auditorÍa al sistema de apantallamiento y protección contra rayos
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INFORME FINAL DE PRÁCTICA
AUDITORÍA AL SISTEMA DE APANTALLAMIENTO Y PROTECCIÓN INSTALADOS CONTRA
RAYOS Y SOBRETENSIONES EN LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y EDIFICIOS DE
PAPELSA S.A
POR
LINA MARCELA GIL MESA
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
FACULTAD DE MINAS
SEDE MEDELLÍN
2008
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INFORME FINAL DE PRÁCTICA
AUDITORÍA AL SISTEMA DE APANTALLAMIENTO Y PROTECCIÓN INSTALADOS CONTRA
RAYOS Y SOBRETENSIONES EN LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y EDIFICIOS DE
PAPELSA S.A
POR
LINA MARCELA GIL MESA
TUTOR ACADEMICO
CLARA ROSA ROJO CEBALLOS
TUTOR INDUSTRIAL
JESÚS ANTONIO NARANJO DUQUE
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
FACULTAD DE MINAS
SEDE MEDELLIN
2008
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AUDITORÍA AL SISTEMA DE APANTALLAMIENTO Y PROTECCIÓN INSTALADOS CONTRA
RAYOS Y SOBRETENSIONES EN LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y EDIFICIOS DE
PAPELSA S.A
POR
LINA MARCELA GIL MESA
RESUMEN
Los sistemas de puesta a tierra y de protección contra descargas atmosféricas son de vital
importancia para proveer dentro de los sistemas eléctricos la seguridad adecuada para las personas
que operan en el, los equipos que lo conforman, así como también la instalación eléctrica en
general.
En el presente informe se hace una descripción de lo que son los sistemas de puesta a tierra y
de protección contra descargas atmosféricas y sus elementos más importantes, así como también
cuáles son las consideraciones a tomar en cuenta a la hora de diseñar alguno de estos sistemas.
Posteriormente, se aplican todos estos conceptos en un estudio a las plantas de PAPELSA
S.A, con la finalidad de hacer un análisis de la condición en la que se encuentran el sistema de
puesta a tierra y el sistema de protección contra descargas atmosféricas de la misma.
Luego, con base en los resultados obtenidos tras el análisis se realizan una serie de
recomendaciones para mejorar el estado de estos sistemas, para garantizar que las personas que
operan o trabajan en la planta, así como los equipos, estén protegidos ante eventuales fallas o la
posibilidad de impacto directo de descargas atmosféricas.
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DEDICATORIA
A mi madre María Gladis quien siempre ha estado a mi lado cuando más la he necesitado.
A mi tío Orlando por su ayuda y preocupación en los momentos difíciles.
A mis amigos y compañeros, en especial a Olga Lucía y Angélica María, quienes siempre me han
dado aliento en los momentos más importantes y por su apoyo incondicional.
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AGRADECIMIENTOS
Al Doctor Luís Fernando Tirado, Gerente de planta PAPELSA S.A, por brindarme la oportunidad de
realizar este proyecto en esta maravillosa empresa y por darme el respaldo que necesite.
Al ingeniero Jesús Antonio Naranjo, mi tutor industrial, porque sin el no hubiese sido posible la
realización de este proyecto.
Al electricista Hernando Puerta, por su apoyo y acompañamiento durante mi estadía en la empresa y
por darme la oportunidad de aprender tanto a su lado.
A la ingeniera Clara Rojo, mi tutora académica, por su apoyo durante todo el proceso de la carrera.
A mis familiares, amigos y compañeros de PAPELSA S.A, por brindarme el apoyo necesario para la
consecución de mis metas.
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TABLA DE CONTENIDO
CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 12
CAPÍTULO 2. PAPELSA S.A ........................................................................................................... 14
2.1. RESEÑA HISTÓRICA ........................................................................................................... 14
2.2. MISIÓN ................................................................................................................................. 16
2.3. PLANTAS .............................................................................................................................. 16
2.3.1. Calderas ......................................................................................................................... 16
2.3.2. Planta Molino .................................................................................................................. 17
2.3.3. Planta Corrugadora ........................................................................................................ 17
CAPÍTULO 3. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA .......................................................................... 19
3.1. ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA .................................. 19
3.1.1. Generalidades ................................................................................................................ 19
3.1.2. Objetivos de los sistemas de puesta a tierra .................................................................. 20
3.2. SEGURIDAD EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS ................................................................ 20
3.2.1. Condiciones de peligro ................................................................................................... 20
3.2.2. Rango de corrientes tolerables por el cuerpo humano ................................................... 21
3.2.3. Criterio de diferencia de potencial permisible ................................................................. 22
3.3. RESISTENCIA A TIERRA ..................................................................................................... 25
3.3.1. Generalidades ................................................................................................................ 25
3.3.2. Valores aceptados recomendados ................................................................................. 25
3.3.3. Resistividad del suelo ..................................................................................................... 27
3.3.4. Electrodos de tierra ......................................................................................................... 28
3.4. CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA ................................................................................ 30
3.5. PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS ....................................................................................... 33
3.5.1. Generalidades ................................................................................................................ 33
3.5.2. Puesta a tierra en subestaciones .................................................................................... 33
3.5.3. Mallas de tierra ............................................................................................................... 34
CAPÍTULO 4. PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ...................................... 36
7
4.1. ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SPDA ................................................................................. 36
4.1.1. Generalidades ................................................................................................................ 36
4.1.2. Objetivos de los SPDA ................................................................................................... 36
4.2. SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYOS ............................................... 37
4.2.1. Generalidades ................................................................................................................ 37
4.2.2. Metodología para evaluar el nivel de riesgo y establecer las acciones de protección. ... 38
4.2.3. Sistema de Protección Externa – SPE ........................................................................... 41
4.2.4. Sistema de protección interna – SPI ............................................................................... 46
CAPÍTULO 5. RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA .............................................. 49
5.1. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ........................................................................................ 49
5.1.1. Descripción del sistema eléctrico de PAPELSA S.A ....................................................... 49
5.1.2. Descripción del SPT y SPDA de PAPELSA S. A ............................................................ 51
5.1.3. Circulación de la corriente ante una falla ........................................................................ 54
5.1.4. Monitoreo de resistencias de puesta a tierra en las estructuras de PAPELSA S.A. ...... 58
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................................................... 73
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................................. 75
APENDICE A. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LA PROTECCIÓN CONTRA RAYOS Y
SOBRETENSIONES .......................................................................................................................... 76
8
FIGURAS
Figura 3.2.3.1.1 Persona con las piernas formando resistencias en serie. ................................ 25
Figura 3.2.3.1.2 Persona con las piernas formando resistencias en paralelo. ........................... 25
Figura 3.2.3.2.1 Tensiones de Toque y Paso. ............................................................................. 26
Figura 3.5.3.1. Malla de tierra. ..................................................................................................... 37
Figura 5.1.3.1. Transformador y fuente conectados a través de un conductor y tierra. ............... 57
Figura 5.1.3.2. División de la corriente de falla. ........................................................................... 57
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TABLAS
Tabla I. Máxima tensión de contacto para un ser humano. .......................................................... 27
Tabla II. Valores de referencia para resistencia de puesta a tierra. ............................................. 28
Tabla III. Resistividad del suelo. ................................................................................................... 29
Tabla IV. Requisitos para electrodos de puesta a tierra. ............................................................. 31
Tabla V. Constantes de materiales. ............................................................................................ 33
Tabla VI. Características de conductores desnudos de cobre. ................................................... 34
Tabla VII. Calibre del conductor de puesta a tierra. .................................................................... 34
Tabla VIII. Indicadores de parámetros del rayo. .......................................................................... 40
Tabla IX. Indicador de gravedad. ................................................................................................ 41
Tabla X. Valores de IUSO. ............................................................................................................. 41
Tabla XI. Valores de IT. ............................................................................................................... 41
Tabla XII. Valores de IAA. ............................................................................................................. 41
Tabla XIII. Matriz de niveles de riesgo. ....................................................................................... 42
Tabla XIV. Acciones recomendadas según el nivel de riesgo. .................................................... 42
Tabla XV. Características para terminales de captación. ............................................................ 43
Tabla XVI. Requerimientos para bajantes. .................................................................................. 44
Tabla XVII. Tensión al impulso que deben soportar los equipos. ................................................ 49
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ANEXOS
Apéndice A. Nuevas Tecnologías en la Protección Contra Rayos y Sobretensiones. ................. 78
Anexo A. Diagrama de conexión típica en cubículo de motores. ................................................. 89
Anexo B. Diagrama de conexión típica en cubículo de motores con inversión de giro. ............... 90
Anexo C. Diagrama unifilar PAPELSA S.A .................................................................................. 91
Anexo D. Diagrama unifilar transformador 1 ................................................................................ 92
Anexo E. Diagrama unifilar transformador 2 ................................................................................ 93
Anexo F. Diagrama unifilar transformador 3 ................................................................................. 94
Anexo G. Diagrama unifilar transformador 4 ................................................................................ 95
Anexo H. Diagrama unifilar transformador 5 ................................................................................ 96
Anexo I. Diagrama unifilar planta corrugado ................................................................................ 97
Anexo J. Imágenes del Sistema Eléctrico, SPT y SPDA en PAPELSA S.A ................................. 98
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LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS Ω Ohmio, unidad de resistencia eléctrica. A Amperio, unidad de corriente eléctrica. AC Corriente Alterna. AWG American Wire Gage (calibre de conductores americanos). DC Corriente Directa. DTA Dispositivos Terminales de Atracción. EPM Empresas Públicas de Medellín. ft Foot (Píe), unidad de longitud (Sistema Ingles). g Gramo, unidad de masa. Hz Hertz, unidad de frecuencia. IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional) IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de ingenieros eléctricos y
electrónicos). in Inch (Pulgada), unidad de longitud (Sistema Ingles). Lb Libra, unidad de masa (Sistema Ingles). m Metro, unidad de longitud. MCM Mil Circular Mil, unidad de superficie. NTC Norma Técnica Colombiana OCC Old Corrugated Containers. PP Planta Pulpa PM Planta Molino PC Planta Corrugadora s Segundos, unidad de tiempo. SPDA Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas.
SPT Sistema de Puesta a Tierra V Voltio, Unidad de potencial eléctrico. VA Voltio – Amperio, unidad de potencia. VArs Voltio Amperios Reactivos, unidad de potencia reactiva. W Watt, unidad de potencia activa.
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CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN
La puesta a tierra de sistemas eléctricos es un problema que debe ser abordado por los
ingenieros electricistas encargados de planificar y/o modificar los sistemas de distribución eléctrica.
Existen diversos criterios para la puesta a tierra, cada uno con un propósito particular. Los
criterios de conexión a tierra de los sistemas eléctricos son similares bajo cualquier condición de
servicio, sin embargo, en las industrias, estás condiciones pueden variar de acuerdo a: localización
del sistema de potencia, característica de los generadores y requerimientos del proceso de
manufactura.
Según su objetivo, podemos dividir los sistemas de puesta tierra de la siguiente forma: para el
retorno de las corrientes de falla, como camino de fuga para las corrientes de descargas
atmosféricas y como referencia de tierra para equipos de telecomunicaciones y electrónica. Aunque
en conjunto todos forman un mismo sistema de puesta a tierra, deben ser tratados de diferente
manera, por lo que existen diferentes normas que se aplican a cada uno ellos.
En el presente trabajo se enfocará lo referente a retorno de corrientes de fallas a nivel de media
tensión de las Planta de PAPELSA S.A. También se abarcará lo referente a los sistemas de
protección contra descargas atmosféricas, es importante destacar que está protección se divide en
una parte externa y una interna; en este trabajo se abordará lo concerniente a los sistemas externos
de protección contra descargas atmosféricas.
Es importante mencionar que actualmente en el país están en vigencia leyes según las cuales,
si llegase a ocurrir algún accidente laboral y se demuestra que el mismo es responsabilidad de la
empresa por no brindar condiciones seguras de trabajo, esta puede recibir cuantiosas multas de
dinero, por lo que la implantación de este tipo de sistemas (sistemas de puesta a tierra y sistemas de
protección contra descargas atmosféricas) tiene también una repercusión económica bastante
importante, en la parte de prevención.
La empresa PAPELSA S.A carece de un diagrama de las conexiones del sistema de puesta a
tierra de sus equipos, por lo que no se tiene una idea clara de cómo está conectado el sistema y si
las conexiones que existente son las más adecuadas y las indicadas en las normas; por lo que surge
la necesidad de hacer una auditoria al sistema de puesta a tierra externo que se encuentre al
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alcance y a la construcción de la planta nueva del OCC para verificar que todo se encuentre
cumpliendo la normativa actual y proponer mejoras o estudios pertinentes en los lugares donde no
es visible el sistema de puesta a tierra y no se tiene la certeza de que este cumpliendo con el
objetivo.
Ahora bien, el objetivo del presente trabajo es analizar el estado de la puesta a tierra a nivel de
media tensión, enfocado hacia la parte de retorno de corrientes de falla, así como también verificar la
protección existente ante descargas atmosféricas, para luego proponer las mejoras necesarias que
cumplan con las normas vigentes establecidas para garantizar un correcto funcionamiento del
sistema y garantizar una protección adecuada tanto para el personal que labora en la empresa como
para los equipos instalados en la misma.
Para realizar este estudio, es necesario antes de cualquier otra actividad recopilar toda la
información referente a los sistemas de puesta a tierra y a los sistemas de protección contra
descargas atmosféricas, así como las normas existentes que rigen el diseño y construcción de este
tipo de sistemas; para ello se consultarán los estándares existentes (IEEE, IEC, entre otros), el
Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), NTC 2050, NTC 4552, así como también
se hará la revisión de algunos otros trabajos realizados en esta área que puedan ayudar a tener las
bases suficientes para poder realizar un análisis adecuado y dar las recomendaciones adecuadas.
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CAPÍTULO 2. PAPELSA S.A
PAPELSA S.A es una empresa productora de papel y cartón para las diferentes necesidades
de la industria colombiana y extranjera, la sede principal esta ubicada en el municipio de Barbosa en
Antioquia a 39 kilómetros de Medellín.
2.1. RESEÑA HISTÓRICA
El 24 de Julio de 1963 se estableció la empresa CIPRESES DE COLOMBIA, con el fin de llevar
a cabo un plan de reforestación con el objetivo de proteger las cuencas hidrográficas del
Departamento de Antioquia. Sus principales dueños eran los reforestadores Darío Restrepo,
Guillermo Echevarria, Octavio Moreno, Talleres Renacimiento, Óptica Santa Lucía, Crisaza, entre
otros.
En 1965 se estableció la empresa INDUSTRIAS FORESTALES DOÑA MARÍA, con el objeto
principal con el objeto principal de reforestar la cuenca de la quebrada Doña María para proteger las
aguas que llegaban a Cervecería Unión y Coltejer. Sus dueños eran Coltejer, Cervecería Unión,
entre otros.
En 1970, paralelo a CIPRESES DE COLOMBIA e INDUSTRIAS FORESTALES DOÑA MARÍA
se creó una nueva empresa llamada PRODUCTORA DE CELULOSA S.A. PROCECOLSA”, cuya
razón principal era aprovechar los recursos madereros de estas dos compañías, fabricando pulpa
para el mercado nacional papelero. Los socios principales fueron Coltejer y Cervecería Unión. Su
primer gerente fue Jorge Eduardo Cock Londoño.
En 1972, cuando las plantaciones lograron su pleno desarrollo, se inició el montaje de
PROCECOLSA, lo que se conocía hasta hace poco como Planta de Pulpa, el cual duró
aproximadamente un año.
