTAL
3
(m )
(ud.)
568.04
14.00
VOLUMEN
CIMENT.
(1 pata)
3
(m )
4.73
4.73
5.75
5.75
5.75
6.52
11.30
19.92
23.54
-
VOLUMEN
TOTAL
3
(m )
18.92
18.92
23.00
46.00
46.00
26.08
135.60
159.36
94.16
568.04
PRECIO
UNITARIO
1,450.00 €
2,700.00 €
4,260.00 €
310.00 €
230.00 €
280.00 €
300.00 €
260.00 €
210.00 €
260.00 €
15.82 €
22.20 €
160.00 €
160.00 €
4,000.00 €
IMPORTE
TOTAL
334,786.15 €
159,767.48 €
38,842.68 €
11,160.00 €
4,830.00 €
1,680.00 €
10,800.00 €
780.00 €
4,410.00 €
780.00 €
25,486.02 €
33,633.00 €
2,560.00 €
2,240.00 €
4,000.00 €
635,755.33 €
PRECIO
UNITARIO
340.00 €
1,120.00 €
IMPORTE
TOTAL
193,133.60 €
13,440.00 €
206,573.60 €
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 121 DE 125
REV: 01
MONTAJE
Armado e izado
Tendido cable conductor DC Símplex - Dúplex
Tendido fibra óptica
TOTAL
UNIDADES
CANTIDAD
(t)
(km)
(km)
230.89
4.54
9.09
PRECIO
UNITARIO
1,000.00 €
35,000.00 €
10,000.00 €
IMPORTE
TOTAL
230,887.00 €
159,012.18 €
90,864.10 €
480,763.28 €
PRECIO
UNITARIO
IMPORTE
TOTAL
6.1.2 TRAMO SUBTERRÁNEO
SUMINISTRO
Cable Aislamiento seco
RHE-RA+2OL 127/220 kV
2
2
1 x 2000 mm Cu+ T375 mm
2
Cable Equipotencial de Cu de 240mm de sección
Fibra óptica
Terminal exterior en pórtico y apoyo trans. A/S
Empalmes seccionados
Autoválvulas
Arquetas sencillas
Arquetas dobles
Sistema de puesta a tierra
Accesorios
TOTAL
OBRA CIVIL
Zanja (SC+SC)
Cámara de empalme
Arquetas sencillas de fibra óptica
Arquetas dobles de fibra óptica
Mandrilado canalización de potencia
Mandrilado canalización de telecomunicaciones
TOTAL
MONTAJE
Tendido cable aislado seco
Tendido cable equipotencial
Tendido fibra óptica
Terminal exterior en pórtico y apoyo trans. A/S
Empalmes seccionados
Autoválvulas en pórtico y apoyo trans. A/S
Ensayos cable de potencia y accesorios
Andamios, gruas e implantación en obra
TOTAL
UNIDADES
CANTIDAD
(m)
11,729
(m)
(m)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(PA)
(PA)
503
3,870
6
21
6
36
20
1
1
13.00 €
9.00 €
11,000.00 €
4,600.00 €
3,000.00 €
400.00 €
600.00 €
22,250.00 €
10,000.00 €
6,537.62 €
34,828.00 €
66,000.00 €
96,600.00 €
18,000.00 €
14,400.00 €
12,000.00 €
22,250.00 €
10,000.00 €
2,626,482.23 €
UNIDADES
CANTIDAD
IMPORTE
TOTAL
(m)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(m)
(m)
3,689
7
36
20
3,689
3,689
PRECIO
UNITARIO
380.00 €
24,000.00 €
400.00 €
1,050.00 €
3.60 €
1.50 €
UNIDADES
CANTIDAD
(m)
(m)
(m)
(ud.)
(ud.)
(ud.)
(PA)
(PA)
11,729
503
3,870
6
21
6
1
1
200.00 € 2,345,866.62 €
PRECIO
UNITARIO
11.00 €
3.00 €
4.00 €
8,000.00 €
7,600.00 €
1,800.00 €
68,800.00 €
35,000.00 €
1,401,857.89 €
168,000.00 €
14,400.00 €
21,000.00 €
13,280.76 €
5,533.65 €
1,624,072.29 €
IMPORTE
TOTAL
129,022.66 €
1,508.68 €
15,479.11 €
48,000.00 €
159,600.00 €
10,800.00 €
68,800.00 €
35,000.00 €
468,210.46 €
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 122 DE 125
REV: 01
6.1.3 PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL
PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN
MATERIAL
SUMINISTRO
OBRA CIVIL
MONTAJE
TOTAL
LONGITUD (km)
TOTAL
(€/km)
TRAMO AÉREO
635,755.33 €
206,573.60 €
480,763.28 €
1,323,092.21 €
TRAMO
SUBTERRÁNEO
2,626,482.23 €
1,624,072.29 €
468,210.46 €
4,718,764.98 €
4.54
291,224.41
3.77
1,250,633.53
IMPORTE
3,262,237.57 €
1,830,645.89 €
948,973.73 €
6,041,857.19 €
8.32
726,507.43
6.1.4 PRESUPUESTO GENERAL
PRESUPUESTO GENERAL
PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL
GESTIÓN DE RESIDUOS
SEGURIDAD Y SALUD
TOTAL
IMPORTE
6,041,857.19 €
25,130.99 €
14,809.77 €
6,081,797.95 €
El presupuesto asciende a la cantidad de SEIS MILLONES OCHENTA Y UN MIL
SETECIENTOS NOVENTA Y SIETE EUROS CON NOVENTA Y CINCO CÉNTIMOS DE
EURO.
Valencia, Abril de 2.019
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
Colegiado del COIIV nº: 5151
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
6.2
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 123 DE 125
REV: 01
Presupuestos parciales
6.2.1 TÉRMINO MUNICIPAL DE CACERES
PRESUPUESTO GENERAL
PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL
GESTIÓN DE RESIDUOS
SEGURIDAD Y SALUD
TOTAL
IMPORTE
6,041,857.19 €
25,130.99 €
14,809.77 €
6,081,797.95 €
6.2.2 PRESUPUESTO DE MINISTERIO DE FOMENTO
Teniendo en cuenta las diferentes afecciones de la presente separata:
AFECCIÓN
CRUZAMIENTOS EN AÉREO
CRUZAMIENTOS EN SUBTERRÁNEO
TOTAL (€)
LONGITUD DE
AFECCIÓN (km)
0.033
0.024
0.057
PRESUPUESTO
DE EJECUCIÓN
UNITARIO
(€/km)
291,224.41
1,250,633.53
-
TOTAL
9,610.41 €
30,015.20 €
39,625.61 €
El presupuesto asciende a la cantidad de TREINTA Y NUEVE MIL SEISCIENTOS
VEINTICINCO EUROS CON SETENTA Y UN CÉNTIMOS DE EURO.
6.2.3 PRESUPUESTO DE CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO
Teniendo en cuenta las diferentes afecciones de la presente separata:
AFECCIÓN
CRUZAMIENTOS EN AÉREO
CRUZAMIENTOS EN SUBTERRÁNEO
TOTAL (€)
LONGITUD DE
AFECCIÓN (km)
0.058
0.012
0.070
PRESUPUESTO
DE EJECUCIÓN
UNITARIO
(€/km)
291,224.41
1,250,633.53
-
TOTAL
16,891.02 €
15,007.60 €
31,898.62 €
El presupuesto asciende a la cantidad de TREINTA Y UN MIL OCHOCIENTOS NOVENTA
Y OCHO EUROS CON SESENTA Y DOS CÉNTIMOS DE EURO.
6.2.4 JUNTA
DE
EXTREMADURA.
CONSEJERÍA
DE
ECONOMÍA
E
INFRAESTRUCTURAS. DIRECCIÓN GENERAL DE INFRAESTRUCTURAS. SERVICIO DE
INFRAESTRUCTURAS VIARIAS.
Teniendo en cuenta las diferentes afecciones de la presente separata:
AFECCIÓN
CRUZAMIENTOS EN SUBTERRÁNEO
TOTAL (€)
LONGITUD DE
AFECCIÓN (km)
0.030
0.030
PRESUPUESTO
DE EJECUCIÓN
UNITARIO
(€/km)
1,250,633.53
-
TOTAL
37,519.01 €
37,519.01 €
El presupuesto asciende a la cantidad de TREINTA Y SIETE MIL QUINIENTOS
DIECINUEVE EUROS CON UN CÉNTIMO DE EURO.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 124 DE 125
REV: 01
6.2.5 JUNTA DE EXTREMADURA. CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE Y RURAL,
POLÍTICAS AGRARIAS Y TERRITORIO. DIRECCIÓN GENERAL DE DESARROLLO
RURAL. SECCIÓN DE VÍAS PECUARIAS.
Teniendo en cuenta las diferentes afecciones de la presente separata:
AFECCIÓN
CRUZAMIENTOS EN AÉREO
TOTAL (€)
LONGITUD DE
AFECCIÓN (km)
0.190
0.190
PRESUPUESTO
DE EJECUCIÓN
UNITARIO
(€/km)
291,224.41
-
TOTAL
55,332.64 €
55,332.64 €
El presupuesto asciende a la cantidad de CINCUENTA Y CINCO MIL TRESCIENTOS
TREINTA Y DOS EUROS CON SESENTA Y CUATRO CÉNTIMOS DE EURO.
PROYECTO DE EJECUCIÓN
PROYECTO:
ID:
7.
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A 220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
C70017-REE-LI-GRA-OP-3100
HOJA 125 DE 125
REV: 01
PLANOS
TÍTULO
SITUACIÓN
EMPLAZAMIENTO
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS - TRAMO SUBTERRÁNEO
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS - TRAMO AÉREO
PARCELARIO CATASTRAL - ACCESOS
USOS DEL SUELO
ESQUEMA DE CONEXIÓN DE PUESTA ATIERRA DE PANTALLAS
ESTUDIO VIABILIDAD DE PUENTES EN CTRA N-521(RONDA NORTE)
CANALIZACIÓN EN TRESBOLILLO
APOYO TIPO D2B ESQUEMA GENERAL DE DIMENSIONES
APOYO TIPO D2A2 ESQUEMA GENERAL DE DIMENSIONES
APOYO TIPO D2A3 ESQUEMA GENERAL DE DIMENSIONES
APOYO TIPO D2A4 ESQUEMA GENERAL DE DIMENSIONES
APOYO TIPO D2S3 ALINEACIÓN
APOYO TIPO D2S3 ESQUEMA GENERAL
APOYO TIPO D2S4 ESQUEMA GENERAL DE DIMENSIONES
APOYO TIPO D2B CIMENTACIÓN
APOYO TIPO D2A2 CIMENTACIÓN
APOYO TIPO D2A3 CIMENTACIÓN
APOYO TIPO D2A4 CIMENTACIÓN
APOYO TIPO D2S3 CIMENTACIÓN
APOYO TIPO D2S4 CIMENTACIÓN
ESQUEMA SISTEMA PAT DE TERMINAL EXTERIOR Y PARARRAYOS
PAT APOYOS CIMENTACIÓN TIPO PATAS SEPARADAS
PAT APOYO NO FRECUENTADO – PATAS SEPARADAS
VALLA AISLADA PARA APOYOS FRECUENTADOS
CADENA DE AMARRE 220 kV DOBLE-DÚPLEX
CADENA DE AMARRE 220 kV SENCILLA-SIMPLEX. VANO FINAL TORRE
TERMINAL
CADENA AMARRE 220 kV DOBLE-SIMPLEX
CADENA DE SUSPENSIÓN 220 kV SENCILLA-DÚPLEX
CADENA DE SUSPENSIÓN 220 kV SENCILLA-SIMPLEX
CADENA DE AMARRE 220 kV SENCILLA-DÚPLEX INVERTIDA
VANO FINAL PÓRTICO
CADENA DE AMARRE 220 kV SENCILLA-SIMPLEX INVERTIDA
VANO FINAL PÓRTICO
CONJUNTO DE AMARRE. CABLE COMPUESTO (TIERRA-ÓPTICO)
CONJUNTO DE SUSPENSIÓN. CABLE COMPUESTO (TIERRA-ÓPTICO)
GRAPA DE AMARRE
GRAPA DE SUSPENSIÓN
AISLAMIENTO DE VIDRIO
AMORTIGUADOR CABLE COMPUESTO TIERRA-OPTICO
SEPARADOR RIGIDO PARA LINEA DUPLEX
SALVAPAJAROS ESPIRAL DOBLE
CÁMARA DE EMPALME DC 220 kV
ZANJA TIPO TELECOMUNICACIONES CON CUATRO BITUBOS PARA
DERIVACIONES A ARQUETAS
ARQUETA SENCILLA DE TELECOMUNICACIONES
ARQUETA DOBLE DE TELECOMUNICACIONES
SEPARADOR PARA 3 TUBOS DE Ø250, 2 TUBOS DE Ø110 Y TESTIGO
SOPORTE PARA TETRATUBO Ø40
MANDRIL PARA TUBO DE Ø250
MANDRIL PARA TUBO DE Ø110
MANDRIL PATA TUBO DE Ø40
Nº PLANO
HOJAS
REV.
1.007.762
1.007.763
1.007.764
1.007.765
1.007.766
1.007.767
1.008.709
1.010.642
1.008.463
080P001
106P001
107P001
108P001
104P006
104P004
105P002
052C500
052C450
052C453
052C456
052C459
052C462
LSTI003
PAT001
PAT002
PAT008
SF2H2226
1
1
1-17
1-4
1-5
1
1
1-6
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
C
6
4
6
1
A
0
D
A
A
B
B
A
F
0
D
C
C
SF2H1126
1
B
SF2H2121
SF2H1203
SF2H1101
1
1
1
C
C
B
SF2H1228
1
A
SF2H1123
1
C
SF4H128
SF4H166
G001
G002
A001
SF4H027
1.004.773
SF4H096
LSC009
1
1
1
1
1
1
1
1
1-5
E
G
E
A
D
F
0
C
E
LST006
1
0
LST002
LST003
1
1
D
C
LSSE001
1
E
LSMA001
LSMA004
LSMA005
1
1
1
D
D
B
1
2
3
4
5
6
7
8
A
A
B
B
C
C
D
D
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
E
F
E
F
1
2
3
4
5
6
7
8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
INDICE DE PLANOS
PLANO
HOJA
1.007.764
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
A
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
B
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
1.007.764
DENOMINACION
INDICE
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 0+000 A PK. 0+220
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 0+220 A PK. 0+440
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 0+440 A PK. 0+660
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 0+660 A PK. 0+880
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 0+880 A PK. 1+100
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 1+100 A PK. 1+320
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 1+320 A PK. 1+540
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 1+540 A PK. 1+760
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 1+760 A PK. 1+980
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 1+980 A PK. 2+200
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 2+200 A PK. 2+420
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 2+420 A PK. 2+640
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 2+640 A PK. 2+860
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 2+860 A PK.3+080
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 3+080 A PK. 3+300
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 3+300 A PK. 3+520
PLANTA PERFIL Y CRUZAMIENTOS (TR. SUBT) PK. 3+520 A PK. 3+773
REVISION
0 1 2 3 4 5 6 7 8
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
A
B
C
C
D
D
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
E
F
E
F
1
2
3
4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
INTERIOR ST. CACERES
390.00
C.E.-01
380.00
B
B
1.25
370.00
10.00
C
C
360.00
ST CACERES
an
ea
mi
en
om
to
un
ica
cio
ne
s
2S
D
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
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AP
AP
Ac
Ac
Ac
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Ib
Ib
Ib
AP
Ac
Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
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Ib
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Ib
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Ib
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en Cruz
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Un
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Ib
Ib
Ib
0+200
0+100
0+000
D
Ib
TIERRA
E
E
E
E
Ib
Ib
Ib
FOSO
Ib
SIMBOLOGIA
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
F
0+1
0
0
0+200
Ib
F
CE1-01
G
H
H
0+000
G
J
J
Futura L.E. 220 kV
ST. Trujillo-ST. Los Arenales
K
K
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
HOJA 01
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
380.00
B
B
1.25
370.00
10.00
C
C
360.00
AV DE LA UNIVERSIDAD - N-521
TIERRA
0+400
ACERA
0+300
TIERRA
C. SIN NOMBRE
D
D
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Tlf
Ib
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AP
AP
AP
Ac
Ac
Ac
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Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
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Tlf
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Ib
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Ib
Ib
Ib
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Ib
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Ib
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Ib
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Tlf
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Ib
SIMBOLOGIA
Ib
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Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
F
Ib
Ib
Ib
F
Cruzamiento 10 Indeterminado
Tlf
Ac
Ib
Ib
Ac
Tlf
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ib
Ib
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ib
Tlf
0+400
Ac
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
G
Ac
Ib
Ib
Ib
Paralelismo 3 Saneamiento
Ac
Ib
Ib
Ib
S
Ac
Ib
Ib
Cruzamiento 9 Saneamiento
G
Ib
Ib
0+
30
0
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
H
Ib
H
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
7 Gas
Ib
Ib
Ib
Ib
6 Agua Potable
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Cruzamiento 4 N-521
Avenida de la Universidad
Ib
Ib
Ib
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Ib
J
Ib
J
Ib
Ib
Ib
Ib
2 Saneamiento
Ib
1 L. Telecomunicaciones
Ib
SO
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Ib
K
Ib
K
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Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
La Ingeniera Industrial
Ib
APOYO 1
HOJA 02
Eugenia Borso di Carminati Torres
Ib
L
L
Ib
Ib
DESDE P.K. 0+290 A P.K. 0+320
DESDE P.K. 0+240 A P.K. 0+277,55
0.625
Max. 3,065
2,40
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.71
0.80
1.71
0.71
0.80
1.20
2.00
1
2
3
4
0.80
0.80
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
B
380.00
B
370.00
C
C
360.00
C. SIN NOMBRE
RONDA NORTE
RONDA NORTE
0+600
0+500
ROTONDA
D
D
Ac
Ac
Ac
Ac
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AP
AP
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Gas
Gas
Gas
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Ac
Ac
Ac
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11 Saneamiento
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SIMBOLOGIA
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F
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Ac
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Paralelismo 4 Agua Potable
Ac
G
Ac
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G
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Ac
0
+
5
0
0
Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
H
Cruzamiento 17 Arroyo
Ac
H
Ac
Ac
Ac
Ac
60
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
0
Ac
Ac
0+
Ac
Ac
Ac
J
J
K
K
?
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
HOJA 03
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
DESDE P.K. 0+490 A P.K. 0+520
L
PK. 0+534 A PK 0+567
PK. 0+596 A PK 0+630
Max. 2,745
0.625
0.825
M
Max. 4,20m
0.650
M
0.10
0.80
0.400
0.80
0.80
0.80
0.80
2.700
1.20
2.00
1
2
3
4
5
6
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8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
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5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
380.00
B
B
370.00
C.E.-02
C
C
360.00
RONDA NORTE
0+800
0+700
D
D
AP
AP
AP
Ac
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Ono
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Gas
Gas
Gas
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SIMBOLOGIA
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F
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Ac
H
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
0+700
J
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
0+800
CE1-02
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
J
K
K
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
HOJA 04
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
B
380.00
B
370.00
ESTRIBO
ESTRIBO
PUENTE-B
ESTRIBO
ESTRIBO
PUENTE-A
C
C
360.00
RONDA NORTE
1+100
1+000
0+900
PUENTE-A
PUENTE-B
D
D
AP
AP
AP
Ac
Ac
Ac
Ib
AP
Ac
Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
Tlf
Tlf
Ib
Ib
Ib
E
E
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SIMBOLOGIA
F
F
G
G
1+100
H
H
1+000
0+900
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
HOJA 05
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
DESDE P.K. 0+900 A P.K. 0+920
Max. 3,375
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
0.80
1.20
2.00
1
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1.30
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11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
B
380.00
B
ESTRIBO
PUENTE-C
ESTRIBO
370.00
PUENTE-B
ESTRIBO
C
C
360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
1+300
1+200
1+100
PUENTE-C
D
D
AP
AP
AP
Ac
Ac
Ac
Ib
AP
Ac
Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
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SIMBOLOGIA
F
F
G
G
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
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Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
H
H
Ib
1+200
Ib
Ib
CE1-03
Ib
Ib
Ib
1+100
1+300
J
J
K
K
HOJA 06
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
2
3
4
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6
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8
9
10
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9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
380.00
B
B
370.00
C
C
CARRETERA EX-390
360.00
AV. HEROES BALER
RONDA NORTE
ISLETA
1+500
1+400
ROTONDA
RONDA NORTE
ROTONDA
D
Ac
Tlf
AP
Ac
Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
Tlf
Tlf
Ib
Ib
Ib
Tlf
Gas AP
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Gas AP
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E
E
E
SIMBOLOGIA
GAaPs
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Tlf
Ac
AP
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Tlf
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AP
Gas
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Gas
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Ib
GasAP
90
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G
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CAR
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E
R
EX3
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Tlf
Ac
GA
asP
Tlf
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GaA
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Ac
Tlf
Ib
A
GPas
Ib
23 Agua Potable
Ib
Ib
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Ib
Ac
Ib
Tlf
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Ib
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Ib
Ib
Ib
Ac
Tlf
Ib
Ac
Ib
Ib
Ib
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Ib
Ib
Ac
Ib
Ib
Ac
Ib
Ib
Ac
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Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ac
Ac
Ib
Tlf
Tlf
Tlf
Ib
Tlf
Ac
Ib
Tlf
Ac
Ib
Tlf
Ac
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
GaAsP
Ib
H
Ib
Ib
GasAP
Ib
Ib
Ib
Ib
Gas AP
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ac
Ib
Gas AP
Ib
Ib
Ib
Ac
AP
0
Ib
21 Agua Potable
20 Alta Tension
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Ac
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Ib
Ib
Ib
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ac
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H
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Ac
Ac
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Gas AP
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Ac
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Ac
GaAsP
G
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Gas
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Gas
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22 Gas
Ib
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Ib
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Ib
Ac
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Tlf
Gas AP
J
Ib
Ib
Ac
Ac
Ac
Tlf
GasAP
Ac
Ac
Ac
Tlf
GaAsP
1+50
0
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GAaPs
Tlf
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Ac
Ac
Ac
AP
Gas
Tlf
Ac
Ac
Ac
Ac
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Tlf
AP
Gas
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Ac
AP
K
Cruzamiento 26 Agua Potable
Tlf
Gas
K
Ac
AP
Tlf
Gas AP
Tlf
GasAP
Tlf
GaAsP
Tlf
GAaP
s
HOJA 07
Tlf
AP
G
as
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
Tlf
AP
Gas
L
La Ingeniera Industrial
AP
Gas
Tlf
L
AP
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
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2.00
1
2
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4
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6
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10
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11
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14
15
16
A
A
390.00
B
380.00
B
370.00
C
C
360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
RONDA NORTE
1+700
1+600
D
D
AP
AP
AP
Ac
Ac
Ac
Ib
AP
Ac
Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
Tlf
Tlf
Ib
Ib
Ib
E
E
E
E
E
E
SIMBOLOGIA
Ac
Ac
Ac
Ac
F
Ac
F
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Cruzamiento 26 Agua Potable
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ac
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G
G
Ac
1+60
0
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1+70
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Ac
Ac
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0
Ac
J
Ac
Ac
Ac
Ac
J
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
K
K
HOJA 08
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
2
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4
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6
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8
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10
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16
1
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11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
B
380.00
B
370.00
C.E.-04
C
C
360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
1+900
1+800
D
D
AP
AP
AP
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Ono
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Gas
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SIMBOLOGIA
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Ac
Ac
H
1+900
1+800
H
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
J
J
K
K
HOJA 09
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
DESDE P.K. 1+945 A P.K. 1+968
Max. 3,305
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
0.80
1.20
2.00
1
2
1.30
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11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
380.00
B
B
370.00
C
C
360.00
C. EMILIO CARDENAL HERNANDEZ
RONDA NORTE
RONDA NORTE
2+200
2+100
2+000
ROTONDA
D
D
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Gas
Gas
