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ANEXOS

Contenidos Anexo 1. Tablas y gráfi cos

Anexo 2. Parámetros de electrodos para calcular el sistema de puesta a tierra de un CT aplicando el método UNESA

Anexo 3. Esfuerzos en apoyos de líneas de AT según la mayor solicitación

Anexo 4. Pararrayos autoválvulas

Anexo 5. Líneas subterráneas de alta tensión

Anexo 6. Esquemas modulares de instalaciones de enlace en MT. Recomendaciones

Anexo 7. Planos y esquemas

Anexo 8. Protocolo de validación en campo de la resistencia de puesta a tierra de apoyos de líneas aéreas de ≤ 20 kV

Anexo 9. Impedancia de tierra. Técnica de la pendiente de TAGG

Anexo 10. Maniobras y enclavamientos en celdas de los CT

Anexo 11. Red eléctrica aérea de MT con tres fases y neutro

Anexo 12. Transformadores de poste de tipo TPC

Anexo 13. Medida del verdadero valor efi caz con pinza eléctrica

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ANEXO 1. TABLAS Y GRÁFICOS

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TROS

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TRAN

SFOR

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ANEXO 1. TABLAS Y GRÁFICOSELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA©

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Tabla A.1. Tensiones asignadas soportadas a impulsos tipo rayo y a frecuencia industrial durante un minuto de aparatos de conexión

Tensión asignada (U)Valor efi caz

(kV)

Tensión asignada soportada a impulsos tipo rayo(valor efi caz) (kV)

Tensión asignada a frecuencia industrial durante un minuto

(valor efi caz) (kV)Lista 1 Lista 2

A tierra, entre polos y entre

bornes del aparato de conexión abierto

A la distancia de

seccionamiento

A tierra, entre polos y entre bornes del aparato de conexión abierto

A la distancia de

seccionamiento

A tierra, entre polos y entre bornes del aparato de conexión abierto

A la distancia de

seccionamiento

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

3,6 20 23 40 46 10 12

7,2 40 46 60 70 20 23

12 60 70 75 85 28 32

17,5 75 85 95 110 38 45

24 95 110 125 145 50 60

36 145 165 170 195 70 80

52 — — 250 290 95 110

72,5 — — 325 375 140 160

Nota: Los valores de la tensión soportada a la distancia de seccionamiento son válidos únicamente para los aparatos de conexión cuya distancia de aislamiento entre contactos abiertos está prevista para satisfacer las prescripciones de seguridad especifi cadas para los seccionadores. Afecta pues a los seccionadores, a los seccionadores de puesta a tierra y a los interruptores-seccionadores.

Tabla A.2. Potencia reactiva de corrección del factor de potencia para transformadores en resina del tipo MT/BT

Potencia reactiva (kVAr) de corrección del factor de potencia para transformadores en resina del tipo MT/BT

S (kVA) u ( %) I0 ( %) Pfe (kW) Pcu (kW)Factor de carga KL

0 0,25 0,5 0,75 1

100 6 2,3 0,50 1,70 2,2 2,6 3,7 5,5 8

160 6 2 0,65 2,40 3,1 3,7 5,5 8,4 12

200 6 1,9 0,85 2,90 3,7 4,4 6,6 10 15

250 6 1,8 0,95 3,30 4,4 5,3 8,1 13 19

315 6 1,7 1,05 4,20 5,3 6,4 9,9 16 24

400 6 1,5 1,20 4,80 5,9 7,3 12 19 29

500 6 1,4 1,45 5,80 6,8 8,7 14 23 36

630 6 1,3 1,60 7,00 8 10 17 29 45

800 6 1,1 1,94 8,20 8,6 12 20 35 56

1.000 6 1 2,25 9,80 9,7 13 25 43 69

1.250 6 0,9 3,30 13,00 11 15 29 52 85

ELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA ANEXO 1. TABLAS Y GRÁFICOS

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Tabla A.3. Características de los transformadores de distribución en baño de aceite

Potencia asignada (kVA) 50 100 160 250 400 630 800 1.000

Tensión secundaria (V) B2 420

Pérdidas en vacío (W) 145 260 375 630 750 1.030 1.200 1.400

Pérdidas en carga (W) 1.100 1.750 2.350 3.250 4.600 6.500 8.340 10.500

Tensión de cortocircuito ( %) 4 4 4 4 4 4 6 6

Rendimiento para 100 % de carga y cos a = 1

97,55 98,03 98,33 98,51 98,68 98,82 98,82 98,82

Ruido dB (A)- Potencia acústica Lwa 50 54 57 60 63 65 66 68

Tabla A.4. Características de los transformadores de tipo seco

Potencia asignada (kVA) 160 250 315 400 500 630 800 1.000

Tensión secundaria en vacío 420

Pérdidas en vacío (W) 650 880 1.030 1.200 1.400 1.650 2.100 2.300

Grupo de conexión Dyn11

Pérdidas en carga (W) 2.350 3.300 4.000 4.800 5.700 6.800 8.200 9.600

Tensión de cortocircuito ( %) 6 6 6 6 6 6 6 6

Rendimiento para 100 % de carga y cos a = 1

98,16 98,35 98,42 98,55 98,60 98,67 98,74 98,82

Ruido dB (A)- Potencia acústica Lwa 62 65 67 68 69 70 72 73

Tabla A.5. Calibre del fusible de protección en función de la potencia del transformador

Potencia del transformador en kVA

Calibre del fusible (A)para 20 kV

160 25

250 25

400 25

630 40

Tabla A.6. Sección mínima del cable de conexión entre el transformador y el cuadro de BT

Potencia (kVA) Sección del cable (mm2)

100 1 × 95

160 1 × 150

250 1 × 240Figura A.1. Fusibles de protección.

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Tabla A.7. Intensidad del fusible de expulsión de la línea de alimentación en MT a un conjunto (racimo) de transformadores intemperie en función del número de ellos o de su potencia total

Número de CT Potencia instalada (kVA) Intensidad de los fusibles (A)

≤ 8 ≤ 400 50100

Tabla A.8. Sección mínima del conductor de fase de BT en función de la potencia del transformador en un CT intemperie sobre apoyo

Características del transformador Características del conductor 0,6/1 kV

Potencia (kVA) ClaseSección (mm2)

Fase Neutro

≤ 160 B2 150 80

Tabla A.9. Densidad de corriente del conductor de BT (RZ 0,6/1 kV) de un CT intemperie sobre apoyo

Sección (mm2)

Densidad de corriente

Potencia del transformador

50 kVA 100 kVA 160 kVA

150 0,48 A/(mm2) 0,97 A/(mm2) 1,54 A/(mm2)

80 0,9 A/(mm2) 1,81 A/(mm2) 2,89 A/(mm2)

Tabla A.10. Intensidad de cortocircuito en la salida del transformador en un CT intemperie sobre apoyo

Potencia del transformador (kVA) Icc (A)

50 1.800

100 3.625

160 5.775

Tabla A.11. Características de transformadores en baño de aceite de tipo poste

Tipo poste. Serie hasta 24 kV

PotenciakVA

Grupo de conexión

Pérdidas (W)Tensión CC

Potenciaacústica (dB(A)

Intensidad en BT

En vacío En carga 242 V 420 V

25 Yzn11 87,5 700

4

48 59 34

50 Yzn11 145 1.100 50 119 69

100 Yzn11 260 1.750 54 238 137

160 Dyn11 375 2.350 57 382 220


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Tabla A.12. Características de transformadores en baño de aceite de tipo caseta

Tipo caseta. Serie hasta 24 kV

Potencia kVA

Grupo de conexión

Pérdidas (W)Tensión CC

Potencia acústica (dB(A)

Intensidad en BT

En vacío En carga 242 V 420 V

250 Dyn11 530 3.250

4

60 596 343

400 Dyn11 750 4.600 63 954 550

630 Dyn11 1.030 6.500 65 1.503 866

800 Dyn11 1.200 8.100

6

66 1.908 1.100

1.000 Dyn11 1.400 10.500 68 2.385 1.374

1.250 Dyn11 1.733 13.500 69 2.982 1.718

1.600 Dyn11 2.200 17.000 76 3.817 2.200

Tabla A.13. Número de conductores de fase y neutro entre la salida del transformador y el cuadro de BT

Potencia del transformador (kVA)

Número y sección de los conductores

B2 B1

Fase (mm2) Neutro (mm2) Fase (mm2) Neutro (mm2)

1.000 3 × 4 × 240 2 × 240 — —

630 3 × 3 × 240 2 × 240 3 × 4 × 240 2 × 240

400 3 × 2 × 240 1 × 240 3 × 3 × 240 2 × 240

250 3 × 1 × 240 1 × 240 3 × 2 × 240 1 × 240

160 3 × 1 × 150 1 × 150 3 × 1 × 240 1 × 240

≤ 100 3 × 1 × 150 1 × 150 3 × 1 × 150 1 × 150

Tabla A.14. Disminución de la caída de tensión en las líneas de distribución en función del factor de potencia inicial y fi nal

Disminución de la caída de tensión en las líneas

Cos Ainicial

Cos Afi nal

0,85 0,90 0,95 1,00

0,50 41,18 % 44,44 % 47,37 % 50,00 %

0,55 35,29 % 38,89 % 42,11 % 45,00 %

0,60 29,41 % 33,33 % 36,84 % 40,00 %

0,65 23,53 % 27,78 % 31,58 % 35,00 %

0,70 17,65 % 22,22 % 26,32 % 30,00 %

0,75 11,76 % 16,67 % 21,05 % 25,00 %

0,80 5,88 % 11,11 % 15,79 % 20,00 %

0,85 — 5,56 % 10,53 % 15,00 %

0,90 — — 5,26 % 10,00 %

0,95 — — — 5,00 %Figura A.2. Transformador con varios conductores por fase en BT.