En Julio de 1973, PROCECOLSA arrancó la producción de pulpa químico mecánica al sulfito
(de sodio). En ese entonces, no se encontró un mercado muy bueno y se hizo el cambio para
producir pulpa kraft (con soda cáustica). En vista de que el medio estaba difícil, se buscó ayuda del
gobierno y éste le fijó cuotas de compra de la pulpa de PROCECOLSA a las Compañías papeleras
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a nivel nacional. Lo anterior con el compromiso de que PROCECOLSA más adelante, se integrara
verticalmente (es decir que montara la Planta del Molino y de Corrugado) con el fin de expandirse a
productos de mayor valor agregado.
En 1978, se hizo el montaje de la Planta del Molino y la Planta de Corrugado y se arrancó con
la producción de papel kraft liner y corrugado medio y cajas de cartón corrugado regulares y tubos,
siendo Gerente de PROCECOLSA Luís Carlos Uribe, Jefe de Planeación Luís Alfonso Hoyos y
Administrador de la planta Carlos Restrepo Wolff; luego fue Gerente Federico Uribe y posteriormente
Diego Mejía. En este momento, la Organización Ardila Lule decidió crear otra empresa para las
Plantas de Molino y Corrugado denominada PAPELSA y entró como Gerente de Papelsa Humberto
Restrepo R. Las oficinas principales de Papelsa fueron ubicadas en el Edificio Coltejer piso 26.
En 1980, el Sindicato de trabajadores solicitó unidad de empresa, razón por la cual
desapareció PROCECOLSA y quedó solo PAPELSA, teniendo como único Gerente a Humberto
Restrepo R.
En 1989, se hizo el montaje y se inició el arranque de la Planta Recuperadora de Soda
Cáustica con el objeto de recuperar la soda generada en el proceso y a su vez descontaminar las
aguas del río Medellín.
En 1995, Papelsa compra la Planta de Corrugado Bogotá para brindarle una atención más
oportuna a los Clientes de ésta zona.
El 26 de noviembre de 1997, como primer logro de la implementación del Sistema de Calidad
para la línea de cajas de cartón corrugado, PAPELSA OBTUVO SELLO ICONTEC de conformidad
con la NTC 452 para cajas de cartón corrugado pared sencilla y NTC 1202 para cajas de cartón
corrugado pared doble.
El 24 de junio de 1998, se dio el cambio de accionistas pasando a ser los nuevos dueños
PULPAPEL S.A. y el Grupo Empresarial Antioqueño por intermedio de ODEMPA S.A.
En el 2000, las instalaciones industriales de Papelsa se encuentran ubicadas en Barbosa,
Antioquia, donde están las Plantas de Pulpa y Recuperación, Molino y una de Corrugado.
Adicionalmente, en Fontibón, Cundinamarca se localiza la segunda Planta de Corrugado. La
capacidad instalada en la Planta de Pulpa es de 18.000 toneladas al año. La pulpa producida es
utilizada como materia prima de la planta de Molino, la cual está en capacidad de producir 43.000
toneladas al año de liner y corrugado medio en diferentes gramajes y papel para sacos. Los dos
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primeros, utilizados para la fabricación de cartón corrugado y el último, utilizado en la industria
azucarera y cementera del país. Así mismo, para satisfacer las necesidades de fibra, esta Planta
requiere utilizar como fuente alterna un alto porcentaje de material reciclado.
Como último proceso en la cadena productiva, se encuentran las dos Plantas de Corrugado con
capacidad para producir 37.000 toneladas anuales de cartón corrugado pared sencilla y doble pared.
En el 2007, desaparecen Planta Pulpa, Planta Recuperadora de Soda cáustica y por ende la
producción de papel con pulpa virgen.
En 2008, se implementa un nuevo proyecto llamado OCC, con el cual mejoran la producción de
papel con pulpa reciclable. Actualmente la empresa pertenece al grupo Smurfit Kappa, siendo
Gerente General de PAPELSA S.A Julián Sánchez Destouesse y Gerente de Planta Luís Fernando
Tirado Gallego.
2.2. MISIÓN
La misión de Papeles y Cartones S.A. “PAPELSA S.A”, es satisfacer las necesidades y
requerimientos de sus clientes con productos de alta calidad y un excelente servicio.
Optimar sus recursos con el fin de lograr una adecuada rentabilidad que le permita el progreso
permanente, la actualización tecnológica, el desarrollo personal de sus colaboradores y una
retribución justa para todos sus trabajadores, sus accionistas, la sociedad y el estado.
Conservar y proteger los recursos naturales y el medio ambiente, como parte integral de la
responsabilidad social que le compete.
2.3. PLANTAS
2.3.1. Calderas
La empresa cuenta con 3 calderas para el proceso de producción de vapor:
Caldera Unión la cual suministra vapor al molino y funciona a base de carbón y crudo o fuel
oil trabaja con una capacidad de 35000 libras de vapor por hora.
17
Las calderas de las Plantas de Pulpa (PP) y Planta Corrugado (PC) trabajan con fuel oil
como combustible.
2.3.2. Planta Molino
El proceso empieza en los batidores donde se desintegran la materia prima (papel reciclable
y DCP – Desperdicio Corrugado Papelsa) sacando la fibra y pasando esta por varios tanques donde
se mezcla con los químicos y se eliminan las impurezas realizando procesos de cocimiento
aplicando diferentes combinaciones según el tipo de pulpa a producir, luego la pulpa final se lleva a
la mesa de formación.
De la mesa de formación donde como su nombre lo dice, se forma el papel pasa a las
prensas donde se extrae la mayor cantidad de agua posible, de allí pasa el papel al tren de secado
conformado por cinco secciones de secado de vapor, este último proveniente de la caldera unión, allí
se seca el papel hasta tener la humedad óptima y salen rollos de papel de aproximadamente 3.2m
de ancho y su peso es cercano a 7 toneladas. Estos rollos finalmente pasan a la máquina Gorostidi
donde se rebobina y corta el papel formando nuevos rollos con las medidas solicitadas por el cliente
y otros rollos sobrantes que pasan a la maquina Web Welder para ser unidos y obtener otro rollo de
mayor ancho.
2.3.3. Planta Corrugadora
En esta planta se utilizan los rollos de papel que salen de la planta molino para la
elaboración del papel corrugado necesario para la parte media del cartón utilizado para la
elaboración de las cajas de cartón solicitadas por el cliente satisfaciendo sus necesidades en
tamaño, diseño, color, resistencia, corte, etc.
Hasta mediados del año 2007 existieron planta pulpa donde se procesaba la pulpa virgen
utilizando madera y el papel era hecho de la mezcla de ambas pulpas, y la PRS (Planta
Recuperadora de Soda cáustica) donde después del proceso que se hacia con la soda cáustica para
volver la madera en papel, se recuperaba la soda para ser reutilizada, pero debido a los altos costos
de la pulpa virgen, se decidió implementar un proyecto nuevo llamado OCC (Old Corrugated
Containers) donde se amplía el proceso para la obtención de pulpa de papel reciclable y a la mano
de esto una cantidad de modificaciones en la maquinaria ya existente para mejorar la producción.
18
Para realizar este montaje se para la producción aproximadamente un mes y medio, tiempo
en el cual me permitieron participar en el montaje de arrancadores e inversores de giro1, requeridos
para los motores nuevos y en la conexión de estos mismos al PLC, además de otras actividades de
acompañamiento con los técnicos electricistas, electrónicos e instrumentistas que me permitieron
ampliar mis conocimientos y visión frente al mundo laboral.
1 En los anexos A y B respectivamente se pueden observar los planos utilizados para este montaje.
19
CAPÍTULO 3. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
3.1. ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
3.1.1. Generalidades
Un SPT consiste en todas las conexiones de tierra interconectadas en un sistema de
potencia específico. También se refiere a la conexión y puesta a tierra de los elementos metálicos no
eléctricos de un sistema, como por ejemplo, ductos metálicas, armazón o carcasa de motores y otros
equipos (sistema de equipotencialización).
Como dice la introducción del presente trabajo, según su objetivo, los sistemas de puesta a
tierra los podemos dividir de la siguiente manera: para el retorno de las corrientes de falla, como
camino de fuga para las corrientes de descargas atmosféricas, y como referencia de tierra para
equipos de telecomunicaciones y electrónica.
En cuanto a lo referente al uso de los sistemas de puesta a tierra como retorno de las
corrientes de falla, existen diferentes normas que aplican, para este trabajo se tomarán como
referencia la NTC 4552, NTC 2050, RETIE y algunas normas americanas IEEE, entre otras, que
aplican directamente a este punto; en estas normas se establecen una serie de parámetros a seguir
para tener una adecuada circulación de corrientes, las de desbalance por el neutro (operación
normal del sistema) y las corrientes de falla por los conductores de tierra.
En cuanto a lo referente a las descargas atmosféricas, a este respecto, se puede destacar
que existen dos tipos de visiones, la visión americana (NFPA, ANSI), en la cual se establecen ciertos
parámetros para la protección de las distintas estructuras, los cuales no dan mucha flexibilidad a la
hora del diseño, mientras que en la otra visión, la europea (IEC), se pueden asignar niveles de
riesgo y numero de fallas permisibles, para de esta forma poder hacer un diseño algo más flexible, la
norma que se empleará para realizar el estudio correspondiente será la NTC 4552 de Protección
contra rayos, la cual es una aplicación colombiana de las normas que se mencionan anteriormente.
La otra parte, la referente a la referencia de tierra, en la actualidad con la constante
evolución en el ámbito de las telecomunicaciones, han aparecido equipos electrónicos cada vez
más sensibles a variaciones de cualquier tipo, por lo que es necesario para su correcto
20
funcionamiento una adecuada configuración del sistema eléctrico y del SPT; existen diversos
estándares que regulan la forma de diseñar y construir un SPT con este propósito, entre ellos
podemos encontrar la ANSI, TIA, EIA 607 y la IEEE Std. 1100-1999, entre otras. En este trabajo sólo
se abordaran los dos primeros puntos (retorno de corrientes de falla y descargas atmosféricas), más
no la parte de referencia a tierra.
3.1.2. Objetivos de los sistemas de puesta a tierra
Los SPT, o la conexión intencional de un conductor de neutro a tierra, se hacen con el
propósito de controlar el voltaje a tierra, dentro de los límites previsibles. El SPT debe tener la
capacidad de manejar el flujo de corriente (magnitud y duración) impuesto sobre él, debido a la
ocurrencia de un evento extraordinario durante la operación normal del sistema de potencia. Esto
ocurre principalmente como resultado de la falla del aislamiento entre un conductor energizado y la
estructura metálica que lo soporta o contiene. Sin embargo, también puede resultar de inyección de
corriente externa, como una descarga atmosférica o una falla en un conductor de alta tensión.
Los objetivos básicos de poner a tierra los sistemas de eléctricos, pueden ser resumidos de
la siguiente forma:
• Reducir el riesgo del personal de sufrir un shock eléctrico; las lesiones por choque eléctrico
resultan por contacto con conductores vivos, o con componentes metálicas que están no
intencionalmente energizadas.
• Proveer un camino de retorno de baja impedancia para la corriente de falla a tierra necesaria
para la operación oportuna del sistema de protección contra sobrecorrientes.
3.2. SEGURIDAD EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS
3.2.1. Condiciones de peligro
Durante una falla a tierra, el flujo de corriente hacia tierra produce un gradiente de tensión
dentro y alrededor de las subestaciones. A menos que se tomen las precauciones en el diseño, el
máximo gradiente de tensión a lo largo de la superficie de tierra puede ser de la suficiente magnitud
durante la falla a tierra como para ocasionar un accidente a una persona que se encuentre en el
área. Las circunstancias que hacen posible un accidente por shock eléctrico son:
21
• Corriente de falla a tierra de una elevada magnitud y duración (ver sección 3.2.2) en relación con
el SPT y su resistencia a tierra.
• Resistividad del terreno, tal que se puedan originar altos gradientes de potencial en distintos
puntos de la superficie de tierra.
3.2.2. Rango de corrientes tolerables por el cuerpo humano
3.2.2.1. Rango de frecuencia: Los humanos son muy vulnerables a los efectos de la corriente
eléctrica a frecuencias de 50Hz y 60Hz, corrientes de aproximadamente 0,1A pueden ser letales. El
cuerpo humano puede tolerar corrientes de 25Hz ligeramente más altas, y DC cinco veces más
altas. A frecuencias entre 3000Hz y 10000Hz incluso se pueden tolerar corrientes mucho mayores.
[6]
3.2.2.2. Efectos de la magnitud y duración: Los efectos fisiológicos más comunes de corrientes
eléctricas sobre el cuerpo, fijadas de acuerdo al incremento de la magnitud de la corriente, son
percepción, contracción muscular, inconciencia, fibrilación del corazón, obstrucción de la respiración
y quemadura.
El valor de corrientes de 1,1mA es reconocido como el umbral de percepción, que es la magnitud de
corriente a la cual una persona es capaz de detectar un ligero hormigueo en sus manos o punta de
los dedos, provocado por el paso de corriente. [2]
Corrientes entre 1,1mA y 10mA, son desagradables de soportar, generalmente no afectan la
habilidad de la persona que está sostenida del objeto energizado de controlar sus músculos y
despegarse de él. [2]
En el rango desde 10mA hasta 25mA, las corrientes pueden ser dolorosas, y pueden hacer difícil o
imposible despegarse del objeto energizado agarrado por la mano. Para corrientes aún mayores,
contracciones musculares podrían dificultar la respiración. [2]
Para corrientes en el rango de 60mA a 100mA se puede ocasionar fibrilación ventricular, paro
cardiaco o inhibición de la respiración, esto puede causar lesiones o incluso la muerte. [2]
El tiempo para el cual corrientes de 50Hz y 60Hz pueden ser toleradas por la mayoría de las
personas esta relacionado con la magnitud. Basado en estudios realizados por Dalziel, se asume
22
que el 99,5% de las personas pueden soportar de forma segura, sin fibrilación ventricular, el paso de
una corriente de magnitud y duración determinada por la siguiente formula:
ts/SbIb = (1)
Donde Ib es la corriente rms a través del cuerpo, Sb es una constante empírica relacionada con la
energía de shock eléctrico tolerada por cierto porcentaje de la población, y ts es el tiempo de
exposición en segundos. La constante Sb para personas con un peso de 50kg es Sb=0,0135, y para
personas con un peso 70kg la constante es Sb=0,0246. [6]
3.2.3. Criterio de diferencia de potencial permisible
3.2.3.1. Resistencia del cuerpo humano: Para corrientes DC o para AC a frecuencia de operación,
el cuerpo humano puede considerarse como una resistencia no inductiva. La resistencia del tejido
interno del cuerpo humano sin incluir la piel es de unos 300Ω, mientras que incluyendo la piel,
la resistencia esta en un rango de 500Ω a 3000Ω.
Para tensiones y corrientes muy altas, la resistencia del cuerpo disminuye, debido a los daños
sufridos en el punto de contacto. Para cálculos y fórmulas posteriores se tomara un valor de la
resistencia del cuerpo (Rb) [2]:
Rb = 1000Ω
También es importante mencionar el valor de la resistencia del terreno debajo de los pies de una
persona que se encuentra sobre cierta superficie, ya sea que sus piernas representen dos
resistencias en serie (R2fs) o en paralelo (R2fp).
