instalaciones electricas en media tension - pro cobre chile

8/9/2019 Instalaciones Electricas en Media Tension - Pro Cobre Chile

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Registro de Propiedad Intelectual:

N°

ISBN:

1ª Edición 2003

Elaborado por:Programa de Estudios e Investigaciones en Energía.

Instituto de Asuntos Públicos, Universidad de Chile.

Se agradece la colaboración de los ingenieros:

Guillermo Andrés Jiménez E. y Francisco Quintana

Procobre-Chile

Av. Nueva de Lyon 96, Of. 305, Edificio Costanera

Teléfono: 335 3264

Fax: 335 3264, anexo 111

Santiago de Chile

Diseño y Diagramación

Erica Paluba

Impresión

Impresos Lahosa S.A.

MISION DE PROCOBRE

Nuestra misión es promover el uso del cobre y susaleaciones, especialmente en Chile y Latinoamérica,fomentando una disposición favorable hacia suutilización e impulsando la investigación y el desarrollo

de nuevas aplicaciones.

Colabora y trabaja coordinadamente con las empresas,el gobierno y los organismos relacionados con el cobrepara materializar una acción convergente, con visión de

largo plazo a nivel mundial.



INSTALACIONESELECTRICAS EN

MEDIA TENSION

APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOSCODIGO DE INSTALACIONES EN MEDIA TENSION

La C onexi n V ital.

International Copper Association, Ltd.

Copper C onnects L ife.



Dimensionamiento del sistema de alumbrado.

Conductores para el Centro de Control de Motores.

Protección contra sobrecargas.

Conductores para la alimentación de hornos eléctricos.

APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOS

Dimensionamiento de conductoresen una instalación industrial de 24kV / 4,16 kV. /PAG. 4

Centro de seccionamiento y medida. Centro de transformación

Dimensionamiento de líneas subterráneas de distribución.

Dimensionamiento de ductos y tubería.

Canalizaciones y cámaras.

2Alimentación en 24 kV de un área comercial. /PAG. 16

Datos financieros.

Datos de cables.

Selección de la sección económica de un conductor.

3Dimensionamiento económico de cables de alimentaciónde 10 subestaciones de 13,2 kV / 0,38 kV. /PAG. 32

1

INDICE



A P L I C A C I O N E S Y A N A L I S I S D E C A S O S

C O D I G O D E I N S T A L A C I O N E S E N

M E D I A T E N S I O N

3

l trabajo que se entrega a continuación incorpora,

en un solo texto, las Leyes y Reglamentos obligatorios,

aprobadas por la autoridad, que son aplicables a las

instalaciones de media tensión. A través de un análisis

de casos de aplicación se hace uso de los conceptos

que la autoridad ha legislado y reglamentado, de modo

que el usuario pueda vincular, con mayor facilidad y

en casos reales, el uso correcto de los principales

aspectos que la autoridad ha decidido precisar.

No se ha incluido el texto completo de las Normas

Chilenas aplicables a Instalaciones de Media Tensión,

optándose por transcribir párrafos escogidos vincula-

dos con cada uno de los ejemplos desarrollados. Del

mismo modo, cada vez que se consideró necesario, setranscribió párrafos seleccionados de Normas

Internacionales, ya sea para que el usuario pudiese

comparar lo aplicable en Chile con lo que se emplea en

otros países, o simplemente porque la Norma Chilena

todavía no ha establecido lo que debe aplicarse en el

país.

Adicionalmente al texto se adjunta, un archivo en

Microsoft Power Point, que permite visualizar el con-

tenido del Código de Instalaciones de Media Tensión

planteado. En el archivo, es posible visitar –según la pantalla que se seleccione- la Ley o Reglamento que se

desea consultar. Del mismo modo, es posible visuali-

zar pantallas de aplicación o análisis de casos plantea-

dos. Además de estas pantallas se puede acceder a un

documento que describe en detalle el ejemplo analiza-

do y cada uno de los cálculos realizados.

INTRODUCCION

E



1

4

CASO N° 1. Dimensionamiento de conductores

en una instalación industrial de 24 kV / 4,16 kV.