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Tabla A.15. Disminución de las pérdidas por efecto Joule en función del factor de potencia inicial y fi nal

Disminución de las pérdidas por efecto Joule

Cos Ainicial

Cos Afi nal

0,85 0,90 0,95 1,00

0,50 65,40 % 69,14 % 72,30 % 75,00 %

0,55 58,13 % 62,65 % 66,48 % 69,75 %

0,60 50,17 % 55,56 % 60,11 % 64,00 %

0,65 41,52 % 47,84 % 53,19 % 57,75 %

0,70 32,18 % 39,51 % 45,71 % 51,00 %

0,75 22,15 % 30,56 % 37,67 % 43,75 %

0,80 11,42 % 20,99 % 29,09 % 36,00 %

0,85 — 10,80 % 19,94 % 27,75 %

0,90 — — 10,25 % 19,00 %

0,95 — — — 9,75 %

Tabla A.16. Factores de potencia más comunes (referencial) en instalaciones eléctricas

Factores de potencia más comunes en instalaciones eléctricas

Motor asíncrono al 50 % de carga 0,73

Motor asíncrono al 100 % de carga 0,85

Centros estáticos monofásicos de soldadura por arco 0,5

Grupos rotativos de soldadura 0,7-0,9

Rectifi cadores de soldadura por arco 0,7-0,9

Lámparas de fl uorescencia 0,5

Lámparas de descarga 0,4-0,6

Hornos de calefacción dieléctrica 0,85

Hornos de arco 0,8

Hornos de inducción 0,85

Tabla A.17. Fusibles limitadores para centro de transformación de compañía

Tensión de red (kV)

Potencia del centro de transformación (kVA) Tensión asignada

del fusible

160 200 250 315 400 500 630 800 1.000

11

25 A 40 A 63 A 100 A 24 kV

13,2

15

20 16 A

30 16 A 25 A 32 A 40 A 36 kV


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Tabla A.18. Fusibles limitadores para CT de abonado

Tensión de red (kV)

Potencia del centro de transformación (kVA)Tensión asignada

del fusible160 200 250 315 400 500 630 800 1.000

11 25 A 25 A 32 A 40 A 40 A 63 A 63 A 100 A 100 A

24 kV13,2 20 A 25 A 25 A 32 A 40 A 63 A 63 A 80 A 100 A

15 20 A 25 A 25 A 32 A 40 A 40 A 63 A 63 A 100 A

20 16 A 16 A 25 A 25 A 32 A 32 A 40 A 63 A 63 A

30 10 A 16 A 16 A 20 A 25 A 25 A 32 A 40 A 40 A 36 kV

Tabla A.19. Fusibles de expulsión para una línea de tensión de 20 kV

kVA instaladas aguas abajo del fusible

Fusible del centro individual

Fusible del racimo del centros de transformación

Si los fusibles aguas abajo< 20 K

Si los fusibles aguas abajo≥ 20 K

kVA ≤ 300 12 K 20 K 25 K

300 < kVA ≤ 500 20 K 20 K 25 K

500 < kVA ≤ 630 25 K 25 K

kVA > 630 *

* Se recomienda en estos casos la instalación de seccionalizadores en lugar de fusibles de expulsión, debido a la pérdida de selectividad de los relés de cabecera de línea con calibres superiores a 25 K. No obstante, podrán utilizarse calibres de 25 K si no es previsible que este calibre sea superado por la carga máxima del centro o racimos de centros de transformación.Cuando se emplean seccionalizadores, todos los transformadores del racimo dispondrán además de una protección individual mediante fusibles.

Tabla A.20. Intensidades máximas admisibles en amperios, para cables tetrapolares con conductores de aluminio y conductor neutro concéntrico de cobre, en instalación enterrada (servicio permanente)

CablesSección nominal de los

conductores (mm2)Intensidad (A)

3 × 50 Al + 16 Cu 50 160

3 × 95 Al + 30 Cu 95 235

3 × 150 Al + 50 Cu 150 305

3 × 240 Al + 80 Cu 240 395

Condiciones:- Temperatura máxima del conductor = 90 ºC- Temperatura del terreno = 25 ºC- Profundidad de instalación = 0,70 m- Resistividad térmica del terreno = 1 K · m/W

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Tabla A.21. Intensidades máximas admisibles en amperios, para cables con conductores de aluminio en instalación enterrada (servicio permanente)

Sección nominal (mm2)

Terna de cables unipolares(incluye el conductor neutro, si existe)*

1 Cable tripolar o tetrapolar**

Tipo de aislamiento

XLPE EPR PVC XLPE EPR PVC

16 97 94 86 90 86 76

25 125 120 110 115 110 98

35 150 145 130 140 135 120

50 180 175 155 165 160 140

70 220 215 190 205 220 170

95 260 255 225 240 235 210

120 295 290 260 275 270 235

150 330 325 290 310 305 265

185 375 365 325 350 345 300

240 430 420 380 405 395 350

300 485 475 430 460 445 395

400 550 540 480 520 500 445

500 615 605 525 — — —

630 690 680 600 — — —

Condiciones:- XLPE = Polietileno reticulado con temperatura máxima en el conductor de 90 ºC en servicio permanente.- EPR = Etileno propileno con temperatura máxima en el conductor de 90 ºC en servicio permanente.- PVC = Policloruro de vinilo con temperatura máxima en el conductor de 70 ºC en servicio permanente.- Temperatura del terreno = 25 ºC.- Profundidad de instalación = 0,70 m.- Resistividad térmica del terreno = 1 K · m/W.* Para el caso de dos cables unipolares, la intensidad máxima admisible será la correspondiente a la columna de la terna de cables

unipolares de la misma sección y tipo de aislamiento multiplicada por 1,225.** Para el caso de un cable bipolar, la intensidad máxima admisible será la correspondiente a la columna de la terna de cables

unipolares de la misma sección y tipo de aislamiento multiplicada por 1,225.


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Tabla A.22. Intensidades máximas admisibles en amperios, para cables con conductores de cobre en instalación enterrada (servicio permanente)


Terna de cables unipolares(incluye el conductor neutro, si existe)*

1 Cable tripolar o tetrapolar**

Tipo de aislamiento


6 72 70 63 66 64 56

10 96 94 85 88 85 75

16 125 120 110 115 110 97

25 160 155 140 150 140 125

35 190 185 170 180 175 150

50 230 225 200 215 205 180

70 280 270 245 260 250 220

95 335 325 290 310 305 265

120 380 375 335 355 350 305

150 425 415 370 400 390 340

185 480 470 420 450 440 385

240 550 540 485 520 505 445

300 620 610 550 590 565 505

400 705 690 615 665 645 570

500 790 775 685 — — —

630 885 870 770 — — —

Condiciones:- XLPE = Polietileno reticulado con temperatura máxima en el conductor de 90 ºC en servicio permanente.- EPR = Etileno propileno con temperatura máxima en el conductor de 90 ºC en servicio permanente.- PVC = Policloruro de vinilo con temperatura máxima en el conductor de 70 ºC en servicio permanente.- Temperatura del terreno = 25 ºC.- Profundidad de instalación = 0,70 m.- Resistividad térmica del terreno = 1 K · m/W.* Para el caso de dos cables unipolares, la intensidad máxima admisible será la correspondiente a la columna de la terna de cables unipolares de la misma sección y tipo de aislamiento multiplicada por 1,225.** Para el caso de un cable bipolar, la intensidad máxima admisible será la correspondiente a la columna de la terna de cables unipolares de la misma sección y tipo de aislamiento multiplicada por 1,225.

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Tabla A.23. Factores de corrección, para cables enterrados, para una temperatura del terreno diferente a 25 ºC

Temperatura de servicio(Us), en °C

Temperatura del terreno (Ut), en ºC

10 15 20 25 30 35 40 45 50

90 1,11 1,07 1,04 1 0,96 0,92 0,88 0,83 0,78

70 1,15 1,11 1,05 1 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67

El factor de corrección para otras temperaturas del terreno, distintas de las de esta tabla, el cálculo se realizará con la siguiente fórmula:

Tabla A.24. Factores de corrección, para cables enterrados, para una resistividad térmica del terreno diferente a 1ºK · m/W

Tipo de cable

Resistividad térmica del terreno, en K ·m/W

0,80 0,85 0,90 1 1,10 1,20 1,40 1,65 2,00 2,50 2,80

Unipolar 1,09 1,06 1,04 1 0,96 0,93 0,87 0,81 0,75 0,68 0,66

Tripolar 1,07 1,05 1,03 1 0,97 0,94 0,89 0,84 0,78 0,71 0,69

Tabla A.25. Factores de corrección, para cables enterrados, por agrupamiento de cables trifásicos o ternos de cables unipolares

Factor de corrección

Separación entre los cables o ternos

Número de cables o ternos de la zanja

2 3 4 5 6 8 10 12

D = 0 (en contacto ) 0,80 0,70 0,64 0,60 0,56 0,53 0,50 0,47

D = 0,07 m 0,85 0,75 0,68 0,64 0,60 0,56 0,53 0,50

D = 0,10 m 0,85 0,76 0,69 0,65 0,62 0,58 0,55 0,53

D = 0,15 m 0,87 0,77 0,72 0,68 0,66 0,62 0,59 0,57

D = 0,20 m 0,88 0,79 0,74 0,70 0,68 0,64 0,62 0,60

D = 0,25 m 0,89 0,80 0,76 0,72 0,70 0,66 0,64 0,62

con cuatro cables unipolares situados en sendos tubos, po-drá aplicarse un factor de corrección de 0,9.

En el caso de canalizaciones bajo tubos que no superen los 15 m, si el tubo se rellena con aglomerados especiales no será necesario aplicar factor de corrección de intensidad por este motivo.

Cables enterrados en zanjaen el interior de tubos o similares

En el caso de una línea con cable tripolar o con una terna de cables unipolares en el interior de un mismo tubo, se apli-cará un factor de corrección de 0,8. Si se trata de una línea


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Tabla A.26. Intensidades máximas admisibles, en amperios, en servicio permanente, para cables tetrapolares con conductores de aluminio y conductor neutro concéntrico de cobre, en instalación al aire en galerías ventiladas

Cables Sección nominal de los conductores (mm2) Intensidad (A)

3 × 50 Al + 16 Cu 50 125

3 × 95 Al + 30 Cu 95 195

3 × 150 Al + 50 Cu 150 260

3 × 240 Al + 80 Cu 240 360

Condiciones:- Temperatura máxima del conductor = 90 ºC.- Temperatura del terreno = 40 ºC.- Disposición que permita una efi caz renovación del aire.

Tabla A.27. Intensidades máximas admisibles en amperios, para cables con conductores de aluminio en instalación al aire en galerías ventiladas (servicio permanente). Temperatura ambiente de 40 ºC


Tres cables unipolares(incluye el conductor neutro, si existe)*

1 Cable trifásico

Tipo de aislamiento


16 67 65 55 64 63 51

25 93 90 75 85 82 68

35 115 110 90 105 100 82

50 140 135 115 130 125 100

70 180 175 145 165 155 130

95 220 215 180 205 195 160

120 260 255 215 235 225 185

150 300 290 245 275 260 215

185 350 345 285 315 300 245

240 420 400 340 370 360 290

300 480 465 390 425 405 335

400 560 545 455 505 475 385

500 645 625 520 — — —

630 740 715 600 — — —

Condiciones:- Temperatura del aire = 40 ºC.- Un cable trifásico al aire o conjunto (terna) de cables unipolares en contacto mutuo.- Disposición que permita una efi caz renovación del aire.