R2 fs = 6 * ρ (2)
R2 fp=1,5 * ρ (3)
Donde R2fs y R2fp, indican el valor de la resistencia de dos piernas en serie, y dos piernas en
paralelo respectivamente. Como se observa, el valor de esta resistencia depende del valor de la
resistividad del terreno (ρ). En las siguientes figuras se pueden observar los esquemas de una
persona con las piernas formando resistencias en serie (Figura 3.2.3.1.1) y otra con las piernas
formando resistencias en paralelo (Figura 3.2.3.1.2). Donde U representa la tensión aplicada, Ib es la
corriente a través del cuerpo, Rb es la resistencia del cuerpo y Rf es la resistencia de cada pierna.[6]
23
Figura 3.2.3.1.1 Persona con las piernas formando resistencias en serie. [6]
Figura 3.2.3.1.2 Persona con las piernas formando resistencias en paralelo. [6]
3.2.3.2. Criterio de toque y paso: La seguridad de una persona depende de la cantidad crítica de
energía absorbida por el cuerpo, antes de que la falla sea despejada y el sistema sea des-
energizado. Se define voltaje o tensión de toque, a la diferencia de potencial entre el nivel de tensión
de tierra y una superficie potencial en un punto donde una persona está parada, mientras al mismo
tiempo tiene su mano en contacto con una estructura puesta a tierra. Mientras que la tensión de
paso, es la diferencia de potencial en una superficie, experimentada por una persona que esta
puenteando una distancia de 1m con sus pies, sin contactar con otra estructura puesta a tierra. En la
figura 3.2.3.2.1 se pueden observar a dos individuos, uno sometido tensión de paso, y el otro a
tensión de paso. Los máximos voltajes de cualquier circuito accidental no deben sobrepasar los
límites abajo establecidos. Para tensiones de toque (Et) y Paso (Es):
24
Ib *fp) R2 (Rb maxEt += (4)
Ib * fs) R2 (Rb max Es += (5)
Donde Etmax y Esmax son las tensiones de toque y paso máximas permitidas, Rb es resistencia del
cuerpo Humano, R2fs y R2fp indican el valor de la resistencia de dos piernas en serie, y dos piernas
en paralelo respectivamente, y el valor Ib es la corriente rms a través del cuerpo. Las tensiones de
toque y paso deben ser menores a estos valores máximos de toque (Etmax) y paso (Esmax).
Figura 3.2.3.2.1 Tensiones de Toque y Paso.
Según el RETIE, la máxima tensión de contacto aplicada al ser humano (o a una resistencia
equivalente de 1000 Ω), está dada en función del tiempo de despeje de la falla a tierra, de la
resistividad del suelo y de la corriente de falla. Para efectos de dicho reglamento, la tensión máxima
de contacto no debe superar los valores dados en la Tabla I.
La columna dos aplica a sitios con acceso al público en general y fue obtenida a partir de la norma
IEC 60479 y tomando la curva C1 de la Figura 1 del RETIE (probabilidad de fibrilación del 5%). La
columna tres aplica para instalaciones de media, alta y extra alta tensión, donde se tenga la
presencia de personal que conoce el riesgo y está dotado de elementos de protección personal.
Para el cálculo se tuvieron en cuenta los criterios establecidos en la IEEE 80, tomando como base la
25
siguiente ecuación, para un ser humano de 50 kilos.
Tabla I. Máxima tensión de contacto para un ser humano.
Los valores de la Tabla I, se refieren a la tensión de contacto aplicada directamente a un ser humano
en caso de falla a tierra, corresponden a valores máximos de soportabilidad del ser humano a la
circulación de corriente y considera la resistencia o impedancia promedio netas del cuerpo humano
entre mano y pie, sin que se presenten perforaciones en la piel y sin el efecto de las resistencias
externas adicionalmente involucradas entre la persona y la estructura puesta a tierra o entre la
persona y la superficie del terreno natural.
3.3. RESISTENCIA A TIERRA
3.3.1. Generalidades
La resistencia a tierra de un electrodo esta compuesta de: resistencia del electrodo mismo
(metal), resistencia de contacto entre el electrodo y el suelo y la resistencia del suelo. Las primeras
dos resistencias son o pueden hacerse pequeñas con respecto a la tercera, y se puede despreciar
para propósitos prácticos.
3.3.2. Valores aceptados recomendados
Los sistemas de puesta a tierra no pueden operar satisfactoriamente, si la conexión a tierra
no es la adecuada para ese sistema en particular. La conexión a tierra o el sistema de electrodos,
26
necesita tener una resistencia lo suficientemente baja para permitir la pronta operación de los
dispositivos de protección del circuito ante una eventual falla a tierra, para proveer la seguridad
requerida ante la posibilidad de shock eléctrico para el personal que pueda estar en la vecindad de
carcasas de equipos, conductores, o los mimos electrodos, y para limitar las sobretensiones
transitorias.
El desarrollo de electrodos de tierra de baja resistencia es de importancia primordial para
satisfacer estas metas. Lógicamente, mientras más baja sea la resistencia del SPT, mejor se
cumplirán estos requerimientos. Sistemas de puesta a tierra con resistencias de menos de 1Ω
pueden ser conseguidas con el uso de eléctrodos individuales conectados juntos, tales tipos de
resistencias, sólo son requeridas para grandes subestaciones, líneas de transmisión, o Centrales de
generación. Resistencias en el rango de 1Ω – 5Ω son adecuadas para Subestaciones de plantas
industriales y edificios, y grandes instalaciones comerciales.
Según el RETIE, un buen diseño de puesta a tierra debe garantizar el control de las
tensiones de paso, de contacto y transferidas. En razón a que la resistencia de puesta a tierra es un
indicador que limita directamente la máxima elevación de potencial y controla las tensiones
transferidas, pueden tomarse como referencia los valores máximos de resistencia de puesta a tierra
de la Tabla II, adoptados de las normas técnicas IEC 60364-4-442, ANSI/IEEE 80, NTC 2050 y NTC
4552.
El cumplimiento de estos valores de resistencia de puesta a tierra no libera al diseñador y
constructor de garantizar que las tensiones de paso, contacto y transferidas aplicadas al ser humano
en caso de una falla a tierra no superen las máximas permitidas.
APLICACIÓN VALORES MÁXIMOS DE
RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
Estructuras de líneas de transmisión o torrecillas metálicas de distribución con cable de guarda
20 Ω
Subestaciones de alta y extra alta tensión. 1 Ω Subestaciones de media tensión. 10 Ω
Protección contra rayos. 10 Ω Neutro de acometida en baja tensión. 25 Ω
Tabla II. Valores de referencia para resistencia de puesta a tierra.
27
Cuando existan altos valores de resistividad del terreno, elevadas corrientes de falla a tierra
o prolongados tiempos de despeje de las mismas, se deberán tomar las siguientes medidas para no
exponer a las personas a tensiones por encima de los umbrales de soportabilidad del ser humano:
a. Hacer inaccesibles zonas donde se prevea la superación de los umbrales de soportabilidad
para seres humanos y disponer de señalización en las zonas críticas.
b. Instalar pisos o pavimentos de gran aislamiento.
c. Aislar todos los dispositivos que puedan ser sujetados por una persona.
d. Establecer conexiones equipotenciales en las zonas críticas.
e. Aislar el conductor del electrodo de puesta a tierra a su entrada en el terreno.
f. Disponer de señalización en las zonas críticas donde pueda actuar personal calificado,
siempre que éste cuente con las instrucciones sobre el tipo de riesgo y esté dotado de los
elementos de protección personal aislantes.
3.3.3. Resistividad del suelo
La resistividad de los suelos varía con la profundidad, el tipo y concentración de químicos en
el suelo, la humedad contenida y la temperatura del suelo. En la tabla III se dan valores
representativos de la resistividad para distintos tipos de suelo.
Descripción del suelo Resistividad Promedio [Ω*cm] Grava bien nivelada, mezcla arena-grava, poco o nada finas. 60.000 - 100.000 Grava mal nivelada, mezcla arena-grava, poco o nada finas. 100.000 - 250.000 Grava o roca arcillosa, grava mal nivelada, mezcla grava-arcilla. 20.000 - 40.000 Arenas cienagosas, mezcla arena-cieno mal nivelada. 10.000 - 50.000 Arena arcillosa, mezcla arena-arcilla mal nivelada. 5.000 - 20.000 Arenas finas cienagosas o arcillosas con poca plasticidad. 3.000 - 8.000 Suelos cenagosos o arenosos finos, cieno elástico. 8.000 - 30.000 Arcillas con grava, arcillas arenosas, arcillas cenagosas, arcillas magras. 2.500 - 6.000 Arcillas inorgánicas de alta plasticidad. 1.000 - 5.500
Tabla III. Resistividad del suelo.
28
3.3.4. Electrodos de tierra
3.3.4.1. Generalidades: Básicamente, todos los electrodos de tierra pueden ser divididos en dos
grupos. El primer grupo, también llamados electrodos auxiliares, comprende sistemas de tuberías
metálicas bajo tierra, bases metálicas de la estructura de edificios, cimientos de acero, y otras
estructuras metálicas enterradas instaladas para propósitos distintos a la puesta a tierra. El segundo
grupo, denominados también electrodos primarios comprende electrodos específicamente diseñados
para propósitos de puesta tierra.
Los Electrodos hechos con fines de puesta a tierra pueden ser subdivididos en varillas, barras de
acero reforzado bajo concreto, tiras o cables enterrados, mallas, platos enterrados. El tipo de
electrodo seleccionado dependerá del tipo de suelo y de la profundidad disponible. Las mallas son
frecuentemente usadas en subestaciones y centrales de generación, para proveer áreas
equipotenciales a través de toda la central en lugares donde el riesgo a la vida y a la propiedad
justifique su alto costo. Los platos enterrados no son usados muy extensamente, por su alto costo en
comparación con las varillas o tiras, y por su poca eficiencia cuando son usados en pequeños
números.
3.3.4.2. Electrodos naturales: La estructura de metal de un edificio es normalmente sujetada por
largo pernos o varillas a sus fundaciones de concreto. Estos anclajes sirven como electrodos,
mientras que la estructura de metal del edificio actúa como conductor de tierra. Para pequeños
sistemas de distribución, donde las corrientes a tierra son relativamente de baja magnitud, se
prefiere usar este tipo de electrodos, por razones económicas.
3.3.4.3. Requisitos de los electrodos: según el RETIE, es de obligatorio cumplimiento que los
electrodos de puesta a tierra, cumplan los siguientes requisitos, adoptados de las normas IEC
60364-5-54, BS 7430, AS 1768, UL 467, UNESA 6501F y NTC 2050:
29
Tabla IV. Requisitos para electrodos de puesta a tierra.
a. La puesta a tierra debe estar constituida por uno o varios de los siguientes tipos de
electrodos:
Varillas, tubos, placas, flejes o cables.
b. Se podrán utilizar electrodos de cable de acero galvanizado, siempre que se garanticen las
condiciones de seguridad establecidas en el RETIE.
c. Los fabricantes de electrodos de puesta a tierra deben garantizar que la resistencia a la
corrosión del electrodo, sea de mínimo 15 años contados a partir de la fecha de instalación.
Para certificar este requisito se podrá utilizar el método de la inmersión en cámara salina
durante 1000 horas o usando muestras de suelo preparadas en laboratorio, utilizando
arena lavada, greda limpia u otro medio uniforme conocido en electrolitos de solución ácida
débil en concentración, que permita simular los suelos más corrosivos donde se prevea
instalar los electrodos de acuerdo con la norma ASTM G 162 o la norma ASTM G 1.
d. El electrodo tipo varilla o tubo debe tener mínimo 2,4 m de longitud; además, debe estar
identificado con la razón social o marca registrada del fabricante y sus dimensiones; esto
debe hacerse dentro los primeros 30cm desde la parte superior.
e. El espesor efectivo de los recubrimientos exigidos en la Tabla IV, en ningún punto debe ser
inferior a los valores indicados.
f. Para la instalación de los electrodos se deben considerar los siguientes requisitos:
30
- El fabricante debe informar al usuario si existe algún procedimiento específico para su instalación y
adecuada conservación.
- La unión entre el electrodo y el conductor de puesta a tierra, debe hacerse con soldadura
exotérmica o con un conector certificado para enterramiento directo.
- Cada electrodo debe quedar enterrado en su totalidad.
- El punto de unión entre el conductor del electrodo de puesta a tierra y la puesta a tierra debe ser
accesible y la parte superior del electrodo enterrado debe quedar a mínimo 15cm de la superficie.
Este ítem no aplica a electrodos enterrados en las bases de estructuras de líneas de transmisión ni a
electrodos instalados horizontalmente.
- El electrodo puede ser instalado en forma vertical, horizontal o con una inclinación adecuada,
siempre que garantice el cumplimiento de su objetivo, conforme al numeral 3 del literal c del de la
sección 250-83 de la NTC 2050.
3.4. CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA
Este conductor une la puesta a tierra con el barraje principal de puesta a tierra y para baja
tensión, se debe seleccionar con base en la Tabla 250-94 de la NTC 2050 o con la ecuación de la
IEC 60364-5-54.
Como material para el conductor del electrodo de puesta a tierra, además del cobre, se pueden
utilizar otros materiales conductores o combinación de ellos, siempre que se garantice su protección
contra la corrosión durante la vida útil de la puesta a tierra y la resistencia del conductor no
comprometa la efectividad de la puesta a tierra.
El conductor a tierra para media tensión, alta tensión y extra alta tensión, debe ser seleccionado con
la siguiente fórmula, la cual fue adoptada de la norma ANSI/IEEE 80.
(6)
En donde:
A mm2 es la sección del conductor en mm2.
I es la corriente de falla a tierra, suministrada por el OR (rms en kA).
Kf es la constante de la Tabla V, para diferentes materiales y varios valores de Tm.
31
Tm es la temperatura de fusión o el límite de temperatura del conductor y una temperatura ambiente
de 40°C.
tc es el tiempo de despeje de la falla a tierra.
Tabla V. Constantes de materiales.
(1) De acuerdo con las disposiciones del RETIE no se debe utilizar aluminio enterrado.
(2) Se permite el uso de cables de acero galvanizado en sistemas de puestas a tierra en líneas de
transmisión y redes de distribución, e instalaciones de uso final siempre que en condiciones de una
descarga no se superen los niveles de soportabilidad del ser humano, para su cálculo podrá utilizar
los parámetros de varilla de acero recubierta en cinc.
(3) El espesor del recubrimiento en cobre de la varilla de acero, no debe ser menor a 0,25mm.
32
Tabla VI. Características de conductores desnudos de cobre.
Calibre del mayor conductor de entrada a la acometida o calibre equivalente de conductores
paralelos
Calibre del conductor al electrodo de puesta a tierra
Cobre Aluminio o Aluminio recubierto de cobre
Cobre Aluminio o Aluminio recubierto de cobre
2 o < 1/0 o < 8 6
1 o 1/0 2/0 o 3/0 6 4
2/0 o 3/0 4/0 o 250MCM 4 2
de 3/0 a 350MCM de 250MCM a 500MCM 2 1/0
de 350MCM a 600MCM de 500MCM a 900MCM 1/0 3/0
de 600MCM a 1100MCM de 900MCM a 1750MCM 2/0 4/0
> de 1100MCM > de 1750MCM 3/0 250MCM
Tabla VII. Calibre del conductor de puesta a tierra
33
3.5. PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS
3.5.1. Generalidades
La función de la puesta tierra de equipos varios consiste simplemente en proveer una
conexión entre las partes metálicas no eléctricas de los distintos aparatos que están conectados al
sistema eléctrico y el SPT. En muchos casos, donde los caminos eléctricos de metal o la armadura
de los cables sirven como conductor de tierra del circuito, la conexión de la carcasa de los equipos
consiste simplemente en una buena conexión mecánica entre el camino o armadura de metal y la
caja o lados o techos de metal del aparato.
Es apropiada la conexión a partes adyacentes de la estructura de metal del edificio en el
caso de equipos fijos, como transformadores, generadores, etc. Las partes metálicas descubiertas
de equipos fijos, no destinadas a transportar corriente y que tengan probabilidades de entrar en
contacto con partes activas bajo tensión en condiciones anormales, serán puestas a tierra cuando
exista cualquiera de las siguientes condiciones:
• Cuando estén dentro de una distancia de 2,40m verticalmente o de 1,50m horizontalmente de la
tierra o de objetos metálicos puestos a tierra y expuestos a contacto de personas.
• Cuando estén instalados en lugares mojados o húmedos y no estén aislados.
• Cuando estén en contacto eléctrico con metales.