Considérese una industria como la que se muestra

en la Figura 1.1.

Calcular las potencias de los transformadores, pro-

tecciones, sección mínima de los conductores y

diseñar las canalizaciones correspondientes desde

la toma de media tensión basándose en la informa-

ción entregada a continuación:

• Los transformadores se encuentran ubicados en

la subestación. El transformador general es trifási-

co con relación de transformación 23kV/4.16 kV,

el transformador para servicios generales y alumbrado es trifásico con relación de transformación

4.16 kV/380V.

• Las potencias de los motores M1, M2, M3 y M4

son 100, 75, 200 y 300 HP respectivamente a 4,16

kV. Todos los motores son de inducción y con rotor

de jaula de ardilla. El motor 3 es de régimen inter-

mitente. Considere que los motores funcionan a unfactor de potencia de 0,85

• El horno posee una potencia de 50 kW a 4,16 kV.

• Es necesario proyectar los alimentadores trifásicos

para el suministro de energía en las áreas de oficinas,

bodega y proceso, de acuerdo a los siguientes datos:

- Alumbrado oficinas y bodega 4 kW

- Alumbrado área de proceso 5 kW

- Enchufes oficinas 3 kW

- Enchufes bodega 4 kW

- Enchufes área de proceso 5 kW

SOLUCION

ALUMBRADO Y ENCHUFES

Se proyectan 2 alimentadores trifásicos para alum-

brado y enchufes, los cuales se especifican de la

siguiente manera:

Alumbrado y enchufes

de oficinas y bodegas

Estimación de cargas (sección 7.2.1.1. (b) de la

NCh Elec. 4/2003)

7.2.1..- Estimación de cargas

7.2.1.1.- La carga nominal de un alimentador,

según la cual se dimensionará, no será

menor que la suma de las cargas de

todos los circuitos que sirve el alimen-

tador, determinadas de acuerdo a las

secciones 11 y siguientes, y sujetas a

las siguientes disposiciones:

b) Para alimentadores que sirven consumos de

alumbrado exclusivamente a la carga total de

los circuitos determinada de acuerdo a la sec-

ción 11 se le aplicarán los factores de deman-

da señalados en la tabla Nº 7.5.

Estos factores de demanda no se aplicarán

sobre subalimentadores en los que puede estar

presente la totalidad de la carga en forma per-

APLICACIONES Y

ANALISIS DE CASOS

30mS/E

75m

5m

5m

30m

Horno

CCM

15m

35m 65m

60m

M2M1

M3

M4

OFICINASY

BODEGA

Figura 1.1. Esquema de planta industrial.



1

5




potencia sobre la que se aplica elfactor de demandatipo de consumidor

manente o esporádica por períodos superiores

a 15 minutos.

Se aceptarán factores de demanda distintos a los

valores indicados en esta tabla, cuando

mediante un estudio realizado sobre la base de

las características de uso de instalación o las

de proceso, se justifique dicho valor.

Aplicando la Tabla 7.5,

11.000 W al 100 % = 11.000 W

Por lo tanto la corriente nominal del alimentador es, (se supone un alimentador trifásico con cargas

equilibradas)

Protecciones: (secciones 7.1.2.1 a 7.1.2.2 de la

NCh Elec. 4/2003)

7.1.2.1.- Los alimentadores se deberán proteger

tanto a la sobrecarga como al cortocir-

cuito, con las protecciones adecuadas a

cada situación.

7.1.2.2.- Los alimentadores se protegerán a la

sobrecarga de acuerdo a la potencia

utilizada, estando limitada la protec-

ción máxima por la capacidad de

transporte de corriente de los conduc-

tores.

Corresponde seleccionar primero el

interruptor termomagnético, y luego

determinar un conductor cuya capaci-

dad exceda a lo menos un 10 % la

capacidad de la protección.

La protección adecuada para este circuito es de20 A.

Dimensionamiento de conductores (secciones

7.1.1.2 a 7.1.1.3 de la NCh Elec. 4/2003)

7.1.1.2.- La sección de los conductores de los

alimentadores y subalimentadores será,

por lo menos, la suficiente para servir

las cargas determinadas de acuerdo a

7.2. En todo caso la sección mínima

permisible será de 2,5 mm2.