13


Ed

icio

nes

Par

anin

fo

Tabla A.28. Intensidades máximas admisibles en amperios, para cables con conductores de cobre en instalación al aire en galerías ventiladas (servicio permanente). Temperatura ambiente de 40 ºC


Tres cables unipolares(incluye el conductor neutro, si existe)*

1 Cable trifásico

Tipo de aislamiento


6 46 45 38 44 43 36

10 64 62 53 61 60 50

16 86 83 71 82 80 65

25 120 115 96 110 105 87

35 145 140 115 135 130 105

50 180 175 145 165 160 130

70 230 225 185 210 220 165

95 285 280 235 260 250 205

120 335 325 275 300 290 240

150 385 375 315 350 335 275

185 450 440 365 400 385 315

240 535 515 435 475 460 370

300 615 595 500 545 520 425

400 720 700 585 645 610 495

500 825 800 665 — — —

630 950 915 765 — — —

Condiciones:- Temperatura del aire = 40 ºC.- Un cable trifásico al aire o conjunto (terna) de cables unipolares en contacto mutuo.- Disposición que permita una efi caz renovación del aire.

Tabla A.29. Factores de corrección, en instalación al aire, para una temperatura ambiente diferente de 40 ºC

Temperatura de servicio

(Us), en °C

Temperatura ambiente (Ua) ,en ºC

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

90 1,27 1,22 1,18 1,14 1,10 1,05 1 0,95 0,90 0,84 0,77

70 1,41 1,35 1,29 1,22 1,15 1,08 1 0,91 0,81 0,71 0,58

El factor de corrección para otras temperaturas del terreno, distintas de las de esta tabla, el cálculo se realizará con la siguiente fórmula:


14 © E

dic

ion

es P

aran

info

Tabla A.30. Factores de corrección para agrupaciones de cables unipolares instalados al aire

Tipo de instalaciónN.º de

bandejas

N.º de circuitos trifásicos (**) A utilizar para (*):1 2 3

Bandejas perforadas (***)

Contiguos 1 0,95 0,90 0,85

Tres cables en capa horizontal

2 0,95 0,85 0,80

3 0,90 0,85 0,80

Bandejas verticales perforadas (****)

Contiguos 1 0,95 0,85 —

Tres cables en capa vertical2 0,90 0,85 —

Bandejas escalera, soporte, entre otros. (***)

Contiguos1

1,00 0,95 0,95

Tres cables en capa horizontal2 0,95 0,90 0,90

3 0,95 0,90 0,85

Bandejas perforadas (***)

1 1,00 1,00 0,95

Tres cables dispuestos en trébol

2 0,95 0,95 0,90

3 0,95 0,90 0,85

Bandejas verticales perforadas(****)

1 1,00 0,90 0,90

2 1,00 0,90 0,85

Bandejas escalera, soporte, entre otros.(***)

1 1,00 1,00 1,00

2 0,95 0,95 0,95

3 0,95 0,95 0,90

* Incluye el conductor neutro, si existe.** Para circuitos con varios cables en paralelo por fase, a los efectos de la aplicación de esta tabla, cada grupo de tres conductores se considera como un circuito.*** Los valores están indicados para una distancia vertical entre bandejas de 300 mm. Para distancias más pequeñas, se reducirán los factores.**** Los valores están indicados para una distancia horizontal entre bandejas de 225 mm, estando las bandejas montadas dorso con dorso. Para distancias más pequeñas, se reducirán los factores.

15


Ed

icio

nes

Par

anin

fo

Tabla A.31. Factores de corrección para agrupamiento de cables trifásicos

Tipo de instalaciónN.º de circuitos trifásicos (*)

N.º de bandejas

1 2 3 4 6 9

Bandejas perforadas (**)

Contiguos 1 1,00 0,90 0,80 0,80 0,75 0,75

2 1,00 0,85 0,80 0,75 0,75 0,70

3 1,00 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65

Espaciados 1 1,00 1,00 1,00 0,95 0,90 —

2 1,00 1,00 0,95 0,90 0,85 —

3 1,00 1,00 0,95 0,90 0,85 —

Bandejas verticales perforadas (***)

Contiguos 1 1,00 0,90 0,80 0,75 0,75 0,70

2 1,00 0,90 0,80 0,75 0,70 0,70

Espaciados 1 1,00 0,90 0,90 0,90 0,85 —

2 1,00 0,90 0,90 0,85 0,85 —

Bandejas escalera, soporte, entre otros.

(**)

Contiguos 1 1,00 0,85 0,80 0,80 0,80 0,80

2 1,00 0,85 0,80 0,80 0,75 0,75

3 1,00 0,85 0,80 0,75 0,75 0,70

Espaciados 1 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 —

2 1,00 1,00 1,00 0,95 0,95 —

3 1,00 1,00 0,95 0,95 0,75 —

* Incluye el conductor neutro, si existe.** Los valores están indicados para una distancia vertical entre bandejas de 300 mm. Para distancias más pequeñas, se reducirán los factores.*** Los valores están indicados para una distancia horizontal entre bandejas de 225 mm, estando las bandejas montadas dorso con dorso. Para distancias más pequeñas, se reducirán los factores.

ANEXO 2. PARÁMETROS DE ELECTRODOS PARA CALCULAR EL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE UN CT APLICANDO EL MÉTODO UNESA