• Cuando los equipos estén alimentados por cables con cubiertas o armaduras metálicas, o
canalizaciones metálicas u otros métodos de cableado que proveen puesta a tierra de equipos.
• Cuando el equipo funciona con cualquiera de sus terminales a más de 150 V a tierra.
3.5.2. Puesta a tierra en subestaciones
Para cada uno de los circuitos primarios que entra a una subestación, debe existir un
conductor de tierra. Todos los conductores de tierra de los circuitos secundarios deben tener un
punto de unión en común cerca del transformador. A este punto común son conectados los
conductores puestos a tierra, la carcasa del transformador, y cualquier parte de metal de la
estructura o sistema de tuberías si está disponible.
El SPT de una subestación debe estar formado por una malla de conductores enterrados
horizontalmente, complementado por un número de varillas de tierra verticales conectadas a la
34
malla.
La puesta a tierra en subestaciones está directamente vinculada a la capacidad de la misma,
y a los niveles de tensiones de toque y paso que se puedan generar en la misma. Si la magnitud de
las corrientes disipadas a tierra es alta, raramente es posible instalar una malla con resistencia tan
baja como para asegurar que las subidas en el potencial de tierra no generen gradientes en la
superficie inseguros para el contacto humano, por lo que es indispensable también enterrar algunas
varillas. Por ello en subestaciones el arreglo combinado de malla y varillas de tierra es la opción
más recomendada. En algunos casos pueden hacerse excepciones, y sólo enterrar una varilla de
tierra en la subestación, cuando la corriente que puede circular por tierra es mucho menor a la que
circula por el conductor de retorno de las corrientes de falla, y si las tensiones de toque y paso
generadas en dicha subestación, no superan las máximas permitidas.
Otro aspecto importante es colocar a tierra los elementos no energizados que pudiesen estar
cerca de equipos energizados, esto con la finalidad de evitar que se produzcan tensiones de toque.
3.5.3. Mallas de tierra
Para el diseño de mallas de tierra existen varios aspectos a considerar, los siguientes puntos
pueden servir como guía para a la hora de elaborar un sistema de malla de tierra:
• Un conductor de lazo continuo debe circundar el perímetro para encerrar tanta área como sea
posible o práctico. Esto ayuda a evitar concentración de altas corrientes, y por lo tanto altos
gradientes en el área de la malla. Encerrar áreas más grandes reduce la resistencia de la malla de
tierra.
• Dentro del lazo, se deben tender conductores en líneas paralelas y, donde sea práctico, a lo
largo de las estructuras o filas de equipos para proveer caminos cortos a tierra.
• Un sistema típico de malla para subestaciones puede incluir conductores de cobre calibre 4/0
enterrados de 0,5m a 1,3m, espaciados entre 3m y 7m en forma de malla (cuadrícula). En los
cruces, los conductores deben ser interconectados. Varillas de tierra pueden estar en las esquinas
de la malla y en cada punto de juntura secundario a lo largo del perímetro. Varillas de tierra deben
ser instaladas también en los equipos mayores.
• Conductores de tierra, deben ser usados donde puedan ocurrir altas concentraciones de
corriente, como en conexiones neutro-tierra de generadores, banco de capacitores, o
35
transformadores.
• La relación entre los lados de la malla usualmente va desde 1:1 hasta 1:3. Normalmente, las
interconexiones en los cruces tienen un efecto relativamente pequeño en bajar la resistencia de la
malla, su principal función es asegurar un adecuado control en el potencial de la superficie. Estas
interconexiones también se usan para proporcionar múltiples pasos para la corriente de falla,
minimizando las caídas de voltaje en la misma malla y proveyendo de cierta medida de redundancia
en el caso de falla de algún conductor.
Figura 3.5.3.1. Malla de tierra
36
CAPÍTULO 4. PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
4.1. ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SPDA
4.1.1. Generalidades
Una protección correcta y eficaz contra la descarga directa del rayo y los efectos que de ella se
derivan implica la necesidad de contemplar un sistema de protección integral.
El proyecto de protección contra rayos y sobretensiones está muy ligado a la instalación de
toma de tierra. Esta es una de las ventajas de emprender el proyecto en la fase de construcción.
Con ello se disminuyen notablemente los costos y, en algunos casos, permite soluciones más
racionales, simples e incluso más estéticas. Pero en este caso, debido a que la empresa esta
construida hace muchos años y no existen planos del sistema de puesta a tierra utilizados desde su
fase inicial, se buscaran nuevas alternativas para remediar las dificultades que se presentan
actualmente.
La filosofía básica de protección consiste no sólo en tener la capacidad de captar y derivar la
corriente del rayo a tierra, sino en evitar cualquier diferencia de potencial que pudiera producirse
entre los distintos elementos metálicos de la instalación en el momento de producirse la descarga y
que pudiera tener graves consecuencias tanto para las personas como para la instalación.
Un sistema de protección integral no sólo debe proteger frente a sobretensiones originadas por
descargas atmosféricas sino también frente a sobretensiones originadas por conmutaciones de
redes de alta tensión, conexión y desconexión de grandes cargas, etc.
4.1.2. Objetivos de los SPDA
El objetivo principal en la protección de personas y propiedades contra descargas
atmosférica es proveer un medio por el cual la descarga atmosférica pueda llegar o abandonar la
estructura a tierra sin ocasionar daños ni pérdidas.
Para ello, el sistema debe ser diseñado para proveer un camino de baja impedancia para
que la corriente de la descarga lo siga, en preferencia a un camino de alta impedancia provisto por
los materiales de construcción del edifico, como madera, piedra, concreto, etc.
37
4.2. SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYOS
4.2.1. Generalidades
Respecto a los rayos se puede afirmar, que no existen medios para evitarlos pero existen
medidas que ofrecen seguridad a las personas y a los equipos eléctricos y electrónicos. Por tanto,
las precauciones de protección apuntan hacia los efectos y a las consecuencias de un rayo.
El sistema integral de protección contra rayos (SIPRA), que se recomienda ser utilizado en Colombia
es el siguiente:
El sistema de protección interna tiene como función limitar las sobretensiones transitorias al
interior de la instalación equipotencializando con DPS o conductores, aplicando apantallamientos
localizados o instalando filtros para así controlar las perturbaciones conducidas y los campos
electromagnéticos.
El sistema de Protección Externa tiene como función canalizar el rayo hasta el suelo en
forma segura por medio de terminales de captación que interceptan el rayo, bajantes que lo
conducen y atenúan los efectos de campos electromagnéticos y sistemas de puesta a tierra que
dispersan y dispersan la corriente del rayo.
La prevención de riesgos para lograr comportamientos seguros del personal.
Sistema de Protección contra Rayos
SIPRA
Prevención de Riesgos
Sistema de Protección Externa SPE
Sistemas de Puesta a Tierra
Bajantes Instalación de Intercepción contra rayos
Sistema de Protección Interna SPI
Sistema de detección de tormentas
38
4.2.2. Metodología para evaluar el nivel de riesgo y establecer las acciones de protección.
La evaluación del nivel de riesgo se realiza para determinar si se requiere implementar un
sistema de protección contra rayos y las acciones que permiten disminuir el riesgo a un nivel
tolerable.
El nivel de riesgo se obtiene de la ponderación de los indicadores de exposición al rayo y de
la gravedad que puede implicar un impacto directo o indirecto de rayo sobre una estructura.
Para evaluar el nivel de riesgo de la estructura se necesita conocer la densidad de descarga
a tierra (DDT) y la corriente pico absoluta promedio del rayo (Iabs) para determinar el indicador de
exposición al rayo y conocer la caracterización de la estructura para determinar el indicador de
gravedad.
Considerando las siguientes tablas, se puede encontrar el nivel de riesgo de la estructura a
proteger y así tomar las medidas necesarias para aplicar una protección segura.
Densidad de descargas a tierra [Descargas/Km2 – año]
Corriente pico absoluta promedio [KA] 40 ≤ Iabs 20 ≤ Iabs < 40 Iabs < 20
30 ≤ DDT 15 ≤ DDT < 30 5 ≤ DDT < 15
DDT < 5
Severos Medios Altos Bajos Tabla VIII. Indicadores de parámetros del rayo.
Para obtener el indicador de gravedad (IG) de la tabla IX primero se deben conocer los
subindicadores presentes en la estructura así:
IG=IUSO + IT + IAA (7)
En donde
IUSO= subindicador relacionado con el uso de la estructura.
IT = subindicador relacionado con el tipo de estructura.
IAA = subindicador relacionado con la altura y el ángulo de la estructura.
39
IUSO + IT + IAA Indicador de gravedad 0 a 35 Leve
36 a 50 Baja 51 a 65 Media 66 a 80 Alta
81 a 100 Severa Tabla IX. Indicador de gravedad
Ahora para obtener los subindicadores se utilizan las siguientes tablas:
Clasificación de estructura
Ejemplo de estructura Indicador
A
Teatros, supermercados, centros deportivos, centros comerciales, áreas deportivas al aire
libre, parques de diversión, aeropuertos, hospitales, prisiones.
40
B Edificios de oficinas, hoteles, viviendas, grandes
industrias, áreas deportivas cubiertas. 30
C Pequeñas y medianas industrias, museos,
bibliotecas, sitios históricos y arqueológicos. 20
D Estructuras no habitadas. 0 Tabla X. Valores de IUSO
Tipo de estructura Indicador No metálica 40 Mixta 20 Metálica 0
Tabla XI. Valores de IT
Altura y área de la estructura Indicador Area menor de 900 m2 Altura menor a 25 m 5 Altura mayor o igual a 25 m 20 Area mayor de 900 m2 Altura menor a 25 m 10 Altura mayor o igual a 25 m 20
Tabla XII. Valores de IAA
Finalmente, para determinar el nivel de riesgo de se ponderan los indicadores de exposición
al rayo y de gravedad obteniendo la siguiente tabla:
40
Gravedad Parámetros
Severo Alto Medio Bajo Leve
Severo Alto Medio Bajo
Alto Medio Bajo Tabla XIII. Matriz de niveles de riesgo
De acuerdo con la tabla anterior, ya conociendo el nivel de riesgo de la estructura a proteger,
en la tabla XIV se tiene las acciones recomendadas para el diseño del sistema de puesta a tierra.
Nivel de riesgo Acciones recomendadas Bajo SPI para acometidas aéreas
Cableados y PT según NTC2050 – IEEE 1100 Medio SPI para acometidas aéreas
Cableados y PT según NTC2050 – IEEE 1100 SPE
Alto SPI para acometidas aéreas Cableados y PT según NTC2050 – IEEE 1100 SPE Plan de prevención y contingencia
Tabla XIV. Acciones recomendadas según el nivel de riesgo
Ahora, aplicando el procedimiento anteriormente mencionado en las estructuras de la
empresa para obtener el nivel de riesgo en el que se encuentran las estructuras, se tiene los
siguientes datos:
Densidad de descarga a tierra (DDT)2, para Medellín esta en un rango de 1 – 2 [rayos/km2 * año]
Iabs Corriente pico absoluta promedio del rayo es 30 KA3.
Por tanto, de la tabla VIII se obtiene que el indicador de parámetros de rayo es Bajo.
IUSO = 30 por ser una estructura de clasificación B.
IT = 20 considerando que es una estructura mixta.
2 Tomado de la norma NTC 4552 “Protección contra rayos”, anexo A. Bogotá, ICONTEC, 2004, 23p. 3 Tomado del libro: H. Torres “El Rayo, mitos, leyendas, ciencia y tecnología” Bogotá, UNIBIBLOS, 2002, 410p. ISBN 958-701-213-5
41
IAA = 20 por tener una altura mayor a 25m, debido a que la chimenea de la PRS es superior a los
60m.
Con IG = 70, de la tabla IX se tiene que el indicador de gravedad es alta.
Comparando los indicadores obtenidos del análisis anterior, de la tabla XIII se tiene que el
nivel de riesgo es medio, entonces tenemos como condiciones SPI, SPE y cableado y PT según
NTC 2050 – IEEE 1100.
4.2.3. Sistema de Protección Externa – SPE
Comprende los terminales de captación, las bajantes, la puesta a tierra de protección contra
rayos, conectores, herrajes y otros equipos que se requieren para completar el sistema.
4.2.3.1. Terminales de captación tienen la función de interceptar los rayos que pueden impactar
directamente sobre la instalación a proteger. Para el diseño de las instalaciones de intercepción de
rayos se recomienda utilizar los principios de método electrogeométrico.
Los terminales de captación deben cumplir construidos especialmente para este fin deben cumplir
con las características de la tabla XV.
Tipo y material del Terminal
Diámetro mínimo
(mm)
Espesor mínimo
(mm)
Calibre mínimo (AWG)
Ancho (mm)
VARILLA Cobre 9.6 No aplica No aplica No aplica Bronce 8 No aplica No aplica No aplica Acero 8 No aplica No aplica No aplica
CABLE Cobre 7.2 No aplica 2 No aplica Acero 8 No aplica No aplica No aplica
TUBO Cobre 15.9 4 No aplica No aplica Bronce 15.9 4 No aplica No aplica
LAMINAS Cobre No aplica 4 No aplica 12.7 Acero No aplica 4 No aplica 12.7 Hierro No aplica 5 No aplica 12.7
Tabla XV. Características para terminales de captación
Se debe tener en cuenta que los terminales de captación deben ser preferiblemente varillas sólidas o
tubulares en forma de bayonetas; con una altura por encima de las partes altas de la estructura no
42
menor a 0.25m para intervalos máximos de 6m entre puntas y no menor a 0.6m para intervalos
máximos de 8m. En caso de que un Terminal exceda los 0.6m por encima de las partes altas de la
estructura se debe sujetar en un punto no menor a la mitad de su altura.
Para estructuras de altura mayor de 25m solo podrán utilizarse varillas sólidas y el diámetro mínimo
de estas debe ser de 16mm.
Todo edificio que requiera SPE, tenga o no terminales de captación, debe tener un anillo de
apantallamiento en la parte superior de la estructura. Cuando tenga terminales de captación, todos
ellos deben estar unidos mediante el anillo.
En una edificación, cualquier elemento metálico que se encuentre expuesto al impacto del rayo,
como antenas de TV, chimeneas, torres de comunicación y cualquier antena o tubería que
sobresalga debe ser tratada como un Terminal de captación.
Si el montaje es sobre superficies de aluminio, deben construirse los terminales de captación es
como el de un Terminal tipo Franklin.
Por razones medioambientales, se recomienda no utilizar dispositivos de interceptación con
elementos radioactivos.
4.2.3.2. Bajantes. El objetivo de las bajantes es derivar la corriente del rayo que incide sobre la
estructura e impacta en los terminales de captación. El cálculo de las bajantes refleja el compromiso
de una protección técnicamente adecuada y económica, puesto que mediante el incremento del
número de bajantes, se logra una reducción de la magnitud de la corriente que circula por cada
bajante y de su rata de ascenso; así mismo, se reduce la magnitud de las inducciones magnéticas
en los lazos metálicos de la instalación y las diferencias de potencia a tierra.
Por razones eléctricas, mecánicas y térmicas los conductores de las bajantes del sistema
equipotencial y derivaciones deben cumplir con los siguientes requisitos:
Altura de la estructura Número mínimo
de bajantes
Calibre mínimo del conductor de acuerdo con el material de este
Cobre Aluminio Menor de 25m 2 2 AWG 1/0 AWG Mayor de 25m 4 1/0AWG 2/0 AWG
Tabla XVI. Requerimientos para bajantes
43
Cada una de las bajantes debe terminar en un electrodo de puesta a tierra, estar separadas un
mínimo de 10m y siempre buscando que se localicen en las partes externas de la edificación.
Para estructuras de altura superior a 25 m, se deben instalar anillos adicionales de apantallamiento,
distanciados máximo 25m medidos a partir del nivel del suelo. En estructuras con altura mayor o
igual a 25m, se debe instalar adicionalmente anillos horizontales cada 25 m.