7.1.1.3.- La sección de los conductores de los

alimentadores o subalimentadores será

tal que la caída de tensión provocada

factor de demanda

Casa habitación Primeros 3,0 1,00

Sobre 3,0 0,35

Hospitales Primeros 50,0 0,40

Sobre 50,0 0,20

Hoteles y moteles Primeros 20 0,50

Desde 20,1 a 100 0,40Sobre 100,0 0,30

Bodegas Primeros 15 1,00

Sobre 15 0,50

Todo otro tipo Toda la potencia1,00

TABLA N 7.5 DE NCh Elec. 4/2003FACTORES DE DEMANDA PARA CALCULO DE ALIMENTADORES

DE ALUMBRADO



por la corriente máxima que circula por

ellos determinada de acuerdo a 7.2.1.1,

no exceda del 3% de la tensión nominal

de la alimentación, siempre que la caída

de tensión total en el punto más desfa-

vorable de la instalación no exceda del

5% de dicha tensión.

Estos valores son válidos para alimentadores de

alumbrado, fuerza, calefacción o combinación de

estos consumos.

Conductor a seleccionar:

Monoconductor THWN, 75°C, 600 V

Sección de conductor escogida preliminarmente:

3,31 mm2

(12 AWG)Capacidad de transporte del conductor: 25 A

Caída de tensión

Para calcular la caída de tensión en el conductor se

aplica la siguiente fórmula:

Donde,

V = caída de tensión en V

I = corriente nominal del circuito en A

L = longitud del conductor en km

R = resistencia ohmica del conductor

en Ohm/km

X = reactancia inductiva del condutor

en Ohm/km

= ángulo de desfase entre tensión y corriente.

Para este caso particular se tienen los siguientes

datos:

V = 4,7 V

El conductor seleccionado cumple con lo especifi-

cado en 7.1.1.3.

Alumbrado y enchufes área de proceso

Protecciones: (secciones 7.1.2.1 a 7.1.2.2 de la

NCh Elec. 4/2003 )

Aplicando la Tabla 7.5,

10.000 W al 100 % = 10.000 W

Por lo tanto la corriente nominal es,

Para una corriente nominal de 15,2 A en el alimen-

tador se selecciona un interruptor termomagnético

de 20 A.


7.1.1.2 a 7.1.1.3 de la NCh Elec.4/2003)


Monoconductor THWN, 75°C, 600 V

Sección de conductor escogida preliminarmente:

3,31 mm2

Para este caso particular se obtienen los siguientes

datos

V = 11,2 V

V % = 2,94 %

El conductor seleccionado cumple con lo especifi-cado en 7.1.1.3.

Carga total alumbrado y enchufes

(Según tabla 7.5 de la NCh Elec. 4/2003)

Alumbrado y enchufes oficina y bodegas

4 kW + 4 kW + 3 kW =11 kW

11 kW al 100% 11.000 W

Alumbrado y enchufes proceso

5 kW + 5 kW = 10 kW

10 kW al 100% 10.000 W

TOTAL ALUMBRADO

Y ENCHUFES 21.000 W

V= I3 L (R cosϕ + Xsenϕ)

I = ––––––– = 15,2A10000

3 380

ϕ

I L R X[A] [km] [Ohm/km] [Ohm/km]

15,2 0,08 5,315 0 0

ϕ


17 0,03 5,315 0 0

ϕ

V% = –––––––– x 100%= 4,7 x 100%= 1,23%VVnominal –––

380

1

6



1

8

Cálculo del transformador de alumbrado y

enchufes.

Como se consideran cargas básicamente resistivas,

hacemos la aproximación de un (1) kW por un (1)

kVA

Potencia del transformador:

Considerando una potencia en el secundario de 21

kVA y una eficiencia del 90%

De acuerdo con lo anteriormente calculado, el

transformador a seleccionar será de 30 kVA con-

forme a las potencias suministradas por el fabri-

cante.