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17

ELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA©

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Par

anin

foANEXO 2. PARÁMETROS DE ELECTRODOS PARA CALCULAR EL SISTEMA

DE PUESTA A TIERRA DE UN CT APLICANDO EL MÉTODO UNESA

Tabla A.32. Parámetros de electrodos con confi guración cuadrada

ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA

Cuadrado de 2 m × 2 mProfundidad = 0,5 m

Cuadrado de 2,5 m × 2,5 mProfundidad = 0,8 m

Tipo Lp Kr Kp Kc Tipo Lp Kr Kp Kc

a — 0,216 0,0485 0,1470 a — 0,171 0,0272 0,1128

b1 2 0,135 0,0335 0,0723 b1 2 0,116 0,0201 0,0612

4 0,101 0,0236 0,0467 4 0,089 0,0149 0,0412

6 0,081 0,0181 0,0341 6 0,073 0,0117 0,0307

8 0,069 0,0146 0,0267 8 0,062 0,0096 0,0244

b2 2 0,116 0,0290 0,0548 b2 2 0,100 0,0180 0,0470

4 0,084 0,0191 0,0324 4 0,074 0,0125 0,0289

6 0,067 0,0140 0,0227 6 0,060 0,0094 0,0206

8 0,056 0,0110 0,0173 8 0,051 0,0075 0,0159


Cuadrado de 3 m × 3 mProfundidad= 0,5 m

a — 0,205 0,0331 0,1396 a — 0,155 0,0332 0,0996

b1 2 0,129 0,0231 0,0699 b1 2 0,110 0,0258 0,0563

4 0,097 0,0165 0,0456 4 0,086 0,0193 0,0386

6 0,078 0,0126 0,0336 6 0,071 0,0154 0,0290

8 0,066 0,0102 0,0264 8 0,061 0,0127 0,0231

b2 2 0,110 0,0206 0,0530 b2 2 0,095 0,0222 0,0440

4 0,080 0,0137 0,0320 4 0,072 0,0155 0,0271

6 0,064 0,0102 0,0227 6 0,058 0,0118 0,0191

8 0,054 0,0080 0,0176 8 0,050 0,0095 0,0146

Cuadrado de 2,5 m × 2,5 mProfundidad = 0,5 m


a — 0,180 0,0395 0,1188 a — 0,148 0,0231 0,0947

b1 2 0,121 0,0291 0,0633 b1 2 0,105 0,0178 0,0545

4 0,093 0,0213 0,0422 4 0,083 0,0135 0,0377

6 0,076 0,0166 0,0312 6 0,069 0,0108 0,0285

8 0,065 0,0136 0,0247 8 0,059 0,0090 0,0228

b2 2 0,104 0,0252 0,0487 b2 2 0,091 0,0160 0,0425

4 0,077 0,0171 0,0294 4 0,069 0,0113 0,0266

6 0,062 0,0128 0,0206 6 0,057 0,0087 0,0191

8 0,053 0,0102 0,0158 8 0,048 0,0070 0,0147

ELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA

18 © E

dic

ion

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aran

info


Tabla A.33. Parámetros de electrodos con confi guración cuadrada


Cuadrado 4 m × 4 mProfundidad = 0,5 m

Cuadrado 4 m × 4 mProfundidad = 0,8 m


a — 0,123 0,0252 0,0753 a — 0,117 0,0176 0,0717

b1 2 0,092 0,0210 0,0461 b1 2 0,089 0,0144 0,0447

4 0,075 0,0164 0,0330 4 0,073 0,0114 0,0323

6 0,064 0,0134 0,0254 6 0,062 0,0094 0,0250

8 0,056 0,0113 0,0205 8 0,054 0,0079 0,0203

b2 2 0,082 0,0181 0,0371 b2 2 0,079 0,0130 0,0359

4 0,063 0,0132 0,0237 4 0,061 0,0096 0,0233

6 0,053 0,0103 0,0170 6 0,051 0,0075 0,0169

8 0,045 0,0084 0,0131 8 0,044 0,0062 0,0131



a — 0,102 0,0203 0,0605 a —- 0,098 0,0142 0,0577

b1 2 0,080 0,0177 0,0390 b1 2 0,077 0,0122 0,0379

4 0,067 0,0143 0,0288 4 0,065 0,0099 0,0283

6 0,058 0,0119 0,0227 6 0,056 0,0083 0,0223

8 0,051 0,0102 0,0185 8 0,049 0,0071 0,0184

b2 2 0,072 0,0154 0,0322 b2 2 0,069 0,0109 0,0313

4 0,057 0,0115 0,0212 4 0,055 0,0083 0,0208

6 0,048 0,0091 0,0155 6 0,047 0,0067 0,0153

8 0,042 0,0076 0,0120 8 0,040 0,0055 0,0120



a — 0,087 0,0169 0,0506 a — 0,084 0,0119 0,0483

b1 2 0,071 0,0154 0,0337 b1 2 0,069 0,0105 0,0329

4 0,061 0,0127 0,0256 4 0,059 0,0088 0,0252

6 0,053 0,0108 0,0205 6 0,051 0,0075 0,0202

8 0,047 0,0093 0,0170 8 0,046 0,0065 0,0168

b2 2 0,064 0,0134 0,0285 b2 2 0,062 0,0094 0,0277

4 0,052 0,0103 0,0193 4 0,050 0,0074 0,0190

6 0,044 0,0083 0,0143 6 0,043 0,0060 0,0142

8 0,039 0,0069 0,0112 8 0,038 0,0050 0,0111

19


Ed

icio

nes

Par

anin



Tabla A.34. Parámetros de electrodos con confi guración rectangular


Rectángulo de 2 m × 2,5 mProfundidad = 0,5 m



a — 0,196 0,0435 0,1313 a — 0,186 0,0299 0,1247

c1 2 0,128 0,0312 0,0674 c1 2 0,122 0,0215 0,0651

4 0,097 0,0224 0,0442 4 0,093 0,0156 0,0432

6 0,079 0,0173 0,0325 6 0,076 0,0121 0,0320

8 0,067 0,0141 0,0256 8 0,064 0,0099 0,0253

c2 2 0,110 0,0269 0,0514 c2 2 0,104 0,0192 0,0497

4 0,080 0,0180 0,0307 4 0,077 0,0131 0,0303

6 0,064 0,0134 0,0215 6 0,062 0,0098 0,0215

8 0,054 0,0106 0,0164 8 0,053 0,0078 0,0166

Rectángulo de 2 m × 3 mProfundidad = 0,5 m


a — 0,181 0,0395 0,1188 a — 0,172 0,0273 0,1128

c1 2 0,121 0,0291 0,0632 c1 2 0,116 0,0201 0,0611

4 0,093 0,0213 0,0421 4 0,089 0,0149 0,0411

6 0,076 0,0166 0,0312 6 0,073 0,0117 0,0307

8 0,065 0,0136 0,0246 8 0,062 0,0096 0,0244

c2 2 0,105 0,0252 0,0486 c2 2 0,100 0,0180 0,0470

4 0,077 0,0171 0, 0293 4 0,074 0,0124 0,0289

6 0,062 0,0128 0,0206 6 0,060 0,0094 0,0206

8 0,053 0,0102 0,0157 8 0,051 0,0075 0,0159



a — 0,167 0,0361 0,1083 a — 0,159 0,0250 0,1030

c1 2 0,115 0,0274 0,0595 c1 2 0,110 0,0189 0,0576

4 0,089 0,0203 0,0402 4 0,086 0,0142 0,0393

6 0,074 0,0160 0,0300 6 0,071 0,0112 0,0295

8 0,063 0,0131 0,0238 8 0,061 0,0093 0,0235

c2 2 0,100 0,0236 0,0462 c2 2 0,095 0,0169 0,0446

4 0,074 0,0163 0,0281 4 0,072 0,0119 0,0277

6 0,060 0,0123 0,0198 6 0,058 0,0090 0,0198

8 0,051 0,0098 0,0151 8 0,050 0,0072 0,0153


20 © E

dic

ion

es P

aran

info







a — 0,129 0,0268 0,0801 a — 0,124 0,0187 0,0763

c1 2 0,096 0,0220 0,0482 c1 2 0,092 0,0152 0,0468

4 0,078 0,0171 0,0341 4 0,075 0,0119 0,0334

6 0,066 0,0138 0,0261 6 0,063 0,0097 0,0257

8 0,057 0,0116 0,0210 8 0,055 0,0082 0,0208

c2 2 0,085 0,0190 0,0385 c2 2 0,081 0,0136 0,0373

4 0,065 0,0137 0,0244 4 0,063 0,0100 0,0239

6 0,054 0,0106 0,0174 6 0,052 0,0078 0,0173

8 0,046 0,0086 0,0134 8 0,045 0,0064 0,0134



a — 0,130 0,0269 0,0806 a — 0,124 0,0188 0,0767

c1 2 0,097 0,0221 0,483 c1 2 0,093 0,0152 0,0469

4 0,078 0,0171 0,0342 4 0,075 0,0119 0,0335

6 0,066 0,0138 0,0262 6 0,064 0,0097 0,0258

8 0,057 0,0116 0,0211 8 0,055 0,0082 0,0209

c2 2 0,085 0,0191 0,0386 c2 2 0,082 0,0136 0,0375

4 0,066 0,0137 0,0244 4 0,063 0,0100 0,0240

6 0,054 0,0106 0,0174 6 0,053 0,0078 0,0174

8 0,046 0,0086 0,0134 8 0,045 0,0063 0,0135



a — 0,123 0,0252 0,0755 a —- 0,118 0,0177 0,0719

c1 2 0,093 0,0210 0,0461 c1 2 0,089 0,0145 0,0447

4 0,076 0,0164 0,0329 4 0,073 0,0114 0,0323

6 0,064 0,0134 0,0253 6 0,062 0,0094 0,0250

8 0,056 0,0113 0,0205 8 0,054 0,0079 0,0203

c2 2 0,082 0,0182 0,0371 c2 2 0,079 0,0130 0,0359

4 0,064 0,0132 0,0236 4 0,062 0,0096 0,0232

6 0,053 0,0103 0,0169 6 0,051 0,0075 0,0169

8 0,045 0,0084 0,0130 8 0,044 0,0062 0,0131

21


Ed

icio

nes

Par

anin








a —- 0,145 0,0308 0,0921 a —- 0,139 0,0214 0,0876

c1 2 0,105 0,0244 0,0532 c1 2 0,101 0,0168 0,0516

4 0,083 0,0185 0,0369 4 0,080 0,0129 0,0361

6 0,069 0,0148 0,0279 6 0,067 0,0104 0,0275

8 0,060 0,0123 0,0223 8 0,058 0,0087 0,0221

c2 2 0,091 0,0210 0,0419 c2 2 0,088 0,0151 0,0406

4 0,069 0,0149 0,0261 4 0,067 0,0108 0,0256

6 0,057 0,0114 0,0185 6 0,055 0,0084 0,0184

8 0,049 0,0092 0,0142 8 0,047 0,0068 0,0142



a — 0,146 0,0309 0,0924 a — 0,139 0,0215 0,0879

c1 2 0,105 0,0244 0,0534 c1 2 0,101 0,0168 0,0517

4 0,083 0,0185 0,0370 4 0,080 0,0129 0,0362

6 0,069 0,0148 0,0280 6 0,067 0,0104 0,0275

8 0,060 0,0123 0,0223 8 0,058 0,0087 0,0221

c2 2 0,092 0,0211 0,0420 c2 2 0,088 0,0151 0,0407

4 0, 070 0,0149 0,0261 4 0,067 0,0108 0,0257

6 0,057 0,0114 0,0185 6 0,055 0,0083 0,0184

8 0,049 0,0092 0,0142 8 0,047 0,0068 0,0143



a — 0,137 0,0287 0,0858 a — 0,131 0,0200 0,0816

c1 2 0,100 0,0231 0,0506 c1 2 0,096 0,0160 0,0491

4 0,080 0,0178 0,0355 4 0,077 0,0124 0,0347

6 0,067 0,0143 0,0270 6 0,065 0,0101 0,0266

8 0,058 0,0119 0,0217 8 0,056 0,0084 0,0214

c2 2 0,088 0,0200 0,0402 c2 2 0,084 0,0143 0,0389

4 0,067 0,0143 0,0252 4 0,065 0,0104 0,0247

6 0,055 0,0110 0,0179 6 0,054 0,0081 0,0178

8 0,047 0,0089 0,0137 8 0,046 0,0066 0,0138


22 © E

dic

ion

es P

aran

info







a — 0,117 0,0238 0,0710 a — 0,112 0,0166 0,0676

c1 2 0,089 0,0201 0,0440 c1 2 0,086 0,0138 0,0428

4 0,073 0,0158 0,0318 4 0,071 0,0110 0,0311

6 0,062 0,0130 0,0246 6 0,060 0,0091 0,0242

8 0,054 0,0110 0,0199 8 0,053 0,0077 0,0197

c2 2 0,079 0,0174 0,0357 c2 2 0,076 0,0124 0,0346

4 0,062 0,0127 0,0229 4 0,060 0,0092 0,0225

6 0,051 0,0100 0,0165 6 0,050 0,0073 0,0164