En caso de no cumplir con esta configuración, el ingeniero de diseño debe realizar los análisis de
tensión de paso y contacto y se debe garantizar que una persona con resistencia de 1000Ω no vaya
a soportar más de 30 J.
La zona de conexión del conductor bajante a los electrodos de puesta a tierra debe tener una
protección mecánica y eléctrica mediante tubería aislada de dos metros de longitud.
4.2.3.3. Puesta a tierra de protección contra rayos. El SPT en una locación comprende la unión
de todos los equipos eléctricos, estructuras metálicas, tierra de subestaciones, etc., a una o varias
puestas a tierra de resistencia óhmica baja, para establecer una condición equipotencial entre todos
los equipos y estructuras, ofreciendo así un camino de baja impedancia a los rayos, la reducción del
ruido en telecomunicaciones y un camino de retorno en circuitos eléctricos y electrónicos. Antes de
conectar a tierra, todo conductor y las superficies por ser puesta a tierra deben ser limpiadas
cuidadosamente de manera que se garantice la continuidad eléctrica. Cada sistema de puesta a
tierra debe tener una baja de inspección cuadrada de 0,3 m de lado o circular de 0,3 m de diámetro
con su respectiva tapa removible de concreto de 2500 psi, prevista de manija.
• Generalidades
El SPT es una parte fundamental del sistema de protección contra rayos que contribuye de
forma sustancial a la seguridad del personal y de los equipos en caso de la incidencia de un rayo;
puesto que provee una equipotencialidad a los equipos y estructuras y ofrece una trayectoria de baja
resistencia a la corriente del rayo, permitiendo su dispersión y disipación en el terreno sin causar
daño.
Para el diseño de la puesta a tierra de protección contra rayos se debe tener en cuenta:
- La resistividad del suelo
- La agresividad del suelo (pH)
44
- La estructura física del suelo (rocas, arenas arcillas)
- La forma de interconexión con las otras puestas a tierra y los sistemas de protección contra la
corrosión.
- Los efectos adicionales en otros sistemas eléctricos y de comunicaciones.
Una puesta a tierra además de resistencia, presenta capacitancia e inductancia debido a la
configuración de la puesta a tierra; cada uno de estos parámetros R, L, C, influyen en la capacidad
de conducción de corriente en el suelo; por lo tanto, no se debe pensar solamente en la resistencia
de puesta a tierra sino en una impedancia.
• Condiciones de seguridad
Para el cálculo de las tensiones de paso y contacto se debe utilizar un valor del 50% de
probabilidad de ocurrencia para la corriente de rayo.
Con el objetivo de reducir tensiones de paso y de contacto, y para cumplir con lo establecido
sobre el tema en el numeral 4.2.2, se deben instalar mínimo dos electrodos de puesta a tierra
interconectados separados a una distancia mínima de 2 veces la longitud, para que no se interfieran
entre ellos. Para minimizar los efectos que puedan causar diferencias de potencial ocasionadas por
impacto de un rayo a las estructuras metálicas, estas deben estas a un mismo potencial mediante un
barraje equipotencial y conexiones equipotenciales, al sistema de puesta a tierra general.
• Valor y medida de la resistencia
El valor de la resistencia para cada puesta a tierra del sistema de protección contra rayos debe
ser siempre menor que 10Ω, preferiblemente inferior a 1Ω, de tal forma que al pasar la corriente de
rayo a tierra las tensiones de paso y contacto producidas sean inferiores a los valores soportados
por los seres humanos.
La resistencia de puesta a tierra en cada locación debe ser medida con el electrodo de corriente
a 40 m o más y el electrodo de tensión al 62% del valor escogido. El valor verdadero se obtiene de la
medición al 62% de la distancia del electrodo de corriente, se requiere que las mediciones a
diferentes distancias del electrodo de corriente no difieran en ± 5% del valor al 62%. Si la resistencia
del electrodo de puesta a tierra no cumple con el valor establecido, se recomienda hacer tratamiento
del terreno con rellenos alrededor de las varillas y de los conductores de unión con suelos de baja
45
resistividad. No es recomendable el uso de sales, porque en corto tiempo se pierde su efectividad.
También se puede instalar contrapesos máximo a 60 m en diagonal con una varilla en el extremo o
colocar varillas adicionales, espaciadas 5 m y conectadas con cable # 2/0 AWG.
• Equipotencializar
Un sistema equipotencial se compone de un conductor, grupo de conductores o DPS, que unen
las diferentes instalaciones que se deben interconectar al barraje equipotencial (BE). Para la
protección de las instalaciones eléctricas y electrónicas se debe realizar la interconexión a tierra de
todos los sistemas. Con ello se obtiene un potencial común, y se logra que las instalaciones se
eleven al mismo potencial, evitando accidentes y fuego, dadas las peligrosas diferencias de
potencial y los arcos que pueden aparecer en las instalaciones.
Todos las partes metálicas no portadoras de corriente como ductos de agua, ductos de gas,
sistemas eléctricos, etc., se deben conectar a un mismo barraje equipolencias, para disminuir las
consecuencias de un rayo, debidas a las grandes diferencias de potencial en las instalaciones de
puesta a tierra. Los conductores del sistema de puesta a tierra que unen puntos de conexión deben
ser lo más corto y rectos. Los BE pueden ser en forma de barras o anillos. Su geometría debe de ser
muy simple. El espacio libre entre el BE y las paredes debe ser suficiente para una fácil conexión,
entre 0.03 m y 0.05 m. La altura sobre el piso debe ser tal que las conexiones, cables, ductos, etc.,
deben ser tan cortos y rectos como sea posible, esto significa que el BE deberá estar colocado a
menos de un metro sobre el piso.
Cada bajante debe terminar en un electrodo de puesta a tierra localizado lo más cercano posible
a la fachada, preferiblemente a una distancia de 50 cm. desde el borde de la pared o estructura que
soporta la bajante. Unir o separar las tierras involucra un estudio detallado de factores como la
evolución del riesgo para seres humanos, daño de equipos, los valores de corriente de falla, la
resistencia de puesta a tierra de cada uno de los sistemas que se van a unir, la resistencia mutua
entre sistemas de puesta a tierra. En principio, todas las puestas a tierra deben interconectarse.
46
• Conexiones
Se debe emplear soldadura exotérmica o conectores que cumplan con las recomendaciones de
la NTC 4628 o la IEEE – 837, también se requiere tomar medidas adicionales de protección contra la
corrosión en suelos muy agresivos.
• Materiales
La Puesta a tierra de Protección contra Rayos (PTPR) puede construir con electrodos de varios
tipos, como varillas, tubos, mallas y contrapesos. Cuando se requieran electrodos de más de 2.4 m
se deben acoplar dos varillas. Los conductores utilizados en la PTPR deben ser cables desnudos de
cobre electrolítico recocido, según la NTC 2187. Cuando van bajo tierra deben estar enterrados
mínimo 0.5 m bajo el nivel del terreno o 0.9 m mínimo bajo las vías.
• Mantenimiento
Para que el sistema de protección contra rayos permanezca con el grado de confiabilidad
diseñado, se deben seguir las siguientes pautas:
a. Periodicidad. Para inspeccionar el sistema de protección se debe verificar la resistencia de
puesta a tierra cada 3 años; si se tienen terrenos con tratamiento, la revisión debe hacerse
cada año.
b. Época. Debido al riesgo que se está manejando, se debe tener en consideración la
caracterización temporal para establecer la programación de los mantenimientos.
c. Actividades. Como resultado de las inspecciones debe eliminarse los defectos
encontrados, cambiando los elementos que presentan corrosión reparando o reponiendo
cables, deteriorados, cambiando conectores fundidos o inservibles, limpiar y apretar
uniones
4.2.4. Sistema de protección interna – SPI
Para evitar que chispas, arcos eléctricos o cortocircuitos que puedan ser originados por
sobretensiones transitorias ya sea por impacto directo de rayo en la edificación, o en sus acometidas
de servicios (tales como electricidad, teléfono, gas, ductos metálicos), al igual que por tensiones
inducidas por impacto indirecto o lejanos, que puedan generar incendios, explosiones o
47
sobretensiones que pongan en riesgo vidas humanas; se debe equipotencializar las acometidas de
servicios, pantallas de cables y otras partes metálicas normalmente no energizadas.
Los lineamientos expuestos están de acuerdo con los principios de coordinación de
aislamiento; por lo tanto, los equipos para los cuales se especifican los métodos de mitigación deben
tener definido una categoría de sobre tensión; es decir, un nivel básico al impulso (BIL) de acuerdo
con su ubicación en las instalaciones. La categoría de sobre tensión se presenta en la tabla XVII.
Nivel de tensión de operación de los equipos en (V)
BIL Requerido en (KV)
Contadores Tableros,
interruptores, cables, etc
Electrodomésticos, herramientas
portátiles
Equipos electrónicos
IV III II I 120 / 240; 120 / 208 4 2.5 1.5 0.8 254 / 440; 277 / 480 6 4 2.5 1.5
Tabla XVII. Tensión al impulso que deben soportar los equipos.
4.2.4.1. Dispositivos de protección contra sobretensiones – DPS
La selección e instalación de DPS depende en gran medida de la combinación de las
técnicas que se apliquen en cada instalación. Considerando el amplio uso de los DPS, a
continuación se presentan algunos aspectos que se deben tener en cuenta para su selección e
instalación.
a. Cuando se requieren los DPS, se deberán instalar en el origen de la red interna.
b. Los DPS se deben conectar entre los conductores activos y la puesta a tierra o el
conductor de puesta a tierra para equipos.
c. El nivel de protección de los DPS debe ser menor que el nivel básico de aislamiento BIL
dado para la categoría II de la tabla 11 de la NTC 4552.
d. La máxima tensión de operación continua – MCOV del DPS debe ser mayor o igual al 1,1
veces la máxima tensión nominal línea a neutro.
48
e. En caso de falla del DPS su capacidad de cortocircuito junto con los mecanismos internos
o externos asociados deben ser igual o mayor que la máxima corriente de corto circuito
esperada en el punto de instalación tendiendo en cuenta los aparatos de protección de
sobrecorrientes especificados por el fabricante del DPS.
f. Para instalaciones con riesgo bajo y que requieran DPS, la corriente nominal redescarga
deberá ser mayor que 5 KA por fase en onda 8/20µs. Para riesgo medio o alto la corriente
nominal de descarga deberá cumplir con la tabla 12 de la NTC 4552.
Los parámetros básicos técnicos mínimos para especificar un DPS son tensión nominal, máxima
tensión de operación continua – MCOV, nivel de protección de tensión, corriente nominal de
descarga.
La tensión nominal del DPS debe estar de acuerdo con lo establecido en la NTC 1340 para corriente
alterna y con la IEC 38 para corriente directa. Así mismo se deben tener en cuenta que el régimen
de conexión a tierra en el sistema colombiano es el TNCS, de acuerdo con la convención de las
normas IEC.
La corriente nominal de descarga es el valor creta de la corriente de impulso para la que está
diseñado el DPS sin que se supere el nivel de protección de tensión, esta corriente nominal de
descarga debe ser inferior a lo establecido en la tabla 12 de la NTC 4552.
49
CAPÍTULO 5. RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA
5.1. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
5.1.1. Descripción del sistema eléctrico de PAPELSA S.A
La planta de Barbosa esta alimentada por el sistema de 44 KV de EPM desde la subestación
del municipio de Girardota por el circuito R13-49 el cual actualmente se considera un circuito sólido y
confiable brindando un muy buen servicio y haciendo que la planta funcione eficientemente.
La planta cuenta con una capacidad instalada de 19 MVA, distribuida en los cinco transformadores
principales4 así:
• Transformador 1 (T1): 44/0.46KV y 2000KVA
• Transformador 2 (T2): 44/4.16KV y 3500KVA
• Transformador 3 (T3): 44/4.16KV y 5000KVA
• Transformador 4 (T4): 44/4.16KV y 5000KVA
• Transformador 5 (T5): 44/4.16KV y 3500KVA
Los transformadores T1, T2 y T3 se encuentran ubicados en la subestación de planta pulpa
al aire libre en una zona enmallada y separados entre si por muros de concreto, cada uno tiene un
pórtico en los cuales se encuentran ubicado un sistema de protección y operación para 44KV. Este
sistema esta constituidos por un conjunto de pararrayos común y fusibles de potencia para la
protección de cada transformador y seccionadores tripolares para operar a distancia.
El transformador 1 tiene una relación de transformación de 44/0.46KV, una capacidad de
2000KVA, esta protegido por el primario con cañuelas de 40A – 44KV, en el secundario esta
protegido con un interruptor trifásico de 3000A. En el mismo pórtico donde se encuentran estas
protecciones, también se encuentran localizadas las cuchillas encargadas de abrir o cerrar el
4 Los diagramas unifilares de todo el sistema eléctrico de PAPELSA se pueden observar en los anexos C al I.
50
suministro de energía eléctrica a toda la empresa y dos transformadores de corriente y dos de
potencial de donde se alimenta el contador de energía electrónico que muestra el consumo a EPM.
El transformador 2 tiene una relación de transformación de 44/4.16KV, una capacidad de 3500KVA,
esta protegido por el primario con fusibles de 100A – 44KV y un seccionador tripolar de cuchillas
para maniobra manual a distancia, en el secundario esta protegido con un interruptor de 1250A –
7.2KV y las cargas que alimenta este transformador son equipos que trabajan a 4160V.
El transformador 3 tiene una relación de transformación de 44/4.16KV, una capacidad de
5000KVA, Las protecciones utilizadas son iguales a las de transformador 2, esta protegido por el
primario con fusibles de 100A – 44KV y un seccionador tripolar de cuchillas para maniobra manual a
distancia, en el secundario esta protegido con un interruptor de 1250A – 7.2KV y las cargas que
alimenta este transformador son equipos que trabajan a 4160V.
Estos transformadores estaban destinados para alimentar las cargas encargadas de realizar
el proceso en la planta de pulpa la cual actualmente salio de funcionamiento debido a alto costo que
se generaba al trabajar con pulpa virgen que se extraía de los troncos de madera y además porque
generaba altos niveles de contaminación. Actualmente el transformador 1 solo alimenta los servicios
auxiliares, el sector del almacén y taller de mantenimiento, el transformador 2 se encuentra
alimentando poca carga y el transformador 3 está fuera de servicio.
Los transformadores 4 y 5 se encuentran ubicados en la subestación molino, el
transformador 4 tiene una relación de transformación de 44/4.16KV, una capacidad de 5000KVA,
esta protegido por el primario con fusibles de 80A – 44 KV y por el secundario por un interruptor de
1250A – 7.2KV, y el transformador 5 tiene una relación de transformación de 44/4.16KV, una
capacidad de 3500KVA, esta protegido por el primario por fusibles de 80 A – 44KV y por el
secundario por un interruptor de 630A. Estos transformadores tienen un pórtico común donde se
encuentran las protecciones conformadas por un conjunto de pararrayos y dos seccionadores
tripolares para operar a distancia.
Estos transformadores son los encargados de alimentar la maquinaria encargada de todo el
proceso de la planta molino, algunas trabajan a 4160V. Sin embargo, se cuentan con los
transformadores A, B y C que están encargados de reducir el voltaje de 4.16KV a 0.46KV para
alimentar otras cargas que trabajan con este último valor de tensión y sus capacidades son de
1600KVA, 1500KVA y 1250KVA respectivamente.
51
En la subestación Molino se encuentra instalada una planta de emergencia Diesel de
1300KVA, a su salida tiene un gabinetes con un interruptor de 2000A y un transformador elevador de
0.46/4.16KV con una capacidad de 1500KVA que alimenta las transferencias A y B, las cuales
alimentan la planta molino y la planta corrugado respectivamente, en caso de ser necesario.
Si se presenta una emergencia por falta de energía, la planta molino queda sin
funcionamiento y en la planta de corrugado se mantiene la producción, siendo alimentada por la
planta diesel.