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SIMBOLOGIA
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Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
2+1
00
2+000
J
J
K
K
HOJA 10
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
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15
16
A
A
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380.00
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C.E.-05
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360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
RONDA NORTE
RONDA NORTE
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SIMBOLOGIA
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2+400
2+300
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CE1-05
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K
Tlf
AP
AP
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AP
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AP
J
Tlf
HOJA 11
Tlf
La Ingeniera Industrial
Tlf
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
Tlf
Tlf
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
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16
A
A
390.00
380.00
B
B
370.00
C
C
360.00
AV. CORDEL DE MERINAS
RONDA NORTE
RONDA NORTE
2+600
2+500
ROTONDA
D
D
AP
AP
AP
Ac
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Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
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SIMBOLOGIA
F
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ac
H
AP
Ac
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Ac
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Ac
Ac
AP
AP
AP
AP
2+600
J
AP
AP
AP
AP
AP
AP
AP
J
K
K
HOJA 12
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
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11
12
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16
A
A
390.00
380.00
B
B
370.00
C
C
360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
2+800
2+700
D
D
AP
AP
AP
Ac
Ac
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Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
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SIMBOLOGIA
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Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
J
2+700
J
Ac
Ac
Ac
Ac
K
K
HOJA 13
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
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16
A
A
390.00
B
380.00
B
370.00
C.E.-06
C
C
360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
3+000
2+900
D
D
AP
AP
AP
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Ono
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Gas
Gas
Gas
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CE1-06
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Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
H
Ac
3+000
J
J
K
K
HOJA 14
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
DESDE P.K. 2+940 A P.K. 2+960
PK. 3+040 A PK 3+080
Max. 3,345
0.625
0.825
M
Max. 4,20
0.650
M
0.10
0.80
0.400
0.80
0.80
1.20
2.00
1
2
1.30
3
0.80
2.700
4
5
6
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10
11
12
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14
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1
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11
12
13
14
15
16
A
A
390.00
B
380.00
B
370.00
C
C
360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
3+300
3+200
3+100
D
AP
AP
AP
Ac
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D
Ac
Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
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Ib
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SIMBOLOGIA
F
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
3+30
G
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
0
Ac
Ac
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G
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
H
Ac
Ac
Ac
3+100
3+200
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
H Ac
Ac
Ac
J
Ac
J
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
K
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
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Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
K
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
HOJA 15
Ac
La Ingeniera Industrial
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
Ac
Ac
L
DESDE P.K. 3+255 A P.K. 3+276
Max. 2,785
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
0.80
1.20
2.00
1
2
0.80
3
0.80
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
400.00
A
A
390.00
C.E.-07
B
B
380.00
370.00
C
C
360.00
RONDA NORTE
RONDA NORTE
3+500
3+400
3+300
D
RONDA NORTE
D
E
AP
AP
AP
Ac
Ac
Ac
AP
Ac
Ono
Ono
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
Tlf
Tlf
Ib
Ib
Ib
Ib
E
E
E
E
E
SIMBOLOGIA
F
F
G
G
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
H
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
3+500
3+300
Ac
Ac
Ac
Ac
CE1-07
H
3+400
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
HOJA 16
APOYO 1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
400.00
B
B
390.00
380.00
C
C
C. CALATAYUD
RONDA NORTE
ROTONDA
RONDA NORTE
RONDA NORTE
3+740
3+720
3+700
3+600
ISLETA
D
Ac
Ac
D
CAMPO
Ac
Ac
64 Pluviales
Ac
400.00
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
E
Ac
Ac
E
Ac
Ac
Ac
390.00
Ac
Ac
3+600
Ac
Ac
380.00
Ac
F
F
Ac
Ac
Ac
Ac
CAMPO
Ac
Ac
Ac
Tlf
Ac
Ac
Ac
Ac
Tlf
Ac
Tlf
Ac
G
3+773
Ac
3+760
3+740
Ac
G
Ac
Ac
Tlf
Tlf
Ac
Ac
Ac
Tlf
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Ac
Tlf
Ac
Ac
Tlf
Ac
Tlf
Ac
AP
AP
Ac
Ac
Ac
AP
Ac
Tlf
AP
H
Tlf
H
Ono
Gas
Gas
Gas
Tlf
Ac
Tlf
Tlf
Ono
3+700
Ono
Tlf
Ib
Ib
E
E
E
E
Ac
Ib
Tlf
Ac
Ib
Tlf
Ac
Ac
Tlf
Ac
SIMBOLOGIA
J
Ac
Ac
J
K
00
1
.
3
7
7
3+
K
HOJA 17
APOYO 1
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
L
0.625
0.825
M
M
0.10
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
A
A
B
B
C
C
D
D
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
E
F
E
F
1
2
3
4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
K
X
X
K
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
La Ingeniera Industrial
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
CORDEL EL CASAR
Dadd+Del=8,00m
B
Dadd+Del=9,20m
B
Dadd+Del=9,20m
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
X
X
X
X
X
X
X
X
J
X
J
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
K
K
La Ingeniera Industrial
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
ARROYO DE LA FUENTE EMPEDRADA
Dadd+Del=9,20m
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
K
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
K
X
X
X
X
X
X
X
La Ingeniera Industrial
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
ARROYO
ARROYO DEL POZO DEL SANTO TORIBIO
Dadd+Del=9,20m
Dadd+Del=9,20m
L. ELECTRICA A 20kV
AUTOVIA N-630
Dadd+Del=5,50m
Dadd+Del=10,00m
L. ELECTRICA A 20kV
C
C
Dadd+Del=5,50m
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
8
4
0
X
X
X
X
0
4
8
X
X
X
X
X
X
K
X
X
X
X
X
K
X
X
X
X
X
X
X
X
X
La Ingeniera Industrial
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
INDICE DE PLANOS
A
PLANO
HOJA
1.007.766
0
1
2
3
4
5
1.007.766
1.007.766
1.007.766
1.007.766
1.007.766
REVISION
0 1 2 3 4 5 6 7 8
X
X
X
X
X
X
DENOMINACION
A
B
B
C
C
D
D
La Ingeniera Industrial
E
Eugenia Borso di Carminati Torres
F
E
F
1
2
3
4
AVENI
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
1+
50
0
CA
RR
ET
ER
A
EX
-3
90
1+
60
0
A
B
EX
-3
90
1+
30
0
1+400
B
C
CA
RR
ET
ER
A
C
3
1-0
CE
1+
20
0
CAMARA EMP.3
AN
ORT
E
00
1+10
0
RON
D
1+ 0
D
D
Arroyo
0+
9
00
Arroyo de la Ribera
E
E
0
80
0+
0
0
0+7
F
A
ROND
CAMARA EMP.2
CE1-
02
F
E
NORT
G
G
0+600
Arroyo
0
0+50
H
H
0+
400
AV
UN ENI
IV DA
ER
SI DE L
DA A
D
OCUP. TEMPORAL
MAQUINARIA
0+300
ARROYO -CH TAJO
J
J
0+
20
0
FO
SO
AT
AQ
UE
OCUP. TEMPORAL
MAQUINARIA
1-0
1
CE
CAMARA EMP.1
0
10
0+
K
0+
00
0
K
Ap.14
ST.
Ap.13
Ap.12
LOS ARENALES
(Futura)
Ap.11
Ap.10
Ap.9
La Ingeniera Industrial
Ap.8
Ap.7
Ap.6
Ap.5
Ap.4
HOJA 1
Ap.3
FUTURA L.E. 220 kV
ST. TRUJILLO-ST. LOS ARENALES
L
Ap.2
Ap.1
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
(Existente)
REFERENCIAS CATASTRALES:
[##] [###] [A] [PPP] [NNNNN]
PROVINCIA MUNICIPIO SECTOR
M
PARCELA
M
SUELO URBANO:
[#######] [NNNNNNN]
FINCA O PARCELA
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
HOJA DEL PLANO
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
C
C
D
D
Arroyo
0
20
2+
2+000
2+50
0
0
2+10
2+400
2+600
2+800
2+9
00
CAMARA EMP.5
CE1-0
6
CAMARA EMP.6
1+9
00
000
3+
RO
CE1-05
Arroyo de las Aguas
Vivas
RTE
NO
A
ND
RONDA NORTE
2+300
E
2+700
E
0
80
1+
AVENIDA POZO DE LA NIEVE
RO
ND
A
NO
RT
70
0
E
1+
CALLE LOS HALCONES
0
20
3+
1-0
4
CAMARA EMP.4
CE
G
G
80
1+
60
0
0.
AV. CORDEL DE MERINAS
F
0
10
3+
F
3+
3
00
H
J
J
CA
R
RE
TE
RA
EX
-3
90
H
K
K
Ap.14
ST.
LOS ARENALES
(Futura)
Ap.13
Ap.12
Ap.11
Ap.10
Ap.9
La Ingeniera Industrial
Ap.8
HOJA 2
Ap.7
Ap.6
Ap.5
Ap.4
Ap.3
Ap.2
Ap.1
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
(Existente)
REFERENCIAS CATASTRALES:
[##] [###] [A] [PPP] [NNNNN]
PROVINCIA MUNICIPIO SECTOR
M
PARCELA
M
SUELO URBANO:
[#######] [NNNNNNN]
FINCA O PARCELA
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
HOJA DEL PLANO
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Ap.5
A
A
10900A01809014
B
B
Ap.4
TE
OR
Arroyo de las Aguas
Vivas
N
DA
N
RO
C
000
3+
RET
CAR
<<<
C
ERA
CC0
10
3+
38
D
3+
20
0
D
MURO
0.
80
E
E
0
3+
30
OR
T
E
Ap.3
AN
Casar
ND
3+
400
F
RO
F
07
CE
1-
CANAL
ISABEL II
CAMARA EMP.7
3+
500
CARRETERA
CC-38
G
SIN NOMBRE
Camino de tierra
G
3+
60
0
Ap.2
H
H
Ap.1
3+7
00
4
71.8
3+7
ET
RR
CA
J
EL
AD
ER
J
R
SA
CA
K
K
Ap.14
ST.
LOS ARENALES
(Futura)
Ap.13
Ap.12
Ap.11
Ap.10
Ap.9
La Ingeniera Industrial
Ap.8
Ap.7
Ap.6
Ap.5
Ap.4
Ap.3
Ap.2
Ap.1
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
HOJA 3
L
(Existente)
LEYENDA ACCESOS:
CAMINO ASFALTADO.
REFERENCIAS CATASTRALES:
CAMINO TIERRA.
CAMINO A MEJORAR.
[##] [###] [A] [PPP] [NNNNN]
ACCESO NUEVO.
PROVINCIA MUNICIPIO SECTOR
M
PARCELA
SUELO URBANO:
FINCA O PARCELA
1
2
3
4
5
6
7
M
ACCESO CORTADO.
[#######] [NNNNNNN]
C.EXISTENTE DENTRO
DE PARCELA PRIVADA
HOJA DEL PLANO
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
Arroyo de la Fuente
Empedrada
Ap.9
B
B
C
C
El Casar
Ap.8
D
D
E
E
Cordel El Casar
L/20kV
F
Ap.7
F
AP.2017
G
G
AP.2016
Arroyo De Las Yeguas
H
H
Ap.6
J
J
Ap.5
K
K
Ap.14
ST.
LOS ARENALES
(Futura)
Ap.13
Ap.12
Ap.11
Ap.10
HOJA 4
Ap.9
La Ingeniera Industrial
Ap.8
Ap.7
Ap.6
Ap.5
Ap.4
Ap.3
Ap.2
Ap.1
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
(Existente)
LEYENDA ACCESOS:
CAMINO ASFALTADO.
REFERENCIAS CATASTRALES:
CAMINO TIERRA.
CAMINO A MEJORAR.
[##] [###] [A] [PPP] [NNNNN]
ACCESO NUEVO.
PROVINCIA MUNICIPIO SECTOR
M
PARCELA
SUELO URBANO:
FINCA O PARCELA
1
2
3
4
5
6
7
8
9
M
ACCESO CORTADO.
[#######] [NNNNNNN]
C.EXISTENTE DENTRO
DE PARCELA PRIVADA
HOJA DEL PLANO
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
<<<
A
A
L/20 kV
18
10900A01800022
B
B
L/20 kV
Ap.14
Arroyo del Pozo
del Santo Toribio
Ap.13
19
Ap.12
C
C
2
1
ST. LOS ARENALES
(NUEVA)
D
D
E
E
Arroyo
F
F
Ap.11
G
G
H
H
Ap.10
J
J
K
K
Ap.14
Ap.13
ST.
LOS ARENALES
Ap.12
La Ingeniera Industrial
(Futura)
Ap.11
Ap.10
Ap.9
HOJA 5
Ap.8
Ap.9
Ap.7
Ap.6
L
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
Ap.5
Ap.4
Ap.3
Ap.2
Ap.1
(Existente)
LEYENDA ACCESOS:
CAMINO ASFALTADO.
REFERENCIAS CATASTRALES:
CAMINO TIERRA.
CAMINO A MEJORAR.
[##] [###] [A] [PPP] [NNNNN]
ACCESO NUEVO.
PROVINCIA MUNICIPIO SECTOR
M
PARCELA
SUELO URBANO:
FINCA O PARCELA
1
2
3
4
5
6
7
8
9
M
ACCESO CORTADO.
[#######] [NNNNNNN]
C.EXISTENTE DENTRO
DE PARCELA PRIVADA
HOJA DEL PLANO
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
A
A
B
B
C
C
D
D
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
E
F
E
F
1
2
3
4
5
6
7
8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
ST LOS ARENALES
Long. 5460m
0
4
8
8
B
B
4
ST CACERES
0
El tendido de los cables de potencia
C
C
Ap.1 (D2B-AA)
CAMARA DE
EMPALME
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
3m + 156.32m = 159.32m
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
549.82m
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
550.15m
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
550m
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
550m
550.55m
Empalmes
seccionados
315.91m+17.8m=333.71m
550.25m
D
D
Cable
concentrico
Cable
concentrico
Cable
concentrico
Cable
concentrico
Cable
concentrico
Cable
concentrico
Cable
concentrico
A MITAD DEL RECORRIDO
A MITAD DEL RECORRIDO
E
E
Single Point
Cross Bonding
Cross Bonding
Single Point
L/220 kV D.C HASTA
L/220 kV S.C ST TRUJILLO - ST LOS ARENALES
F
F
LONGITUD 5460 m
Long. 41981m
repetido "S2S4"
0
4
8
G
H
8
4
ST TRUJILLO
H
El tendido de los cables de potencia
Ap.1 = 18B
(12S190/B22)
Ap.120
Ap.1 (D2B-AA)
CAMARA DE
EMPALME
S.C.
J
G
0
166m
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
S.C.+S.C.
22m+136,25m+114.02m = 272.27m
CAMARA DE
EMPALME
CAMARA DE
EMPALME
CAMARA DE
EMPALME
CAMARA DE
EMPALME
Empalmes
seccionados
549.82m
Cable
concentrico
CAMARA DE
EMPALME
550.15m
Cable
concentrico
550m
Cable
concentrico
550m
Cable
concentrico
550.55m
Cable
concentrico
Cable
concentrico
Cable
concentrico
A MITAD DEL RECORRIDO
A MITAD DEL RECORRIDO
K
Single Point
J
315.91m+17.8m=333.71m
550.25m
Single Point
Cross Bonding
Cross Bonding
K
Single Point
La Ingeniera Industrial
L
Eugenia Borso di Carminati Torres
CAJA 1P P.A.T.
DIRECTA
CAJA 3P P.A.T. CON
DESCARGADORES
CAJA 1P P.A.T.
CON DESCARGADOR
L
CABLE UNIPOLAR P.A.T.
CAJA 3P P.A.T.
DIRECTA
CONDUCTOR.
M
TERMINAL BLINDADA
GIS.
EMPALME
PREMOLDEADO.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
TERMINAL EXTERIOR.
11
M
RZ1 RA+2OL(AS) 127/220 kV
1x2000 M Cu+T375Al
RHE RA+2OL 127/220 kV 1x2000
M Cu+T375Al
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
N
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
N
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
N
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
A
A
B
B
C
C
D
D
E
E
F
F
G
G
H
H
J
J
K
K
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
L
M
L
M
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
2
3
4
A
A
B
B
ACERA O CALZADA
HM-20/B/14/I
0.625
0.250
TELECOMUNICACIONES
C
C
CABLE DE
DE COBRE AISLADO 0.6/1 kV
(Ver nota 2)
0.825
SEPARADOR
0.10
CORRUGADO
0.80
0.400
0.80
1.20
2.00
D
D
La Ingeniera Industrial
Eugenia Borso di Carminati Torres
E
F
E
F
1
2
3
4
CONTRATISTA OBRA CIVIL
SUMINISTRO
SUMINISTRO
1
X
X
2
X
X
con las tolerancias especificadas por REE.
3
ENVOLVENTE
X
X
X
4
ARMADO (1)
X
X
X
( junta cuello-tapa ).
5
TAPA DE BOCA DE ACCESO
Empresas homologadas
por REE.
X
X
Marcos y tapas de acceso de personal.
6
ESCALERA AISLANTE
X
X
Escalera de fibra de vidrio. Extensible un metro.
4m (cuello de 0.5m) < L < 5m (cuello de 1m).
7
ANILLO DE TIERRA INTERIOR
X
X
De acuerdo con el plano de tierras LSC009. (HOJA 5)
8
REVESTIMIENTO (Pintura exterior)
X
X
Mortero impermeabilizante/reparador en paredes exteriores, y
especialmente indicado para ambientes agresivos Qb.
Empresas homologadas
por REE.
9
10
11
12
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EXTERIOR
EXTERIORES DE AYUDA AL TENDIDO
DEL PAQUETE DE TIERRAS SUPERIOR
Empresas homologadas
por REE.
exteriores de acuerdo con los procedimientos de REE.
X
X
Anillo de tierras exterior de acuerdo con plano LSC014.
X
X
acuerdo con plano LSC014, LSC009 y LSC003.
X
X
NOTA:
4
5
12
10
11
6
3
8
1
Escala 1:40
10
2
Escala 1:30
PREFABRICADA REGISTRABLE
MONOBLOQUE DC 220 kV
SUMINISTRO-PLANO GENERAL (1 de 2)
ud.
PLANTA
D
C
6
1
1
1
1
VER DETALLE 1
8
7
A'
3
8
4
8
8
8
8
8
8
3
4
1
A
1
REBAJE PARA BOMBA
5
REBAJE PARA BOMBA
REBAJE PARA BOMBA
9
9
ELEMENTOS DE IZADO
ELEMENTOS DE IZADO
D'
C'
opcional hasta 1 m. En caso de necesitar mas
de 1m, consultar con REE.
VER DETALLE 4
Salida cable de tierra al exterior mediante
9
1
6
1
VER DETALLE 3
1
8
8
8
8
8
8
8
3
7
4
5
3
4
VER DETALLE 5
2
VER DETALLE 2
REBAJE PARA BOMBA
REBAJE PARA BOMBA
DETALLE 2: POS. 7
DETALLE 1: POS. 1
EXT
250
ESCALA 1:20
ESCALA 1:5
(Apriete por punzonado)
DETALLE 3:
EXT
ESCALA 1:20
POS.3 Y 4
DETALLE 4: POS. 8
DETALLE 5: POS. 2
ESCALA 1:15
110
JUNTA DE ESTANQUEIDAD
EPDM (e = 4mm)
AYUDA AL TENDIDO
(Solidario con la armadura de la
ESCALA 1:5
envolvente)
CIERRE ATORNILLADO
PAR DE APRIETE 40 N/m
AISI-316
(Apriete por punzonado)
AISI 316
AISI-316
DIN-582 o DIN 580
M12
MATERIALES
HA-40 /AC-E2+AC-RB2 / IIIb+Qb (SR)
Acero para armar
Acero
Acabado exterior
B-500 SD
S-275 JR y AISI-316
Pintura impermeabilizante y reparadora (Ambientes agresivos Qb)
NOTAS:
70.000 Kg (*)
1.
del fabricante de la misma.
2.
LISTADO MATERIALES
POS.
CANTIDAD
UNIDAD
1
4
ud.
2
2
ud.
3
2
ud.
2
ud.
1
ud.
1
ud.
4
ud.
5.
14
ud.
ud.
6.
3.
4
5
6
Junta de EPDM ( e = 4mm )
herrajes de Inox. AISI-316
Tapa estanca 1000x1000 D400, galvanizada en caliente, normalizada por REE
7
8
9
ext
Elementos de izado
NOTA:
250
ext
110 )
con el plano LSC014, de tal forma que el anillo equipotencial interior y el anillo exterior
4.
hueco de ayuda al tendido y arquetas exteriores).
Cotas en mm.
PREFABRICADA REGISTRABLE
MONOBLOQUE DC 220 kV
HA-30/B/20/IIIb+Qb (SR)
ACERO B500-S
PLANTA
CAPA DE ARENA DE RIO
NIVELADA CON REGLA
B
BOCA DE
ENTRADA HOMBRE
500
500 mm-1000mm
200
100
DOBLE ANILLO SUPERIOR
A
HNE-15/B/20
(VER NOTA 6)
500
CAPA DE ARENA DE RIO
NIVELADA CON REGLA
150
100
200
A'
100
500
200
ACONDICIONADO Y
COMPACTADO
800
(VER NOTA 1)
(VER NOTA 1)
200
(VER NOTA 2)
VER NOTA 16
HNE-15/B/20
VER NOTA 16
4500-4900
B'
APROX. 2m
C
BOCA EXTERIOR PARA AYUDA AL TENDIDO
500-1000
300
RELLENO DE
(VER NOTA 5)
MASA HM-20/B/14
BARRA DE 6m
ENCOFRAR Y HORMIGONAR
LA LLEGADA DE LOS TUBOS DE
150
LOS TUBOS DEBEN QUEDAR
CENTRADOS EN BOCA DE TENDIDO
(No deben quedar pasantes)
3500
(Sin empalmes entre tubos)
DOBLE ANILLO SUPERIOR
MASA HM-20/B/14
TOPE DE GOMA
O SIMILAR
200
TIPO
ZANJA
150
ARMADO COMO BASE PARA
HORMIGONADO DE LOS TUBOS A LA
800
C'
HNE-15/B/20
NOTAS
1.
100
100
150
100
PROYECTO
VER NOTA 16
(VER NOTA 2)
ACONDICIONADO Y
COMPACTADO
CAPA DE ARENA DE RIO
NIVELADA CON REGLA
ACONDICIONADO Y
COMPACTADO
HNE-15/B/20
4500-4900
11900 APROX.
LOS TUBOS DEBEN QUEDAR
9.
directamente sobre los hastiales de la estructura.
HM-20/B/14. (VER NOTA 15)
10.
2.
del fabricante.
11.
3.
plano de fabricante.
12.
4.
13.
5.
procedimiento aprobado por REE.
estable al agua (UNE 146510, < 2%).
14.
6.
15.
compactada para evitar posteriores asientos del prisma de cables.
16.
7.
17. Cotas en mm.
PREFABRICADA REGISTRABLE
MONOBLOQUE DC 220 kV
8.
pasamuros desde el exterior.
OBRA CIVIL (1 de 2)
NOTAS
PROFUNDIDAD
0%
PENDIENTE CALLE 5-1
acuerdo con las siguientes tolerancias :
19.1
19.1.1
Tolerancia de cotas en suelos
+/- 50 mm
19.1.2
Tolerancia de cotas en roca
+ 0 mm
-200 mm
19.2
19.2.1
19.2.2
Nivel cara superior
19.2.3
Planeidad cara superior
19.2.4
Alabeo
19.2.5
19.3
-20 mm
LOSA ARMADA:
19.3.1
(VER NOTA 2)
+100 mm
-20 mm
+/-20 mm
NIVELADA CON REGLA
HNE-15/B/20
19.3.2
Nivel cara superior
19.3.3
Planeidad cara superior
19.3.4
Alabeo
19.3.5
19.4
+200 mm
-20 mm
+20 mm
-50 mm
+/-16 mm con regla de 2 m
(Pasadas 72 h desde el vertido)
+/-10 mm por metro de distancia
+/-10 mm con regla de 2 m
(Pasadas 72 h desde el vertido)
+/-5 mm por metro de distancia
+10 mm
-5 mm
CAPA DE ARENA:
19.4.1
-5 mm
19.4.2
Nivel cara superior
+/-10 mm
19.4.3
Planeidad
+/-10 mm con regla de 2 m
(Pasadas 72 h desde el vertido)
21.
ELEMENTOS DE IZADO
22.
PREFABRICADA REGISTRABLE
MONOBLOQUE DC 220 kV
OBRA CIVIL (2 de 2)
PLANTA
D
C
LISTADO MATERIALES
11
11
UD.
MATERIAL
1
2
35 m
12 m
6m
7
1(**)
2(**)
2(**)
Cobre
Cobre
Cobre
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
4
1(**)
2(**)
2(**)
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
4-8
1(**)
2(**)
2(**)
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
35
1(**)
2(**)
2(**)
Inox.Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
12
1(**)
2(**)
2(**)
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
6
1
2
2
53
1(**)
1(**)
1(**)
1(**)
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A ISI 316
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
3
4
B
B
POS.
14
4a
4b
4c
1
11
11
Tornillo DIN 933 M 8x35
Tuerca DIN 934 M10
5
7
6a
Tornillo DIN 933 M10x60
6b
Tuerca DIN 934 M10
6c
Grapa simple 50
8
7a
Tornillo DIN 933 M 8x35
7b
Tuerca DIN 934 M8
7c
Grapa simple 120
1
2
3
6
5
A
6
5a
Tornillo DIN 933 M10x40
5b
Tuerca DIN 934 M10
5c
Grapa doble 120-240
A
10
1
11
D'
C'
7
4
11
8a
8b
8c
Tornillo DIN 933 M10x40
Tuerca DIN 934 M10
9a
9b
9c
Tornillo DIN 933 M10x60
Tuerca DIN 934 M10
9
11
10
11
10a
10b
10c
10d
8 10
11
11
2
Taco Fisher S8
Tornillo barraquero DIN 571 M10x40
Arandela plana DIN 125 o DIN 9021 M10
8 10
2
11
6
3
1
7 10
8
inserto pasante de Inox.
(grapa-atornillada)
3
12
11a
4
11
0.30
11
5
11b
11c
M12x40
Arandela plana DIN 125 o DIN 9021 M12
12
13
1(**)
Inox. Calidad A4
1(**)
1(**)
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
2
atornillada)
7 10
2
2
12a
1
11
9 10
0.40
5
1
11
12b
12c
0.40
0.40
6
11
13
4
7 10
11
14
8 10
M12x40
Arandela plana DIN 125 o DIN 9021 M12
al tendido
13a
Arandela plana DIN 125 M10
13b
13c
Taco fisher S8 (en caso de que el tornillo vaya insertado
13d
Anclajes de la escalera a la pared
14b
14c
14d
14e
8 10
2
3
1
12
7 10
4
6
Inox. Calidad A4
1(**)
1(**)
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
2
10
10
10
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
min 4
Inox. AISI 316
aprox. 8
14a
2
1(**)
Taco Fisher S6
Tornillo DIN 571 M8x40
Arandela DIN 125 M8
Arandela DIN 127 M8
***
***
***
***
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
Inox. Calidad A4
3
5
NOTAS
1. Todas las uniones cable-cable, se deben proteger con el producto MASSA o
similar.
2. Los giros de los cables desnudos de cobre deben protegerse durante la
Cu 50 mm
Cu 120 mm
3.
de 25x5 o 50x5 respectivamente, evitando plegar las pletinas.
INSERTO ROSCADO
TENDIDO Cu 50 mm
consulte DETALLE 2
4.
ENVOLVENTE
6 6a 6b 6c
2
5
AYUDA TENDIDO
5a 5b 5c
1
por conjunto
Cu 50 mm
Cu 50 mm
2
3
conjunto
Cu 240 mm
SOPORTE CABLE
1
1
7a 7b 7c
1
10a 10b 10c 10d
Cu 50 mm
INSERTO ROSCADO
7
4 4a 4b 4c
ENVOLVENTE
10
tipo por conjunto
SOPORTE CABLE
SOPORTE CABLE
DETALLE 2
10a 10b 10c 10d
ESCALERA
P.A.T. FERRALLA
BOCA TENDIDO
DETALLE MONTAJE TIERRAS
9
8
2
PASAMUROS TIERRAS
8a 8b 8c
10
3
2
9a 9b 9c
A INSERTO DOBLE
10a 10b 10c 10d
INSERTO DOBLE
PASANTE
11 11a 11b 11c
53
12 12a 12b 12c
CABLE COBRE DESNUDO
2
50 - 240 mm
GRAPA
10
10
Cu 120 mm
11 11a 11b 11c
PREFABRICADA REGISTRABLE
MONOBLOQUE DC 220kV
PLETINA SEPARADOR TIERRA
14
13 13a 13b 13c 13d
10a 10b 10c 10d
ALZADO
RED DE TIERRAS INTERIOR
ESTUDIO DE GESTIÓN DE
RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN
PROYECTO DE EJECUCIÓN
LÍNEA ELÉCTRICA A 220kV, SC,
ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES
Y
1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220kV, SC,
ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
(Provincia de Cáceres, Comunidad
Autónoma de Extremadura)
FR-68-EGR-00-37
REV 00
27/02/2019
Preparado por: Ana Gutiérrez
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ÍNDICE
1.
OBJETO
3
2.
DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN/OBRA
3
3.
IDENTIFICACIÓN Y ESTIMACIÓN DE LA CANTIDAD DE RCD
5
4.
MEDIDAS PARA LA PREVENCIÓN DE RCD
6
5.
OPERACIONES DE VALORIZACIÓN Y ELIMINACIÓN DE RCD
7
6.
RETIRADAS Y TRANSPORTES DE RCD
9
7.
MEDIDAS PARA LA SEPARACIÓN DE RCD
11
8.
LOCALIZACIÓN DEL ÁREA DE ACOPIO PREVISTA PARA RCD
12
9.
PLIEGO DE CONDICIONES
13
10. VALORACIÓN DEL COSTE PREVISTO DE LA GESTIÓN DE RCD
13
ANEXOS