8 0,044 0,0081 0,0127 8 0,043 0,0060 0,0128



a — 0,111 0,0255 0,0670 a — 0,107 0,0157 0,0639

c1 2 0,086 0,0192 0,0421 c1 2 0,083 0,0132 0,0410

4 0,071 0,0153 0,0307 4 0,068 0,0106 0,0301

6 0,061 0,0126 0,0239 6 0,059 0,0088 0,0235

8 0,053 0,0107 0,0194 8 0,052 0,0075 0,0192

c2 2 0,076 0,0166 0,0344 c2 2 0,074 0,0118 0,0334

4 0,060 0,0123 0,0223 4 0,058 0,0089 0,0219

6 0,050 0,0097 0,0161 6 0,049 0,0071 0,0160

8 0,043 0,0079 0,0124 8 0,042 0,0058 0,0125



a — 0,118 0,0239 0,0715 a — 0,113 0,0167 0,0681

c1 2 0,090 0,0202 0,0442 c1 2 0,087 0,0139 0,0430

4 0,074 0,0159 0,0318 4 0,071 0,0110 0,0312

6 0,063 0,0130 0,0246 6 0,061 0,0091 0,0243

8 0,055 0,0110 0,0199 8 0,053 0,0077 0,0198

c2 2 0,080 0,0175 0,0358 c2 2 0,077 0,0124 0,0348

4 0,062 0,0128 0,0229 4 0,060 0,0092 0,0226

6 0,052 0,0100 0,0165 6 0,050 0,0073 0,0165

8 0,045 0,0082 0,0127 8 0,043 0,0060 0,0128

23


Ed

icio

nes

Par

anin








a — 0,112 0,0225 0,0674 a — 0,107 0,0158 0,0642

c1 2 0,087 0,0193 0,0423 c1 2 0,083 0,0132 0,0411

4 0,071 0,0153 0,0307 4 0,069 0,0106 0,0301

6 0,061 0,0126 0,0239 6 0,059 0,0088 0,0236

8 0,053 0,0107 0,0194 8 0,052 0,0075 0,0192

c2 2 0,077 0,0167 0,0344 c2 2 0,074 0,0119 0,0335

4 0,061 0,0123 0,0223 4 0,059 0,0089 0,0219

6 0,050 0,0097 0,0161 6 0,049 0,0070 0,0160

8 0,044 0,0079 0,0124 8 0,042 0,0058 0,0125



a — 0,107 0,0213 0,0637 a — 0,102 0,0149 0,0608

c1 2 0,083 0,0185 0,0405 c1 2 0,080 0,0127 0,0394

4 0,069 0,0148 0,0297 4 0,067 0,0103 0,0291

6 0,059 0,0122 0,0232 6 0,058 0,0085 0,0229

8 0,052 0,0104 0,0189 8 0,051 0,0073 0,0187

c2 2 0,074 0,0160 0,0332 c2 2 0,072 0,0114 0,0322

4 0,059 0,0119 0,0216 4 0,057 0,0086 0,0213

6 0,049 0,0094 0,0157 6 0,048 0,0068 0,0156

8 0,043 0,0077 0,0121 8 0,041 0,0057 0,0122



a —- 0,102 0,0203 0,0605 a — 0,098 0,0142 0,0577

c1 2 0,080 0,0177 0,0389 c1 2 0,078 0,0122 0,0379

4 0,067 0,0143 0,0287 4 0,065 0,0099 0,0282

6 0,058 0,0119 0,0226 6 0,056 0,0083 0,0223

8 0,051 0,0102 0,0185 8 0,049 0,0071 0,0183

c2 2 0,072 0,0154 0,0321 c2 2 0,069 0,0109 0,0312

4 0,057 0,0115 0,0211 4 0,055 0,0083 0,0208

6 0,048 0,0091 0,0154 6 0,047 0,0067 0,0153

8 0,042 0,0075 0,0119 8 0,041 0,0055 0,0119


24 © E

dic

ion

es P

aran

info







a — 0,108 0,0214 0,0645 a — 0,103 0,0151 0,0615

c1 2 0,084 0,0186 0,0409 c1 2 0,081 0,0128 0,0397

4 0,070 0,0148 0,0299 4 0,068 0,0103 0,0293

6 0,060 0,0123 0,0233 6 0,058 0,0086 0,0231

8 0,053 0,0104 0,0190 8 0,051 0,0073 0,0189

c2 2 0,076 0,0162 0,0335 c2 2 0,073 0,0115 0,0326

4 0,060 0,0120 0,0218 4 0,058 0,0086 0,0215

6 0,050 0,0094 0,0158 6 0,048 0,0068 0,0158

8 0,043 0,0078 0,0122 8 0,042 0,0057 0,0123



a —- 0,103 0,0203 0,0610 a — 0,099 0,0142 0,0581

c1 2 0,081 0,0178 0,0391 c1 2 0,078 0,0122 0,0381

4 0,068 0,0143 0,0288 4 0,066 0,0099 0,0283

6 0,058 0,0119 0,0226 6 0,057 0,0083 0,0223

8 0,051 0,0102 0,0185 8 0,050 0,0071 0,0184

c2 2 0,073 0,0155 0,0322 c2 2 0,070 0,0110 0,0314

4 0,058 0,0115 0,0211 4 0,056 0,0083 0,0208

6 0,048 0,0091 0,0154 6 0,047 0,0066 0,0153

8 0,042 0,0075 0,0119 8 0,041 0,0055 0,0120



a — 0,098 0,0193 0,0579 a — 0,094 0,0136 0,0553

c1 2 0,078 0,0171 0,0376 c1 2 0,076 0,0117 0,0366

4 0,066 0,0138 0,0279 4 0,064 0,0096 0,0274

6 0,057 0,0116 0,0220 6 0,055 0,0081 0,0217

8 0,050 0,0099 0,0181 8 0,049 0,0069 0,0179

c2 2 0,070 0,0149 0,0311 c2 2 0,068 0,0105 0,0303

4 0,056 0,0112 0,0206 4 0,054 0,0080 0,0203

6 0,047 0,0089 0,0150 6 0,046 0,0065 0,0150

8 0,041 0,0074 0,0117 8 0,040 0,0054 0,0117

25


Ed

icio

nes

Par

anin








a — 0,094 0,0184 0,0553 a —- 0,091 0,0129 0,0528

c1 2 0,076 0,0165 0,0362 c1 2 0,073 0,0113 0,0353

4 0,064 0,0134 0,0271 4 0,062 0,0093 0,0266

6 0,056 0,0113 0,0215 6 0,054 0,0079 0,0212

8 0,049 0,0097 0,0177 8 0,048 0,0068 0,0175

c2 2 0,068 0,0143 0,0302 c2 2 0,066 0,0101 0,0294

4 0,055 0,0108 0,0201 4 0,053 0,0078 0,0198

6 0,046 0,0087 0,0148 6 0,045 0,0063 0,0147

8 0,040 0,0072 0,0115 8 0,039 0,0053 0,0115



a — 0,099 0,0194 0,0587 a — 0,095 0,0137 0,0560

c1 2 0,079 0,0173 0,0379 c1 2 0,077 0,0119 0,0369

4 0,067 0,0139 0,0281 4 0,064 0,0097 0,0276

6 0,058 0,0116 0,0221 6 0,056 0,0081 0,0219

8 0,051 0,0100 0,0182 8 0,049 0,0070 0,0180

c2 2 0,072 0,0151 0,0314 c2 2 0,069 0,0107 0,0306

4 0,057 0,0113 0,0207 4 0,055 0,0081 0,0205

6 0,048 0,0090 0,0151 6 0,047 0,0065 0,0151

8 0,042 0,0074 0,0117 8 0,040 0,0054 0,0118



a — 0,095 0,0185 0,0557 a — 0,091 0,0130 0,0532

c1 2 0,077 0,0165 0,0364 c1 2 0,074 0,0113 0,0355

4 0,065 0,0135 0,0272 4 0,062 0,0093 0,0267

6 0,056 0,0113 0,0215 6 0,054 0,0079 0,0213

8 0,050 0,0097 0,0177 8 0,048 0,0068 0,0176

c2 2 0,069 0,0145 0,0303 c2 2 0,067 0,0102 0,0296

4 0,055 0,0109 0,0201 4 0,054 0,0078 0,0199

6 0,047 0,0087 0,0148 6 0,045 0,0063 0,0147

8 0,041 0,0072 0,0115 8 0,040 0,0052 0,0116


26 © E

dic

ion

es P

aran

info







a — 0,091 0,0176 0,0531 a — 0,088 0,0124 0,0507

c1 2 0,074 0,0159 0,0351 c1 2 0,071 0,0109 0,0342

4 0,063 0,0130 0,0264 4 0,061 0,0090 0,0259

6 0,055 0,0110 0,0210 6 0,053 0,0076 0,0207

8 0,048 0,0095 0,0173 8 0,047 0,0066 0,0172

c2 2 0,067 0,0139 0,0294 c2 2 0,065 0,0098 0,0286

4 0,054 0,0106 0,0196 4 0,052 0,0076 0,0194

6 0,046 0,0085 0,0144 6 0,044 0,0061 0,0144

8 0,040 0,0070 0,0113 8 0,039 0,0051 0,0113



a — 0,088 0,0169 0,0508 a — 0,084 0,0119 0,0485

c1 2 0,072 0,0154 0,0338 c1 2 0,069 0,0105 0,0329

4 0,061 0,0127 0,0255 4 0,059 0,0088 0,0251

6 0,053 0,0107 0,0204 6 0,052 0,0074 0,0202

8 0,047 0,0093 0,0169 8 0,046 0,0065 0,0168

c2 2 0,065 0,0134 0,0284 c2 2 0,063 0,0095 0,0277

4 0,053 0,0103 0,0192 4 0,051 0,0073 0,0189

6 0,045 0,0083 0,0141 6 0,043 0,0060 0,0141

8 0,039 0,0069 0,0110 8 0,038 0,0050 0,0111

27


Ed

icio

nes

Par

anin



Tabla A.42. Parámetros de electrodos con confi guración de picas en hileras

Picas en hilera unidas por un conductor horizontal

Separación entre picas = 3 mLongitud de la pica = 2 m

Profundidad = 0,5 m


Profundidad = 0,5 m

N.º de picas

Kr Kp N.º de picas Kr Kp

2 0,201 0,0392 2 0,0802 0,0141

3 0,135 0,0252 3 0,0528 0,00853

4 0,104 0,0184 4 0,0401 0,00610

6 0,073 0,0120 6 0,0278 0,00388

8 0,0572 0,00345 8 0,0217 0,00285


Profundidad = 0,8 m


Profundidad = 0,8 m

2 0,194 0,0253 2 0,0782 0,00948

3 0,130 0,0170 3 0,0516 0,00583

4 0,100 0,0127 4 0,0393 0,00419

6 0,0707 0,00833 6 0,0273 0,00268

8 0,0556 0,00255 8 0,0213 0,00197

Separación entre picas = 6 mLongitud de pica = 4 m

Profundidad = 0,5 m


Profundidad = 0,5 m

2 0,113 0,0208 2 0,0627 0,0107

3 0,075 0,0128 3 0,0410 0,00640

4 0,0572 0,00919 4 0,0311 0,00456

6 0,0399 0,00588 6 0,0215 0,00290

8 0,0311 0,00432 8 0,0167 0,00212


Profundidad = 0,8 m


Profundidad = 0,8 m

2 0,110 0,0139 2 0,0612 0,00720

3 0,073 0,0087 3 0,0402 0,00437

4 0,0558 0,00633 4 0,0305 0,00313

6 0,0390 0,00408 6 0,0211 0,00200

8 0,0305 0,00301 8 0,0164 0,00146

ANEXO 3. ESFUERZOS EN APOYOS DE LÍNEAS DE AT SEGÚN LA MAYOR SOLICITACIÓN

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foANEXO 3. ESFUERZOS EN APOYOS DE LÍNEAS

DE AT SEGÚN LA MAYOR SOLICITACIÓN

Tabla A.43. Esfuerzos que se consideran en los apoyos según la mayor solicitación

Esfuerzo Tipo de apoyo Relación

Nominal (En ) Alineación En > Fuerza del viento

Ángulo En > Ftv o Fth (el mayor de los dos)

Anclaje En > Fd

Fin de línea En > Fd

Esfuerzo secundario (Es ) Alineación Es > Fd

Ángulo Es > Fd

Anclaje Es > Fuerza del viento

Fin de línea Es > Fuerza del viento

Esfuerzo de torsión (Et ) Alineación No es necesario si se cumple el RLAT

Ángulo No es necesario si se cumple el RLAT

Anclaje Et > MtMt = Tmáx. × d

Fin de línea Et > MtMt = Tmáx. × d

Resistencia de compresión (V ) Solo en apoyos metálicos de celosía

V > Cargas permanentes

Ftv = Resultante de ángulo con hipótesis de viento.Fth = Resultante de ángulo con hipótesis de hielo.Fd = Desequilibrio de tracciones.RLAT = Reglamento de líneas de alta tensión.Mt = Momento de torsión.Tmáx. = Tracción máxima.d = Distancia al eje del apoyo.