La subestación de la represa también tiene un transformador de 4.16/046KV con una
capacidad de 250KVA, alimentado desde la subestación del molino por el transformador 5, esta
protegido por un seccionador de 250A por el primario.
En la subestación de la planta corrugadora hay un transformador de 4.16/0.46KV con una
capacidad de 1250KVA alimentado por el transformador 5.
5.1.2. Descripción del SPT y SPDA de PAPELSA S. A
El sistema de puesta a tierra se inicia con una mallas de puesta a tierra subterráneas
diseñada para cada una de las subestaciones por planta y se encuentran interconectadas todas
entre si. El cable de tierra que interconecta la subestación de planta molino con la de la planta
corrugadora es el de mayor longitud. Los edificios de cada una de las plantas a su vez se
encuentran referenciados a la tierra de la subestación más cercana a través de un anillo de
apantallamiento de cable desnudo de cobre calibre 4/0 ubicado en la parte superior de la estructura
interconectada con toda la parte metálica del techo y las columnas.
A pesar de conocer la existencia, la construcción de estas mallas no se puede describir
porque no hay existencia de planos que arrojen datos precisos, pero se trabajará sobre el
conocimiento de las personas relacionada con el tema y sobre las partes visibles que conforman el
SPT. Se supone que la malla y las interconexiones de las partes metálicas de los edificios a la malla
esta hecha de cable desnudo de cobre calibre 4/0.
En la entrada de la alimentación principal de 44KV suministrada por EPM y conectados en el
pórtico 1, se encuentran ubicados pararrayos por fase, dos transformadores de corriente y dos
de tensión de 44/0.11KV, encargados de suministrar la información al contador principal de
EPM.
52
En el pórtico dos, se encuentran ubicadas las protecciones para los transformadores 1 y 2,
cañuelas de 40A y fusibles 100A por fase, respectivamente, además de la presencia de cadenas de
aisladores cerámicos seleccionados para un nivel de tensión de 44KV en el primario y de 0.46KV y
4.16KV en el secundario, respectivamente, para el paso de la alimentación entre pórticos y de la
cuchillas seccionadoras manuales que permiten abrir o cerrar los circuitos.
En el pórtico 3, se encuentra la protección por fase para el transformador 3 con fusibles de
100A, además de las cuchillas seccionadoras manuales que permiten abrir o cerrar la alimentación
del mismo. De este pórtico, sale una línea aérea de aproximadamente 120m sostenida por tres
postes, dos de ellos de de fibra de vidrio con 18m de altura y el otro de concreto con 12m de altura,
en cada uno de ellos con una cadena de aisladores por fase acordes al nivel de tensión.
La subestación de planta pulpa, conformada por los transformadores mencionados
anteriormente, se encuentra encerrada por una malla metálica aterrizada con un cable desnudo de
cobre calibre 4/0 y cada uno de los transformadores tiene su chasis aterrizado con un cable desnudo
de cobre calibre 350MCM, igualmente los pórticos. Esta subestación tiene una capa de triturado o
gravilla para que la superficie no se vuelva pantanosa y para evitar el crecimiento de malesa.
Contiguo a esta subestación, se encuentra el patio de arrumes desperdicio de cartón
reciclable y las estructura del OCC, estos se encuentran encerrados por una malla metálica
aterrizada con un cable desnudo de cobre calibre 4/0, en el cual se encuentra interconectado con la
malla a tierra de la subestación planta pulpa y planta molino.
La estructura del OCC está aterrizada en cada una de sus columnas metálicas dejando
disponible en cada una de ellas un punto de conexión a tierra, además existen dos bajantes que
interconectan el anillo de apantallamiento de la parte superior de la estructura con la malla a tierra
subterránea. Todas estas conexiones hechas con un cable desnudo de cobre calibre 4/0.
Al llegar la alimentación de 44KV a la subestación de planta molino, se alimentan los
transformadores 4 y 5 con un pórtico en común, allí hay un conjunto de pararrayos y dos puntas
franklin a los extremos en la parte superior del pórtico, seguido de cuchillas seccionadoras manuales
y de fusibles de 80A por fase.
De los secundarios de los transformadores 4 y 5 sale las tres fases y el neutro previamente
referenciado a tierra con un cable desnudo de cobre calibre 350MCM, con un cableado subterráneo
hacia los interruptores con valores de corriente nominal de 630A y tensión nominal de 12KV, pero
53
conectados a un nivel de tensión de 4.16KV, los cuales tienen como función abrir o cerrar los
circuitos bajo carga al detectar la presencia de corrientes muy elevadas. De aquí se alimentan los
barrajes de los seccionadores de 250A a 4.16KV que van hacia el primario de los transformadores A,
B, C, reliance, represa y corrugador y cargas de este nivel de tensión como las bombas de vacío.
De los secundarios transformadores A, B, C, reliance, represa y corrugador los cuales tienen
su chasis aterrizado con un cable desnudo de cobre calibre 350MCM, entregando un nivel de
tensión de 0.46KV con cableado subterráneo van las tres fases y el neutro previamente referenciado
a tierra con un cable desnudo de cobre calibre 350MCM hacia los paneles de alimentación de
0.46KV de donde se reparte la alimentación a cada uno de los gabinetes de control de potencia los
cuales también están aterrizados con un cable con calibre que se selecciona de acuerdo al nivel de
corriente que consuma la carga y con aislamiento de acuerdo al nivel de tensión. La subestación de
planta molino donde se encuentran los transformadores anteriormente mencionados también tiene
una capa de triturado o gravilla igual que en la subestación de planta pulpa.
Del seccionador del transformador represa sale subterráneo la alimentación y el cable de
tierra desnudo de cobre calibre 4/0 hasta un poste de concreto de 12m intermedio donde se
encuentran ubicados un pararrayo y una cadena de aisladores para 4.16KV por fase, seguido de
otro poste de iguales características con otro conjunto de pararrayos y aisladores y llegando a la
subestación de la represa alimentando al transformador por el primario con un nivel de tensión de
4.16KV y protegido por un seccionador de 250A y saliendo por el secundario un nivel de tensión de
0.46KV de donde se alimenta un panel con barraje de tierra interconectado con el neutro del
secundario del transformador previamente aterrizado a la malla de la subestación, y de donde se
alimentan todas las cargas.
La subestación de caldera unión es alimentada por el transformador 2, el cual desde su
secundario pasa por un interruptor de 1250A, y de allí se alimenta un seccionador de 250A de donde
salen las tres fases y el cable de tierra desnudo de cobre calibre 4/0 hacia la subestación de caldera
unión con una longitud de aproximadamente 200m, llegando a un barraje donde se alimentan
diferentes cargas, entre ellas la caldera y la PRS que tienen seccionadores de iguales características
y pasando primario de cada transformador los cuales tienen el chasis aterrizado con un cable
desnudo de cobre calibre 350MCM y su neutro referenciado a la tierra de la subestación.
54
En la PRS y la planta de la caldera unión se encuentran dos chimeneas metálicas, una de
60m y la otra de 25m, respectivamente, las cuales están conectadas al SPT, la primera con un anillo
de apantallamiento y un bajante referenciado a la malla de la subestación con un cable desnudo de
cobre calibre 350MCM y la segunda con una punta franklin en la parte superior y un bajante de
referenciado a la tierra de la subestación con un cable desnudo de cobre calibre 350MCM. Estas dos
chimeneas por sus características y su conexión a tierra son consideradas como pararrayos.
Las estructuras metálicas de estas plantas tienen conectadas a la tierra de la subestación
todas sus columnas y gabinetes con cable desnudo de cobre calibre 4/0.
En la subestación de la planta corrugadora se encuentra un transformador de 4.16/0.46KV
con una capacidad de 1250KVA, alimentado desde la subestación molino por el transformador 5,
saliendo desde el barraje del interruptor con cableado subterráneo para las tres fase y tierra con un
cable desnudo de cobre calibre 4/0 hasta un poste de madera de 12m en donde se encuentra un
conjunto de pararrayos y llevando la alimentación por aire hasta la subestación de dicha planta, este
transformador está protegido por un seccionador de 250A por el primario.
Todos los pararrayos mencionados anteriormente que hacen parte del sistema eléctrico de
distribución de media tensión de la empresa y de los cuales en el presente informe no se dan a
conocer datos precisos de placa de los pararrayos están seleccionados de acuerdo al nivel de
tensión y de corriente al cual serán instalados.
5.1.3. Circulación de la corriente ante una falla
Para analizar la implantación de un sistema de mallas de tierra, primero se realizará un
pequeño estudio del porcentaje de la corriente circula por el conductor de tierra y el porcentaje que
circula por el terreno ante la ocurrencia de una falla a tierra en el sistema. Para ello supondremos la
peor condición, que sería una falla en el transformador de mayor capacidad de la planta, para este
caso, un transformador de 5000kVA, suponiendo que este se ubica a la mayor distancia posible de
la fuente (transformadores principales de alimentación de la planta), esto se hace para que la
resistencia del conductor sea la máxima posible:
L*R ρ= (8)
Donde R es la resistencia total del conductor, ρ es la resistencia por unidad de longitud del
conductor, la cual viene dada en la tabla VI y L es la longitud total del conductor. Por su parte para
55
determinar la resistividad del terreno, utilizaremos la tabla III, debido a que la empresa no cuenta con
los datos de la resistividad exacta del mismo.
Se supondrá entonces que el transformador de mayor capacidad es llevado a la subestación
ubicada a mayor distancia de la fuente. En la figura 5.1.3.1 se muestra un esquema en el cual se
refleja un transformador fallado unido a una fuente, la corriente puede circular tanto por el conductor
de tierra, como por la tierra propiamente dicha.
Figura 5.1.3.1. Transformador y fuente conectados a través de un conductor y tierra
Para hacer este estudio, se aplicará un divisor de corriente donde los valores de las
resistencias serán, la resistencia total del conductor y la resistencia del terreno. Ante una falla, parte
de la corriente vuelve a la fuente a través del conductor de tierra y, la otra parte vuelve a través de la
tierra propiamente dicha, esta división de la corriente se puede observar en la figura 5.1.3.2.
Figura 5.1.3.2. División de la corriente de falla
Por lo tanto, se tiene un divisor de corrientes de la siguiente forma:
RgroundRcond
RgroundIfIcond
+= (9)
56
Si se quieren obtener los porcentajes de lo que circula por cada elemento (conductor o
tierra), simplemente:
100*If
Icond(%)Icond = (10)
Cabe destacar, que este estudio tiene validez, sólo si todas las subestaciones están
conectadas al SPT, si alguna no está conectada, la corriente de falla solo podrá circular por la tierra
propiamente dicha, puesto que no existe un conductor de tierra.
Conociendo que el conductor de tierra mas largo que interconecta la malla de puesta a tierra
de la subestación de planta molino con la malla de la subestación de la planta corrugadora que es de
aproximadamente de 450m y cable desnudo de cobre de calibre 2/0. Con esta información, y con la
tabla VI se obtiene la resistencia del conductor, la cual se denominará Rcond. Es importante
destacar que se esta tomando sólo la parte resistiva del conductor, esta es una aproximación valida
puesto que la influencia inductiva del conductor es casi despreciable. Según la tabla VI, la
resistividad de este conductor es de 0,261 Ohm/Km., por lo tanto reemplazando en la ecuación 8:
Ω=
Ω=
1175.0Rcond
Km45.0*Km
261.0Rcond
Para la resistencia de tierra Rground, se utilizará la tabla III la cual tiene los valores de
resistividad del terreno en Ohm*cm. Asumiremos que el terreno en el cual se encuentra la planta es
arcilla arenosa, se tomará también la condición más favorable de este caso, es decir, la condición
de menor resistividad que para este caso es de 25Ω/m, esto para adoptar un criterio pesimista (en
nuestro caso que el criterio pesimista implicaría la menor resistencia del terreno posible), por lo
tanto, para el calculo de la resistencia, tenemos que:
ρ=
d
h3log*
h*366.0Rground (11)
Donde ρ es la resistividad del terreno, h es la profundidad a la cual se enterrará la supuesta
varilla de puesta a tierra y, d es el diámetro de esta varilla. Se supondrá que la distancia h es
57
aproximadamente unos 3m, mientras que el diámetro de la varilla se estimará como mínimo de
12,7mm (1/2inch) de acuerdo a la tabla IV, según estos datos, tenemos que:
Ω=
Ω=
69.8Rground
m0127.0
m3*3log*
m3
m*25*366.0Rground
Con estos datos (Rcond y Rground), y asumiendo una corriente de falla igual a 1pu, se tiene
que la corriente que circula por el conductor de tierra y por la tierra propiamente dicha es:
%64.98(%)Icond
100*69.81197.0
69.8(%)Icond
100*RgroundRcond
Rground(%)Icond
=Ω+Ω
Ω=
+=
%36.1(%)Iground
100*1197.069.8
1197.0(%)Iground
100*RcondRground
Rcond(%)Iground
=Ω+Ω
Ω=
+=
Como se puede observar, el porcentaje de corriente que circula por el conductor de tierra es
considerablemente mayor que el que circularía por el terreno en caso de una eventual falla.
Para el calculo de las tensiones de toque y paso máximas utilizaremos la metodología
planteada en la sección 3.2.3 del presente informe, supondremos que para el calculo de Ib el factor
Sb a tomar será el de 50% (caso más desfavorable), y el tiempo de exposición 1s (tiempo suficiente
para que actúen las protecciones y a su vez estamos asumiendo un caso pesimista). Teniendo en
cuenta estos factores, tenemos que:
mA1,1161
0135.0
ts
Sblb
5,32m25*5,1*5,1fp2R
150m25*6*6fs2R
1000Rb
s1ts
0135,0Sb
===
Ω=Ω=ρ=
Ω=Ω=ρ=
Ω=
=
=
(12)
A1161,0*)5,321000(Ib*)fp2RRb(maxEt Ω+Ω=+=
V87,119maxEt =
A1161,0*)1501000(Ib*)fs2RRb(maxEs Ω+Ω=+=
V52,133maxEs =
58
Ahora bien, las diferencias de tensión formadas por el paso de una corriente por el terreno,
deberán ser menores a estos valores obtenidos. Para que esto se cumpla, conociendo las
características del conductor de tierra más largo, el porcentaje de la corriente que circula por la tierra
propiamente y aplicando ley de ohm despejando la corriente de falla, se tiene:
( )( )
( )A73.1011If
69.8*0136.0
57.119If
Rground*%Iground
EIf
R*IE
=
=
=
=
(13)
De aquí se tiene que para las condiciones antes mencionadas la corriente de falla no debe
de superar el valor antes calculado para que así se cumpla con los valores de tensión de paso y de
toque máximo calculados y los cuales no se deben superar para asegurar la protección del personal
y los equipos de cualquier descarga eléctrica presente en el sistema.
Este cálculo se hace debido a que no se conocen datos de cortocircuito actuales en el
circuito de la empresa y la tarea de calcularlos demanda tiempo del cual en el momento no se
dispone.
5.1.4. Monitoreo de resistencias de puesta a tierra en las estructuras de PAPELSA S.A.
Teniendo en cuenta que la empresa es una zona de media tensión y por lo tanto la
resistencia de puesta a tierra no debe superar el valor de 10Ω.
Midiendo con el telurómetro, dispositivo propio para este uso, con rango de medidas de
10/100/1000Ω y voltaje de tierra de 30V AC y aplicando el método del 62% el cual consiste en
colocar el electrodo de corriente lo suficientemente lejos del sistema de puesta a tierra a monitorear,
esta longitud puede considerarse 10 veces la longitud mayor de la malla de puesta a tierra, luego se
coloca el electrodo de tensión al 62% de dicha distancia, siempre conservando una línea recta entre
los tres puntos, y se toma lectura de la resistencia, luego se hacen dos mediciones posteriores, una
al 52% y la otra al 72% de la distancia del electrodo de corriente y se toman sus respectivas lecturas,
59
si estas mediciones están dentro de un margen del 5% de la lectura de 62%, la lectura real de la
resistencia de sistemas de puesta a tierra es la tomada al 62%.