ANEXO 1: LISTADO Y GESTIÓN DE RCD

ANEXO 2: PRESUPUESTO DE LA GESTIÓN DE LOS RCD
2
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
1.
OBJETO
El objeto del presente documento es desarrollar el Estudio de Gestión de Residuos de
Construcción y Demolición (EGR) para el Proyecto de Ejecución Línea Eléctrica a 220 kV, SC,
ST. Cáceres – ST. Los Arenales y 1ª Fase de la Línea Eléctrica a 220 kV, SC, ST. Trujillo - ST.
Los Arenales, que estima la cantidad de este tipo de residuos que se generarán en la obra.
Este EGR establece las medidas para la prevención de los mismos y concreta las actuaciones
a llevar a cabo durante la ejecución de la obra respecto a la manipulación, almacenamiento,
recogida y tratamiento de los residuos de construcción y demolición (RCD).
El presente Estudio de Gestión de Residuos se redacta conforme a lo dispuesto en el artículo 4
del Real Decreto 105/2008, por el que se regula la producción y gestión de los residuos de
construcción y demolición, así como lo indicado en los procedimientos aplicables de Iberdrola
Distribución Eléctrica S.A.U. (en adelante, Iberdrola Distribución).
También se ha tenido en cuenta lo dispuesto en la Ordenanza municipal reguladora de la
convivencia ciudadana y de la protección del entorno urbano y la Ordenanza reguladora de las
operaciones de carga y descarga en las vías urbanas de la ciudad de Cáceres.
2.
DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN/OBRA
La línea eléctrica del estudio se halla en el término municipal de Cáceres, provincia de
Cáceres, Comunidad Autónoma de Extremadura.
Las coordenadas de los apoyos son las siguientes:
El alcance del proyecto comprende dos simples circuitos independientes, uno de ellos
correspondiente a la línea eléctrica 220 kV de simple circuito simplex aéreo-subterránea ST
Cáceres - ST Los Arenales y el otro, correspondiente a la primera fase de la línea eléctrica 220
kV de simple circuito dúplex aéreo-subterránea ST Trujillo - ST Arenales.
3
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
La línea eléctrica 220 kV SC-Sx aéreo-subterránea ST Cáceres - ST Los Arenales tiene una
longitud total de 8.316 m, de los cuales 4.543 m son aéreos y 3.773 m son subterráneos.
Tiene su origen en la subestación ST Cáceres, desde donde parte discurriendo en subterráneo
durante 3.773 m hasta el apoyo de transición aéreo-subterráneo nº 1, a partir del cual
continuará en aéreo durante otros 4.543 m hasta la subestación ST Los Arenales.
La primera fase de la línea eléctrica 220 kV SC-DX aéreo-subterránea ST Trujillo - ST Los
Arenales que se incluye en este proyecto, comprende una longitud de 8.273 m, de los cuales
4.543 m son aéreos y 3.730 m son subterráneos.
Tiene su origen a partir del PK 0+043 del trazado subterráneo de la línea eléctrica 220 kV SC Sx aéreo-subterránea ST Cáceres - ST Los Arenales en la ST Cáceres, desde donde parte
discurriendo en subterráneo y paralela a la otra línea, durante 3.730 m hasta el apoyo de
transición aéreo-subterráneo nº 1 a partir del cual continuará en aéreo durante otros 4.543 m
hasta la subestación ST Los Arenales.
El alcance de los trabajos del tramo aéreo incluye:

El suministro y montaje de los apoyos de doble circuito.

El suministro y tendido de ambos circuitos y cables de comunicaciones.

El cálculo de las afecciones de ambos simples circuitos atendiendo a los puntos
anteriores.
El alcance de los trabajos del tramo subterráneo incluye:

Los trabajos de obra civil correspondientes a ambos simples circuitos considerando a
efectos de representación y de cálculo de afecciones, que se trata de dos simples
circuitos, con una separación mínima de 40 cm.
4
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES

El suministro y montaje del cable subterráneo y sus accesorios correspondiente al
circuito de la línea eléctrica 220 kV SC-Sx aérea-subterránea ST Cáceres - ST Los
Arenales.

No se incluye el suministro y montaje del cable subterráneo y sus accesorios para el
circuito de reserva correspondiente a la futura línea eléctrica entre la ST Trujillo y ST
Los Arenales. El alcance de estos trabajos será objeto de otro proyecto en cuestión.
El titular de la instalación objeto de este proyecto es RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A.U., y
el plazo de ejecución es de 10 meses.
3.
IDENTIFICACIÓN Y ESTIMACIÓN DE LA CANTIDAD DE RCD
Para establecer el cómputo de los tipos y cantidades de RCD se han valorado, además de los
datos técnicos establecidos en el presente Proyecto Oficial de Ejecución y su presupuesto, los
materiales y actividades susceptibles de producir RCD, así como los datos históricos obtenidos
de trabajos de alcance y duración semejantes.
Se debe otorgar a este estudio un carácter estimativo; las cantidades de RCD y el coste de su
gestión deberán ser ajustados en los correspondientes Planes de Gestión de Residuos de la
obra y, sobre todo, en las liquidaciones finales de estos RCD.
La identificación y estimación de la cantidad de RCD que se prevé generar se resume en la
tabla del Anexo 1. Los RCD han sido identificados y codificados de acuerdo a la Lista Europea
de Residuos (LER) de la Orden MAM/304/2002, de 8 de febrero, por la que se publican las
operaciones de valorización y eliminación de residuos y la lista europea de residuos.
Si durante la ejecución de la obra hubiese alguna duda en la identificación y/o clasificación de
un RCD se consultará con el promotor. En todo caso los contratistas, como poseedores de los
RCD, realizarán las gestiones de todos los RCD generados en la obra.
Básicamente en la ejecución de esta obra se generarán tres tipos de RCD:

MATERIALES SOBRANTES SUSCEPTIBLES DE SER PELIGROSOS
Las actividades normales de obra a ejecutar para este proyecto no generarán residuos
peligrosos como tal, sino materiales que una vez diagnosticados pueden ser clasificados
como residuos peligrosos. Este tipo de materiales serán transportados al CAT (Centro de
almacenamiento, diagnóstico y transferencia) de acuerdo a la normativa vigente.
Los CAT son centros de almacenamiento y diagnóstico de Iberdrola Distribución y en ellos
se analizan exhaustivamente los equipos y materiales enviados, con el objetivo de
reutilizarlos en otras obras. En caso de que la reutilización no fuera posible, se
diagnosticaría la generación de un residuo peligroso, gestionándose como tal a partir de
este momento.
En el Anexo 1 se indican los tipos y cantidades de materiales sobrantes susceptibles de
ser peligrosos que se prevé serán generados en este proyecto.
5
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES

RESIDUOS NO PELIGROSOS (RNP)
La ejecución de las actividades descritas anteriormente dará lugar a residuos no
peligrosos, entre los que destacan los residuos inertes, cuyos tipos y cantidades se indican
en el Anexo 1.

RESIDUOS ASIMILABLES A URBANOS (RAU)
Por último, indicar que para estos trabajos también se generarán residuos asimilables a
urbanos (restos orgánicos, pequeños envases, etc.). Al igual que en los casos anteriores
los tipos y cantidades de este tipo de residuos se indican en el Anexo 1.
4.
MEDIDAS PARA LA PREVENCIÓN DE RCD
Se llevarán a cabo las siguientes medidas para la prevención de RCD en obra, de tal forma que
se minimice todo lo posible su generación:

Se realizarán controles y supervisiones periódicas de las pautas establecidas en el
presente documento, informando del cumplimiento a través de informes y otros medios de
comunicación, velando por su completa implantación.

Cualquier problema que surja durante la ejecución en la implantación de las medidas y
procesos marcados por el presente documento será comunicado al promotor de la obra.

Se planificará, atendiendo a criterios técnicos y ambientales, la distribución de las
infraestructuras necesarias para la ejecución de la obra, de forma que desde antes del
comienzo de cada actividad queden bien establecidas las ubicaciones de, maquinaria,
materiales sobrantes y residuos, en su caso casteas, baños, etc.

En los casos en los que sea necesaria la instalación de baños portátiles, su ubicación y
gestión estará bien delimitada y establecida desde el inicio.

El parque de maquinaria estará bien establecido y delimitado. Se realizarán revisiones
periódicas de las máquinas que lo componen, para prevenir derrames y para confirmar que
estén en buen estado.

Para evitar derrames no se realizará ningún tipo de reparación, mantenimiento o recarga
de maquinaria en la obra. Aquellas actuaciones de mantenimiento de maquinaria
imprescindibles para el uso de ésta, y para las que no sea factible el desplazamiento a un
taller, se podrán realizar in situ siempre que se utilicen medios de contención y prevención
de derrames correctos y suficientes para evitar cualquier accidente (impermeabilización de
suelos, bandejas antiderrames, absorbentes, etc.).

Todas las máquinas tendrán al día sus ITV y marcados CE y se promoverá la elección de
maquinaria y material con etiquetas ecológicas y sistemas de certificación forestal
acreditables.

Se mantendrá la obra limpia y ordenada, así como las calles, montes, aceras, pasajes,
superficies ajardinadas y demás zonas comunes de dominio particular y público.
6
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES

Los acopios de materiales y residuos estarán localizados en los lugares establecidos y se
delimitarán siempre mediante cintas de balizamiento. Los materiales a utilizar se
preservarán del deterioro, acopiándolos, en la medida de lo posible, en zonas protegidas
de robos, lluvia, insolación y otros factores degradantes.

Se llevará un estricto control de los acopios de materiales a utilizar, evitando la pérdida,
abandono y deterioro de materias primas potencialmente aprovechables. Se vigilará el
correcto empleo y uso de los materiales y sus cantidades para sus funciones, evitando
derroches.

Se elegirán, siempre que sea posible, materiales sin envolturas y envases innecesarios,
prevaleciendo los materiales a granel, y se fomentará la utilización de envases y embalajes
fabricados con materias primas renovables, reciclables y biodegradables, como el papel, el
cartón ondulado, el cartón compacto o la madera.

Se promoverá el uso responsable del papel, minimizando en lo posible la utilización del
mismo.

Se dispondrá de los suficientes medios de contención y prevención de derrames, así como
de lo necesario para su retirada en caso de que suceda un incidente.

En todo momento se identificarán los responsables de implantación de los procesos de
gestión de RCD, encargados de implantar cada una de las medidas propuestas así como
de informar de éstas y de cualquier problema que surja en su implantación.

Se informará a todos los trabajadores de las buenas prácticas, medidas y medios
establecidos para la gestión de los RCD, realizándose, si es necesario, campañas de
sensibilización e información.

Se velará para que todo trabajador sepa identificar los RCD que se van a generar en su
actividad, conozca la situación de los distintos acopios y separe cada uno conociendo sus
obligaciones al respecto de la gestión de los RCD.

Se establecerán y coordinarán las retiradas de RCD, evitando en todo momento el rebose
de contenedores o retrasos en la ejecución de obra.

Todos los materiales susceptibles de considerarse residuo serán reutilizados en la propia
obra siempre que sea posible o, en su defecto, en otras obras o actividades, evitando en lo
posible la generación de residuos.
5.
OPERACIONES DE VALORIZACIÓN Y ELIMINACIÓN DE RCD
A continuación se indican las opciones de valorización (reutilización y reciclaje), teniendo en
cuenta la premisa de priorizar ésta, y eliminación que se realizarán sobre los RCD generados
en la obra (las cuales se concretan por cada residuo en la tabla del Anexo 1):

VALORIZACIÓN DE RCD
Todo material, equipo o máquina, antes de ser considerado residuo y siempre que sea
posible, debe reutilizarse. Es fundamental para conseguir reutilizar al máximo ejercer una
correcta planificación y ejecución de los acopios de RCD.
7
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
El orden de prioridad establecido para las reutilizaciones es el siguiente:
1. Reutilización en la propia obra.
2. Reutilización en otras obras o instalaciones de la compañía.
3. Reutilización en otras obras de terceros.
Cuando el material, equipo o máquina no pueda reutilizarse, pasará a considerarse residuo
y se gestionará a través de una empresa autorizada específica para el residuo, quién lo
someterá, siempre que sea posible, a tratamientos de reciclaje apropiados.
Por tanto, todos los residuos de obra serán reciclados siempre que sea posible, en función
de su naturaleza, no destinándose ningún residuo a eliminación directa.
Las operaciones de reciclaje a las que se sometan los residuos que se produzcan serán
las especificadas por los correspondientes gestores en sus autorizaciones y en los
documentos de control y seguimiento correspondientes a cada residuo.
Los acopios de estos materiales, sus transportes y gestión se acogerán a lo dispuesto en
los correspondientes apartados de acopio, segregación, contenedores y transportes del
presente documento y a la normativa específica vigente. Se dispondrá de toda la
documentación resultante de la gestión de cada residuo que justifique su trazabilidad y
asegure el sometimiento a estos procesos de valorización.
En lo que respecta a estos procesos por residuos, cabe destacar lo siguiente:

Para residuos no peligrosos el proceso de valorización más común es, atendiendo a lo
regulado en el Anexo II de la Ley 22/2011, de residuos y suelos contaminados, el R13
acumulación de residuos para someterlos a cualquiera de las operaciones
enumeradas entre R1 y R12.

Para los residuos peligrosos (en caso de que sean así diagnosticados en el CAT) los
procesos de valorización más comunes, atendiendo a lo regulado en el Anexo II de la
Ley 22/2011, de residuos y suelos contaminados, son:
· R1 (Utilización principal como combustible o como medio de generar
energía).
· R3 (Reciclado o recuperación de sustancias orgánicas que no se utilizan
como disolventes).
· R13 (Acumulación de residuos para someterlos a cualquiera de las
operaciones enumeradas entre R1 y R12).
· R5 (Reciclado o recuperación de otras materias orgánicas).

Las operaciones de valorización de los residuos asimilables a urbanos que se
produzcan serán realizadas a través de los servicios municipales disponibles.
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ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES

ELIMINACIÓN DE RCD
Tal y como se ha indicado, durante la obra se velará para que ningún residuo se elimine
directamente si es viable su valorización previa, y la eliminación siempre será la última
opción a considerar. La eliminación se realizará en vertedero autorizado específicamente
diseñado para el tipo de residuo a entregar.
Las operaciones de eliminación efectuadas por cada gestor de residuos y tipo de residuo
vendrán determinadas durante la ejecución de la obra, en las autorizaciones y certificados
de entrega.
Las operaciones de eliminación que suelen realizarse, atendiendo a lo regulado en el
Anexo I de la Ley 22/2011, de residuos y suelos contaminados, son las siguientes:
· D15 (Almacenamiento previo a cualquiera de las operaciones enumeradas
entre D1 y D14).
· D5 (Depósito controlado en lugares especialmente diseñados).
· D9 (Tratamientos físico-químicos no especificados por otros procedimientos).
Se revisará y archivará (por un plazo mínimo de 5 años) la documentación justificativa de
la trazabilidad de todos los residuos que se destinen a eliminación. Se atenderá a lo
dispuesto por la normativa vigente en la materia.
6.
RETIRADAS Y TRANSPORTES DE RCD
Las retiradas y transportes de RCD se realizarán conforme a la normativa vigente, a través de
transportistas autorizados para los diferentes tipos de materiales y residuos que se desplazan.
Todas las retiradas de RCD serán registradas documentalmente y de inmediato en la obra. El
registro de retiradas estará siempre actualizado y disponible en la obra. Se dispondrá de la
documentación que lo justifique según la normativa, procedimientos y manuales aplicables. No
quedará ningún RCD sin retirar tras la finalización de los trabajos.
Las retiradas y transportes de cada tipo de RCD se realizarán del siguiente modo:

Retiradas de materiales susceptibles de ser peligrosos: el transporte será realizado lo
antes posible conforme en todo momento a la normativa vigente que regula las cargas,
descargas y transportes por carretera. En caso de que el material sobrante sea también
mercancía peligrosa deberá cumplir los requisitos derivados del ADR, no sólo durante su
envío al CAT, sino durante tránsitos intermedios que pudieran producirse (con excepción
de las exenciones previstas en el propio ADR). Hasta su retirada estos materiales serán
acopiados según lo dispuesto en el presente documento.
En el momento en el que se genere un material sobrante susceptible de ser peligroso, se
procederá a su acopio (según lo dispuesto en el presente documento) y se retirará antes
de 6 meses. El responsable de la retirada, entre otras acciones, comprobará que la
matrícula del vehículo esté recogida en la autorización correspondiente.
9
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES

Retiradas de residuos no peligrosos: Se realizarán mediante gestores y transportistas
autorizados conforme a la normativa vigente que regula las cargas, descargas y
transportes de residuos no peligrosos e inertes, según los casos. Estas retiradas se harán
lo antes posible según las necesidades de obra sin incumplir los plazos legales
establecidos. Hasta su retirada, los residuos serán acopiados según lo dispuesto en el
presente documento.

Retiradas de residuos asimilables a urbanos: Se realizarán a través de los medios
municipales disponibles.
En todo caso se ejecutarán las siguientes medidas en obra para las retiradas y transportes de
RCD:

Se vigilará que ningún RCD quede sin retirar tras la finalización de los trabajos ni esté
almacenado más tiempo del regulado por la normativa vigente.

Se velará por la implantación de las medidas relativas a la retirada y transporte de
materiales y residuos de la obra.

Todas las cargas y descargas de residuos y materiales susceptibles de serlo se realizarán
en presencia de un responsable.

Se comprobará que el vehículo sea apto para el transporte y cumpla las condiciones
mínimas legales establecidas.

Se comprobará que ningún material o residuo quede desperdigado o disperso por la obra y
zonas colindantes, quedando la zona de carga y descarga en perfecto orden y limpieza.

Todos los transportes de residuos y materiales susceptibles de serlo se realizarán
directamente desde la obra a los lugares asignados, no pudiendo almacenarse en otro
lugar no autorizado.

Se realizarán los avisos de retirada en los plazos y formas exigidas en la normativa y
procedimientos de Iberdrola Distribución.

Los transportistas deberán tomar las precauciones necesarias para evitar pérdida de
residuos, materiales y, en caso de ser necesario, levantamientos de polvo.

Las cargas y transportes se harán dentro de las zonas y horarios legales establecidos.

Se dispondrá de toda la documentación previa aplicable: autorizaciones del transportista,
autorizaciones del gestor, documentos de aceptación, cartas de porte, listas de
comprobación, etc.

Los contenedores de residuos asimilables a urbanos que contengan residuos en su interior
se vaciarán en los contenedores municipales más cercanos de manera regular o se
dispondrán en la vía pública siguiendo los horarios y pautas legales vigentes.
10
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
7.
MEDIDAS PARA LA SEPARACIÓN DE RCD
Los RCD serán segregados en obra de acuerdo a su naturaleza, requisitos legales que los
regulan y las operaciones de reciclado y valorización establecidas para ellos. En el Anexo 1 de
este documento se indica la segregación de los RCD que se prevé generar.
Conforme a lo regulado en el Art. 5 del Real Decreto 105/2008, los RCD, deberán separarse en
las siguientes fracciones cuando, de forma individualizada para cada una de dichas fracciones,
la cantidad prevista de generación para el total de la obra supere las siguientes cantidades:
TABLA DE CANTIDADES UMBRAL
RESIDUO
Cantidad umbral (t)
Hormigón
80
Ladrillos, tejas, cerámicos
40
Metal
2
Madera
1
Vidrio
1
Plásticos
0,5
Papel y cartón
0,5
Las áreas y contenedores de los distintos tipos de RCD se agruparán en función de su
naturaleza en zonas concretas. En la obra esta zona de almacenamiento / acopio será la
indicada en el apartado 8 del presente documento.
Para la separación de RCD en obra se tendrán en cuenta las siguientes medidas:

Las zonas de acopio/almacenamiento de residuos se señalizarán e identificarán mediante
carteles visibles y legibles en los que se identifiquen los residuos o materiales que contiene
y la contrata a la que pertenecen.

Para los residuos y materiales a segregar que sea necesario se dispondrá de
contenedores para poder acopiarlos separadamente. Se asegurará que nunca lleguen a
rebasarse las capacidades de estos contenedores.

Los contenedores estarán siempre identificados, localizados y ubicados en los lugares
indicados en la documentación de cada proyecto, cumpliendo las características reguladas
por la normativa legal vigente. Así mismo los contenedores deberán adaptarse siempre a la
tipología del material o residuo que contienen. Las empresas que realicen los trabajos
estarán informadas de los requisitos mínimos necesarios que debe cumplir cada
contenedor y de su ubicación en los distintos puntos de acopio.

La disposición, mantenimiento y retirada de los contenedores de obra es responsabilidad
de las contratas.

No se ubicará ningún contenedor fuera de la obra (ejemplo vía pública) sin la preceptiva
autorización administrativa.
11
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES

Los contenedores de residuos susceptibles de generar suspensión de polvo o materiales
pulverulentos se cubrirán con lonas, especialmente al final de la jornada laboral y siempre
que estén llenos.

Los contenedores se dispondrán con una separación unos de otros que evite mezclas
(recomendado 0,5m) y con una accesibilidad tal que el uso por los trabajadores cumpla las
medidas de seguridad, permita el tránsito del personal y su fácil manejo (recomendado
1m). Siempre quedará un lateral del contenedor libre para la recogida y utilización.
Permanecerán siempre en correcto estado de orden y limpieza, realizándose batidas
diarias que eviten la dispersión de los residuos y materiales que contienen por la obra e
inmediaciones.