ANEXO 4. PARARRAYOS AUTOVÁLVULAS

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ANEXO 4. PARARRAYOS AUTOVÁLVULASELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA©

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Características de los pararrayosCorriente nominal de descarga. Depende del nivel iso-ceráunico de la zona, la importancia de la instalación y el margen de protección deseado. Suele valer 5 o 10 kA.

Tensión asignada (Ur ) y máxima de servicio continuo (Uc ) para pararrayos de óxidos metálicos (POM)

Uc = tensión máxima de servicio continuo del pararra-yos, en kV

Ur = tensión asignada del pararrayos, en kV.

Umáx = tensión compuesta máxima de servicio prevista en el lugar de la instalación a proteger, en kV.

Ke = factor de defecto a tierra de la red, estando su va-lor comprendido entre 1,4 y 1,7. Normalmente, los valores usados son: 1,4 para redes con neutro rígido a tierra y 1,7 para redes con neutro aislado. Para redes puestas a tierra a través de una impedancia se aplica el valor de 1,7.

Tr o Tc = factor de sobretensión temporal.

Este factor adimensional es una característica del pa-rarrayos, y es función del tiempo de duración de la sobre-tensión y de la energía que el pararrayos haya absorbido previamente. El fabricante debe facilitar los gráficos co-rrespondientes de los valores de Tr o Tc.

Tr * Ur o Tc * Uc = valor de la tensión máxima admisi-ble a frecuencia industrial, durante el tiempo de duración de una falta monofásica a tierra, que pueden soportar los pararrayos de la o las fases no afectadas por dicha falta, sin que estos se deterioren.

Como margen de seguridad se considerará que el o los pararrayos sometidos a la sobretensión temporal han sido energizados previamente con la máxima energía que sean capaces de disipar sin deterioro.

Se elige de la lista de tensiones asignadas aquella cuyo valor sea igual o inmediatamente superior al calculado Ur.

Kd = factor de diseño característico de cada tipo de pa-rarrayos = Uc/Ur.

(Ke) se puede determinar si se conocen las impedancias de la red, para el caso de que la red se ponga a tierra a través de una impedancia limitadora, en caso contrario, se aplica-rá el valor de 1,7.

Nivel de protección (Np)Se tomará como Np el mayor de los siguientes valores:

• Valor máximo de la tensión residual con onda 8/20 ms correspondiente a la corriente de descarga de 10 kA.

• Valor máximo de la tensión residual con onda 1/T2 ms dividido por 1,15 para la corriente de descarga de 10 kA. El valor de T2 no será superior a 20 ms .

Coordinación de aislamientos

Mp = margen de protección.

Na = nivel de aislamiento.

Nr = Np + incrementos = nivel de protección resultante de la instalación. Los incrementos son debidos a la tensión Rt * Id (para tierras independientes), tensión inducida en el conductor (l) de conexión, incremento de tensión a lo lar-go de la línea (L).

Np = Nivel de protección.

Cálculo de las distancias de protección:

Figura A.3. Distancias de protección.

Distancia de protección (L)Es la máxima longitud medida sobre los conductores de fases comprendidas entre el pararrayos y la instalación a proteger, por encima de la cual no se garantiza dicha pro-tección.

Línea aérea:

Cable subterráneo:

ELECTRICIDAD-ELECTRÓNICAANEXO 4. PARARRAYOS AUTOVÁLVULAS

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Figura A.4. CT con autoválvulas-pararrayos.

l = conductor de conexión.

Rt = resistencia de la puesta a tierra corregida del para-rrayos en el supuesto que sea independiente de la puesta a tierra de las masas de la instalación a proteger.

Rt = (para el caso de tierras independientes) = .

Id = intensidad nominal de descarga del pararrayos (5 o 10 kA).

Rr = resistencia de la puesta a tierra del pararrayos en ohmios.

D = distancia entre las tomas de tierra del pararrayos e instalación, medida sobre el terreno (m).

Preferentemente, las masas de la instalación a proteger y la puesta a tierra del pararrayos deben estar unidas, en cuyo caso el producto Rt * Id no se considera.

r = resistividad del terreno (Æ * m).

S (Sc) = este valor se tomará igual a 100 kV/ms por cada 12 kV de la tensión compuesta máxima de servicio previs-ta en el lugar de la instalación.

Para cable subterráneo Sc = 0,2 S, reducción en la que se ha tenido en cuenta el cambio de impedancias de línea aé-rea a cable subterráneo.

V = velocidad de propagación de la onda de tensión en m/ms. Para líneas aéreas se tomará V = 300. Para cables ais-lados se tomará V = 150.

Tr = factor de sobretensión temporal.

Tabla A.44. Valores característicos de pararrayos de óxidos metálicos

Tipo Ur (kV) Uc (kV)Np (kV)

1/5 μ s 8/20 μ s

10 12,50 10 33,70 30,70

11 13,80 11 36,90 33,80

12 15,00 12 41,60 36,90

13 16,30 13 44,00 40,00

14 17,50 14 47,10 43,00

15 18,80 15 52,40 46,10

16 20,00 16 56,10 49,20

17 21,30 17 61,60 52,20

18 22,50 18 64,30 55,30

19 23,80 19 69,00 58,40

Nota: Como valor de Np se tomará el mayor que resulte de 8/20 µ s o 1/5 µ s dividido por 1,15.

Ejemplos de cálculo de la distancia máxima de protección

a) Línea aérea

Datos:

• Protección contra sobretensiones de origen atmosférico en un CT intemperie, alimentado por una red aérea de tensión máxima prevista de 12 kV, con neutro aislado.

• El conductor de conexión al pararrayos tiene 1,2 m.

• Los pararrayos son de óxidos metálicos.

• Se considera que la tierra de las masas del CT y la tie-rra del pararrayos son comunes.

• Alto nivel de tormentas.

• Margen de protección (Mp) del 30 %.

• Nivel de aislamiento (NA) de la instalación = 75 kV.

33

ANEXO 4. PARARRAYOS AUTOVÁLVULASELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA©

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• Nivel de protección del pararrayos (NP) = 30,7 kV.

• Tc = 1,25 (dato obtenido del fabricante) y Tr = 1 (dato obtenido del fabricante).

Considerando un tiempo de duración de la falta de has-ta 10 s.

Resultados:

Aplicando la fórmula correspondiente, tenemos: Uc = 9,42 kV y Ur = 11,77 kV.

La intensidad de descarga será de 10 kA (alto nivel de tormentas).

Utilizando la fórmula adecuada para línea aérea, tenemos:

Nr = 7.500 / 130 = 57,69

Utilizaremos un juego de pararrayos tipo POM 10 de 10 kA en la línea aérea, de tal forma que la distancia al CT, medida sobre los conductores de las fases no sea superior a 26,08 m. Se recuerda que aun así, la distancia debe ser la menor posible.

b) Cable subterráneo

Datos:

• Tensión máxima de 12 kV.

• CT subterráneo.

• Np = 30,7 kV.

• Tr = 0,15 (calculado según gráfica del fabricante).

• Neutro aislado.

• Autoválvulas de óxidos metálicos.

• l = 1,2 m.

• Tierras comunes.

Resultados:

Utilizando la fórmula adecuada, se obtiene:

Si la longitud del cable es superior, se colocará un jue-go de pararrayos en el punto de unión del cable y el trans-formador.

ANEXO 5. LÍNEAS SUBTERRÁNEAS DE ALTA TENSIÓN

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ANEXO 5. LÍNEAS SUBTERRÁNEAS DE ALTA TENSIÓN

Tabla A.45. Intensidades admisibles (A) en servicio permanente. Cables unipolares con conductores de cobre o aluminio con aislamiento seco de hasta 18/30 kV, en instalación enterrada bajo tubo

Sección (mm2)EPR XLPE HEPR

Cu Al Cu Al Cu Al

150 305 235 315 245 330 255

185 345 270 355 280 375 290

240 400 310 415 320 440 345

300 450 355 460 365 500 390

400 510 405 520 415 565 450

Tabla A.46. Intensidades admisibles (A) en servicio permanente. Cables unipolares con conductores de cobre o aluminio con aislamiento seco de hasta 18/30 kV, en instalación al aire


Cu Al Cu Al Cu Al

150 405 315 435 335 465 360

185 465 360 500 385 535 415

240 550 425 590 455 630 495

300 630 490 680 520 725 565

400 740 570 790 610 840 660

Tabla A.47. Intensidades admisibles (A) en servicio permanente. Cables unipolares con conductores de cobre o aluminio con aislamiento seco de hasta 18/30 kV, en instalación directamente enterrada


Cu Al Cu Al Cu Al

150 325 255 340 260 360 275

185 370 285 380 295 405 315

240 425 335 440 345 470 365

300 480 375 490 390 530 410

400 540 430 560 445 600 470

Figura A.5. Línea subterránea de AT.

ANEXO 6. ESQUEMAS MODULARES DE INSTALACIONES DE ENLACE EN MT. RECOMENDACIONES

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foANEXO 6. ESQUEMAS MODULARES DE INSTALACIONES

DE ENLACE EN MT. RECOMENDACIONES

En este apartado se exponen los esquemas definidos por una empresa eléctrica para indicar cómo deben ser las

condiciones de las instalaciones de enlace en media ten-sión. En general, existen dos esquemas fundamentales.

Esquema A.1. Esquema de alimentación desde la red subterránea de MT con entrada y salida al centro de entrega.

Esquema A.2. Esquema de alimentación desde la red subterránea de MT con una sola línea de entrada.


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ANEXO 6. ESQUEMAS MODULARES DE INSTALACIONES DE ENLACE EN MT. RECOMENDACIONES

Condiciones generales• La entrada al centro de entrega, protección y medida será

siempre subterránea, aunque provenga de una línea aérea.

• El centro de entrega y el de protección y medida estarán siempre en el mismo local y con acceso desde la vía pú-blica, pudiendo tener además otro acceso adicional des-de el interior.

• Las celdas de entrada y salida al centro de entrega así como la del interruptor seccionador de frontera serán de aislamiento integral en SF6.

• La operación de las celdas del centro de entrega, será ex-clusiva de la empresa eléctrica. Estarán bloqueadas a la actuación del cliente o de cualquier otra persona ajena a dicha empresa.

• Las celdas de entrada y salida tendrán seccionador de puesta a tierra en la parte de entrada de cables, mientras que la celda del interruptor seccionador frontera, tendrá el seccionador de puesta a tierra en la salida hacia el cliente.