• Medición hecha en malla del OCC, cerca de la planta diesel, en dirección a las afueras de los
talleres de mantenimiento.
Fecha de medición: Septiembre 04/08
Último día de lluvia: Septiembre 03/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Malla OCC
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,60 Ω
69.2% 69,2 0,55 Ω
66.8% 66,8 0,50 Ω
64.4% 64,4 0,45 Ω
62.0% 62,0 0,45 Ω
59.6% 59,6 0,45 Ω
57.3% 57,3 0,45 Ω
54.9% 54,9 0,45 Ω
52.5% 52,5 0,45 Ω
50.2% 50,2 0,45 Ω
60
Malla de OCC
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en subestación de caldera unión, en dirección a los patios de carbón.
Fecha de medición: Septiembre 05/08
Último día de lluvia: Septiembre 04/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Subestación Caldera Unión
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,70 Ω
69.2% 69,2 0,70 Ω
66.8% 66,8 0,70 Ω
64.4% 64,4 0,70 Ω
62.0% 62,0 0,70 Ω
59.6% 59,6 0,70 Ω
57.3% 57,3 0,70 Ω
54.9% 54,9 0,60 Ω
52.5% 52,5 0,60 Ω
50.2% 50,2 0,50 Ω
61
Subestación Caldera Unión
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
0 10 20 30 40 50 60 70 80Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en estructura de caldera unión, en dirección a la subestación de la PRS.
Fecha de medición: Septiembre 05/08
Último día de lluvia: Septiembre 04/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Estructura Caldera Unión
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,30 Ω
69.2% 69,2 0,25 Ω
66.8% 66,8 0,25 Ω
64.4% 64,4 0,25 Ω
62.0% 62,0 0,20 Ω
59.6% 59,6 0,25 Ω
57.3% 57,3 0,25 Ω
54.9% 54,9 0,25 Ω
52.5% 52,5 0,25 Ω
50.2% 50,2 0,25 Ω
62
Estructura Caldera Unión
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en chimenea de caldera unión, en dirección a la subestación de la PRS.
Fecha de medición: Septiembre 05/08
Último día de lluvia: Septiembre 04/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Chimenea Caldera Unión
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,25 Ω
69.2% 69,2 0,15 Ω
66.8% 66,8 0,15 Ω
64.4% 64,4 0,20 Ω
62.0% 62,0 0,20 Ω
59.6% 59,6 0,10 Ω
57.3% 57,3 0,10 Ω
54.9% 54,9 0,10 Ω
52.5% 52,5 0,10 Ω
50.2% 50,2 0,20 Ω
63
Chimenea Caldera Unión
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en chimenea de PRS, en dirección a la portería.
Fecha de medición: Septiembre 08/08
Último día de lluvia: Septiembre 07/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Chimenea PRS
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,90 Ω
69.2% 69,2 1,00 Ω
66.8% 66,8 1,00 Ω
64.4% 64,4 0,80 Ω
62.0% 62,0 0,80 Ω
59.6% 59,6 0,80 Ω
57.3% 57,3 0,80 Ω
54.9% 54,9 0,80 Ω
52.5% 52,5 0,75 Ω
50.2% 50,2 0,75 Ω
64
Chimenea PRS
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en la subestación de la PRS, en dirección a la portería.
Fecha de medición: Septiembre 08/08
Último día de lluvia: Septiembre 07/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Subestación PRS
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,60
69.2% 69,2 0,60
66.8% 66,8 0,60
64.4% 64,4 0,50
62.0% 62,0 0,50
59.6% 59,6 0,50
57.3% 57,3 0,50
54.9% 54,9 0,50
52.5% 52,5 0,45
50.2% 50,2 0,45
65
Subestación PRS
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en el cable de tierra ubicado en la parte externa de los talleres de
mantenimientos, en dirección a la subestación de la represa.
Fecha de medición: Septiembre 23/08
Último día de lluvia: Septiembre 22/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Cable de tierra ubicado en la parte externa de talleres.
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 1,80
69.2% 69,2 1,60
66.8% 66,8 1,40
64.4% 64,4 1,25
62.0% 62,0 1,25
59.6% 59,6 1,25
57.3% 57,3 1,25
54.9% 54,9 1,25
52.5% 52,5 1,25
50.2% 50,2 1,00
66
Cable de tierra ubicado en la parte externa de talleres.
0,0
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
1,8
2,1
0 20 40 60 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en el cable de tierra ubicado en la parte externa de las oficinas de los jefes de
mantenimiento, en dirección a la subestación de la represa.
Fecha de medición: Septiembre 23/08
Último día de lluvia: Septiembre 22/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Cable de tierra ubicado en la parte externa de las oficinas _ molino
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 1,80
69.2% 69,2 1,60
66.8% 66,8 1,40
64.4% 64,4 1,30
62.0% 62,0 1,20
59.6% 59,6 1,20
57.3% 57,3 1,20
54.9% 54,9 1,20
52.5% 52,5 1,00
50.2% 50,2 1,00
67
Cable de tierra ubicado en la parte externa de las oficinas_Molino
0,0
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
1,8
2,1
0 20 40 60 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en el cable de tierra ubicado en la parte externa de las oficinas de sistemas, en
dirección hacia la brigada.
Fecha de medición: Septiembre 23/08
Último día de lluvia: Septiembre 22/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Caja de paso _ salida de sistemas
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,80
69.2% 69,2 1,10
66.8% 66,8 1,40
64.4% 64,4 1,30
62.0% 62,0 0,80
59.6% 59,6 0,60
57.3% 57,3 0,60
54.9% 54,9 0,60
52.5% 52,5 0,60
50.2% 50,2 0,55
68
Caja de paso_Salida de sistemas
0,0
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
0 20 40 60 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en la subestación de la planta corrugadora, en dirección a la vía principal.
Fecha de medición: Septiembre 24/08
Último día de lluvia: Septiembre 23/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Subestación planta corrugadora
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 1,60
69.2% 69,2 1,60
66.8% 66,8 1,45
64.4% 64,4 1,30
62.0% 62,0 1,25
59.6% 59,6 1,25
57.3% 57,3 1,25
54.9% 54,9 1,20
52.5% 52,5 1,10
50.2% 50,2 1,00
69
Subestación planta corrugadora
0,0
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
1,8
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en la caja de paso del parqueadero de la planta corrugadora, tierra de sistemas,
en dirección a la vía principal.
Fecha de medición: Septiembre 24/08
Último día de lluvia: Septiembre 23/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Parqueadero planta corrugadora_ Sistemas
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 1,70
69.2% 69,2 1,60
66.8% 66,8 1,60
64.4% 64,4 1,50
62.0% 62,0 1,40
59.6% 59,6 1,50
57.3% 57,3 1,40
54.9% 54,9 1,40
52.5% 52,5 1,30
50.2% 50,2 1,30
70
Caja de paso parqueadero planta corrugadora_Sistemas
0,0
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
1,8
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en la caja de inspección del OCC en dirección a la carretera cercana a la
subestación de planta molino.
Fecha de medición: Noviembre 07/08
Último día de lluvia: Noviembre 06/08
Distancia del electrodo de corriente: 100m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 62m
Caja de Inspección OCC
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71.5% 71,5 0,45
69.2% 69,2 0,45
66.8% 66,8 0,40
64.4% 64,4 0,40
62.0% 62,0 0,40
59.6% 59,6 0,35
57.3% 57,3 0,35
54.9% 54,9 0,30
52.5% 52,5 0,30
50.2% 50,2 0,20
71
Caja de inspección OCC
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
• Medición hecha en el cable de tierra expuesto en la parte trasera de la planta corrugadora en
dirección nordeste.
Fecha de medición: Noviembre 07/08
Último día de lluvia: Noviembre 06/08
Distancia del electrodo de corriente: 90m
Distancia inicial del electrodo de tensión: 55.8m
Planta Corrugadora _ Parte trasera
Porcentaje de distancia Distancia en Metros Valor de Resistencia
71,5% 64,35 2,30
69,2% 62,28 1,80
66,8% 60,12 1,20
64,4% 57,96 0,80
62,0% 55,8 1,00
59,6% 53,64 1,00
57,3% 51,57 1,10
54,9% 49,41 1,10
52,5% 47,25 1,10
50,2% 45,18 1,00
72
Planta Corrugadora _ Parte trasera
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Metros [m]
Ohm
ios
[Ω]
Resistencias
Después de tomar los valores de resistencias de puesta a tierra en los puntos de inspección de
la empresa, es notable el cumplimiento de la tabla II tomada del RETIE, el cual dice que para
subestaciones de media tensión este valor no debe superar los 10Ω. El valor promedio de las
resistencias de puesta a tierra tomadas es de aproximadamente 1 Ω lo cual indica un muy buen valor
dentro del rango permitido.
73
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El sistema eléctrico de media tensión de PAPELSA S.A posee un SPT que en general cumple
con los requerimientos exigidos por la normativa colombiana, cumpliendo con su función de proteger
tanto al personal como a los equipos de las plantas a la hora de una eventual falla a tierra.
Uno de los requerimientos mas importantes que cumple este SPT es el hecho de tener
interconectadas todas las mallas de puesta a tierra de las subestaciones con el conductor apropiado
haciendo que la corriente que circule por el terreno sea de un porcentaje lo mas baja posible de la
corriente total de falla, y al estar interconectas esta corriente encuentre la vía mas rápida para el
despeje de la falla y en el menor tiempo posible.
A pesar de los buenos resultados obtenido en el monitoreo de las resistencias de puesta a tierra
hecho en varios puntos de inspección de la empresa, es importante realizar un estudio mas profundo
de la resistividad del terreno en todas las plantas que conforman la empresa para así garantizar que
las condiciones del terreno estén dentro de los límites recomendados y en caso de no cumplirlo
tomar las medidas necesarias para su mejora.
Es importante la realización de un estudio mas preciso con el que se pueda conocer los niveles
de tensión de paso y de contacto en los que se encuentra sometida una persona en las plantas y así
saber si se esta cumpliendo con lo establecido en el RETIE y en caso de no cumplir hacer las
mejoras necesarias para brindar la seguridad establecida para el personal que se encuentra
expuesto con frecuencia a estas condiciones.
Debido a la notable implementación de equipos electrónicos en el proceso productivo de la
empresa, los cuales son muy sensibles a cambios en su referencia, indispensables en el control del
proceso y de gran cuidado por sus altos costos, se crea la necesidad de implementar dispositivos de
protección de corrientes de rayo en los secundarios de los transformadores a 0.46KV encargados de
alimentar este tipo de cargas para así protegerlos de cualquier tipo de perturbación presente en el
sistema eléctrico. Para seleccionar el dispositivo de protección de corrientes de rayo (expuesto en el
apéndice A) se recomienda un estudio con una persona conocedora del tema que brinde datos
precisos y seguros para evitar errores que pueden llegar a ser muy costosos.
74
Respecto al recorrido hecho por las subestaciones de la empresa se puede decir que tanto los
chasis de los transformadores como los pórticos, las estructuras metálicas, enmallados de las
subestaciones y paneles de control se encuentran aterrizados a la malla de puesta a tierra y con los
conductores de características adecuadas y cumpliendo el reglamento.
Se recomienda aterrizar el enmallado del transformador C que se encuentra desprotegida,
revisar la conexión del cable de tierra del chasis del transformador A para mejorarla y ubicar nuevos
puntos de inspección de las tierras para facilitar su monitoreo. Además tener cuidado especial con
los conductores de tierra de las estructuras metálicas los cuales no pueden ser cubiertos con
cualquier pintura (preferiblemente no pintar) y en caso de necesitar empalmes se debe hacer con la
soldadura exotérmica recomendada por la norma para no perder conductividad.
En las áreas de las subestaciones donde se encuentran los transformadores a la intemperie se
recomienda mantener controlado el crecimiento de maleza y cubrir la superficie con gravilla para
evitar exceso de humedad y pantanos; y hacer control preventivo en los bornes de los
transformadores para evitar la corrosión que disminuye la conductividad.
Por dificultades de tiempo no se pudo realizar el análisis completo para obtener los valores de
tensión de paso y contacto presentes en el sistema eléctrico de la empresa; por tanto, conociendo
los niveles de cortocircuito suministrados por EPM del circuito que alimenta a la empresa, se
recomienda iniciar el análisis de cortocircuito pertinente para conocer la máxima corriente de falla
trifásica y monofásica a tierra presente en el sistema eléctrico y verificar que esta no supera la
hallada con la ecuación 13 del numeral 5.1.3 del presente informe y así estar dentro de los límites
permitidos de dichas tensiones y cumplir con el reglamento o en caso contrario buscar mejoras.
En caso de que los resultados obtenidos del análisis para conocer los niveles de tensión de paso
y contacto no cumplan o no sean confiables; una propuesta sería solicitar una análisis más profundo
por una persona conocedora del tema y con equipos apropiados con los cuales se pueda obtener
datos mas seguros y confiables.
75
BIBLIOGRAFIA
[1] ICONTEC. Norma Técnica Colombiana 4552 – Protección Contra Rayos. 2004. Bogotá.
[2] Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE. 2008. Bogotá.
[3] ICONTEC. Norma Técnica Colombiana 2050 – Código Eléctrico Colombiano.
[4] ELECTROPOL Ltda. Con seguridad DEHN
“www.electropol.com.co”
Guías Técnicas de Descargadores de Corrientes de Rayo y Sobretensiones – DEHNventil
[5] CENTELSA Cables de Energía y Telecomunicaciones S.A
“www.centelsa.com”
Catálogo de conductores de cobre desnudo.
[6] IEEE Std. 80-2000
“IEEE guide for safety in AC substation grounding”
Edición 2000.
[7] IEEE Std. 142-1991 (IEEE Green Book)
“IEEE recommended practice for grounding of industrial an commercial power systems”
Edición 1991.
76
APENDICE A. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LA PROTECCIÓN CONTRA RAYOS Y
SOBRETENSIONES
Una de las características más relevantes de la moderna sociedad industrial es la presencia
generalizada de equipos y consumidores que incluyen componentes electrónicos extremadamente
sensibles a las sobretensiones, cualquiera que sea el origen de las mismas.
Los procesos industriales, las comunicaciones e incluso la vida doméstica dependen cada vez en
mayor medida, de los mismos por lo que, cada día, cobra mayor relevancia la necesidad de disponer
de elementos de protección que aseguren la integridad y el correcto funcionamiento de los
consumidores y equipos y que aumenten el nivel general de seguridad de la instalación eléctrica en
su conjunto.
Trataremos a continuación de la protección contra rayos y sobretensiones en redes de energía.
Protección que abarca desde la descarga directa del rayo hasta pequeñas sobretensiones inducidas
en bucles de la instalación.
A 1. Causas de las sobretensiones.
Las instalaciones eléctricas pueden verse expuestas a peligros derivados de sobretensiones
por procesos de conmutación en alta tensión, por descarga de rayos, por explosiones nucleares, por
picos producidos en nuestra propia instalación y la causa más desfavorable, descargas directas de
rayo.
Aunque el rayo no es el único causante de sobretensiones si es el más destructivo. Las
sobretensiones ocasionadas por los rayos pueden clasificarse esencialmente en dos grupos:
• Aquellas producidas por descargas directas en la instalación.
• Aquellas producidas por descargas lejanas ó en el entorno.
A 1.1. Descarga directa a la instalación.
En una descarga directa del rayo, la corriente se derivará a tierra por el recorrido menos
resistivo; bien a través de los derivadores del sistema de protección contra el rayo (S.P.C.R.), o en
77
caso deficitario a través de caminos alternativos como la instalación eléctrica, cables de antena,...
con riesgo de deterioro o destrucción de los mismos.