Corriente nominal del secundario:

Corriente nominal del primario:

CENTRO DE CONTROL

DE MOTORES CCM

Motor 1. (Régimen permanente)


12.2.1 a 12.2.3 de la NCh Elec. 4/2003)

12.2.1.- La sección mínima de conductor

empleado para alimentar motores fijos

será de 1,5 mm2.

12.2.2.- La sección de los conductores que ali-

menten a un motor de régimen perma-

nente será tal que asegurar una capaci-

dad de transporte, por lo menos, igual a 1,25 veces la corriente de plena carga

del motor.

12.2.3.- La sección de los conductores que ali-

menten a un motor, sea éste de régimen

periódico, intermitente o de breve dura-

ción, será tal que asegure una capaci-

dad de transporte como mínimo igual a

la corriente de plena carga afectada

por un factor determinado de acuerdo a

la tabla Nº 12.28.

TABLA N°12.28FACTORES DE DIMENSIONAMIENTO DE ALIMENTACION

A MOTORES DE REGIMEN NO PERMANENTE

tipo de funcionamientotipo de régimen

5 15 30 – 60 Más de 60

minutos minutos minutos minutos

Breve duración (operación de válvulas o 1,1 1,2 1,5

descenso de rodillos y otros similares)

Intermitentes (ascensores, montacargas, 0,85 0,85 0,9 1,4

máquinas herramientas, bombas, puentes

levadizos, tornamesas, etc.)

Periódicos (rodillos, laminadores, etc.) 0,85 0,9 0,95 1,4

Variables 1,1 1,2 1,5 2

Nota: En la norma NCh Eléc. 4/84 esta tabla corresponde a la número 12.26

P = —————— = 23,21kVA

0,9

I= —————— = —————P 30kVA

3 380V 3

I= —————— = —————P 30kVA

3 4160V 3



1

9




(*) Los tiempos de funcionamiento indica-

dos son los períodos en los cuales los

motores, por su diseño, alcanzan la

temperatura nominal de trabajo y pue-

den operar; cumplido este período

necesitan un intervalo de refrigeración.

V = 4160 V

P = 100 HP

In = 13 A

In x 1,25 = 16,25 A


Monoconductor XAT ,90 °C, 5 kV, NA 133%

Sección de conductor adecuada: 13,3 mm2

(6 AWG).

El fabricante no suministra conductores de inferior

calibre a ese nivel de tensión. Para este caso parti-

cular se obtienen los siguientes datos

V = 0,7V

V % = 0,02%

El conductor seleccionado cumple con lo especifi-

cado en 7.1.1.3.

Protección contra sobrecargas (sección 12.3.1.2

de la NCh Elec. 4/2003 )

12.3.1.2.- Todo motor de régimen permanentecuya potencia sea superior a 1 HP

deberá protegerse, contra las sobrecar-

gas, mediante un dispositivo de protec-

ción que responda a la corriente del

motor. Este protector tendrá una capa-

cidad nominal o estará regulado a no

más de 1,25 veces la corriente nominal

del motor si se trata de motores con

factor de servicio no inferior a 1,15 ó, a

no más de 1,15 veces la corriente nomi-

nal del motor para todo otro caso.

N.A.- El factor de servicio es un coeficiente

usado en los motores fabricados de

acuerdo a Normas Norteamericanas y

señala la sobrecarga permanente que

el motor tolera. Usualmente se lo iden-

tifica en placa por las letras F.S. o S.F.

También los motores fabricados bajo

normas europeas dan estos coeficientes

Por lo tanto,

Isc = In x 1,25 = 16,25 A

Protección de cortocircuito (secciones 12.3.2.1

a 12.3.2.2)

12.3.2.1.- Todo motor deberá contar con una pro-

tección de cortocircuito. Esta protec-

ción se dimensionará de modo tal que

sea capaz de soportar sin operar, la

corriente de partida del motor.