• En el centro de protección y medida se instalará un inte-rruptor automático con sus protecciones para asegurar la selectividad con el interruptor automático de cabecera de la línea de alimentación.

• Si el centro de entrega, protección y medida es un final de línea y no existe la posibilidad de hacer entrada y sa-lida en ese momento, podrá instalarse una sola celda de línea, más la de entrega, pero deberá dejarse el espacio suficiente para ampliar una celda modular más de línea o sustituir el conjunto compacto con dos de línea y la en-trega correspondiente.

Figura A.6. Orificios de un CT para paso de cables. Fuente: Groupe Huguet.

ANEXO 7. PLANOS Y ESQUEMAS

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Plano A.1. CT intemperie sobre poste metálico.

Esquema A.3. Esquema eléctrico del centro de entrega, protección y medida.

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Plano A.2. CT subterráneo. Cortesía de Lekunbide.



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Plano A.6. Planta de CT subterráneo. Cortesía de Lekunbide.

Plano A.7. Sección B – B (continuación) de CT subterráneo. Cortesía de Lekunbide.


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Plano A.8. Sección A – A (continuación) de CT subterráneo. Cortesía de Lekunbide.

Figura A.7. Centro de transformación subterráneo. Cortesía de Lekunbide.

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Plano A.9. Sección C – C (continuación) de CT subterráneo. Cortesía de Lekunbide.

Plano A.10. CT semienterrado. Cortesía de Lekunbide.


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Plano A.11. CT de reparto subterráneo. Cortesía de Lekunbide.

Figura A.8. Centros de transformación subterráneos.

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Plano A.12. CT de seccionamiento subterráneo. Cortesía de Lekunbide.

Plano A.13. CT de seccionamiento subterráneo. Cortesía de Lekunbide.


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1 1 1 1

3

2

A

1 Conector bimetálico

2 Cable trenzado

3 Brida/Abrazadera

A Distancia entre abrazaderas en función de la sección del cable trenzado

Plano A.14. Derivación de línea aérea de BT trenzada posada sobre fachada a línea aérea trenzada de BT sobre fachada. Cortesía de Endesa.

Figura A.9. Red de BT sobre fachada con CGP y transformador de BT.

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3

1

2

2

1 Caja de derivación con fusibles2 Soporte con abrazadera3 Cable trenzado

Plano A.15. Caja de derivación con fusibles en fachada. Cortesía de Endesa.

N3

1

2

1 Conector bimetálico2 Cable trenzado3 AbrazaderaN Neutro

Plano A.16. Conexión de línea aérea trenzada de BT posada sobre fachada a línea aérea de BT convencional sobre palomilla. Cortesía de Endesa.


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3 21

45

1 Gancho2 Tensor3 Pinza de amarre4 Brida5 Cable trenzado

Plano A.17. Amarre doble en apoyo de hormigón. Cortesía de Endesa.

1 Conector bimetálico2 Gancho3 Tensor4 Pinza de amarre5 Brida6 Cable trenzado

2

1

5

4

3

6

Plano A.18. Derivación de línea aérea de BT tensada a línea aérea de BT tensada sobre apoyo de chapa plegada. Cortesía de Endesa.

51


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Figura A.10. Apoyo de estrellamiento de chapa metálica con red de BT.

1 Gancho 2 Pinza de amarre3 Brida4 Manguito de empalme5 Manguito de reconstitución de aislamiento6 Abrazadera7 Capuchón de protección de cables8 y 9 Tubo de PVC o acero10 Codo de PVC14 Cable trenzado15 Cable AL RV16 Poste de hormigón17 Hormigón18 Tensor

45

7

6

9 8

6

1017

15

14

181

2

3

16

Cara estrechaCara ancha

Cables RZ

Cables RV

Nivel de suelo

Plano A.19. Conversión de aéreo a subterráneo en apoyo de hormigón con cables de tipo RV desde red con cable trenzado. Cortesía de Endesa.


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1 Gancho2 Pinza de amarre3 Brida4 Conector bimetálico5 Cable trenzado8 Tensor

1 8 23

5

4

3

Plano A.20. Conversión de red aérea convencional de BT a red aérea trenzada. Cortesía de Endesa.

2

3

4

1

3

2

7 6

5

Detalle “B”

3

Detalle “B”

1 Conector bimetálico2 Cable Cu RV3 Abrazadera4 Tubo aislante rígido de PVC5 Pica Ac - Cu de 2m de longitud y 14,6 mm Ø6 Grapa para pica7 Abrazadera

Detalle “A”

Detalle “A”

Plano A.21. Puesta a tierra de neutro de red de BT en apoyo de madera. Cortesía de Endesa.

53


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1 Conector bimetálico2 Cable Cu RV 0,6/1 kV de 1x50 mm2

4 Fleje de acero5 Hebilla

1

2

45

Plano A.22. Puesta a tierra de neutro de red de BT en apoyo de celosía. Cortesía de Endesa.

Esquema A.4. Esquema genérico de una red subterránea de baja tensión.

ANEXO 8. PROTOCOLO DE VALIDACIÓN EN CAMPO DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA DE APOYOS DE LÍNEAS AÉREAS DE … 20 kV

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foANEXO 8. PROTOCOLO DE VALIDACIÓN EN CAMPO DE LA RESISTENCIA

DE PUESTA A TIERRA DE APOYOS DE LÍNEAS AÉREAS DE ≤ 20 KV

IntroducciónLa instalación de puesta a tierra deberá ser comprobada en el momento de su establecimiento y revisada, al me-nos, una vez cada 6 años.

La revisión de las líneas aéreas permite detectar cambios sustanciales de sus condiciones de diseño que justifique la verificación de la medida de la tensión de contacto aplicada. Por ejemplo, cuando un apoyo no frecuentado adquiera la condición de frecuentado debi-do a desarrollos urbanísticos o nuevas infraestructuras, o aquellos casos en los que el terreno donde se sitúa un apoyo frecuentado cambia sustancialmente su resis-tividad, debido por ejemplo a su asfaltado o ajardina-miento.

Protocolo de validación en campoa) Apoyos no frecuentados

• Se medirá la resistencia del sistema de puesta a tierra, Rt (Ω), en el apoyo considerado.

• Si el valor obtenido para Rt es inferior al indicado en la siguiente tabla, el sistema de puesta a tierra del apo-yo es adecuado.

Tabla A.48. Valores máximos de la resistencia de puesta a tierra

Tensión nominal de la red Un (kV)

Máximo valor de resistencia de puesta a tierra, Rmáx (Ω)

13,2 150

15 175

20 230

b) Apoyos frecuentados con calzado

• Se medirá la resistencia del sistema de puesta a tierra, Rt(Ω), en el apoyo considerado.

• Se calculará el valor de la intensidad de defecto a tie-rra existente en la instalación, mediante la siguiente expresión:

Un = tensión nominal de la red

X = reactancia equivalente

Los valores anteriores en función del tipo de puesta a tierra del neutro de la subestación de alimentación se indi-can en la Tabla A.49.

• Se calculará el tiempo de actuación de las proteccio-nes en caso de defecto a tierra mediante la siguiente expresión:

• Se determinará el valor máximo de la tensión de paso aplicada a la persona, en función del tiempo (t), calcu-lado anteriormente, según se indica a continuación:

Para t > 5 s el valor de Umáx.pa ≤ 500 V.

Para 3 s ≤ t ≤ 5 s el valor de Umáx.pa ≤ 640 V.

Para t < 3 s el valor de Umáx.pa .

K = 72 y n = 1 para tiempos inferiores o iguales a 0,9 segundos.

K = 78,5 y n = 0,18 para tiempos superiores a 0,9 se-gundos e inferiores a 3 segundos.

Tabla A.49. Valores de la tensión nominal y de la reactancia equivalente en función del tipo de puesta a tierra del neutro de la subestación de alimentación

Tensión nominal de la red Un (kV)Tipo de puesta a tierra del neutro

en la subestaciónReactancia equivalente (Ω)

13,2 Rígido 1,87

13,2 Reactancia 4 Ω 4,5

15 Rígido 2,1

15 Reactancia 4 Ω 4,5

20 Reactancia 5,2 Ω 5,7

20 Zig-zag 500 A 25,4

20 Zig-zag 1.000 A 12,7


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info

ANEXO 8. PROTOCOLO DE VALIDACIÓN EN CAMPO DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA DE APOYOS DE LÍNEAS AÉREAS DE ≤ 20 KV

• Se medirán dos valores de la tensión de paso, Upam1

(V) y Upam2 (V).

Para la medición de la tensión de paso aplicada deberá usarse un método por inyección de corriente.

Se emplearán fuentes de alimentación de potencia ade-cuada para simular el defecto, de forma que la corriente inyectada sea suficientemente alta, a fin de evitar que las medidas queden falseadas debido a corrientes parásitas cir-cundantes por el terreno.

Por tanto, a menos que se emplee un método de ensayo que elimine el efecto de las corrientes parásitas, por ejem-plo el método de inversión de la polaridad, se procurará que la intensidad inyectada sea del orden del 1 % de la corriente para la cual ha sido dimensionada la instalación y en cual-quier caso no inferior a 50 A.

Se anotará el valor de la intensidad inyectada (Im) en amperios. Los cálculos se harán suponiendo que para de-terminar las tensiones de contacto posibles máximas existe proporcionalidad entre la intensidad inyectada y la intensi-dad de puesta a tierra (I).

Los electrodos de medición para la simulación de los pies con una resistencia a tierra del punto de contacto con

el terreno de valor R = 1,5 ws, donde ws es la resistividad superficial del suelo, deberán tener cada uno un área de 200 cm2 y estarán presionando sobre la tierra con una fuer-za mínima de 250 N. Para la medición de la tensión de paso en cualquier parte de la instalación, dichos electrodos, si-tuados en el suelo, deberán estar separados entre sí a una distancia de un metro. Para suelo seco u hormigón convie-ne colocar entre el suelo y los electrodos un paño húmedo o una película de agua.

Las mediciones se realizarán con un voltímetro de re-sistencia interna de 1.000 Ω, que representa la impedancia del cuerpo humano.

Para obtener la tensión de paso aplicada, en el caso de apoyos frecuentados con calzado, se insertará en el circui-to de medida una resistencia de 4.000 Ω, que simula la re-sistencia del calzado de los pies de la persona. Para obtener la tensión de paso aplicada, en el caso de apoyos frecuenta-dos sin calzado, no será necesaria la inserción de dicha re-sistencia.