Como consecuencia de la descarga directa del rayo se producen dos tipos diferentes de
sobretensiones: aparición de sobretensiones debido a la caída de tensión en la resistencia de toma
de tierra (Figura A1.2.1-1a) y aparición de sobretensiones a causa de los efectos inductivos en los
bucles de las instalaciones. (Figura A1.2.1-1b).
A 1.2. Descarga no directa a la instalación.
En cuanto a los efectos derivados de una descarga no directa se pueden considerar los
siguientes casos: descarga del rayo sobre la línea aérea de alta tensión, propagándose la onda a
través de la línea (Figura A1.2.1-2a), descarga de rayo entre nubes, que generan sobretensiones
inducidas (Figura A1.2.1-2b), y descarga de rayo en las proximidades, resultando de ellas
acoplamientos e inducciones (Figura A1.2.1-2c).
Figura A1.2.1 Causas de las sobretensiones
A 2. Categorías de descargadores para instalaciones de baja tensión
Los dispositivos de protección necesarios para proteger adecuadamente la instalación eléctrica
y los equipos conectados a la misma están descritos en las normas IEC 1.312-1; E DIN VDE 0675
parte 6, etc. Dichos dispositivos se clasifican en función de los requerimientos exigidos según la
carga energética a los que se van a someter. Es importante que los fabricantes de protecciones
78
especifiquen con qué tipo de onda trabajan sus equipos. No basta con especificar la capacidad
descarga máxima ya que como veremos a continuación no es lo mismo 100 kA (10/350) que 100 kA
(8/20). Lo fundamental es la energía del impulso.
Figura 2.1. Formas de onda
Es imprescindible distinguir claramente entre dos grandes categorías de descargadores:
• Descargadores de corrientes de rayo, diseñados para hacer frente a perturbaciones con forma
de onda de corriente de rayo 10/350 (IEC 1024). Se caracterizan por tener un gran poder de
derivación y valores de carga elevados con un tiempo de respuesta muy rápido. Es una protección
basta.
• Descargadores de sobretensiones, diseñados para hacer frente a perturbaciones con forma de
onda 8/20. Estos dispositivos realizan una doble tarea: por un lado, complementan la acción del
descargador de corriente de rayo haciéndose cargo de la tensión residual del mismo, y por otro lado,
protegen a los consumidores frente a picos de sobretensión que pudieran afectarles.
Su poder de derivación es menor que el descargador de corriente de rayo y aportan un nivel de
protección mucho más fino.
79
A 3. Principio de protección escalonada
La protección de las líneas de alimentación de baja tensión consiste básicamente en disponer
una protección escalonada. La normativa internacional recoge y consagra este principio a la hora
de diseñar un sistema correcto y eficaz de protección.
Como primera etapa de protección se precisa un elemento que sea capaz de soportar la
mayor parte de la corriente de rayo y crear un entorno soportable para los descargadores
conectados posteriormente. Este objetivo lo cumplen los descargadores de clase B (clase I) que se
instalan en los puntos de conexión con la red o acometida.
La segunda etapa de protección tiene que derivar la parte restante de la onda de corriente de
choque 8/20, reduciendo las tensiones a valores tolerables para la instalación. El elemento de
protección es un dispositivo de clase C (clase II) que se instalará en la distribución.
En la tercera etapa de protección se limitan las sobretensiones que pueden ocasionarse
como consecuencia de conmutación y de inducciones. Se instalará en esta zona un dispositivo de
clase D (clase III) lo más cerca posible del equipo a proteger.
A 3.1. Descargadores de clase B. Descargadores de corriente de rayo.
El elemento de protección es básicamente una vía de chispas capaz de reducir la onda de
corriente de rayo 10/350 a valores tolerados, transformándola en una onda 8/20 que puede ser
soportada por los descargadores de sobretensiones dispuestos posteriormente.
Actualmente en lo que se refiere a la primera etapa de protección, existen dos tecnologías: la
tecnología con extinción del arco voltaico mediante soplado y la tecnología encapsulada.
Figura 3.1.1. Descargador de corriente de rayo
80
• Tecnología con extinción de arco voltaico: Esta tecnología conlleva un proceso de soplado,
es decir, los descargadores albergan una cámara de apagado de tal manera que se produce una
expulsión hacia el exterior de gases ionizados durante el proceso de derivación de la corriente
de rayo. Debido a esta expulsión de gas hay que mantener unas distancias de seguridad.
• Tecnología encapsulada: son descargadores de corriente de rayo cuyas vías de chispas están
encapsuladas y controladas por presión. No requieren ninguna medida especial para la
instalación de los mismos debido a que no se produce ningún proceso de soplado.
Ofrecen notables ventajas respecto a los anteriores, en términos de seguridad, facilidad de
instalación, espacio y precio. Es, actualmente, la tecnología más desarrollada. Otros parámetros
importantes para definir este tipo de descargadores son la capacidad de apagado de la corriente
residual, el nivel de protección y el tiempo de respuesta.
A 3.2. Descargadores de clase C. Descargador de sobretensiones.
Figura A3.2.1. Descargador de sobretensiones
La segunda etapa de protección, de acuerdo con el principio de protección escalonada, tiene
los siguientes cometidos:
• Reducir las sobretensiones a un valor que no sea peligroso para los consumidores.
• Soportar, sin destruirse, la energía de impulsos que se produce al activarse el descargador.
81
Como elemento ideal de protección hay que citar el varistor de óxido metálico. Esta
resistencia, dependiente de la tensión, se encuentra permanentemente en servicio y registra incluso
mínimas sobretensiones en función del nivel de la corriente de choque. Gracias a esta característica
U/I se garantiza la activación del elemento de protección en nanosegundos.
Los descargadores de sobretensiones deben incorporar dispositivos termodinámicos de
separación que aseguren la desconexión del descargador cuando éste llegue a un valor de corriente
de fuga determinado como consecuencia de su natural envejecimiento (fugas en el material
semiconductor) que pueda ser peligroso para la instalación. Por lo tanto, resulta imprescindible tener
la seguridad de que el descargador de sobretensiones esté equipado con un dispositivo de este tipo.
El estado de fallo debe señalizarse en el mismo equipo y existe la opción adicional de
señalización a distancia a través de un contacto conmutado.
A 3.3. Descargadores de clase D. Protección fina contra sobretensiones.
La tercera fase en el concepto de zonas de protección es necesaria, siempre que entre la
distribución y el equipo a proteger exista la posibilidad de acoplamiento de sobretensiones.
Hay que contar con la posibilidad del acoplamiento de sobretensiones en los conductores
entre el cuadro de distribución y el equipo a proteger, entre otros casos, cuando el cable tiene una
longitud superior a 10 metros y está tendido sin blindaje.
Figura A3.3.1. Protección a pie de equipo
82
En caso de descarga directa de rayo al edificio, o en caso de una descarga de rayo próxima,
pueden producirse acoplamientos inductivos. También al conectar o desconectar consumidores,
pueden aparecer sobretensiones entre el conductor exterior y el neutro, lo que siempre supone un
riesgo importante para el equipo a proteger.
Estos peligros se previenen con la instalación de descargadores de sobretensiones
directamente junto al equipo a proteger.
A 4. Principio de coordinación energética.
Para facilitar la interacción de estas tres zonas de protección es indispensable una
coordinación energética. Con los descargadores de corrientes de rayo y de sobretensiones hay
que alcanzar una selectividad con la que se eviten sobrecargas de los descargadores conectados
aguas abajo. Esta coordinación se garantiza mediante el desacoplo energético de ambos tipos de
protecciones.
Este desacoplo puede obtenerse de dos maneras:
1. Mediante la impedancia de los cables de la línea como elemento de desacoplo. Dependiendo del
cableado se deducen las longitudes mínimas de conductores entre los descargadores. En el caso de
tendido separado de conductores activos y conductor de tierra con una distancia de 1 m como
mínimo, se debe disponer un recorrido de desacoplo de al menos 5 m. Si los conductores están
tendidos juntos en una misma manguera común, hay que disponer un recorrido de desacoplo
mínimo de 15 m de longitud.
2. Si no es posible obtener el desacoplo necesario según se ha descrito anteriormente, hasta la
fecha, se instalaba, en serie con la línea a proteger, una bobina de desacoplo. En la actualidad, las
tecnologías ofrecen soluciones más eficaces, seguras y económicas. Como veremos seguidamente,
se recurre a descargadores combinados clase B+C como el nuevo DEHNventil que integran en un
solo punto la protección contra rayos y sobretensiones gracias a la moderna tecnología ICE
83
Figura A4.1. Instalación con bobina de desacoplo
A 4.1. Descargadores integrados clase B+C. Protección contra rayos y sobretensiones
La imparable evolución de la técnica hace que, cada vez, resulte más frecuente encontrarnos
con instalaciones que, por una lado, requieren protección contra rayos y sobretensiones ( Clase B +
Clase C ) debido a la sensibilidad de sus equipos a estas perturbaciones, y por otro , son de muy
reducidas dimensiones, lo cuál hace imposible la aplicación de los principios anteriormente citados
por una imperativa falta de espacio.
Hasta hace muy poco tiempo, la solución que se adoptaba era la instalación, entre ambas
clases de descargadores (B+C), de un elemento de desacoplo (bobina) que permitiera el
funcionamiento coordinado de los mismos.
Siendo esta una solución técnicamente notable, presenta ciertas limitaciones pues no es
aplicable en todos los casos (consumos superiores a 63 A), implica instalar elementos en serie
(bobina de desacoplo), encarece la instalación y no siempre resuelve los problemas de espacio.
84
Figura A 4.1.1. Antiguos desarrollos
Los descargadores integrados como el nuevo DEHNventil dan solución a todos estos
inconvenientes, resuelve todos los problemas e integra en un solo elemento todas las ventajas y
cualidades que aportan tanto los descargadores de Clase B (vías de chispas) como los varistores
(descargadores de clase C).
Esta solución no es una alternativa a los principios de protección escalonada y coordinación
energética. Se trata, sencillamente, de un desarrollo tecnológicamente muy avanzado que,
basándose en dichos principios, da una solución eficaz, sencilla, económica y segura en aquellos
casos en que siendo necesaria la disposición de, al menos los dos primeros niveles de protección,
las características de la instalación no permiten la disposición de las diferentes clases de
descargadores necesarios en forma escalonada y coordinada.
Figura A 4.1.2. Descargador combinado
Entre las características más destacables de los descargadores combinados destacamos:
- Alta capacidad de derivación: 100 KA (10/350)
- Bajo nivel de protección: 1.5 KV
85
- Capacidad apagado corriente consecutiva: 50 KA eff
- Alta resistencia a tensiones transitorias.
- Tiempo de respuesta: 100 ns
- Tecnología encapsulada
- Señalización del estado operativo
De este modo, disponemos de un dispositivo de protección que combina eficazmente ambas
tecnologías, lo cual le permite, por un lado, aportar protección contra sobretensiones, frecuentes
pero de baja energía, ocasionadas por procesos de conmutación o descargas atmosféricas en el
entorno, y por otro lado, cuando se trate de dominar una corriente de choque de mayor energía, se
comportará como una vía de chispas de alto rendimiento.
Estas prestaciones técnicas se obtienen a partir de una moderna tecnología que se
sustancia en una vía de chispas especial denominada FSV compuesta, a su vez, por dos vías de
chispas parciales FS1 y FS2. Estas vías de chispas están controladas mediante una unidad
monitorizada.
Por lo tanto, este descargador se caracteriza por las tres propiedades que configuran la
tecnología ICE:
- Integrado: Descargador de corriente de rayo y sobretensiones en un solo elemento.
- Coordinado: Coordinación inmediata con descargadores de sobretensiones post-conectados.
- Encapsulado: No produce expulsión de gases.
A 5. Instalación de los descargadores.
En redes TT se recomienda que los descargadores de corrientes de rayo y de sobretensiones
se instalen en disposición “3+1“. Es decir, se conectarán las fases y neutro a través de los
correspondientes dispositivos de protección y el conductor de neutro con el de protección a través de
un dispositivo especial de protección N-PE. Con la utilización del descargador de corriente de rayo
entre N y PE, circuito “3+1”, se produce una corriente de cortocircuito en caso de fallo entre el
conductor de fase y el neutro, de manera que los fusibles o la protección magnetotérmica pueden
desconectar en el tiempo previsto.
86
Figura A5.1. Instalación "3+1"
Por otro lado, el valor máximo de los fusibles previos para dispositivos de protección contra
sobretensiones está indicado en las instrucciones de montaje o datos técnicos de los mismos. Los
fusibles previos para dispositivos de protección contra sobretensiones deben asegurar que el
descargador no se verá nunca afectado por un cortocircuito que sobrepase su capacidad frente a
estos defectos.
Los fusibles previos son especialmente importantes para dispositivos de protección contra
sobretensiones de clase B (descargadores de corriente de rayo). Estos descargadores deben tener
una alta capacidad nominal de descarga. Cuando el descargador de corriente de rayo actúa, una
corriente sucesiva de red a 50 Hz fluye a través del mismo. Dicha corriente debe ser extinguida
automáticamente con seguridad antes del final del proceso de descarga del mismo. Los modernos
descargadores de corriente de rayo basados en vía de chispas aseguran el apagado de la corriente
sucesiva de red hasta aproximadamente corrientes de cortocircuito de hasta 4 kAeff (50 Hz). Cuando
la corriente de cortocircuito de la instalación es mayor que la capacidad de apagado de la corriente
sucesiva de red del dispositivo de protección contra sobretensiones el fusible previo debe interrumpir
esta corriente.
No obstante existen descargadores de corriente de rayo con capacidad de apagado hasta 50
kAeff (DEHNpor Maxi. DEHNventil). Este tipo de descargador hace innecesaria la utilización previa
de fusibles, lo cual representa un importante ahorro – en dinero y espacio - y mayores facilidades de
instalación.
87
En general, es importante tener en cuenta que la necesidad de un sistema de protección contra
corrientes de rayo y sobretensiones se verá incrementada en virtud de la mayor sensibilidad frente a
perturbaciones de equipos eléctricos y electrónicos. Este nuevo y complejo reto ofrece al ingeniero la
oportunidad de especializarse en este campo y dar un paso adelante. La industria eléctrica debe
cumplir las condiciones previas para ofrecer al mercado los productos adecuados y trabajar en la
elaboración de normativa que permita a los ingenieros poner en práctica las medidas adecuadas
para la protección contra descargas de rayo y sobretensiones.
88
Ane
xo A
89
Ane
xo B
90
Ane
xo C
Dia
gram
a U
nifil
ar P
APEL
SA S
.A.
91
Ane
xo D
Dia
gram
a U
nifil
ar T
rans
form
ador
1
92
Ane
xo E
Dia
gram
a U
nifil
ar T
rans
form
ador
2
93
Ane
xo F
Dia
gram
a U
nifil
ar T
rans
form
ador
3
94
Ane
xo G
Dia
gram
a U
nifil
ar T
rans
form
ador
4
95
Ane
xo H
Dia
gram
a U
nifil
ar T
rans
form
ador
5
96
Ane
xo I
Dia
gram
a U
nifil
ar P
lant
a C
orru
gado
97
Anexo J.
IMÁGENES DEL SISTEMA ELECTRICO, SPT Y SPDA EN PAPELSA S.A
Pórtico 1 – Entrada de 44KV de EPM
98
Transformadores de potencial
Transformadores de corriente en el pórtico 1
99
Línea aérea de 44KV de PP a PM
Pórtico 5 entrada de 44KV a PM
100
Pararrayos Pórtico 4 y 5
Puntas Franklin
Fusibles T4
101
Pararrayos alimentación Represa
Pararrayos alimentación Planta Corrugadora
102
Bajantes OCC
Aterrizamiento de columnas metálicas en OCC
103
Aterrizamiento cercas metálicas
Transformador de 5000KVA