Durante los traslados de RCD en el interior de la zona de obras se respetarán las normas
establecidas de velocidad, para evitar pérdidas de carga y levantamiento de polvo.
8.
LOCALIZACIÓN DEL ÁREA DE ACOPIO PREVISTA PARA RCD
Para llevar a cabo una correcta segregación, almacenamiento y recogida de RCD, se
proyectará la instalación de unas áreas o puntos limpios, cuya localización se puede ver en la
siguiente figura.
ÁREA DE
ACOPIO
12
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
Podrán situarse contenedores intermedios a pie de tajos y durante la ejecución de éstos, que
deberán ser trasladados hasta los puntos de acopio diseñados y establecidos en el plano al
final de cada jornada
En caso de modificación del lugar diseñado para los puntos limpios, se enviará al promotor la
nueva modificación, que deberá estar acordada con los responsables ambientales de la obra.
9.
PLIEGO DE CONDICIONES
El presente documento se incluirá en los Pliegos de Condiciones en lo referente a la gestión de
los residuos de obra para la contratación de los trabajos y deberá ser cumplido. Cualquier
modificación del mismo deberá ser indicada en el Plan de Gestión de Residuos (PGR) que
cada contratista deberá realizar de forma previa al inicio de la obra.
10. VALORACIÓN DEL COSTE PREVISTO DE LA GESTIÓN DE RCD
El Anexo 2 recoge el coste estimado para la gestión global de RCD planificada en este
documento. Este presupuesto se concretará en los correspondientes Planes de Gestión de
Residuos.
Los precios se han obtenido del análisis de obras de características y alcance similar, si bien
no dejan de ser precios estimativos que deberán concretarse en las liquidaciones finales de la
obra.
13
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ANEXO 1
LISTADO Y GESTIÓN DE RCD
EGR. L.E. 220 kV (SC-SX) ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y 1ª FASE DE L.E. 220 kV (SC-DX) ST.TRUJILLO-ST.LOS ARENALES
Anexo 1 - Identificación, estimación y gestión de los residuos a generar
TOTAL ENGINEERING, S.L.
Rev. 00
27/02/2019
IDENTIFICACIÓN Y ESTIMACIÓN DE LOS RESIDUOS A GENERAR
NATURALEZA
NOMBRE
SEGREGACIÓN
m3
t
OBLIGACIÓN
DESCRIPCIÓN
Material impregnado de contaminante (trapos, papel y material absorbente impregnados de aceite u otro contaminante)
0,05
0,01
SI
Se segregarán del resto para
dar cumplimiento a la
normativa.
Restos de pinturas, barnices, etc. (envases, aerosoles, etc.)
0,001
0,005
SI
Se segregarán del resto para
dar cumplimiento a la
normativa.
m3
t
OBLIGACIÓN
DESCRIPCIÓN
Materiales sobrantes susceptibles de ser
peligrosos
NATURALEZA
Residuos no peligrosos
(no inertes)
CÓDIGO
NOMBRE
150101
Envases de papel y cartón sin sustancias peligrosas
0,019
0,018
SI
150102
Envases de plástico sin sustancias peligrosas
0,092
0,086
SI
150103
Envases de madera (incluidas BOBINAS) sin sustancias peligrosas
2,402
1,201
SI
170402
Cables de aluminio-acero y cables de aluminio aislado (Al-Ac, Al PVC)
0,110
0,296
SI
170401
Cables de cobre aislado (Cu PVC)
0,072
0,608
SI
170402
Cables de fibra óptica
0,021
0,052
SI
200201
Restos vegetales
1080,750
480,800
SI
170504
Excedente de tierras y piedras no contaminadas
9513,081
15220,930
SI
170101
Hormigón (no solo bancada o cimentación)
132,081
330,203
SI
0,017
0,015
SI
Residuos no peligrosos
(inertes)
Envases ligeros
R.A.U.
Fracción resto
0,06
0,03
SI
ACOPIO
CONTENEDORES / ÁREAS
RECOMENDADAS
TRANSPORTES
TRATAMIENTO
Nº CONTENEDOR
ESTIMADO
Nº TRANSPORTES
ESTIMADO
TIPO DE TRATAMIENTO
Sacas big-bag
impermeabilizadas
1
1
Diagnóstico para determinar
su naturaleza y tratamiento
Sacas big-bag
impermeabilizadas
1
1
Diagnóstico para determinar
su naturaleza y tratamiento
Nº CONTENEDOR
ESTIMADO
Nº TRANSPORTES
ESTIMADO
TIPO DE TRATAMIENTO
1
1
Valorización
1
1
Valorización
NA
1
Valorización
1
1
Valorización
1
1
Valorización
1
1
Valorización
NA
16
Valorización
NA
507
Valorización
1
3
Valorización
1
1
Valorización
1
1
Valorización
CONTENEDORES / ÁREAS
RECOMENDADAS
Procedente del suministro de
materiales. Se segregarán del
Sacas big-bag
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
Procedente del suministro de
materiales. Se segregarán del
Sacas big-bag
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
Procedente del suministro de
materiales. Se segregarán del
Área balizada y señalizada
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
Procedente del suministro de
materiales. Se segregarán del
Sacas big-bag
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
Procedente del suministro de
materiales. Se segregarán del
Sacas big-bag
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
Procedente del suministro de
materiales. Se segregarán del
Sacas big-bag
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
Procedente del desbroce/poda y
talas.Se segregarán del resto
Área balizada y señalizada
para dar cumplimiento a la
normativa.
Procedente de las actividades
de obra civil asociadas. Se
Carga directa en camión con
segregarán del resto para dar
volquete
cumplimiento a la normativa.
Procedente de las actividades Contenedor metálico tapado
de obra civil asociadas. Se
de 40 m3
segregarán del resto para dar
cumplimiento a la normativa.
Generados por la presencia de Contenedor urbano de plástico
trabajadores. Se segregaran del con ruedas
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
Generados por la presencia de Contenedor urbano de plástico
trabajadores. Se segregaran del con ruedas
resto para dar cumplimiento a
la normativa.
ESTUDIO DE GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y
DEMOLICIÓN. L.E. 220 kV, SC, ST. CÁCERES – ST. LOS
ARENALES Y 1ª FASE DE LA LÍNEA ELÉCTRICA A
220KV, SC, ST. TRUJILLO- ST. LOS ARENALES
ANEXO 2
PRESUPUESTO DE LA GESTIÓN DE LOS RCD
TOTAL ENGINEERING, S.L.
Ejecución de acopio/s
Alquiler/compra contenedores
Transportes de obra a gestión
Gestión/tratamiento
Gestión documental
EGR. L.E. 220 kV (SC-SX) ST. CÁCERES – ST. LOS ARENALES Y 1ª FASE DE L.E. 220 kV (SC-DX) ST.TRUJILLO-ST.LOS ARENALES
Anexo 2 - Presupuesto de la gestión de los RCD
MSRP
60,00 €
40,00 €
98,84 €
12,50 €
24,00 €
RNP (In)
RNP
15,00 € 40,00 €
170,00 € 75,00 €
2.040,00 € 80,00 €
20.162,22 € 268,82 €
360,00 € 96,00 €
RAU
5,00 €
10,00 €
0,00 €
0,00 €
0,00 €
TOTAL
120,00 €
295,00 €
2.218,84 €
20.443,54 €
480,00 €
23.557,38 €
MSRP
RNP (In)
RNP
Materiales sobrantes susceptibles de ser peligrosos
Residuos no peligrosos (Inertes)
Residuos no peligrosos (No Inertes)
RAU
Residuos asimilables a urbanos
Rev. 00
27/02/2019
LABORATORIO CENTRAL OFICIAL DE ELECTROTECNIA
FUNDACIÓN PARA EL FOMENTO DE LA INNOVACIÓN INDUSTRIAL
Centro Tecnológico UPM – Tecnogetafe
C/ Eric Kandel, 1 – 28906 Getafe (Madrid)
Teléfono: +34 91 491 81 68
www.f2i2.net
INFORME SOBRE
ESTUDIO DE SOBRETENSIONES
TEMPORALES
DEBIDAS A CORTOCIRCUITOS,
EN
LAS PANTALLAS DE LOS CABLES,
DE LAS LÍNEAS DE
SIMPLE CIRCUITO DE 220 kV,
DE REE:


ST LOS ARENALES – ST CÁCERES
ST LOS ARENALES – ST TRUJILLO
25 de febrero de 2019
Informe realizado por
D. Abderrahim Khamlichi
D. José Vidal Losada
Informe nº 2019023J0057
ÍNDICE
1.
OBJETO DEL INFORME................................................................................. 4
2.
PRESENTACIÓN DEL PROBLEMA. ............................................................ 4
3.
DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN ........................................................ 5
4.
ESTUDIO DETALLADO MEDIANTE PROGRAMA DE ANÁLISIS DE
TRANSITORIOS
ELECTROMAGNÉTICOS
(ATP).
ANÁLISIS
DE
SOBRETENSIONES TEMPORALES. ........................................................................ 9
4.1. Esquema de simulación ...................................................................................... 9
4.2. Escenarios de cortocircuito considerados ....................................................... 12
4.3. Resistencias de puesta a tierra ......................................................................... 18
4.4. Corrientes de cortocircuito de la red .............................................................. 18
4.5. Detalles del modelado ....................................................................................... 20
4.5.1. Cable RHE-RA+2OL 127/220 (245) kV 1x2000 M Cu + T375Al ................. 20
4.6. Resultados de la simulación en caso de cortocircuito trifásico en subestación
21
4.6.1. Cortocircuito trifásico en la subestación de Los Arenales ............................... 21
4.6.2. Cortocircuito trifásico en la subestación de Cáceres ....................................... 22
4.6.3. Cortocircuito trifásico en la subestación de Trujillo ........................................ 22
4.6.4. Cortocircuitos trifásicos en subestación. Valores máximos obtenidos. ........... 23
4.7. Resultados de la simulación en caso de cortocircuito monofásico en
subestación .................................................................................................................. 24
4.7.1. Cortocircuito monofásico en la subestación de Los Arenales ......................... 24
4.7.2. Cortocircuito monofásico en la subestación de Cáceres .................................. 26
4.7.3. Cortocircuito monofásico en la subestación de Trujillo .................................. 27
4.7.4. Cortocircuito monofásico en subestación. Valores máximos obtenidos ......... 29
4.8. Resultados de la simulación en caso de cortocircuito monofásico debidos a
cebado inverso ............................................................................................................. 30
4.8.1. Línea Los Arenales – Cáceres.......................................................................... 30
4.8.2. Línea Los Arenales – Trujillo .......................................................................... 32
4.8.3. Cortocircuitos monofásicos debidos a cebado inverso. Valores máximos
obtenidos. .................................................................................................................... 36
4.9. Resultados de la simulación en caso de cortocircuito monofásico debido a
caída de conductor ...................................................................................................... 37
4.9.1. Línea Los Arenales – Cáceres.......................................................................... 38
4.9.2. Línea Los Arenales – Trujillo .......................................................................... 39
4.9.3. Cortocircuitos monofásicos debidos a caída de conductor. Valores máximos
obtenidos. .................................................................................................................... 44
4.10. Casos particulares. ............................................................................................ 45
4.10.1.
Resistencias de puesta a tierra reducidas un 50%..................................... 45
Informe nº 2019023J0057
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4.10.2.
Resistencias de puesta a tierra incrementadas un 50%. ............................ 49
4.11. Sobretensiones temporales máximas............................................................... 53
4.12. Comprobación de las cubiertas exteriores de los cables en función de las
sobretensiones temporales ......................................................................................... 54
4.13. Criterios generales para la selección de los limitadores de sobretensiones . 55
5.
SELECCIÓN DE LOS LIMITADORES DE SOBRETENSIONES ........... 56
5.1. Requisitos mínimos de los limitadores de sobretensiones en pantallas (LTP)
a instalar ...................................................................................................................... 56
5.1.1. Línea Los Arenales – Cáceres.......................................................................... 56
5.1.2. Línea Los Arenales – Trujillo .......................................................................... 60
5.2. Propuesta de selección de limitadores de sobretensiones en pantallas ........ 63
5.2.1. Longitud máxima de los cables de conexión de las pantallas .......................... 65
6.
CONCLUSIONES DEL PRESENTE INFORME. ........................................ 68
ANEXO A: ESQUEMA ATP CORRESPONDIENTE A LAS SIMULACIONES
REALIZADAS .............................................................................................................. 69
ANEXO B: GRÁFICAS DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO Y
SOBRETENSIONES TEMPORALES EN LAS PANTALLAS DE LOS CABLES
71
ANEXO C: MATRIZ DE IMPEDANCIAS ............................................................... 98
ANEXO D: FICHAS DE CABLES ........................................................................... 100
ANEXO E. BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA ....................................................... 102
Informe nº 2019023J0057
Pág. 3 de 102
1.
OBJETO DEL INFORME
El objeto de este informe es evaluar las sobretensiones temporales debidas a
cortocircuitos, que aparecen en las pantallas de los cables de 220 kV de las líneas de
simple circuito que enlazan las subestaciones de Cáceres y Trujillo con la subestación
de Los Arenales. Adicionalmente se indican los requisitos mínimos que deben tener los
limitadores de sobretensiones en pantallas a utilizar en la línea y se realiza una propuesta de
limitadores conforme a los criterios indicados en la guía de dimensionamiento de los
limitadores de tensión en pantallas (LTP’s) de las líneas subterráneas [8], realizada por Red
Eléctrica de España.
2.
PRESENTACIÓN DEL PROBLEMA.
Con objeto de evitar pérdidas de potencia en las pantallas de los cables de alta
tensión, por corrientes de circulación en régimen de servicio continuo, se utilizan
diferentes sistemas de puesta a tierra de las pantallas: single-point (SP) y cross-bonding
(CB).
Las tensiones inducidas en las pantallas en régimen permanente para estas
configuraciones de pantalla no son críticas. Sin embargo, cuando un cortocircuito tiene
lugar en la red de alta tensión, aparecen sobretensiones significativas en las pantallas,
especialmente en los accesorios de cable no conectadas directamente a tierra. En los
instantes iniciales del cortocircuito, tienen lugar transitorios de tensión amortiguados, de
algunas decenas de kilohercios (frecuencias características similares a las del rayo) y
alguna decena de kilovoltio, superpuestas con la tensión temporal (de 50 Hz)
(ver Figura 1). Ambas sobretensiones, transitoria y temporal provocan solicitaciones
significativas que deben ser consideradas en la coordinación de aislamiento de los
cables, cajas de conexión de pantallas de cables y limitadores de sobretensiones de
pantalla.
Figura 1. Evolución de la tensión en una pantalla de cable como consecuencia de una falta.
Informe nº 2019023J0057
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3.
DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN
La instalación objeto de estudio, consta de dos líneas mixtas aéreo-subterráneas
de 220 kV y de simple circuito, que enlazan las subestaciones de Cáceres y Trujillo con
la subestación de Los Arenales.
La línea Los Arenales – Cáceres consta de cinco (5) secciones (ver Tabla 1),
mientras que la línea Los Arenales – Trujillo consta de siete (7) secciones (ver Tabla 2).
La configuración de puesta a tierra de las pantallas de ambas líneas se muestra en la
Figura 4.
Tabla 1. Datos de la línea Los Arenales – Cáceres:
Sección
Tipo
ST CÁCERES (*)
-CM1
Aislado
SP
Sub-sección
ST CÁCERES (*)
-CM1
Cable Potencia
/
Conductor aéreo
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
Configuración
Zanja
/
Apoyo línea aérea
Longitud
(m)
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV.
45,32
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
114
CM1 – CM2
Aislado
CB
CM1 – CM4
CM2 – CM3
CM3 – CM4
Aislado
CB
CM5 – CM6
CM6 – CM7
CM7
-AP.Nº1 (*)
AP.Nº1
-ST LOS ARENALES
Aislado
SP
Aéreo
CM7
-AP.Nº1 (*)
AP.Nº1
-ST LOS ARENALES
1x
RV 0,6/1kV
240mm2 Cu
549,82
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
550,55
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
333,71
LA 455 CONDOR
(Simplex)
Apoyo Tipo
D2S4
4.430
CM4 – CM5
CM4 – CM7
Cable
Equipotencial
/
Cable de tierra
550,15
--
550
550
--
550,25
1x
RV 0,6/1kV
240mm2 Cu
2x
OPGW 48FO
(25 kA)
(*) Posición de los limitadores de sobretensiones en la sección single-point.
(**) Zanja en simple circuito (SC) compartida con el circuito Los Arenales – Trujillo, en una
disposición de doble zanja en simple circuito.
El cable de potencia entre la subestación de Cáceres y el apoyo de conversión
AP.Nº1, es de aislamiento XLPE, con conductor principal de cobre de 2000 mm2 de
sección y pantalla de tubo soldado de aluminio de 375 mm2 de sección. El cable de
acompañamiento utilizado en las secciones single-point, es unipolar aislado de 240 mm2
de sección de cobre, estando traspuesto en el punto medio de cada sección. Los cables
están instalados en zanja de simple circuito homologada REE (ver Figura 2 y Figura 3).
Informe nº 2019023J0057
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Para la sección aérea comprendida entre el apoyo de conversión AP.Nº1 y la
subestación de Los Arenales, se ha considerado un vano medio de 316,43 m y un apoyo
representativo tipo D2S4. La línea aérea está formada por un conductor LA 455
CONDOR (simplex) y dos cables de tierra OPGW de 48 fibras ópticas y 25 kA.
Tabla 2. Datos de la línea Los Arenales – Trujillo:
Configuración
Zanja
/
Apoyo línea aérea
Longitud
(m)
Sección
Tipo
Sub-sección
Cable Potencia
/
Conductor aéreo
ST TRUJILLO
-AP.Nº1 (18B) (*)
Aislado
SP
ST TRUJILLO
-AP.Nº1 (18B) (*)
RZ1-RA+2OL (AS)
127/220 kV
1x2000M Cu +T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV.
165,38
AP.Nº1 (18B)
-AP.Nº121
Aéreo
AP.Nº1 (18B)
-AP.Nº121
LA 455 CONDOR
(Dúplex)
Apoyo Tipo
S2S4
41.981
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV.
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
550,55
RHE-RA+2OL
127/220 kV
1x2000M Cu+T375Al
TRESBOLILLO
Zanja Entubada SC
220 kV. (**)
333,71
LA 455 CONDOR
(Dúplex)
Apoyo Tipo
D2S4
4.430
CM1
AP.Nº121 (*)
Aislado
SP
CM1
AP.Nº121 (*)
CM1 – CM2
CM1 – CM4
Aislado
CB
CM2 – CM3
CM3 – CM4
CM4 – CM7
CM5 – CM6
CM6 – CM7
CM7
-AP.Nº1 (*)
AP.Nº1
-ST LOS ARENALES
Aislado
SP
Aéreo
CM7
-AP.Nº1 (*)
AP.Nº1
-ST LOS ARENALES
114
1x
RV 0,6/1kV
240mm2 Cu
549,82
CM4 – CM5
Aislado
CB
158,27
Cable
Equipotencial
/
Cable de tierra
1x
RZ1 (AS)
0,6/1kV
240mm2 Cu
1x
OPGW 48FO
(25 kA)
550,15
--
550
550
--
550,25
1x
RV 0,6/1kV
240mm2 Cu
2x
OPGW 48FO
(25 kA)
(*) Posición de los limitadores de sobretensiones en la sección single-point.
(**) Zanja en simple circuito (SC) compartida con el circuito Los Arenales – Cáceres, en una
disposición de doble zanja en simple circuito.
El cable de potencia en los tramos comprendidos entre la subestación de Trujillo
y el apoyo de conversión AP.Nº1(18B) y entre los apoyos de conversión AP.Nº121 y
AP.Nº1, es de aislamiento XLPE, con conductor principal de cobre de 2000 mm2 de
sección y pantalla de tubo soldado de aluminio de 375 mm2 de sección. El cable de
acompañamiento utilizado en las secciones single-point, es unipolar aislado de 240 mm2
de sección de cobre, estando traspuesto en el punto medio de cada sección. Los cables
están instalados en zanja de simple circuito homologada REE (ver Figura 2 y Figura 3).
Informe nº 2019023J0057
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Para la sección aérea comprendida entre los apoyos de conversión AP.Nº1(18B)
y AP.Nº121 se ha considerado un vano medio de 352,78 m y un apoyo representativo
tipo S2S4. La línea aérea está formada por un conductor LA 455 CONDOR (dúplex) y
un cable de tierra OPGW de 48 fibras ópticas y 25 kA. Mientras que para la sección
aérea comprendida entre el apoyo de conversión AP.Nº1 y la subestación de
Los Arenales, se ha considerado un vano medio de 316,43 m y un apoyo representativo
tipo D2S4. La línea aérea está formada por un conductor LA 455 CONDOR (dúplex) y
dos cables de tierra OPGW de 48 fibras ópticas y 25 kA.
Figura 2. Esquema de la canalización en zanja de simple circuito.
Figura 3. Esquema de la canalización en doble zanja de simple circuito.
Informe nº 2019023J0057
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Figura 4. Esquema resumen correspondiente a las líneas de simple circuito Los Arenales – Cáceres y Los Arenales – Trujillo.
Informe nº 2019023J0057
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4.
ESTUDIO DETALLADO MEDIANTE PROGRAMA DE
ANÁLISIS DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS
(ATP). ANÁLISIS DE SOBRETENSIONES TEMPORALES.
Se ha utilizado el paquete de simulación ATP para la simulación de las
sobretensiones objeto de estudio. Tanto los cables de potencia como otros elementos
como pueden ser conductores y resistencias de puesta a tierra se han modelado
individualmente.
4.1.
Esquema de simulación
En la Figura 6 se muestran los esquemas, suministrados por Iberdrola, de la
conexión de pantallas de las líneas de simple circuito Los Arenales – Cáceres y
Los Arenales – Trujillo, mientras que en la Figura 5 se muestra el esquema ATP de
simulación correspondiente.
Se han estudiado diferentes escenarios de cortocircuito:

Falta trifásica y falta monofásica en la subestación de Los Arenales, para
cada una de las 3 fases.

Falta trifásica y falta monofásica en la subestación de Cáceres, para cada
una de las 3 fases.

Falta trifásica y falta monofásica en la subestación de Trujillo, para cada
una de las 3 fases.

Falta monofásica debida a cebado inverso en el apoyo de conversión
AP.Nº1 de la línea Los Arenales – Cáceres, para cada una de las 3 fases.

Falta monofásica debida a cebado inverso en los apoyos de conversión
AP.Nº1, AP.Nº121 y AP.Nº1(18B) de la línea Los Arenales – Trujillo,
para cada una de las 3 fases.

Falta monofásica debida a caída de conductor en el primer vano de la
sección aérea AP.Nº1 – ST Los Arenales, por el lado de la subestación
de Cáceres, en la línea Los Arenales – Cáceres y para cada una de las 3
fases.

Falta monofásica debida a caída de conductor en el primer vano de la
sección aérea AP.Nº1 – ST Los Arenales, por el lado de la subestación
de Trujillo, en la línea Los Arenales – Trujillo y para cada una de las 3
fases.