La primera medida de la tensión de paso aplicada Upam1 se efectuará con los electrodos de medición, que simulan

Figura A.12. Medida de la tensión de paso en un apoyo en el sentido de la diagonal de la cimentación.Figura A.11. Puesta a tierra en un apoyo metálico.

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foANEXO 8. PROTOCOLO DE VALIDACIÓN EN CAMPO DE LA RESISTENCIA

DE PUESTA A TIERRA DE APOYOS DE LÍNEAS AÉREAS DE ≤ 20 KV

persona, distanciados 1 m en el sentido longitudinal o transversal a la cimentación. Los dos electrodos se coloca-rán en el suelo en el centro de la acera equipotencial.

Si el mayor valor de entre los obtenidos para Upam1 y Upam2 es menor o igual que el valor máximo de la tensión de paso aplicada Umáx.pa, el diseño de la puesta a tierra del apoyo es adecuado.

los pies de la persona, distanciados a 1 m en el sentido de la diagonal de la cimentación. Uno de los electrodos se colo-cará encima de la acera equipotencial.

Un terminal del voltímetro será conectado a uno de los electrodos que simula un pie y el otro terminal a la resisten-cia de 4.000 Ω conectada en serie con el otro electrodo. Así, el voltímetro indicará directamente el valor de medición de la tensión de paso aplicada.

Upam1 = Uvoltímetro, siempre que la intensidad inyectada Im

sea igual a la intensidad de puesta a tierra I.

Cuando la intensidad inyectada sea solo una fracción de la intensidad de puesta a tierra, la tensión de paso aplicada se calculará como:

La mayoría de los medidores de tensiones de paso apli-cada indican la tensión corregida según la fórmula anterior, es decir multiplicando la tensión medida con el voltímetro por el factor I/Im. Para ello el valor de I se debe introducir mediante el teclado en la memoria del aparato de medir ten-siones de paso.

Si se emplea para la medición un voltímetro de resis-tencia interna suma de la resistencia adicional del calzado (4.000 Ω) considerada y la resistencia del cuerpo humano (1.000 Ω) considerada, el valor de la medición de la tensión de paso aplicada valdrá:

Upam1 = Uvoltímetro/5

En este último caso, si además la intensidad inyectada Im es solo una fracción de la intensidad de puesta atierra I, la tensión de paso valdrá:

La segunda medida, Upam2, se efectuará con los elec-trodos del equipo de medida, que simulan los pies de la

Figura A.13. Medida de la tensión de paso en un apoyo en el sentido longitudinal o transversal de la cimentación.

ANEXO 9. IMPEDANCIA DE TIERRA. TÉCNICA DE LA PENDIENTE DE TAGG

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ANEXO 9. IMPEDANCIA DE TIERRA. TÉCNICA DE LA PENDIENTE DE TAGGELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA©

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La impedancia de tierra se puede obtener de la curva mediante la técnica de la pendiente de Tagg.

Los valores de las resistencias en función de las distancias entre los electrodos de corriente y potencia respecto al elec-trodo que se mide se indican en la Tabla A.50.

Tabla A.50. Valores de la resistencia de tierra en función de las distancias del electrodo de potencial respecto al electrodo a medir

Distancia desde el electrodo a medir Resistencia

C2 (m) P2 (m) P2/C2 R (Ω)

100 10 10% 3,7

100 20 20% 4,4

100 30 30% 5,3

100 40 40% 5,8

100 50 50% 6,5

100 60 60% 6,8

100 70 70% 7,0

100 80 80% 7,7

100 90 90% 8,8

La curva de la pendiente de Tagg se indica en la Figura A.14.

Figura A.14. Curva de la técnica de la pendiente de Tagg.

ANEXO 10. MANIOBRAS Y ENCLAVAMIENTOS EN CELDAS DE LOS CT

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A la hora de realizar maniobras en las celdas de los centros de transformación se debe tener en cuenta una serie de con-diciones, como pueden ser:

• No accionar nunca un seccionador en carga.

• Siempre que se corte el servicio eléctrico en un circui-to que esté en carga, se debe accionar primeramente el interruptor de apertura en carga o el interruptor auto-mático.

• Antes de cerrar el seccionador de puesta a tierra, se tiene que comprobar la ausencia de tensión.

• Antes de restablecer el servicio en un circuito, se comprobará que están abiertos los seccionadores de puesta a tierra (p.a.t.).

En la siguientes figuras se indican algunos ejemplos de posibles maniobras en celdas de CT a través de diferentes sinópticos.

Figura A.15. Abiertos el interruptor-seccionador y el seccionador de p.a.t. Figura A.16. Interruptor-seccionador conectado y seccionador de p.a.t. abierto.

Figura A.17. Interruptor-seccionador abierto y seccionador de p.a.t. conectado.


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En las siguientes figuras se indican una serie de enclavamiento de tipo «llave» utilizados en las celdas de los CT.

OBJETIVO: Impedir el cie-rre de los seccionadores de puesta a tierra de las celdas 1 y 2 mientras que los dos inte-rruptores no estén abiertos y enclavados.

Figura A.18. Enclavamiento 1.

OBJETIVO: Impedir el cierre en tensión de los secciona-dores de puesta a tierra mien-tras que las celdas de sec-cionador y de interruptor no estén enclavados en abierto.


OBJETIVO: Impedir el cierre de la puesta a tierra de la ca-bina 2 hasta que el interruptor de la cabina 1 esté abier to y enclavado.



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OBJETIVO: Impedir el cierre simul-táneo de los dos interruptores.


OBJETIVO: Impedir el acceso al transformador de distribu-ción en tanto que el secciona-dor de puesta a tierra no esté cerrado y enclavado.


OBJETIVO: Impedir el cierre del seccionador de puesta a tierra y el acceso a los fusi-bles en tanto que el disyuntor general de BT no esté abierto y enclavado.

Impedir el acceso al transfor-mador si el seccionador de puesta a tierra no se ha cerra-do previamente.




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OBJETIVO: Impedir la manio-bra en carga de los secciona-dores de las cabinas SME y DM1- C. Impedir el acceso a la celda de trafo con el sec-cionador de p.a.t. de la DM1-C abierto.


OBJETIVO: Impedir la manio-bra en carga del seccionador de la celda DM1-C. Impedir el acceso a la celda de trafo has-ta haber abier to el disyuntor de B.T. y haber cerrado el sec-cionador de puesta a tierra.


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ANEXO 9. IMPEDANCIA DE TIERRA. TÉCNICA DE LA PENDIENTE DE TAGGELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA©

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OBJETIVO: Impedir maniobrar en carga el seccionador (sin haber abierto el interruptor au-tomático).


ANEXO 11. RED ELÉCTRICA AÉREA DE MT CON TRES FASE Y NEUTRO

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ANEXO 11. RED ELÉCTRICA AÉREA DE MT CON TRES FASE Y NEUTROELECTRICIDAD-ELECTRÓNICA©

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En algunos países (EE. UU., Canadá, entre otros) se suelen instalar líneas aéreas de MT con tres fases y neutro. Este sistema se basa en los siguientes principios:

• Distribución máxima en MT, limitando la longitud de las salidas de BT para reducir las pérdidas.

• Distribución del neutro de MT con una puesta a tierra regular, por ejemplo, cada 300 m.

• Líneas de MT trifásicas en la red principal, con deri-vación en trifásico, bifásico o monofásico para los su-ministros de MT/BT.

Este sistema reduce el coste de las líneas, las pérdidas y sobretensiones debidas a los defectos, pero requiere pues-tas a tierra del neutro de gran calidad.

Para obtener un grado de protección de las personas es necesario incluir numerosos aparatos de MT (fusibles, re-conectadores, seccionalizadores).

La selectividad entre las protecciones es compleja.

La explotación y el mantenimiento son más exigentes que para las redes aéreas de MT con tres fases.

• Se requiere un personal muy cualificado para el man-tenimiento de la aparamenta y regulación de protec-ciones.

• Debe preverse importante stock de recambios (distin-tos calibres de fusibles, entre otros)

Este sistema se justifica en países de gran superficie y escasa densidad de carga.

En la Figura A.27 se indica un esquema con este tipo de distribución eléctrica.

En la Figura A.28 se puede apreciar un apoyo de una lí-nea aérea con tres fases y neutro.

Figura A.28. Línea aérea con tres fases y neutro.

Figura A.27. Esquema de red aérea de MT con tres fases y neutro. Fuente: Schneider Electric (cuaderno técnico nº 155).

ANEXO 12. TRANSFORMADOR DE POSTE DE TIPO TPC

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ANEXO 12. TRANSFORMADOR DE POSTE DE TIPO TPC

El transformador de potencial capacitivo (TPC) es un trans-formador trifásico de distribución con protección incorpo-rada. Está completamente relleno de aceite mineral y está herméticamente sellado.

Incluye un disyuntor de carga, fusibles y protección tér-mica y del nivel de aceite en el depósito.

La función de protección incorporada de los transfor-madores TPC se suele activar por fallos en los cables de alta tensión que provocan una desconexión trifásica.

El objetivo general de la protección interna es:

• Eliminar todos los fallos internos sin que se manifies-ten hacia el exterior.

• Proteger la red existente hacia el origen.

• Eliminar los fallos en sentido descendente (hacia el destino) sin que se manifiesten hacia el exterior.

• Eliminar los fallos de aisladores y barra de baja ten-sión que a su vez causan disparos de fusibles de pro-tección contra sobrepresiones.

• Proteger el personal de mantenimiento contra posi-bles fallos de transformadores.

Fusibles

BT

Figura A.29. Transformador de poste de tipo TPC. Fuente: Ormazabal.

ANEXO 13. MEDIDA DEL VERDADERO VALOR EFICAZ CON PINZA ELÉCTRICA

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ANEXO 13. MEDIDA DEL VERDADERO VALOR EFICAZ CON PINZA ELÉCTRICA

En la Figura A.30 se pueden apreciar los distintos valores obtenidos en la medida en un ramal de un circuito, utilizan-do la pinza TRMS o la pinza RMS.

Con la pinza TRMS se mide el valor eficaz verdadero y con la pinza RMS se mide el valor eficaz promedio.

Con carga lineal el valor que indicarían las dos pinzas sería el mismo.

Con carga no lineal con corriente distorsionada (orde-nadores, lámparas de alumbrado, reguladores de velocidad, entre otros) el valor TRMS es distinto al valor RMS.

Figura A.30. Medida del verdadero valor eficaz en un ramal de un circuito con carga lineal o no lineal utilizando la pinza (tenaza).

anexos desarrollo redes -...

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