Falta monofásica debida a caída de conductor en el primer vano de la
sección aérea AP.Nº121 - AP.Nº1(18B), por el lado de las subestaciones
de Trujillo y de Los Arenales, en la línea Los Arenales – Trujillo y para
cada una de las 3 fases.
Informe nº 2019023J0057
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SE CÁCERES
220 kV
V UCRS
ITCRS
I
ICRS
Los Arenales - Cáceres
SP2d-C
SP2b
SP2a
CB2A
CB2B
CB2C
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
CM1
CM2
CM3
CM4
CB1A
CB1B
CB1C
LCC
LCC
LCC
CM5
CM6
Los Arenales - Cáceres
Los Arenales - Trujillo
CM7
SP1a
SP1b
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
AP.1
IAC
I
SE LOS ARENALES
220 kV
ITAC
UARN
ITARN
IARN
V
I
+
+
IAT
0.55 km
0.551 km
0.55 km
ITAT
+
v
+
v
-
I
V
V
V
V
UI
V
V
U
U
U
U
U
1 Ohm
5 Ohm
v
-
0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km
SP2d-T
AT120
+
U
V
U
SP2d-T
AP.120
U
LCC
20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm
UI
LA2
LCC
TAP1
UI
LA2
LCC
ARN
0.167 km
CM7
UI
LA2
LCC
UI
LA2
U
0.167 km
CM4
U
0.08 km
U
UI
0.034 km
U
U
0.045 km
CM1
1 Ohm
V
I
TCRS
V
0.55 km
KH
V
V
V
KH
ACAP1
ATAP1
V
V
V
KH
0.55 km
V
KH
ATCM6
V
0.55 km
ACCM6
V
V
KH
V
KH
ATCM5
I
I
I
ACCM5
V
V
V
V
KH
ATCM3
V
ACCM3
V
V
V
KH
ATCM2
I
I
ACCM2
V
CRS
+
v
-
V
V
I
5 Ohm
5 Ohm
10 Ohm
I
0.136 km
0.022 km
20Ohm20Ohm20Ohm
UI
V
TAP120
LA2
LA2
LA2
LA2
LA210 Ohm
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km
20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm
Los Arenales - Trujillo
SE TRUJILLO
220 kV
V UTRU
ITTRU
I
SP3a
SP3b
LCC
LCC
ITRU
+
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
ATN1 V
+
v
-
I
0.083 km
0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km
0.083 km
20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm
UI
V
TRU
UI
V
TAPN1
1 Ohm
10 Ohm
Figura 5. Esquema ATP para régimen temporal correspondiente a las líneas de simple circuito Los Arenales – Cáceres y Los Arenales – Trujillo.
Informe nº 2019023J0057
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Figura 6. Esquema, suministrado por Iberdrola, de la conexión de pantallas correspondiente a las líneas de simple circuito Los Arenales – Cáceres y Los Arenales – Trujillo.
Informe nº 2019023J0057
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4.2.
Escenarios de cortocircuito considerados
Figura 7. Cortocircuito en ST Los Arenales.
Figura 8. Cortocircuito en ST Cáceres.
Figura 9. Cortocircuito en ST Trujillo.
Informe nº 2019023J0057
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Figura 10. Cortocircuito debido a cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº1 en la línea
Los Arenales – Cáceres.
Figura 11. Cortocircuito debido a cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº1 en la línea
Los Arenales – Trujillo.
Figura 12. Cortocircuito debido a cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº121 en la línea
Los Arenales – Trujillo.
Informe nº 2019023J0057
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Figura 13. Cortocircuito debido a cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº1(18B) en la línea
Los Arenales – Trujillo.
Figura 14. Cortocircuito debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, por el lado de la subestación de Cáceres, en la línea Los Arenales – Cáceres.
Figura 15. Cortocircuito debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, por el lado de la subestación de Trujillo, en la línea Los Arenales – Trujillo.
Informe nº 2019023J0057
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Figura 16. Cortocircuito debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 (18B) – AP.Nº121, por el lado de la subestación de Trujillo, en la línea Los Arenales – Trujillo.
Figura 17. Cortocircuito debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 (18B) – AP.Nº121, por el lado de la subestación de Los Arenales, en la línea
Los Arenales – Trujillo.
Informe nº 2019023J0057
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Por otro lado, en la Tabla 3 se presentan extractos de los esquemas de ATP,
donde se detallan las faltas trifásicas y monofásicas consideradas para las distintas
subestaciones.
Tabla 3. Extractos de los esquemas de ATP, donde se detallan las faltas trifásicas y monofásicas
consideradas para las distintas subestaciones.
Cortocircuito
LOS ARENALES
CÁCERES
TRUJILLO
SE CÁCERES
220 kV
LCC
IAC
I
ITAC
IARN
V
UCRS
ITCRS
ICRS
I
V
SP3a
ITTRU
UTRU
LCC
ITRU
I
+
+
UARN
ITARN
SP2d-C
LCC
SE LOS ARENALES
220 kV
LA1
SE TRUJILLO
220 kV
V
I
+
IAT
I
Trifásico en
SE
V
CRS
ITAT
+
v
-
0.083 km
I
I
I
U
ARN
UI
V
TCRS
TRU
UI
V
V
0.045 km
UI
hm
1 Ohm
1 Ohm
1 Ohm
SE TRUJILLO
220 kV
SE CÁCERES
220 kV
SE LOS ARENALES
220 kV
LA1
LCC
IAC
I
ITAC
IARN
UARN
ITARN
ITCRS
V
ICRS
I
SP3a
ITTRU
UTRU
LCC
ITRU
I
+
+
V
I
SP2d-C
LCC
V UCRS
+
IAT
Monofásico
en SE
I
V
ITAT
CRS
+
0.083 km
v
I
I
I
U
ARN
UI
V
TCRS
TRU
1 Ohm
1 Ohm
V
UI
V
0.045 km
UI
hm
1 Ohm
Cortocircuito monofásico por cebado inverso en apoyos de conversión
AP.Nº1
AP.Nº121
AP.Nº1 (18B)
SP1b
LA1
LCC
ACAP1
ATAP1
V
+
V
v
-
I
+
v
-
--
--
V
0.316 km
U
Línea:
Los Arenales
-Cáceres
LCC
AP.1
0.167 km
UI
V
TAP1
20Ohm
10 Ohm
SP1b
LA1
LA2
LCC
LCC
LCC
AP.1
SP3b
SP2d-T
AP.120
V
ACAP1
ATAP1
ATN1 V
+
v
-
0.353 km
v
-
+
V
v
-
I
0.136 km
+
I
v
-
LCC
0.353 km
0.083 km
I
Línea:
Los Arenales
-Trujillo
AT120
+
V
LA2
LCC
V
0.316 km
U
0.167 km
TAP120
V
V
V
Informe nº 2019023J0057
10 Ohm
TAPN1
UI
UI
10 Ohm
20Ohm
UI
TAP1
10 Ohm
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Cortocircuito monofásico por caída de conductor en la línea aérea
Sección aérea
Sección aérea
Sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales AP.Nº1 (18B) – AP.Nº121
AP.Nº1 (18B) – AP.Nº121
Aporte corriente desde:
ST Cáceres
SP1b
LA1
LCC
LCC
AP.1
ACAP1
ATAP1
A
A
B
B
C
C
LA1
LCC
--
--
Aporte corriente desde:
ST Los Arenales
Aporte corriente desde:
ST Trujillo
V
+
V
v
+
v
-
0.316 km
0.316 km
V
Línea:
Los Arenales
-Cáceres
U
I
0.167 km
UI
V
TAP1
15 Ohm
20Ohm
10 Ohm
Aporte corriente desde:
ST Trujillo
SP1b
LA1
LCC
LCC
AP.1
ACAP1
ATAP1
A
A
B
B
C
C
SP3b
LA1
LA2
LCC
LCC
V
LA2
A
A
B
B
C
C
SP2d-T
LCC
V
v
-
LA2
A
A
B
B
C
C
LCC
+
v
-
0.136 km
0.316 km
LCC
ATN1 V
v
-
0.353 km
+
v
-
LA2
LCC
AT120
+
0.353 km
+
V
0.353 km
0.353 km
0.083 km
0.316 km
I
V
I
m
20Ohm
TAP120
20Ohm
TAPN1
UI
V
TAP1
15 Ohm
20Ohm
15 Ohm
UI
V
UI
0.167 km
V
U
I
Línea:
Los Arenales
-Cáceres
15 Ohm
10 Ohm
10 Ohm
10 Ohm
Informe nº 2019023J0057
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4.3.
Resistencias de puesta a tierra
En la Tabla 4 se muestran los valores de resistencia de puesta a tierra facilitados
por Iberdrola, (o estimados cuando no existen datos).
Tabla 4. Valores de resistencias de puesta a tierra.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
ACCESORIO
Rpat (Ω)
1,00
CÁCERES
5,00
CM1
5,00
CM4
5,00
CM7
10,00
AP.Nº1
1,00
LOS ARENALES
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
ACCESORIO
Rpat (Ω)
1,00
TRUJILLO
10,00
AP.N1(18B)
10,00
AP.Nº121
5,00
CM1
5,00
CM4
5,00
CM7
10,00
AP.Nº1
1,00
LOS ARENALES
Para los valores de resistencia de puesta a tierra no conocidos, se considera un
valor de 1  para las subestaciones, de 5  para las cámaras de empalme, de 10  para
los apoyos de paso aéreo-subterráneo y de 20  para las puestas a tierra de los apoyos
intermedios de la línea aérea.
4.4.
Corrientes de cortocircuito de la red
Las inyecciones de corrientes de cortocircuito se han modelado como una fuente
Thévenin (fuente de tensión en serie con impedancia de cortocircuito Zs) más una
impedancia paralelo adicional Zp, para las subestaciones de Los Arenales, Cáceres y
Trujillo, siendo calculadas en base a las corrientes de cortocircuitos procedentes de
datos de REE y suministradas por Iberdrola. Estas corrientes de cortocircuito se indican
en la Tabla 5. Los esquemas de fuentes así como los valores de las impedancias de
secuencia calculadas se resumen en la Tabla 6.
Tabla 5. Corrientes de cortocircuito trifásicas y monofásicas en las distintas subestaciones.
Icc
LOS ARENALES
Trifásica
Total en S/E
Aportación L/ Los Arenales – Cáceres
Aportación L/ Los Arenales – Trujillo
Monofásica
Total en S/E
Aportación L/ Los Arenales – Cáceres
Aportación L/ Los Arenales – Trujillo
Icc
CÁCERES
Trifásica
Total en S/E
Aportación L/ Los Arenales – Cáceres
Monofásica
Total en S/E
Aportación L/ Los Arenales – Cáceres
Informe nº 2019023J0057
Módulo
(kA)
11,93
4,33
3,76
8,97
3,33
2,68
Ángulo
(º)
-82,92
-82,52
-81,70
-79,71
-79,23
-78,87
Módulo
(kA)
11,33
5,57
8,57
4,09
Ángulo
(º)
-82,69
-83,37
-79,41
-80,17
Pág. 18 de 102
Icc
TRUJILLO
Trifásica
Total en S/E
Aportación L/ Los Arenales – Trujillo
Monofásica
Total en S/E
Aportación L/ Los Arenales – Trujillo
Módulo
(kA)
12,76
3,53
9,68
2,54
Ángulo
(º)
-81,34
-83,34
-79,17
-80,40
Tabla 6. Esquemas e impedancias de secuencia de fuente (Z0: impedancia de secuencia homopolar.
Z1: impedancia de secuencia directa).
Impedancias
de secuencia
Z0
X0/R0
Z1
X1/R1
LOS ARENALES
Zs
Zp
87,895 + j21,6455
17,814 + j7,9466
0,78
1,42
3,1311 + j32,9069
34,5929 - j543,1909
33,45
0,17
Esquema
equivalente de
subestación
Impedancias
de secuencia
Z0
X0/R0
Z1
X1/R1
CÁCERES
Z’s
Z’p
55,3295 + j20,9695
11,8595 + j6,9898
1,21
1,88
3,0562 + j21,8358
19,751 + j0
22,74
0,00
Esquema
equivalente de
subestación
Impedancias
de secuencia
Z0
X0/R0
Z1
X1/R1
TRUJILLO
Z’’s
27,9533 + j6,7138
0,76
2,2527 + j13,5712
19,18
Z’’p
5,5533 + j2,2379
1,28
11,2934 + j0
0,00
Esquema
equivalente de
subestación
Informe nº 2019023J0057
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4.5.
Detalles del modelado
Para todas las simulaciones realizadas se han modelado los cables por su
equivalente en π exacto, a la frecuencia de 50 Hz. Los parámetros de cables se han
obtenido empleando las ecuaciones exactas correspondientes, que incluyen el efecto
pelicular. No se han considerado efectos de proximidad. La resistividad del terreno
considerada ha sido de 100 Ω·m.
4.5.1. Cable RHE-RA+2OL 127/220 (245) kV 1x2000 M Cu + T375Al
En el Anexo C se muestra la matriz de impedancias para cable de cobre de
2000 mm2 de sección y pantalla de tubo de aluminio de 375 mm2 de sección, con
referencia RHE-RA+2OL 127/220 (245) kV 1x2000 M Cu + T375Al, e instalado en
zanja bajo tubo normalizada de REE de 220 kV.
Para este cable y zanja, la impedancia obtenida de secuencia directa, Z1, de la
terna de conductores principales ha sido Z1 = 0,070131 + j0,099032 Ω/km. Para la
impedancia de secuencia homopolar, Z0, dado que su valor depende de los retornos por
tierra considerados, se presenta para las dos configuraciones siguientes:
a) Inyección de corriente por conductores principales, con pantallas de
cable aisladas:
Z0 = 0,162338+ j1,669481 Ω/km
3J0
b) Inyección de corriente por conductores principales, con retorno por
pantallas:
Z0 = 0,108681 + j0,052562 Ω/km
3J0
Informe nº 2019023J0057
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4.6.
Resultados de la simulación en caso de cortocircuito trifásico en
subestación
En las siguientes tablas se resumen los resultados obtenidos para los
cortocircuitos trifásicos simulados. En la Tabla 7 se muestran las intensidades de
cortocircuito obtenidas. En la Tabla 8, Tabla 9 y Tabla 10 se muestran las tensiones de
pantalla obtenidas, tanto absolutas (Uabs) como locales (Ulocal) de todos los accesorios,
para cortocircuito trifásico en la subestación de Los Arenales, Cáceres y Trujillo,
respectivamente. Las tensiones absolutas mostradas (Uabs) corresponden a valores
referidos respecto de una tierra remota y son las tensiones a las que están solicitadas las
cubiertas. Las tensiones locales (Ulocal) corresponden a los valores de tensión vistos por
los limitadores de sobretensiones.
Tabla 7. Cortocircuito trifásico en las distintas subestaciones: Intensidades de cortocircuito obtenidas.
CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN:
LOS ARENALES
CÁCERES
TRUJILLO
Icc
(kA)
Total en S/E
Aportación L/Los Arenales – Cáceres
Aportación L/Los Arenales – Trujillo
12,31
5,10
3,61
11,66
6,04
--
12,59
-3,72
4.6.1. Cortocircuito trifásico en la subestación de Los Arenales
Tabla 8. Cortocircuito trifásico en ST Los Arenales: Tensiones absolutas y locales obtenidas.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,18
0,10
CÁCERES
0,10
0,00
CM1
0,41
0,41
CM2
0,42
0,42
CM3
0,14
0,00
CM4
0,43
0,43
CM5
0,48
0,48
CM6
0,19
0,00
CM7
0,33
0,22
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,09
0,00
TRUJILLO
0,15
0,07
AP.Nº1
0,19
0,12
AP.Nº121
0,10
0,00
CM1
0,30
0,30
CM2
0,32
0,32
CM3
0,14
0,00
CM4
0,33
0,33
CM5
0,37
0,37
CM6
0,19
0,00
CM7
0,32
0,17
AP.Nº1
Pág. 21 de 102
4.6.2. Cortocircuito trifásico en la subestación de Cáceres
Tabla 9. Cortocircuito trifásico en ST Cáceres: Tensiones absolutas y locales obtenidas.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,22
0,12
CÁCERES
0,12
0,00
CM1
0,48
0,48
CM2
0,54
0,54
CM3
0,26
0,00
CM4
0,71
0,71
CM5
0,69
0,69
CM6
0,51
0,00
CM7
0,79
0,24
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,07
0,00
TRUJILLO
0,12
0,06
AP.Nº1 (18B)
0,20
0,10
AP.Nº121
0,12
0,00
CM1
0,30
0,30
CM2
0,37
0,37
CM3
0,26
0,00
CM4
0,48
0,48
CM5
0,61
0,61
CM6
0,51
0,00
CM7
0,66
0,11
AP.Nº1
4.6.3. Cortocircuito trifásico en la subestación de Trujillo
Tabla 10. Cortocircuito trifásico en ST Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,15
0,04
CÁCERES
0,12
0,00
CM1
0,20
0,20
CM2
0,24
0,24
CM3
0,16
0,00
CM4
0,34
0,34
CM5
0,35
0,35
CM6
0,33
0,00
CM7
0,44
0,08
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,09
0,00
TRUJILLO
0,16
0,07
AP.Nº1 (18B)
0,23
0,12
AP.Nº121
0,12
0,00
CM1
0,33
0,33
CM2
0,34
0,34
CM3
0,16
0,00
CM4
0,39
0,39
CM5
0,50
0,50
CM6
0,33
0,00
CM7
0,46
0,15
AP.Nº1
Pág. 22 de 102
4.6.4. Cortocircuitos trifásicos en subestación. Valores máximos obtenidos.
En la Tabla 11 se resumen los valores máximos de las tensiones de pantalla,
absolutas y locales, obtenidas en los accesorios provistos de limitadores de
sobretensiones para todos los cortocircuitos trifásicos en subestación simulados.
Tabla 11. Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos los cortocircuitos trifásicos en
subestación.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,22
0,12
CÁCERES
0,12
0,00
CM1
0,48
0,48
CM2
0,54
0,54
CM3
0,26
0,00
CM4
0,71
0,71
CM5
0,69
0,69
CM6
0,51
0,00
CM7
0,79
0,24
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,09
0,00
TRUJILLO
0,16
0,07
AP.Nº1 (18B)
0,23
0,12
AP.Nº121
0,12
0,00
CM1
0,33
0,33
CM2
0,37
0,37
CM3
0,26
0,00
CM4
0,48
0,48
CM5
0,61
0,61
CM6
0,51
0,00
CM7
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
0,66
0,17
Pág. 23 de 102
4.7.
Resultados de la simulación en caso de cortocircuito monofásico en
subestación
En las siguientes tablas se resumen los resultados obtenidos para los
cortocircuitos monofásicos en subestación simulados. En la Tabla 12 se muestran las
intensidades de cortocircuito obtenidas. En la Tabla 13, Tabla 14 y Tabla 15 se
muestran las tensiones de pantalla obtenidas, tanto absolutas (Uabs) como locales (Ulocal)
de todos los accesorios, para cortocircuito monofásico en la subestación de
Los Arenales, para las fases 0, 4 y 8 respectivamente. La Tabla 16, Tabla 17 y Tabla 18
muestra los resultados correspondientes al cortocircuito monofásico en la subestación
de Cáceres, para las fases 0, 4 y 8, respectivamente, mientras que la Tabla 19, Tabla 20
y Tabla 21 muestra los resultados correspondientes al cortocircuito monofásico en la
subestación de Trujillo, para las fases 0, 4 y 8, respectivamente. Las tensiones absolutas
mostradas (Uabs) corresponden a valores referidos respecto de una tierra remota y son
las tensiones a las que están solicitadas las cubiertas. Las tensiones locales (Ulocal)
corresponden a los valores de tensión vistos por los limitadores de sobretensiones.
Tabla 12. Cortocircuito monofásico en las distintas subestaciones: Intensidades de cortocircuito
obtenidas.
FASE
Icc
(kA)
Total en S/E
Aportación L/Los Arenales – Cáceres
Aportación L/Los Arenales – Trujillo
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN:
LOS ARENALES
CÁCERES
TRUJILLO
0
4
8
0
4
8
0
4
8
8,52
3,59
2,19
8,56
3,54
2,27
8,51
3,53
2,23
8,53
4,43
--
8,58
4,51
--
8,48
4,40
--
9,64
-2,64
9,75
-2,74
9,68
-2,70
4.7.1. Cortocircuito monofásico en la subestación de Los Arenales
Tabla 13. Cortocircuito monofásico en ST Los Arenales: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,22
0,21
CÁCERES
0,11
0,00
CM1
0,35
0,35
CM2
0,65
0,65
CM3
0,95
0,00
CM4
1,41
1,41
CM5
1,73
1,73
CM6
2,04
0,00
CM7
2,37
0,32
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,12
0,00
TRUJILLO
1,14
0,09
AP.Nº1 (18B)
0,37
0,12
AP.Nº121
0,11
0,00
CM1
0,33
0,33
CM2
0,65
0,65
CM3
0,95
0,00
CM4
1,40
1,40
CM5
1,73
1,73
CM6
2,04
0,00
CM7
2,34
0,24
AP.Nº1
Pág. 24 de 102
Tabla 14. Cortocircuito monofásico en ST Los Arenales: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,16
0,18
CÁCERES
0,05
0,00
CM1
0,41
0,41
CM2
0,72
0,72
CM3
1,03
0,00
CM4
1,49
1,49
CM5
1,81
1,81
CM6
2,12
0,00
CM7
2,45
0,28
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,08
0,00
TRUJILLO
1,10
0,08
AP.Nº1 (18B)
0,31
0,11
AP.Nº121
0,05
0,00
CM1
0,40
0,40
CM2
0,73
0,73
CM3
1,03
0,00
CM4
1,48
1,48
CM5
1,82
1,82
CM6
2,12
0,00
CM7
2,42
0,21
AP.Nº1
Tabla 15.Cortocircuito monofásico en ST Los Arenales: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,19
0,21
CÁCERES
0,07
0,00
CM1
0,39
0,39
CM2
0,70
0,70
CM3
1,00
0,00
CM4
1,46
1,46
CM5
1,78
1,78
CM6
2,09
0,00
CM7
2,43
0,31
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,10
0,00
TRUJILLO
1,12
0,09
AP.Nº1 (18B)
0,34
0,12
AP.Nº121
0,07
0,00
CM1
0,36
0,36
CM2
0,69
0,69
CM3
1,00
0,00
CM4
1,44
1,44
CM5
1,77
1,77
CM6
2,09
0,00
CM7
2,40
0,24
AP.Nº1
Pág. 25 de 102
4.7.2. Cortocircuito monofásico en la subestación de Cáceres
Tabla 16. Cortocircuito monofásico en ST Cáceres: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,08
0,21
CÁCERES
1,04
0,00
CM1
0,96
0,96
CM2
0,87
0,87
CM3
0,74
0,00
CM4
0,70
0,70
CM5
0,63
0,63
CM6
0,55
0,00
CM7
0,74
0,32
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,10
0,00
TRUJILLO
1,12
0,08
AP.Nº1 (18B)
1,10
0,14
AP.Nº121
1,04
0,00
CM1
0,96
0,96
CM2
0,85
0,85
CM3
0,74
0,00
CM4
0,68
0,68
CM5
0,63
0,63
CM6
0,55
0,00
CM7
0,50
0,07
AP.Nº1
Tabla 17. Cortocircuito monofásico en ST Cáceres: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,09
0,18
CÁCERES
1,06
0,00
CM1
0,98
0,98
CM2
0,89
0,89
CM3
0,79
0,00
CM4
0,81
0,81
CM5
0,77
0,77
CM6
0,73
0,00
CM7
0,96
0,28
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,06
0,00
TRUJILLO
1,08
0,07
AP.Nº1 (18B)
1,12
0,13
AP.Nº121
1,06
0,00
CM1
0,97
0,97
CM2
0,89
0,89
CM3
0,79
0,00
CM4
0,77
0,77
CM5
0,77
0,77
CM6
0,73
0,00
CM7
0,71
0,08
AP.Nº1
Pág. 26 de 102
Tabla 18.Cortocircuito monofásico en ST Cáceres: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,14
0,20
CÁCERES
1,11
0,00
CM1
1,04
1,04
CM2
0,96
0,96
CM3
0,88
0,00
CM4
0,94
0,94
CM5
0,94
0,94
CM6
0,94
0,00
CM7
1,19
0,29
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,07
0,00
TRUJILLO
1,09
0,08
AP.Nº1 (18B)
1,17
0,14
AP.Nº121
1,11
0,00
CM1
1,05
1,05
CM2
0,97
0,97
CM3
0,88
0,00
CM4
0,91
0,91
CM5
0,95
0,95
CM6
0,94
0,00
CM7
0,95
0,08
AP.Nº1
4.7.3. Cortocircuito monofásico en la subestación de Trujillo
Tabla 19. Cortocircuito monofásico en ST Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,58
0,04
CÁCERES
0,56
0,00
CM1
0,49
0,49
CM2
0,43
0,43
CM3
0,37
0,00
CM4
0,39
0,39
CM5
0,44
0,44
CM6
0,43
0,00
CM7
0,44
0,06
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,95
0,00
TRUJILLO
0,97
0,08
AP.Nº1 (18B)
0,64
0,13
AP.Nº121
0,56
0,00
CM1
0,53
0,53
CM2
0,46
0,46
CM3
0,37
0,00
CM4
0,48
0,48
CM5
0,45
0,45
CM6
0,43
0,00
CM7
0,59
0,15
AP.Nº1
Pág. 27 de 102
Tabla 20. Cortocircuito monofásico en ST Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,65
0,04
CÁCERES
0,63
0,00
CM1
0,55
0,55
CM2
0,47
0,47
CM3
0,37
0,00
CM4
0,33
0,33
CM5
0,32
0,32
CM6
0,26
0,00
CM7
0,24
0,06
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,00
0,00
TRUJILLO
1,02
0,09
AP.Nº1 (18B)
0,72
0,15
AP.Nº121
0,63
0,00
CM1
0,57
0,57
CM2
0,48
0,48
CM3
0,37
0,00
CM4
0,40
0,40
CM5
0,33
0,33
CM6
0,26
0,00
CM7
0,40
0,17
AP.Nº1
Tabla 21.Cortocircuito monofásico en ST Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito en fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,65
0,05
CÁCERES
0,63
0,00
CM1
0,55
0,55
CM2
0,47
0,47
CM3
0,38
0,00
CM4
0,43
0,43
CM5
0,52
0,52
CM6
0,55
0,00
CM7
0,58
0,07
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,00
0,00
TRUJILLO
1,02
0,09
AP.Nº1
0,72
0,15
AP.Nº121
0,63
0,00
CM1
0,57
0,57
CM2
0,48
0,48
CM3
0,38
0,00
CM4
0,52
0,52
CM5
0,53
0,53
CM6
0,55
0,00
CM7
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
0,73
0,17
Pág. 28 de 102
4.7.4. Cortocircuito monofásico en subestación. Valores máximos obtenidos
En la Tabla 22 se resumen los valores máximos de las tensiones de pantalla,
absolutas y locales, obtenidas en los accesorios provistos de limitadores de
sobretensiones, para todos los cortocircuitos monofásicos en subestación simulados.
Tabla 22. Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos los cortocircuitos monofásicos
en subestación.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,14
0,21
CÁCERES
1,11
0,00
CM1
1,04
1,04
CM2
0,96
0,96
CM3
1,03
0,00
CM4
1,49
1,49
CM5
1,81
1,81
CM6
2,12
0,00
CM7
2,45
0,32
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,12
0,00
TRUJILLO
1,14
0,09
AP.Nº1 (18B)
1,17
0,15
AP.Nº121
1,11
0,00
CM1
1,05
1,05
CM2
0,97
0,97
CM3
1,03
0,00
CM4
1,48
1,48
CM5
1,82
1,82
CM6
2,12
0,00
CM7
2,42
0,24
AP.Nº1
Pág. 29 de 102
4.8.
Resultados de la simulación en caso de cortocircuito monofásico
debidos a cebado inverso
Se han analizado las sobretensiones temporales en el caso de cortocircuito
monofásico debido a cebado inverso. Se ha simulado el cortocircuito monofásico, en las
tres fases, para los siguientes escenarios:


Línea Los Arenales – Cáceres:
o Cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº1.
Línea Los Arenales – Trujillo:
o Cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº1.
o Cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº121.
o Cebado inverso en el apoyo de conversión AP.Nº1 (18B).
En las siguientes tablas se muestran los resultados máximos obtenidos. En estas
tablas se reflejan las tensiones de pantalla absolutas (Uabs) de todos los accesorios, que
corresponden a valores referidos respecto de una tierra remota y son las tensiones a las
que están solicitadas las cubiertas. Asimismo, se muestran las tensiones de pantalla
locales (Ulocal). Estas tensiones corresponden a los valores de tensión vistos por los
limitadores de sobretensiones.
4.8.1. Línea Los Arenales – Cáceres
4.8.1.1.
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1
Tabla 23. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1de la línea
Los Arenales – Cáceres: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,89
0,26
CÁCERES
0,88
0,00
CM1
0,92
0,92
CM2
0,85
0,85
CM3
0,78
0,00
CM4
0,82
0,82
CM5
0,77
0,77
CM6
0,73
0,00
CM7
0,73
0,43
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,12
0,00
TRUJILLO
1,14
0,08
AP.Nº1 (18B)
0,98
0,14
AP.Nº121
0,88
0,00
CM1
0,87
0,87
CM2
0,84
0,84
CM3
0,78
0,00
CM4
0,79
0,79
CM5
0,78
0,78
CM6
0,73
0,00
CM7
0,70
0,32
AP.Nº1
Pág. 30 de 102
Tabla 24. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea
Los Arenales – Cáceres: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,92
0,23
CÁCERES
0,91
0,00
CM1
0,95
0,95
CM2
0,89
0,89
CM3
0,84
0,00
CM4
0,86
0,86
CM5
0,86
0,86
CM6
0,85
0,00
CM7
0,85
0,38
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,09
0,00
TRUJILLO
1,11
0,08
AP.Nº1 (18B)
1,01
0,13
AP.Nº121
0,91
0,00
CM1
0,91
0,91
CM2
0,89
0,89
CM3
0,84
0,00
CM4
0,87
0,87
CM5
0,88
0,88
CM6
0,85
0,00
CM7
0,84
0,29
AP.Nº1
Tabla 25. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea
Los Arenales – Cáceres: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,99
0,26
CÁCERES
0,97
0,00
CM1
1,01
1,01
CM2
0,97
0,97
CM3
0,93
0,00
CM4
0,95
0,95
CM5
0,99
0,99
CM6
1,00
0,00
CM7
1,02
0,42
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,10
0,00
TRUJILLO
1,11
0,08
AP.Nº1 (18B)
1,07
0,14
AP.Nº121
0,97
0,00
CM1
0,98
0,98
CM2
0,97
0,97
CM3
0,93
0,00
CM4
0,97
0,97
CM5
1,01
1,01
CM6
1,00
0,00
CM7
1,00
0,33
AP.Nº1
Pág. 31 de 102
4.8.2. Línea Los Arenales – Trujillo
4.8.2.1.
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1
Tabla 26. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,11
0,24
CÁCERES
1,10
0,00
CM1
1,09
1,09
CM2
1,06
1,06
CM3
1,02
0,00
CM4
1,04
1,04
CM5
1,08
1,08
CM6
1,06
0,00
CM7
1,08
0,41
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,21
0,00
TRUJILLO
1,24
0,10
AP.Nº1 (18B)
1,21
0,16
AP.Nº121
1,10
0,00
CM1
1,11
1,11
CM2
1,08
1,08
CM3
1,02
0,00
CM4
1,06
1,06
CM5
1,10
1,10
CM6
1,06
0,00
CM7
1,09
0,35
AP.Nº1
Tabla 27. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,02
0,22
CÁCERES
1,01
0,00
CM1
1,00
1,00
CM2
0,96
0,96
CM3
0,91
0,00
CM4
0,91
0,91
CM5
0,92
0,92
CM6
0,89
0,00
CM7
0,88
0,36
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,18
0,00
TRUJILLO
1,20
0,09
AP.Nº1 (18B)
1,10
0,15
AP.Nº121
1,01
0,00
CM1
1,00
1,00
CM2
0,97
0,97
CM3
0,91
0,00
CM4
0,93
0,93
CM5
0,94
0,94
CM6
0,89
0,00
CM7
0,87
0,31
AP.Nº1
Pág. 32 de 102
Tabla 28. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,94
0,24
CÁCERES
0,93
0,00
CM1
0,94
0,94
CM2
0,90
0,90
CM3
0,85
0,00
CM4
0,86
0,86
CM5
0,82
0,82
CM6
0,79
0,00
CM7
0,78
0,38
AP.Nº1
4.8.2.2.
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,19
0,00
TRUJILLO
1,21
0,10
AP.Nº1 (18B)
1,03
0,16
AP.Nº121
0,93
0,00
CM1
0,92
0,92
CM2
0,89
0,89
CM3
0,85
0,00
CM4
0,85
0,85
CM5
0,83
0,83
CM6
0,79
0,00
CM7
0,74
0,34
AP.Nº1
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121
Tabla 29. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121 de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,17
0,24
CÁCERES
1,16
0,00
CM1
1,10
1,10
CM2
1,03
1,03
CM3
0,97
0,00
CM4
0,98
0,98
CM5
1,06
1,06
CM6
1,04
0,00
CM7
1,04
0,17
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,22
0,00
TRUJILLO
1,25
0,10
AP.Nº1 (18B)
1,29
0,63
AP.Nº121
1,16
0,00
CM1
1,13
1,13
CM2
1,06
1,06
CM3
0,97
0,00
CM4
1,05
1,05
CM5
1,05
1,05
CM6
1,04
0,00
CM7
1,35
0,37
AP.Nº1
Pág. 33 de 102
Tabla 30. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121 de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,10
0,21
CÁCERES
1,09
0,00
CM1
1,03
1,03
CM2
0,94
0,94
CM3
0,85
0,00
CM4
0,82
0,82
CM5
0,83
0,83
CM6
0,78
0,00
CM7
0,76
0,15
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,19
0,00
TRUJILLO
1,21
0,09
AP.Nº1 (18B)
1,21
0,56
AP.Nº121
1,09
0,00
CM1
1,06
1,06
CM2
0,98
0,98
CM3
0,85
0,00
CM4
0,86
0,86
CM5
0,84
0,84
CM6
0,78
0,00
CM7
1,03
0,36
AP.Nº1
Tabla 31. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121 de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,04
0,23
CÁCERES
1,03
0,00
CM1
0,99
0,99
CM2
0,88
0,88
CM3
0,78
0,00
CM4
0,73
0,73
CM5
0,65
0,65
CM6
0,59
0,00
CM7
0,56
0,14
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,20
0,00
TRUJILLO
1,22
0,10
AP.Nº1 (18B)
1,16
0,63
AP.Nº121
1,03
0,00
CM1
1,00
1,00
CM2
0,95
0,95
CM3
0,78
0,00
CM4
0,74
0,74
CM5
0,68
0,68
CM6
0,59
0,00
CM7
0,74
0,41
AP.Nº1
Pág. 34 de 102
4.8.2.3.
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo
AP.Nº1(18B)
Tabla 32. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1(18B) de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,59
0,05
CÁCERES
0,57
0,00
CM1
0,48
0,48
CM2
0,43
0,43
CM3
0,38
0,00
CM4
0,43
0,43
CM5
0,52
0,52
CM6
0,55
0,00
CM7
0,58
0,07
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,00
0,00
TRUJILLO
1,11
0,46
AP.Nº1 (18B)
0,66
0,14
AP.Nº121
0,57
0,00
CM1
0,51
0,51
CM2
0,45
0,45
CM3
0,38
0,00
CM4
0,52
0,52
CM5
0,53
0,53
CM6
0,55
0,00
CM7
0,73
0,15
AP.Nº1
Tabla 33. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1(18B) de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,58
0,04
CÁCERES
0,56
0,00
CM1
0,49
0,49
CM2
0,43
0,43
CM3
0,37
0,00
CM4
0,39
0,39
CM5
0,44
0,44
CM6
0,43
0,00
CM7
0,44
0,06
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,96
0,00
TRUJILLO
1,05
0,41
AP.Nº1 (18B)
0,64
0,13
AP.Nº121
0,56
0,00
CM1
0,53
0,53
CM2
0,46
0,46
CM3
0,37
0,00
CM4
0,48
0,48
CM5
0,45
0,45
CM6
0,43
0,00
CM7
0,59
0,15
AP.Nº1
Pág. 35 de 102
Tabla 34. Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1(18B) de la línea
Los Arenales – Trujillo: Tensiones absolutas y locales obtenidas para cortocircuito en fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,65
0,04
CÁCERES
0,63
0,00
CM1
0,55
0,55
CM2
0,47
0,47
CM3
0,37
0,00
CM4
0,33
0,33
CM5
0,32
0,32
CM6
0,26
0,00
CM7
0,24
0,06
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,00
0,00
TRUJILLO
1,11
0,47
AP.Nº1 (18B)
0,72
0,15
AP.Nº121
0,63
0,00
CM1
0,57
0,57
CM2
0,48
0,48
CM3
0,37
0,00
CM4
0,40
0,40
CM5
0,33
0,33
CM6
0,26
0,00
CM7
0,40
0,17
AP.Nº1
4.8.3. Cortocircuitos monofásicos debidos a cebado inverso. Valores máximos
obtenidos.
En la Tabla 35 se resumen los valores máximos de las tensiones de pantalla,
absolutas y locales, obtenidas en los accesorios provistos de limitadores de
sobretensiones, para todos los cortocircuitos monofásicos en apoyos PAS simulados.
Tabla 35. Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos los cortocircuitos monofásicos
en apoyos PAS.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,17
0,26
CÁCERES
1,16
0,00
CM1
1,10
1,10
CM2
1,06
1,06
CM3
1,02
0,00
CM4
1,04
1,04
CM5
1,08
1,08
CM6
1,06
0,00
CM7
1,08
0,43
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,22
0,00
TRUJILLO
1,25
0,47
AP.Nº1 (18B)
1,29
0,63
AP.Nº121
1,16
0,00
CM1
1,13
1,13
CM2
1,08
1,08
CM3
1,02
0,00
CM4
1,06
1,06
CM5
1,10
1,10
CM6
1,06
0,00
CM7
1,35
0,41
AP.Nº1
Pág. 36 de 102
4.9.
Resultados de la simulación en caso de cortocircuito monofásico
debido a caída de conductor
Se han analizado las sobretensiones temporales en el caso de cortocircuito
monofásico debido a caída de conductor. Para los cortocircuitos debidos a caída de
conductor se ha considerado una resistencia de falta de 15 Ω. Se han simulado los
siguientes cortocircuitos:

Línea Los Arenales – Cáceres:
1. Cortocircuito monofásico por caída de conductor en el primer vano de la
sección aérea AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1
(aporte de corriente desde ST Cáceres).

Línea Los Arenales – Trujillo:
1. Cortocircuito monofásico por caída de conductor en el primer vano de la
sección aérea AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1
(aporte de corriente desde ST Trujillo).
2. Cortocircuito monofásico por caída de conductor en el primer vano de la
sección aérea AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº1(18B)
(aporte de corriente desde ST Trujillo).
3. Cortocircuito monofásico por caída de conductor en el primer vano de la
sección aérea AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº121
(aporte de corriente desde ST Los Arenales).
En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos. En estas tablas se
reflejan las tensiones de pantalla absolutas (Uabs) de todos los accesorios, que
corresponden a valores referidos respecto de una tierra remota y son las tensiones a las
que están solicitadas las cubiertas. Asimismo, se muestran las tensiones de pantalla
locales (Ulocal). Estas tensiones corresponden a los valores de tensión vistos por los
limitadores de sobretensiones.
Informe nº 2019023J0057
Pág. 37 de 102
4.9.1. Línea Los Arenales – Cáceres
4.9.1.1.
Cortocircuitos monofásicos debido a caída de conductor por el lado de la
subestación Cáceres
4.9.1.1.1. Tramo aéreo AP.Nº1 – ST Los Arenales
Tabla 36. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1 (aporte de corriente desde ST Cáceres).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,46
0,10
CÁCERES
0,46
0,00
CM1
0,60
0,60
CM2
0,75
0,75
CM3
0,90
0,00
CM4
1,16
1,16
CM5
1,34
1,34
CM6
1,52
0,00
CM7
1,73
0,15
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,14
0,00
TRUJILLO
0,14
0,01
AP.Nº1 (18B)
0,42
0,02
AP.Nº121
0,46
0,00
CM1
0,59
0,59
CM2
0,74
0,74
CM3
0,90
0,00
CM4
1,12
1,12
CM5
1,33
1,33
CM6
1,52
0,00
CM7
1,66
0,03
AP.Nº1
Tabla 37. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1 (aporte de corriente desde ST Cáceres).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,45
0,09
CÁCERES
0,45
0,00
CM1
0,59
0,59
CM2
0,75
0,75
CM3
0,91
0,00
CM4
1,18
1,18
CM5
1,37
1,37
CM6
1,56
0,00
CM7
1,78
0,13
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,15
0,00
TRUJILLO
0,15
0,02
AP.Nº1 (18B)
0,42
0,01
AP.Nº121
0,45
0,00
CM1
0,59
0,59
CM2
0,75
0,75
CM3
0,91
0,00
CM4
1,14
1,14
CM5
1,36
1,36
CM6
1,56
0,00
CM7
1,72
0,03
AP.Nº1
Pág. 38 de 102
Tabla 38. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1 (aporte de corriente desde ST Cáceres).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,48
0,10
CÁCERES
0,47
0,00
CM1
0,61
0,61
CM2
0,78
0,78
CM3
0,94
0,00
CM4
1,22
1,22
CM5
1,43
1,43
CM6
1,62
0,00
CM7
1,84
0,15
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,13
0,00
TRUJILLO
0,14
0,01
AP.Nº1 (18B)
0,44
0,02
AP.Nº121
0,47
0,00
CM1
0,61
0,61
CM2
0,78
0,78
CM3
0,94
0,00
CM4
1,18
1,18
CM5
1,41
1,41
CM6
1,62
0,00
CM7
1,78
0,04
AP.Nº1
4.9.2. Línea Los Arenales – Trujillo
4.9.2.1.
Cortocircuitos monofásicos debido a caída de conductor por el lado de la
subestación Trujillo
4.9.2.1.1. Tramo aéreo AP.Nº1 – ST Los Arenales
Tabla 39. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1 (aporte de corriente desde ST Trujillo).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,30
0,02
CÁCERES
0,25
0,00
CM1
0,11
0,11
CM2
0,28
0,28
CM3
0,50
0,00
CM4
0,76
0,76
CM5
1,01
1,01
CM6
1,24
0,00
CM7
1,40
0,04
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,71
0,00
TRUJILLO
0,72
0,07
AP.Nº1 (18B)
0,43
0,10
AP.Nº121
0,25
0,00
CM1
0,14
0,14
CM2
0,31
0,31
CM3
0,50
0,00
CM4
0,82
0,82
CM5
1,04
1,04
CM6
1,24
0,00
CM7
1,47
0,12
AP.Nº1
Pág. 39 de 102
Tabla 40. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1 (aporte de corriente desde ST Trujillo).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,26
0,02
CÁCERES
0,22
0,00
CM1
0,13
0,13
CM2
0,32
0,32
CM3
0,53
0,00
CM4
0,78
0,78
CM5
1,03
1,03
CM6
1,25
0,00
CM7
1,40
0,03
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,66
0,00
TRUJILLO
0,67
0,06
AP.Nº1 (18B)
0,39
0,09
AP.Nº121
0,22
0,00
CM1
0,16
0,16
CM2
0,34
0,34
CM3
0,53
0,00
CM4
0,83
0,83
CM5
1,06
1,06
CM6
1,25
0,00
CM7
1,47
0,11
AP.Nº1
Tabla 41. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1 – ST Los Arenales, partiendo del apoyo AP.Nº1 (aporte de corriente desde ST Trujillo).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,28
0,02
CÁCERES
0,24
0,00
CM1
0,12
0,12
CM2
0,27
0,27
CM3
0,48
0,00
CM4
0,72
0,72
CM5
0,95
0,95
CM6
1,18
0,00
CM7
1,32
0,03
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,68
0,00
TRUJILLO
0,70
0,07
AP.Nº1 (18B)
0,42
0,10
AP.Nº121
0,24
0,00
CM1
0,15
0,15
CM2
0,29
0,29
CM3
0,48
0,00
CM4
0,77
0,77
CM5
0,98
0,98
CM6
1,18
0,00
CM7
1,39
0,12
AP.Nº1
Pág. 40 de 102
4.9.2.1.2. Tramo aéreo AP.Nº1(18B) – AP.Nº121
Tabla 42. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº1(18B) (aporte de corriente desde ST Trujillo).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,05
0,01
CÁCERES
0,05
0,00
CM1
0,05
0,05
CM2
0,04
0,04
CM3
0,02
0,00
CM4
0,03
0,03
CM5
0,03
0,03
CM6
0,02
0,00
CM7
0,03
0,01
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,99
0,00
TRUJILLO
2,03
0,09
AP.Nº1
0,07
0,02
AP.Nº121
0,05
0,00
CM1
0,05
0,05
CM2
0,04
0,04
CM3
0,02
0,00
CM4
0,03
0,03
CM5
0,03
0,03
CM6
0,02
0,00
CM7
0,04
0,02
AP.Nº1
Tabla 43. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº1(18B) (aporte de corriente desde ST Trujillo).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,06
0,01
CÁCERES
0,06
0,00
CM1
0,07
0,07
CM2
0,05
0,05
CM3
0,04
0,00
CM4
0,06
0,06
CM5
0,05
0,05
CM6
0,04
0,00
CM7
0,05
0,01
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,99
0,00
TRUJILLO
2,02
0,08
AP.Nº1
0,07
0,02
AP.Nº121
0,06
0,00
CM1
0,06
0,06
CM2
0,05
0,05
CM3
0,04
0,00
CM4
0,04
0,04
CM5
0,04
0,04
CM6
0,04
0,00
CM7
0,05
0,02
AP.Nº1
Pág. 41 de 102
Tabla 44. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº1(18B) (aporte de corriente desde ST Trujillo).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,06
0,01
CÁCERES
0,05
0,00
CM1
0,06
0,06
CM2
0,05
0,05
CM3
0,04
0,00
CM4
0,06
0,06
CM5
0,06
0,06
CM6
0,06
0,00
CM7
0,07
0,01
AP.Nº1
4.9.2.2.
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
2,00
0,00
TRUJILLO
2,03
0,09
AP.Nº1
0,07
0,02
AP.Nº121
0,05
0,00
CM1
0,06
0,06
CM2
0,05
0,05
CM3
0,04
0,00
CM4
0,06
0,06
CM5
0,06
0,06
CM6
0,06
0,00
CM7
0,08
0,02
AP.Nº1
Cortocircuitos monofásicos debido a caída de conductor por el lado de la
subestación Los Arenales
4.9.2.2.1. Tramo aéreo AP.Nº1(18B) – AP.Nº121
Tabla 45. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº121 (aporte de corriente desde ST Los Arenales).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,20
0,05
CÁCERES
1,16
0,00
CM1
1,00
1,00
CM2
0,83
0,83
CM3
0,71
0,00
CM4
0,68
0,68
CM5
0,72
0,72
CM6
0,74
0,00
CM7
0,77
0,08
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,28
0,00
TRUJILLO
0,29
0,02
AP.Nº1
1,34
0,13
AP.Nº121
1,16
0,00
CM1
1,01
1,01
CM2
0,85
0,85
CM3
0,71
0,00
CM4
0,73
0,73
CM5
0,74
0,74
CM6
0,74
0,00
CM7
0,94
0,18
AP.Nº1
Pág. 42 de 102
Tabla 46. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº121 (aporte de corriente desde ST Los Arenales).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,20
0,04
CÁCERES
1,17
0,00
CM1
1,03
1,03
CM2
0,87
0,87
CM3
0,75
0,00
CM4
0,70
0,70
CM5
0,68
0,68
CM6
0,66
0,00
CM7
0,66
0,08
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,29
0,00
TRUJILLO
0,30
0,02
AP.Nº1
1,34
0,11
AP.Nº121
1,17
0,00
CM1
1,04
1,04
CM2
0,89
0,89
CM3
0,75
0,00
CM4
0,73
0,73
CM5
0,70
0,70
CM6
0,66
0,00
CM7
0,82
0,17
AP.Nº1
Tabla 47. Cortocircuito monofásico debido a caída de conductor en el primer vano de la sección aérea
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, partiendo del apoyo AP.Nº121 (aporte de corriente desde ST Los Arenales).
Tensiones absolutas y locales obtenidas para el cortocircuito en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,25
0,04
CÁCERES
1,22
0,00
CM1
1,09
1,09
CM2
0,94
0,94
CM3
0,81
0,00
CM4
0,72
0,72
CM5
0,66
0,66
CM6
0,59
0,00
CM7
0,55
0,07
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,28
0,00
TRUJILLO
0,29
0,02
AP.Nº1
1,39
0,13
AP.Nº121
1,22
0,00
CM1
1,11
1,11
CM2
0,97
0,97
CM3
0,81
0,00
CM4
0,73
0,73
CM5
0,67
0,67
CM6
0,59
0,00
CM7
0,70
0,20
AP.Nº1
Pág. 43 de 102
4.9.3. Cortocircuitos monofásicos debidos a caída de conductor. Valores máximos
obtenidos.
En la Tabla 48 se resumen los valores máximos de las tensiones de pantalla,
absolutas y locales, obtenidas en los accesorios provistos de limitadores de
sobretensiones, para todos los cortocircuitos monofásicos debidos a caída de
conductor simulados.
Tabla 48. Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos los cortocircuitos monofásicos
debidos a caída de conductor.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,25
0,10
CÁCERES
1,22
0,00
CM1
1,09
1,09
CM2
0,94
0,94
CM3
0,94
0,00
CM4
1,22
1,22
CM5
1,43
1,43
CM6
1,62
0,00
CM7
1,84
0,15
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
2,00
0,00
TRUJILLO
2,03
0,09
AP.Nº1 (18B)
1,39
0,13
AP.Nº121
1,22
0,00
CM1
1,11
1,11
CM2
0,97
0,97
CM3
0,94
0,00
CM4
1,18
1,18
CM5
1,41
1,41
CM6
1,62
0,00
CM7
1,78
0,20
AP.Nº1
Pág. 44 de 102
4.10. Casos particulares.
4.10.1. Resistencias de puesta a tierra reducidas un 50%.
En las siguientes tablas se presentan los resultados para los casos en los que se
ha obtenido mayores valores de tensión local, habiendo repetido los cálculos con todos
los valores de resistencias de puesta a tierra reducidas un 50% (ver Tabla 49).
Tabla 49. Valores de resistencias de puesta a tierra reducidas un 50%.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
ACCESORIO
Rpat (Ω)
0,50
CÁCERES
2,50
CM1
2,50
CM4
2,50
CM7
5,00
AP.Nº1
0,50
LOS ARENALES
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
ACCESORIO
Rpat (Ω)
0,50
TRUJILLO
5,00
AP.N1(18B)
5,00
AP.Nº121
2,50
CM1
2,50
CM4
2,50
CM7
5,00
AP.Nº1
0,50
LOS ARENALES
Se ha considerado un valor de 10  para las puestas a tierra de los apoyos
intermedios.
Estas tablas muestran las tensiones de pantalla obtenidas, tanto absolutas (Uabs)
como locales (Ulocal) de todos los accesorios, para los siguientes escenarios:





Cortocircuito monofásico en la subestación de Los Arenales, en la fase 4
(ver Tabla 50).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1
de la línea Los Arenales – Cáceres, en la fase 8 (ver Tabla 51).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1
de la línea Los Arenales – Trujillo, en la fase 0 (ver Tabla 52).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121
de la línea Los Arenales – Trujillo, en las fases 0 y 8 (ver Tabla 53 y
Tabla 54).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo
AP.Nº1 (18B) de la línea Los Arenales – Trujillo, en la fase 8 (ver
Tabla 55).
Informe nº 2019023J0057
Pág. 45 de 102
Tabla 50. Resistencias de puesta a tierras reducidas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito monofásico en la subestación de Los Arenales, en la fase4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,27
0,19
CÁCERES
0,18
0,00
CM1
0,19
0,19
CM2
0,46
0,46
CM3
0,73
0,00
CM4
1,11
1,11
CM5
1,40
1,40
CM6
1,68
0,00
CM7
1,97
0,28
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,59
0,00
TRUJILLO
0,61
0,08
AP.Nº1 (18B)
0,42
0,12
AP.Nº121
0,18
0,00
CM1
0,19
0,19
CM2
0,48
0,48
CM3
0,73
0,00
CM4
1,11
1,11
CM5
1,42
1,42
CM6
1,68
0,00
CM7
1,97
0,21
AP.Nº1
Tabla 51. Resistencias de puesta a tierras reducidas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea Los Arenales – Cáceres,
en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,50
0,26
CÁCERES
0,51
0,00
CM1
0,61
0,61
CM2
0,60
0,60
CM3
0,60
0,00
CM4
0,68
0,68
CM5
0,74
0,74
CM6
0,78
0,00
CM7
0,83
0,42
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,59
0,00
TRUJILLO
0,62
0,08
AP.Nº1 (18B)
0,61
0,14
AP.Nº121
0,51
0,00
CM1
0,57
0,57
CM2
0,60
0,60
CM3
0,60
0,00
CM4
0,69
0,69
CM5
0,76
0,76
CM6
0,78
0,00
CM7
0,80
0,34
AP.Nº1
Pág. 46 de 102
Tabla 52. Resistencias de puesta a tierras reducidas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea Los Arenales – Trujillo,
en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,58
0,24
CÁCERES
0,59
0,00
CM1
0,64
0,64
CM2
0,65
0,65
CM3
0,66
0,00
CM4
0,72
0,72
CM5
0,80
0,80
CM6
0,83
0,00
CM7
0,87
0,41
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,66
0,00
TRUJILLO
0,69
0,09
AP.Nº1 (18B)
0,69
0,15
AP.Nº121
0,59
0,00
CM1
0,64
0,64
CM2
0,67
0,67
CM3
0,66
0,00
CM4
0,74
0,74
CM5
0,82
0,82
CM6
0,83
0,00
CM7
0,88
0,35
AP.Nº1
Tabla 53. Resistencias de puesta a tierras reducidas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121 de la línea
Los Arenales – Trujillo, en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,63
0,23
CÁCERES
0,63
0,00
CM1
0,65
0,65
CM2
0,62
0,62
CM3
0,62
0,00
CM4
0,70
0,70
CM5
0,84
0,84
CM6
0,86
0,00
CM7
0,89
0,17
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,66
0,00
TRUJILLO
0,69
0,09
AP.Nº1 (18B)
0,77
0,63
AP.Nº121
0,63
0,00
CM1
0,68
0,68
CM2
0,68
0,68
CM3
0,62
0,00
CM4
0,78
0,78
CM5
0,83
0,83
CM6
0,86
0,00
CM7
1,19
0,37
AP.Nº1
Pág. 47 de 102
Tabla 54. Resistencias de puesta a tierras reducidas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121 de la línea
Los Arenales – Trujillo, en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,56
0,23
CÁCERES
0,56
0,00
CM1
0,59
0,59
CM2
0,51
0,51
CM3
0,45
0,00
CM4
0,46
0,46
CM5
0,44
0,44
CM6
0,42
0,00
CM7
0,42
0,14
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,65
0,00
TRUJILLO
0,68
0,09
AP.Nº1 (18B)
0,71
0,63
AP.Nº121
0,56
0,00
CM1
0,59
0,59
CM2
0,61
0,61
CM3
0,45
0,00
CM4
0,47
0,47
CM5
0,46
0,46
CM6
0,42
0,00
CM7
0,66
0,41
AP.Nº1
Tabla 55. Resistencias de puesta a tierras reducidas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas para
cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 (18B) de la línea
Los Arenales – Trujillo, en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,39
0,04
CÁCERES
0,37
0,00
CM1
0,31
0,31
CM2
0,25
0,25
CM3
0,16
0,00
CM4
0,15
0,15
CM5
0,17
0,17
CM6
0,14
0,00
CM7
0,13
0,05
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,55
0,00
TRUJILLO
0,67
0,47
AP.Nº1 (18B)
0,46
0,14
AP.Nº121
0,37
0,00
CM1
0,34
0,34
CM2
0,26
0,26
CM3
0,16
0,00
CM4
0,24
0,24
CM5
0,18
0,18
CM6
0,14
0,00
CM7
0,29
0,17
AP.Nº1
Pág. 48 de 102
4.10.2. Resistencias de puesta a tierra incrementadas un 50%.
En las siguientes tablas se presentan los resultados para los casos en los que se
ha obtenido mayores valores de tensión local, habiendo repetido los cálculos con todos
los valores de resistencias de puesta a tierra incrementados un 50% (ver Tabla 56).
Tabla 56. Valores de resistencias de puesta a tierras incrementadas un 50%.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
ACCESORIO
Rpat (Ω)
1,50
CÁCERES
7,50
CM1
7,50
CM4
7,50
CM7
15,00
AP.Nº1
1,50
LOS ARENALES
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
ACCESORIO
Rpat (Ω)
1,50
TRUJILLO
15,00
AP.N1(18B)
15,00
AP.Nº121
7,50
CM1
7,50
CM4
7,50
CM7
15,00
AP.Nº1
1,50
LOS ARENALES
Se ha considerado un valor de 30  para las puestas a tierra de los apoyos
intermedios.
Estas tablas muestran las tensiones de pantalla obtenidas, tanto absolutas (Uabs)
como locales (Ulocal) de todos los accesorios, para los siguientes escenarios:





Cortocircuito monofásico en la subestación de Los Arenales, en la fase 4
(ver Tabla 57).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1
de la línea Los Arenales – Cáceres, en la fase 8 (ver Tabla 58).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1
de la línea Los Arenales – Trujillo, en la fase 0 (ver Tabla 59).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121
de la línea Los Arenales – Trujillo, en las fases 0 y 8 (ver Tabla 60 y
Tabla 61).
Cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo
AP.Nº1 (18B) de la línea Los Arenales – Trujillo, en la fase 8 (ver Tabla
62).
Informe nº 2019023J0057
Pág. 49 de 102
Tabla 57. Resistencias de puesta a tierras incrementadas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas
para cortocircuito monofásico en la subestación de Los Arenales, en la fase4.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,07
0,18
CÁCERES
0,13
0,00
CM1
0,61
0,61
CM2
0,91
0,91
CM3
1,22
0,00
CM4
1,70
1,70
CM5
2,01
2,01
CM6
2,32
0,00
CM7
2,65
0,27
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,53
0,00
TRUJILLO
1,54
0,08
AP.Nº1 (18B)
0,15
0,11
AP.Nº121
0,13
0,00
CM1
0,58
0,58
CM2
0,91
0,91
CM3
1,22
0,00
CM4
1,68
1,68
CM5
2,01
2,01
CM6
2,32
0,00
CM7
2,61
0,21
AP.Nº1
Tabla 58. Resistencias de puesta a tierras incrementadas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas
para cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea
Los Arenales – Cáceres, en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,35
0,26
CÁCERES
1,33
0,00
CM1
1,32
1,32
CM2
1,25
1,25
CM3
1,18
0,00
CM4
1,16
1,16
CM5
1,15
1,15
CM6
1,11
0,00
CM7
1,11
0,42
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,54
0,00
TRUJILLO
1,56
0,08
AP.Nº1 (18B)
1,44
0,14
AP.Nº121
1,33
0,00
CM1
1,31
1,31
CM2
1,26
1,26
CM3
1,18
0,00
CM4
1,18
1,18
CM5
1,17
1,17
CM6
1,11
0,00
CM7
1,09
0,33
AP.Nº1
Pág. 50 de 102
Tabla 59. Resistencias de puesta a tierras incrementadas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas
para cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 de la línea
Los Arenales – Trujillo, en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,52
0,24
CÁCERES
1,50
0,00
CM1
1,44
1,44
CM2
1,38
1,38
CM3
1,30
0,00
CM4
1,27
1,27
CM5
1,26
1,26
CM6
1,20
0,00
CM7
1,18
0,41
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,71
0,00
TRUJILLO
1,73
0,10
AP.Nº1 (18B)
1,61
0,16
AP.Nº121
1,50
0,00
CM1
1,47
1,47
CM2
1,40
1,40
CM3
1,30
0,00
CM4
1,30
1,30
CM5
1,28
1,28
CM6
1,20
0,00
CM7
1,19
0,34
AP.Nº1
Tabla 60. Resistencias de puesta a tierras incrementadas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas
para cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121 de la línea
Los Arenales – Trujillo, en la fase 0.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,59
0,24
CÁCERES
1,57
0,00
CM1
1,46
1,46
CM2
1,35
1,35
CM3
1,24
0,00
CM4
1,19
1,19
CM5
1,20
1,20
CM6
1,13
0,00
CM7
1,10
0,17
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,72
0,00
TRUJILLO
1,74
0,10
AP.Nº1 (18B)
1,69
0,63
AP.Nº121
1,57
0,00
CM1
1,49
1,49
CM2
1,37
1,37
CM3
1,24
0,00
CM4
1,25
1,25
CM5
1,20
1,20
CM6
1,13
0,00
CM7
1,39
0,37
AP.Nº1
Pág. 51 de 102
Tabla 61. Resistencias de puesta a tierras incrementadas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas
para cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº121 de la línea
Los Arenales – Trujillo, en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,42
0,23
CÁCERES
1,40
0,00
CM1
1,32
1,32
CM2
1,19
1,19
CM3
1,05
0,00
CM4
0,97
0,97
CM5
0,85
0,85
CM6
0,74
0,00
CM7
0,70
0,14
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,69
0,00
TRUJILLO
1,71
0,10
AP.Nº1 (18B)
1,53
0,63
AP.Nº121
1,40
0,00
CM1
1,33
1,33
CM2
1,24
1,24
CM3
1,05
0,00
CM4
0,98
0,98
CM5
0,88
0,88
CM6
0,74
0,00
CM7
0,81
0,41
AP.Nº1
Tabla 62. Resistencias de puesta a tierras incrementadas un 50%. Tensiones absolutas y locales obtenidas
para cortocircuito monofásico debido a cebado inverso en el apoyo AP.Nº1 (18B) de la línea
Los Arenales – Trujillo, en la fase 8.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
0,87
0,05
CÁCERES
0,85
0,00
CM1
0,75
0,75
CM2
0,66
0,66
CM3
0,56
0,00
CM4
0,51
0,51
CM5
0,48
0,48
CM6
0,41
0,00
CM7
0,38
0,06
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,41
0,00
TRUJILLO
1,51
0,47
AP.Nº1 (18B)
0,93
0,15
AP.Nº121
0,85
0,00
CM1
0,77
0,77
CM2
0,68
0,68
CM3
0,56
0,00
CM4
0,57
0,57
CM5
0,49
0,49
CM6
0,41
0,00
CM7
0,52
0,17
AP.Nº1
Pág. 52 de 102
4.11. Sobretensiones temporales máximas
En la Tabla 63 se resumen los valores máximos de las tensiones de pantalla,
absolutas y locales, obtenidas en los accesorios provistos de limitadores de
sobretensiones, para todos los cortocircuitos simulados.
Tabla 63. Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos los cortocircuitos simulados.
LÍNEA:
LOS ARENALES – CÁCERES
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
1,59
0,26
CÁCERES
1,57
0,00
CM1
1,46
1,46
CM2
1,38
1,38
CM3
1,30
0,00
CM4
1,70
1,70
CM5
2,01
2,01
CM6
2,32
0,00
CM7
2,65
0,43
AP.Nº1
LÍNEA:
LOS ARENALES – TRUJILLO
Accesorio
Uabs(kV)
Ulocal(kV)
2,00
0,00
TRUJILLO
2,03
0,47
AP.Nº1 (18B)
1,69
0,63
AP.Nº121
1,57
0,00
CM1
1,49
1,49
CM2
1,40
1,40
CM3
1,30
0,00
CM4
1,68
1,68
CM5
2,01
2,01
CM6
2,32
0,00
CM7
AP.Nº1
Informe nº 2019023J0057
2,61
0,41
Pág. 53 de 102
4.12. Comprobación de las cubiertas exteriores de los cables en función de
las sobretensiones temporales
Para comprobar que las cubiertas exteriores de los cables soportan las
sobretensiones temporales a las que pueden estar sometidas cuando se producen
cortocircuitos en la línea, se debe cumplir, para todos los accesorios de la línea, la
siguiente condición:
_
_
1,10 ∗
_
(*) Según el apartado 4.4 del documento REE/NORM/2017/35.
Tabla 64. Línea Los Arenales – Cáceres. Comprobación de las cubiertas de los cables:
Accesorio
Utemp_max_abs
(kV)
U(rw_AC) (*)
(kV)
CS
CÁCERES
CM1
CM2
CM3
CM4
CM5
CM6
CM7
AP.Nº1
1,59
1,57
1,46
1,38
1,30
1,70
2,01
2,32
2,65
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
12,59
12,72
13,69
14,53
15,36
11,78
9,94
8,62
7,55
Tabla 65. Línea Los Arenales – Trujillo. Comprobación de las cubiertas de los cables:
Accesorio
Utemp_max_abs
(kV)
U(rw_AC) (*)
(kV)
CS
TRUJILLO
AP.Nº1 (18B)
AP.Nº121
CM1
CM2
CM3
CM4
CM5
CM6
CM7
AP.Nº1
2,00
2,03
1,69
1,57
1,49
1,40
1,30
1,68
2,01
2,32
2,61
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
20,00
10,02
9,84
11,82
12,72
13,45
14,24
15,36
11,93
9,94
8,62
7,66
(*) Valor obtenido de la Tabla 12 del documento REE/NORM/2017/35.
Informe nº 2019023J0057
Pág. 54 de 102
4.13. Criterios generales para la selección de los limitadores de
sobretensiones
La elección de los limitadores de sobretensiones se debe realizar en base a los
criterios siguientes:
a. La tensión asignada del limitador Ur (valor eficaz de la tensión de 50 Hz que el
limitador es capaz de soportar durante 10 segundos) ha de ser superior al mayor
de los valores de sobretensiones obtenidas.
b. El margen de protección MP, obtenido para un limitador de tensión asignada
dada Ur ha de ser suficiente (MP ≥15 %, según UNE-EN 60071-2 sobre
Coordinación de Aislamiento).
c. Este margen de protección se obtiene de la expresión siguiente:
MP =
NA - NP
NP x 100
Siendo:
MP: Margen de protección (%)
NA: Nivel de aislamiento (kV)
NP: Nivel de protección (kV)
d. El nivel de aislamiento NA, según UNE 211067-1 tabla G.1, sería de 47,5 kV
entre pantalla y tierra (nivel que debería soportar la cubierta del cable) y de
95 kV entre partes (nivel que debería soportar el aislamiento entre dos pantallas
distintas, por ejemplo en el caso de un cruzamiento de pantallas). No obstante, a
efectos prácticos, conviene considerar un nivel de aislamiento inferior, con el fin
de tener en cuenta las imperfecciones que existan en los aislamientos una vez
montados en campo.
e. El nivel de protección NP, depende de la tensión asignada del limitador Ur y del
fabricante del mismo. Este nivel de protección varía normalmente entre
2,5 veces y 3 veces la tensión asignada: NP = (2,5÷3) x Ur. Este nivel de
protección NP debe ser incrementado, no obstante, para tener en cuenta las
sobretensiones adicionales debidas a las conexiones entre las pantallas de los
cables y los limitadores de sobretensiones.
f. En caso de no cumplirse la condición anterior (MP <15 %,), cabe la posibilidad
de elegir un limitador de sobretensiones, con una tensión asignada Ur inferior,
considerando la tensión de 50 Hz que es capaz de soportar durante 1 segundo.
Esta tensión, aunque depende del fabricante, suele ser un 20% superior a la
tensión asignada Ur.
g. Siempre que se cumpla el nivel de aislamiento requerido (criterio “b”) y la
tensión asignada del limitador Ur cumpla el criterio “a”, conviene elegir el
limitador de sobretensiones con mayor Ur posible, de modo que sea válido para
incrementos futuros de las corrientes de cortocircuitos.
Informe nº 2019023J0057
Pág. 55 de 102
5.
SELECCIÓN
DE
SOBRETENSIONES
LOS
LIMITADORES
DE
5.1.
Requisitos mínimos de los limitadores de sobretensiones en pantallas
(LTP) a instalar
En base a los resultados obtenidos en los apartados 4.4 a 4.10, y teniendo en
cuenta los criterios del apartado 4.13 y los de la guía de dimensionamiento de los
limitadores de tensión en pantallas (LTP’s) [8], en la Tabla 66 y Tabla 67 se presentan,
para las líneas Los Arenales – Cáceres y Los Arenales – Trujillo, los valores
máximos de las tensiones de pantalla locales obtenidas en los accesorios provistos de
limitadores de sobretensiones, para todo el conjunto de cortocircuitos trifásicos y
monofásicos simulados. Así mismo, se muestran los requisitos mínimos que deben
cumplir los LTP a instalar, para las pantallas no puestas a tierra de los distintos
accesorios de cable.
5.1.1. Línea Los Arenales – Cáceres
Tabla 66. Línea Los Arenales – Cáceres: Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos
los cortocircuitos calculados y requisitos mínimos de los limitadores de sobretensiones a instalar; para las
pantallas no puestas a tierra de los distintos accesorios de cable.
Accesorio
Ulocal Máxima
(kV)
Tensión asignada
limitador
Ur (kV)
CÁCERES
CM1
CM2
CM3
CM4
CM5
CM6
CM7
AP.Nº1
0,26
0,00
1,46
1,38
0,00
1,70
2,01
0,00
0,43
≥ 3,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 3,00
Ur/ Ulocal
máxima
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
Tensión temporal
máxima 1 s
U1s (kV)
≥ 3,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 3,00
máxima
Modelo propuesto
de LTP
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
Ver Gráfico 1
-Ver Gráfico 2
Ver Gráfico 2
-Ver Gráfico 2
Ver Gráfico 2
-Ver Gráfico 3
Ut (1s) / Ulocal
En los siguientes gráficos se indican, para cada tipo de accesorio con pantalla
protegida por limitador, el rango de valores de tensiones residuales (Ures) de los
limitadores de sobretensiones, que condicionan las longitudes máximas de instalación
del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión de pantallas donde se
encuentra instalado el limitador.
Informe nº 2019023J0057
Pág. 56 de 102
Accesorio Cáceres.
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Tipo de cable de conexión adicional (ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
Cáceres
Terminales exteriores con cable unipolar en soporte
exterior
Unipolar aislado. Inductancia 0,70 µH/m
Unipolar aislado. Inductancia 1 µH/m
Zc (Ω)
22,27
Nota 1: Valores según la Tabla 10 del documento REE/NORM/2017/35.
Nota 2: Valor obtenido por cálculo mediante los parámetros del cable de potencia según su ficha técnica.
Gráfico 1. Longitud del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, en función de la
tensión residual del limitador, para un accesorio del tipo: Terminales exteriores con cable unipolar en
soporte exterior (Aplicable al accesorio Cáceres).
Terminales exteriores con cable unipolar en soporte exterior
Longitud máxima cable coexión (m)
10.0
9.0
8.0
7.0
L.ad = 0 m
6.0
L.ad = 1 m
5.0
L.ad = 2 m
4.0
L.ad = 3 m
3.0
L.ad = 4 m
2.0
L.ad = 5 m
1.0
0.0
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
Tensión residual (kV) LTP (Onda 8/20 µs (10 kA))
Informe nº 2019023J0057
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Accesorios CM2, CM3, CM5 y CM6.
Accesorios
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
CM2, CM3, CM5 y CM6
Empalme seccionado Cross-Bonding
Cable concéntrico. Inductancia 0,375 µH/m
Zc (Ω)
22,27
Nota 1: Valores según la Tabla 10 del documento REE/NORM/2017/35.
Nota 2: Valor obtenido por cálculo mediante los parámetros del cable de potencia según su ficha técnica.
Gráfico 2. Longitud del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, en función de la
tensión residual del limitador, para un accesorio del tipo: Cross-Bonding. Empalme seccionado con cable
concéntrico (Aplicable a los accesorios CM2, CM3, CM5 y CM6).
Cross-Bonding. Empalme seccionado con cable concéntrico
Longitud máxima cable coexión (m)
10.0
9.0
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
Tensión residual (kV) LTP (Onda 8/20 µs (10 kA))
Informe nº 2019023J0057
Pág. 58 de 102
Accesorio AP.Nº1.
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Tipo de cable de conexión adicional (ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
AP.Nº1
Terminales exteriores con cable unipolar en apoyo PAS
Unipolar aislado. Inductancia 0,55 µH/m
Unipolar aislado. Inductancia 1 µH/m
Zc (Ω)
22,27
Nota 1: Valores según la Tabla 10 del documento REE/NORM/2017/35.
Nota 2: Valor obtenido por cálculo mediante los parámetros del cable de potencia según su ficha técnica.
Gráfico 3. Longitud del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, en función de la
tensión residual del limitador, para un accesorio del tipo: Terminales exteriores con cable unipolar en
apoyo PAS (Aplicable al accesorio AP.Nº1).
Terminales exteriores con cable unipolar en apoyo PAS
Longitud máxima cable coexión (m)
10.0
9.0
8.0
7.0
L.ad = 0 m
6.0
L.ad = 1 m
5.0
L.ad = 2 m
4.0
L.ad = 3 m
3.0
L.ad = 4 m
2.0
L.ad = 5 m
1.0
0.0
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
Tensión residual (kV) LTP (Onda 8/20 µs (10 kA))
Informe nº 2019023J0057
Pág. 59 de 102
5.1.2. Línea Los Arenales – Trujillo
Tabla 67. Línea Los Arenales – Trujillo: Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos
los cortocircuitos calculados y requisitos mínimos de los limitadores de sobretensiones a instalar; para las
pantallas no puestas a tierra de los distintos accesorios de cable.
Accesorio
Ulocal Máxima
(kV)
Tensión asignada
limitador
Ur (kV)
TRUJILLO
AP.Nº1 (18B)
AP.Nº121
CM1
CM2
CM3
CM4
CM5
CM6
CM7
AP.Nº1
0,00
0,47
0,63
0,00
1,49
1,40
0,00
1,68
2,01
0,00
0,41
-≥ 3,00
≥ 3,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 3,00
Informe nº 2019023J0057
Ur/ Ulocal
máxima
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
Tensión temporal
máxima 1 s
U1s (kV)
-≥ 3,00
≥ 3,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 5,00
≥ 5,00
-≥ 3,00
máxima
Modelo propuesto
de LTP
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
≥ 1,10
-≥ 1,10
-Ver Gráfico 4
Ver Gráfico 4
-Ver Gráfico 5
Ver Gráfico 5
-Ver Gráfico 5
Ver Gráfico 5
-Ver Gráfico 4
Ut (1s) / Ulocal
Pág. 60 de 102
Accesorios AP.Nº1, AP.Nº121 y AP.Nº1(18B).
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Tipo de cable de conexión adicional (ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
AP.Nº1, AP.Nº121 y AP.Nº1(18B)
Terminales exteriores con cable unipolar en apoyo PAS
Unipolar aislado. Inductancia 0,55 µH/m
Unipolar aislado. Inductancia 1 µH/m
Zc (Ω)
22,27
Nota 1: Valores según la Tabla 10 del documento REE/NORM/2017/35.
Nota 2: Valor obtenido por cálculo mediante los parámetros del cable de potencia según su ficha técnica.
Gráfico 4. Longitud del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, en función de la
tensión residual del limitador, para un accesorio del tipo: Terminales exteriores con cable unipolar en
apoyo PAS (Aplicable a los accesorios AP.Nº1, AP.Nº121 y AP.Nº1(18B)).
Terminales exteriores con cable unipolar en apoyo PAS
Longitud máxima cable coexión (m)
10.0
9.0
8.0
7.0
L.ad = 0 m
6.0
L.ad = 1 m
5.0
L.ad = 2 m
4.0
L.ad = 3 m
3.0
L.ad = 4 m
2.0
L.ad = 5 m
1.0
0.0
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
Tensión residual (kV) LTP (Onda 8/20 µs (10 kA))
Informe nº 2019023J0057
Pág. 61 de 102
Accesorios CM2, CM3, CM5 y CM6.
Accesorios
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
CM2, CM3, CM5 y CM6
Empalme seccionado Cross-Bonding
Cable concéntrico. Inductancia 0,375 µH/m
Zc (Ω)
22,27
Nota 1: Valores según la Tabla 10 del documento REE/NORM/2017/35.
Nota 2: Valor obtenido por cálculo mediante los parámetros del cable de potencia según su ficha técnica.
Gráfico 5. Longitud del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, en función de la
tensión residual del limitador, para un accesorio del tipo: Cross-Bonding. Empalme seccionado con cable
concéntrico (Aplicable a los accesorios CM2, CM3, CM5 y CM6).
Cross-Bonding. Empalme seccionado con cable concéntrico
Longitud máxima cable coexión (m)
10.0
9.0
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
Tensión residual (kV) LTP (Onda 8/20 µs (10 kA))
Informe nº 2019023J0057
Pág. 62 de 102
5.2.
Propuesta de selección de limitadores de sobretensiones en pantallas
En base a los valores máximos de las tensiones de pantalla locales obtenidas en
los accesorios provistos de LTP y teniendo en cuenta los requisitos mínimos (indicados
en el apartado anterior) que deben cumplir los LTP a instalar; a continuación se muestra
una propuesta de selección de LTP para las líneas Los Arenales – Cáceres y
Los Arenales – Trujillo.
Tabla 68. Línea Los Arenales – Cáceres: Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos
los cortocircuitos calculados y tensiones asignadas Ur propuestas de los modelos de los limitadores de
sobretensiones, para las pantallas no puestas a tierra de los distintos accesorios de cable.
Accesorio
Ulocal Máxima
(kV)
Tensión asignada
limitador
Ur (kV)
CÁCERES
CM1
CM2
CM3
CM4
CM5
CM6
CM7
AP.Nº1
0,26
0,00
1,46
1,38
0,00
1,70
2,01
0,00
0,43
5,00
-6,30
6,30
-6,30
6,30
-5,00
Ur/ Ulocal
máxima
18,90
-4,31
4,58
-3,71
3,13
-11,60
Tensión temporal
máxima 1 s
U1s (kV)
5,27
-6,59
6,59
-6,59
6,59
-5,27
máxima
Modelo propuesto
de LTP
19,91
-4,51
4,78
-3,88
3,27
-12,22
MWD-04
-MWD-05
MWD-05
-MWD-05
MWD-05
-MWD-04
Ut (1s) / Ulocal
Tabla 69. Línea Los Arenales – Trujillo: Valores máximos de las tensiones locales obtenidas para todos
los cortocircuitos calculados y tensiones asignadas Ur propuestas de los modelos de los limitadores de
sobretensiones, para las pantallas no puestas a tierra de los distintos accesorios de cable.
Accesorio
Ulocal Máxima
(kV)
Tensión asignada
limitador
Ur (kV)
TRUJILLO
AP.Nº1 (18B)
AP.Nº121
CM1
CM2
CM3
CM4
CM5
CM6
CM7
AP.Nº1
0,00
0,47
0,63
0,00
1,49
1,40
0,00
1,68
2,01
0,00
0,41
-5,00
5,00
-6,30
6,30
-6,30
6,30
-5,00
Informe nº 2019023J0057
Ur/ Ulocal
máxima
-10,70
7,91
-4,24
4,49
-3,76
3,13
-12,09
Tensión temporal
máxima 1 s
U1s (kV)
-5,27
5,27
-6,59
6,59
-6,59
6,59
-5,27
máxima
Modelo propuesto
de LTP
-11,27
8,33
-4,43
4,69
-3,93
3,27
-12,74
-MWD-04
MWD-04
-MWD-05
MWD-05
-MWD-05
MWD-05
-MWD-04
Ut (1s) / Ulocal
Pág. 63 de 102
Las características principales de los limitadores de sobretensiones propuestos se
resumen a continuación:
Tabla 70. Características principales de los limitadores de sobretensiones propuestos.
Tensión residual
Ures (kV)
Modelo
propuesto de
LTP
Tensión
asignada
limitador
Ur (kV)
Tensión de
funcionamiento
continuo
Uc (kV)
Tensión temporal
máxima durante
1 s continuo
U1s (kV)
Onda
1/20 s
(10 kA)
Onda
8/20 s
(10 kA)
Onda
30/60 s
(500 A)
MWD-04
5,00
4,00
5,27
13,50
12,30
9,90
MWD-05
6,30
5,00
6,59
16,80
15,40
12,40
Informe nº 2019023J0057
Pág. 64 de 102
5.2.1. Longitud máxima de los cables de conexión de las pantallas
A continuación se muestran, para cada accesorio con pantalla protegida con
limitador, de las líneas Los Arenales – Cáceres y Los Arenales – Trujillo, la longitud
máxima del cable de conexión entre el accesorio y la caja de puesta a tierra, para la
propuesta de limitadores realizada en la Tabla 68 la y Tabla 69.
5.2.1.1. Línea Los Arenales – Cáceres
Tabla 71. Longitud máxima del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, para el
accesorio Cáceres.
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Tipo de cable de conexión adicional (ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
Tensión residual (Onda 8/20 µs (10 kA)) del
LTP propuesto (ver nota 3)
Longitud del cable adicional que une la caja de
conexión con la red de tierras o con la estructura
del apoyo de paso aéreo-subterráneo
Longitud del cable de unión entre el terminal y
la caja de conexión de las pantallas. (*)
Cáceres
Terminales exteriores con cable unipolar en soporte
exterior
Unipolar aislado. Inductancia 0,55 µH/m
Unipolar aislado. Inductancia 1 µH/m
Zc (Ω)
22,3
Ures (kV)
12,3
L’(m)
0
1
2
3
4
5
L (m)
9,1
8,2
7,2
6,3
5,4
4,4
Tabla 72. Longitud máxima del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, para los
accesorios CM2, CM3, CM5 y CM6.
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
Tensión residual (Onda 8/20 µs (10 kA)) del
LTP propuesto (ver nota 3)
Longitud del cable de unión entre el terminal y
la caja de conexión de las pantallas. (*)
Informe nº 2019023J0057
CM2, CM3, CM5 y CM6
Empalme seccionado Cross-Bonding
Cable concéntrico. Inductancia 0,375 µH/m
Zc (Ω)
22,3
Ures (kV)
15,4
L (m)
10,0
Pág. 65 de 102
Tabla 73. Longitud máxima del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, para el
accesorio AP.Nº1.
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Tipo de cable de conexión adicional (ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
Tensión residual (Onda 8/20 µs (10 kA)) del
LTP propuesto (ver nota 3)
Longitud del cable adicional que une la caja de
conexión con la red de tierras o con la estructura
del apoyo de paso aéreo-subterráneo
Longitud del cable de unión entre el terminal y
la caja de conexión de las pantallas. (*)
AP.Nº1
Terminales exteriores con cable unipolar en apoyo PAS
Unipolar aislado. Inductancia 0,55 µH/m
Unipolar aislado. Inductancia 1 µH/m
Zc (Ω)
22,3
Ures (kV)
12,3
L’(m)
0
1
2
3
4
5
L (m)
10,0
10,0
9,4
8,3
7,1
6,0
(*)En ningún caso la longitud propuesta del cable de conexión superará los 10 m (conforme a la
Norma UNE 211632-1:2017).
Nota 1: Valores según la Tabla 10 del documento REE/NORM/2017/35.
Nota 2: Valor obtenido por cálculo mediante los parámetros del cable de potencia según su ficha técnica.
Nota 3: Tensión residual del limitador propuesto para cada accesorio, según la Tabla 70 del presente
informe.
Informe nº 2019023J0057
Pág. 66 de 102
5.2.1.2. Línea Los Arenales – Trujillo
Tabla 74. Longitud máxima del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, para los
accesorios AP.Nº1, AP.Nº121 y AP.Nº1(18B).
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Tipo de cable de conexión adicional (ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
Tensión residual (Onda 8/20 µs (10 kA)) del
LTP propuesto (ver nota 3)
Longitud del cable adicional que une la caja de
conexión con la red de tierras o con la estructura
del apoyo de paso aéreo-subterráneo
Longitud del cable de unión entre el terminal y
la caja de conexión de las pantallas. (*)
AP.Nº1, AP.Nº121 y AP.Nº1(18B)
Terminales exteriores con cable unipolar en apoyo PAS
Unipolar aislado. Inductancia 0,55 µH/m
Unipolar aislado. Inductancia 1 µH/m
Zc (Ω)
22,3
Ures (kV)
12,3
L’(m)
0
1
2
3
4
5
L (m)
10,0
10,0
9,4
8,3
7,1
6,0
Tabla 75. Longitud máxima del cable de conexión entre el accesorio y la caja de conexión, para los
accesorios CM2, CM3, CM5 y CM6.
Accesorio
Tipo de pantalla
Tipo de cable de conexión de pantallas
(ver nota 1)
Impedancia característica del cable de potencia
(ver nota 2)
Tensión residual (Onda 8/20 µs (10 kA)) del
LTP propuesto (ver nota 3)
Longitud del cable de unión entre el terminal y
la caja de conexión de las pantallas. (*)
CM2, CM3, CM5 y CM6
Empalme seccionado Cross-Bonding
Cable concéntrico. Inductancia 0,375 µH/m
Zc (Ω)
22,3
Ures (kV)
15,4
L (m)
10,0
(*)En ningún caso la longitud propuesta del cable de conexión superará los 10 m (conforme a la
Norma UNE 211632-1:2017).
Nota 1: Valores según la Tabla 10 del documento REE/NORM/2017/35.
Nota 2: Valor obtenido por cálculo mediante los parámetros del cable de potencia según su ficha técnica.
Nota 3: Tensión residual del limitador propuesto para cada accesorio, según la Tabla 70 del presente
informe.
Informe nº 2019023J0057
Pág. 67 de 102
6.
CONCLUSIONES DEL PRESENTE INFORME.
Teniendo presentes los análisis realizados en el presente informe, se pueden
establecer las siguientes conclusiones:
1. En la línea Los Arenales – Cáceres, las sobretensiones temporales absolutas
máximas no superan los 2,65 kV para todos los cortocircuitos estudiados.
2. En la línea Los Arenales – Trujillo, las sobretensiones temporales absolutas
máximas no superan los 2,03 kV para todos los cortocircuitos estudiados.
3. Se ha comprobado que las cubiertas de los cables de las líneas
Los Arenales – Cáceres y Los Arenales – Trujillo soportan las máximas
sobretensiones absolutas a las que pudieran estar sometidas.
4. En la línea Los Arenales – Cáceres, las sobretensiones temporales locales
máximas en terminales de los limitadores no superan los 2,01 kV para todos los
cortocircuitos estudiados.
5. En la línea Los Arenales – Trujillo, las sobretensiones temporales locales
máximas en terminales de los limitadores no superan los 2,01 kV para todos los
cortocircuitos estudiados.
6. Los requisitos mínimos que deben cumplir los limitadores de sobretensiones de
pantallas
a
instalar
en
las
líneas
Los Arenales – Cáceres
y
Los Arenales – Trujillo, se indican en el apartado 5.1.
7. Se proponen limitadores de sobretensiones de pantalla para las líneas
Los Arenales – Cáceres y Los Arenales – Trujillo, según la Tabla 68 y Tabla 69
de este informe.
8. Las principales características de los limitadores de sobretensiones propuestos se
indican en la Tabla 70 de este informe.
9. La longitud máxima del cable entre el accesorio y la caja de conexión para cada
accesorio con pantalla protegida con limitador, para la propuesta de limitadores
realizada en la Tabla 68 y Tabla 69, se muestra en el apartado 5.2.1 de este
informe.
Y para que así conste, a los efectos oportunos, se emite el presente informe en
Madrid a veinticinco de febrero de dos mil diecinueve.
Abderrahim Khamlichi
Responsable Técnico del CTAT del LCOE
Informe nº 2019023J0057
José Vidal Losada
Ingeniero del CTAT del LCOE
Pág. 68 de 102
ANEXO A:
ESQUEMA ATP
CORRESPONDIENTE A LAS
SIMULACIONES REALIZADAS
Anexo A al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 69 de 102
Esquema ATP desarrollado para las simulaciones de régimen permanente:
SE CÁCERES
220 kV
V UCRS
CB1A
ITCRS
I
ICRS
Los Arenales - Cáceres
SP2d-C
SP2b
SP2a
LCC
LCC
LCC
CB2A
CB2B
LCC
CM1
CB1B
Los Arenales - Cáceres
Los Arenales - Trujillo
CB1C
CB2C
LCC
CM2
LCC
CM3
LCC
CM4
LCC
CM5
LCC
CM6
CM7
SP1a
SP1b
LCC
LCC
AP.1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LA1
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
IAC
I
SE LOS ARENALES
220 kV
ITAC
UARN
ITARN
IARN
V
I
+
+
IAT
0.551 km
v
-
I
0.55 km
ITAT
+
v
+
V
V
V
V
UI
V
V
U
U
U
0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km
20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm
1 Ohm
5 Ohm
+
TAP1
SP2d-T
AT120
v
-
U
V
U
SP2d-T
AP.120
U
LCC
U
LCC
U
LCC
ARN
0.167 km
CM7
UI
LCC
U
0.167 km
CM4
U
0.08 km
UI
LA2
UI
LA2
UI
LA2
U
UI
0.034 km
LA2
U
U
0.045 km
CM1
1 Ohm
V
I
TCRS
V
0.55 km
V
V
V
0.55 km
ACAP1
ATAP1
V
V
KH
V
V
KH
ATCM6
V
0.55 km
ACCM6
V
KH
V
0.55 km
V
KH
ATCM5
I
I
I
ACCM5
V
V
KH
V
V
KH
ATCM3
V
ACCM3
V
KH
V
V
KH
ATCM2
I
I
ACCM2
V
CRS
+
v
-
V
V
I
5 Ohm
5 Ohm
10 Ohm
I
0.136 km
0.022 km
20Ohm20Ohm20Ohm
UI
V
TAP120
LA2
LA2
LA2
LA2
LA210 Ohm
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
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LCC
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LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km
20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm
Los Arenales - Trujillo
SE TRUJILLO
220 kV
V UTRU
ITTRU
I
SP3a
SP3b
LCC
LCC
ITRU
+
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LA2
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
LCC
ATN1 V
+
v
-
I
0.083 km
0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km 0.353 km
0.083 km
20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm20Ohm
UI
V
TRU
UI
V
TAPN1
1 Ohm
10 Ohm
Anexo A al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 70 de 102
ANEXO B:
GRÁFICAS DE CORRIENTES DE
CORTOCIRCUITO
Y
SOBRETENSIONES TEMPORALES
EN LAS PANTALLAS
DE LOS CABLES
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 71 de 102
GRÁFICÁS DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
B.1. CORTOCIRCUITOS EN LA ST LOS ARENALES:
B.1.1. CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN LA ST LOS ARENALES
Corrientes de cortocircuito
trifásicas:
I (kA)
Nota: Valores RMS.
Aportes de corriente desde
la subestación de
CÁCERES:
Aportes de corriente desde
la subestación de
TRUJILLO
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 72 de 102
B.1.2. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 0, EN LA
ST LOS ARENALES
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
en la fase de falta)
Aportes de corriente desde
la subestación de
CÁCERES:
Aportes de corriente desde
la subestación de
TRUJILLO
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 73 de 102
B.1.3. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 4, EN LA
ST LOS ARENALES
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
Aportes de corriente desde
la subestación de
CÁCERES:
Aportes de corriente desde
la subestación de
TRUJILLO
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 74 de 102
B.1.4. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 8, EN LA
ST LOS ARENALES
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
Aportes de corriente desde
la subestación de
CÁCERES:
Aportes de corriente desde
la subestación de
TRUJILLO
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 75 de 102
B.2. CORTOCIRCUITOS EN LA SUBESTACIÓN DE CÁCERES:
B.2.1. CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN CÁCERES
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito
trifásicas:
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 76 de 102
B.2.2. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 0, EN LA
ST CÁCERES
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 77 de 102
B.2.3. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 4, EN LA
ST CÁCERES
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 78 de 102
B.2.4. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 8, EN LA
ST CÁCERES
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 79 de 102
B.3. CORTOCIRCUITOS EN LA SUBESTACIÓN DE TRUJILLO:
B.3.1. CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN TRUJILLO
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito
trifásicas:
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 80 de 102
B.3.2. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 0, EN LA
ST TRUJILLO
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 81 de 102
B.3.3. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 4, EN LA
ST TRUJILLO
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
I (kA)
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
Pág. 82 de 102
B.3.4. CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA FASE 8, EN LA
ST TRUJILLO
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase de falta
I (kA)
Nota: Los valores de pico están escalados a valores RMS.
Aportes de corriente desde
la subestación de
LOS ARENALES:
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 83 de 102
B.4. LÍNEA LOS ARENALES – CÁCERES.
B.4.1. CORTOCIRCUITOS
INVERSO
MONOFÁSICO
POR
CEBADO
B.4.1.1 EN EL AP.Nº1
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 84 de 102
B.4.2. CORTOCIRCUITOS MONOFÁSICO POR CÁIDA DE
CONDUCTOR
B.4.2.1
En
el
primer
vano
de
la
sección
aérea
AP.Nº1 – ST LOS ARENALES, partiendo del apoyo AP.Nº1 (aporte de
corriente desde ST CÁCERES).
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 85 de 102
B.5. LÍNEA LOS ARENALES – TRUJILLO.
B.5.1. CORTOCIRCUITOS
INVERSO
MONOFÁSICO
POR
CEBADO
B.5.1.1 EN EL AP.Nº1
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 86 de 102
B.5.1.2 EN EL AP.Nº121
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 87 de 102
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
I (kA)
B.5.1.3 EN EL AP.Nº1(18B)
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 88 de 102
B.5.2. CORTOCIRCUITOS MONOFÁSICO POR CÁIDA DE
CONDUCTOR
B.5.2.1 EN EL PRIMER VANO DE LA SECCIÓN AÉREA
AP.Nº1 – ST LOS ARENALES, PARTIENDO DEL APOYO AP.Nº1
(APORTE DE CORRIENTE DESDE ST TRUJILLO).
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 89 de 102
B.5.2.2 EN EL PRIMER VANO DE LA SECCIÓN AÉREA
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, PARTIENDO DEL APOYO AP.Nº1(18B)
(APORTE DE CORRIENTE DESDE ST TRUJILLO).
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 90 de 102
B.5.2.3 EN EL PRIMER VANO DE LA SECCIÓN AÉREA
AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, PARTIENDO DEL APOYO AP.Nº121
(APORTE DE CORRIENTE DESDE ST LOS ARENALES).
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 0
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 4
Corrientes de cortocircuito:
(Corriente de falta total y
aportes de las subestaciones,
por la fase 8
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 91 de 102
GRÁFICAS DE TENSIONES
B.6. Línea Los Arenales – Cáceres
Uloc (kV)
Uabs (kV)
CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN LAS DIFERENTES SUBESTACIONES
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA SUBESTACIÓN DE LOS ARENALES
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA SUBESTACIÓN DE CÁCERES
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 92 de 102
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA SUBESTACIÓN DE TRUJILLO
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN EL APOYO AP.Nº1 DE LA LÍNEA
LOS ARENALES – CÁCERES
CORTOCIRCUITOS MONOFÁSICO POR CAÍDA DE CONDUCTOR EN EL PRIMER VANO DE LA
SECCIÓN AÉREA AP.Nº1 – ST LOS ARENALES, PARTIENDO DEL APOYO AP.Nº1 (APORTE DE
CORRIENTE DESDE ST CÁCERES).
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 93 de 102
B.7. Línea Los Arenales – Trujillo
Uabs (kV)
CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN LAS DIFERENTES SUBESTACIONES
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA SUBESTACIÓN DE LOS ARENALES
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA SUBESTACIÓN DE CÁCERES
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 94 de 102
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN LA SUBESTACIÓN DE TRUJILLO
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN EL APOYO AP.Nº1 DE LA LÍNEA
LOS ARENALES – TRUJILLO
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN EL APOYO AP.Nº121 DE LA LÍNEA
LOS ARENALES – TRUJILLO
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 95 de 102
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN EL APOYO AP.Nº1(18B) DE LA LÍNEA
LOS ARENALES – TRUJILLO
CORTOCIRCUITOS MONOFÁSICO POR CAÍDA DE CONDUCTOR EN EL PRIMER VANO DE LA
SECCIÓN AÉREA AP.Nº1 – ST LOS ARENALES, PARTIENDO DEL APOYO AP.Nº1 (APORTE DE
CORRIENTE DESDE ST TRUJILLO).
CORTOCIRCUITOS MONOFÁSICO POR CAÍDA DE CONDUCTOR EN EL PRIMER VANO DE LA
SECCIÓN AÉREA AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, PARTIENDO DEL APOYO AP.Nº1(18B) (APORTE DE
CORRIENTE DESDE ST TRUJILLO).
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 96 de 102
CORTOCIRCUITOS MONOFÁSICO POR CAÍDA DE CONDUCTOR EN EL PRIMER VANO DE LA
SECCIÓN AÉREA AP.Nº1(18B) – AP.Nº121, PARTIENDO DEL APOYO AP.Nº121 (APORTE DE
CORRIENTE DESDE ST LOS ARENALES).
Anexo B al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 97 de 102
ANEXO C:
MATRIZ DE IMPEDANCIAS
Anexo C al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 98 de 102
Tabla C.1. Matriz de impedancias, expresadas en Ω/m, correspondiente al cable RHE-RA+2OL 127/220 (245) kV 1x2000 M Cu + T375Al
(véase numeración en Figura C.1).
Alma fase 0
(1)
Alma fase 4
(2)
Alma fase 8
(3)
Equipotencial
(4)
Equipotencial
Traspuesto
(5)
Pantalla fase 0
(6)
Pantalla fase 4
(7)
Pantalla fase 8
(8)
1
6,3848e-5+j6,6662e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9207e-5+j5,0132e-4
4,9219e-5+j5,2630e-4
4,9219e-5+j4,8408e-4
4,9208e-5+j6,1384e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9207e-5+j5,0132e-4
2
4,9223e-5+j5,0131e-4
6,3879e-5+j6,6659e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9239e-5+j6,1381e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
3
4,9207e-5+j5,0132e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
6,3848e-5+j6,6662e-4
4,9219e-5+j4,8408e-4
4,9219e-5+j5,2630e-4
4,9207e-5+j5,0132e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9208e-5+j6,1384e-4
4
4,9219e-5+j5,2630e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9219e-5+j4,8408e-4
1,1235e-4+j7,3492e-4
4,9231e-5+j4,8582e-4
4,9219e-5+j5,2630e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9219e-5+j4,8408e-4
5
4,9219e-5+j4,8408e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9219e-5+j5,2630e-4
4,9231e-5+j4,8582e-4
1,1235e-4+j7,3492e-4
4,9219e-5+j4,8408e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9219e-5+j5,2630e-4
6
4,9208e-5+j6,1384e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9207e-5+j5,0132e-4
4,9219e-5+j5,2630e-4
4,9219e-5+j4,8408e-4
1,4325e-4+j6,1363e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9207e-5+j5,0132e-4
7
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9239e-5+j6,1381e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9235e-5+j5,2619e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
1,4328e-4+j6,1359e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
8
4,9207e-5+j5,0132e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
4,9208e-5+j6,1384e-4
4,9219e-5+j4,8408e-4
4,9219e-5+j5,2630e-4
4,9207e-5+j5,0132e-4
4,9223e-5+j5,0131e-4
1,4325e-4+j6,1363e-4
Figura C.1. Disposición de los cables en zanja normalizada REE de 220 kV. Numeración considerada de almas, pantallas y conductores equipotenciales.
Anexo C al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 99 de 102
ANEXO D:
FICHAS DE CABLES
Anexo D al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 100 de 102
Cable RHE-RA+2OL 127/220 (245) kV 1x2000 M Cu + T375Al
Cable equipotencial 0,6/1kV 240mm2 Cu
Anexo D al Informe Nº 2019023J0057
Pág. 101 de 102
ANEXO E. BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA
/1/
The design of specially bonded cable systems. Working Group 07, of study
Committee nº 21 (HV insulated cables). ELECTRA nº 28. 1973.
/2/
The design of specially bonded cable systems. Part II. Working Group 07, of
study Committee nº 21 (HV insulated cables). ELECTRA nº 47. 1976.
/3/
Guide of the protection of specially bonded cable systems against sheath
overvoltages. Working Group 07, of study Committee nº 21 (HV insulated cables).
ELECTRA nº 128. 1990.
/4/
IEEE Guide for the Application of Sheath-Bonding Methods for SingleConductor Cables and the Calculation of Induced Voltages and Currents in Cable
Sheaths. ANSI/IEEE Std 575-1988.
/5/
Characteristics and reduction of sheath circulating currents in underground
power cable systems. C.K. Jung and, J.B. Lee, J.W. Kang, Xinheng Wang, Young-Hua
Song, International Journal of Emerging Electric Power Systems. Volume 1, issue 1,
2004. Article 1005.
/6/
“Special Bonding of High Voltage Power Cables”. CIGRE BROCHURE Nº
283. Working Group B1.18. October 2005.
/7/
“Slim Cables compact cross-bonding and corrected distance protection” B1-112
Session 2004 CIGRE.
/8/
Guía de dimensionamiento de los limitadores de tensión en pantallas (LTP’s) de
las líneas subterráneas. Red Eléctrica de España. Ed. 1(08/08/2017).
Referencia REE/NORM/2017/35.
/9/
IEEE Std 575-2014 (Revision of IEEE Std 575-1988): “IEEE Guide for Bonding
Shields and Sheaths of Single-Conductor Power Cables Rated 5 kV through 500 kV”.
June 2014.
/10/ UNE-EN 60229:2009. Ensayo de cubiertas exteriores de cables que tienen una
función especial de protección y que se aplican por extrusión. Equivalente a CEI 60229.
/11/ UNE-EN 60071-2:1999. Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de
aplicación.
/12/ UNE 211067-1:2017. Cables de energía con aislamiento extruido y sus
accesorios, de tensión asignada superior a 150 kV (Um = 170 kV) hasta 400 kV
(Um = 420 kV). Parte 1: Requisitos y métodos de ensayo.
Anexo E al Informe Nº 2019023J0057
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