12.3.2.2.- La capacidad nominal de las proteccio-

nes de cortocircuito de un motor se

dimensionará comparando la caracte-

rística de la corriente de partida y el

correspondiente valor durante el perío-

do de aceleración del motor o máquina,

si es que el motor parte acoplado a sucarga, con la curva de respuesta de la

protección seleccionada de modo que

ésta no opere bajo condiciones norma-

les de partida.

A pesar de que se fijan los parámetros a tener en

cuenta para la selección del dispositivo de protec-

ción de cortocircuito, no se entregan datos concre-

tos para el cálculo y el tipo de protección a imple-

mentar. Para tal efecto se introduce aquí un aparte

del NEC (Nacional Electrical Code) donde se establecen metodologías para el cálculo y selección de

la protección.

430-52. Corriente máxima o de programación

de los circuitos individuales de motores.

(a) General. El dispositivo de protección contra

cortocircuitos y fallas a tierra del circuito ramal

debe cumplir los siguientes apartados (b) y (c) o

(d), según proceda.

(b) Todos los motores. El dispositivo de protección

del motor contra cortocircuitos y fallas a tierra del

circuito ramal, debe ser capaz de transportar la

corriente de partida del motor.


16,25 0,02 1,323 0,170 32°

ϕ



1

10

(c) Corriente nominal o de disparo.

(1) Se debe emplear un dispositivo protector con

una corriente nominal o un valor de disparo que

no supere el valor calculado de acuerdo con lo

establecido en la Tabla 430-152.

Excepción Nº. 1: Cuando los valores de los dispo-

sitivos de protección de los circuitos ramales con-

tra cortocircuitos y fallas a tierra, calculados

según la Tabla 430-152, no correspondan con los

valores normalizados de los fusibles, interruptores

automáticos no ajustables, protectores térmicos o

interruptores automático ajustables, se permite

utilizar el valor inmediatamente superior.

Excepción Nº. 2: Cuando los valores especificados

por la Tabla 430-152 modificado por la excepción

No. 1, no es suficiente para la corriente de partida

del motor:

a. Se permite aumentar el valor nominal de un

fusible sin retardo de tiempo que no exceda los 600

A o un fusible con retardo de tiempo del tipo Clase

CC, pero que en ningún caso exceda el 400% de la

corriente a plena carga.

b. Se permite aumentar el valor nominal de un fusi-

ble con retardo (de dos elementos), pero que en

ningún caso exceda el 225% de la corriente a

plena carga.

c . Se permite aumentar el valor nominal de un

interruptor automático de tiempo inverso, pero que

en ningún caso pueda superar (1) el 400% de la

corriente a plena carga para corrientes de 100 A o

menos o (2) el 300% de la corriente a plena carga

para más de 100 A.

d. Se permite aumentar el valor nominal de un

fusible de 601-6.000 A, pero que en ningún caso

pueda superar el 300% de la corriente a plena

carga.

TABLA N°430.152CORRIENTE MAXIMA O AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE

PROTECCION CONTRA CORTOCIRCUITOS Y FALLAS A TIERRADE LOS CIRCUITOS RAMALES DE MOTORES

porcentaje de la corriente a plena carga

tipo de motorFusible Fusible Interruptor Interruptor

sin retardo ** con retardo ** automático automático(de dos de disparo de tipo

componentes) instantáneo inverso*

Monofásico 300 175 800 250

Polifásico de c.a.

sin rotor bobinado

De jaula de ardilla:

Todos menos los de Tipo E 300 175 800 250

Los de Tipo E 300 175 1.100 250

Síncronos # 300 175 800 250

Con rotor bobinado 150 150 800 150

De c.a. (tensión constante) 150 150 250 150

* Los valores de la última columna también

cubren las corrientes de los interruptores

automáticos no ajustables de tiempo inverso,

los cuales pueden modificarse según el Artículo 430-52.

** Los valores de esta columna son para fusibles

de Clase CC con retardo.

# Los motores síncronos de bajo par y baja

velocidad (normalmente 450 rpm o menos),

tales como los utilizados con compresores

reciprocantes, bombas, etc. que arrancan sincarga, no requieren que la corriente de los

fusibles o interruptores automáticos sea

mayor del 200% de la corriente a plena

carga.



1

11




Se desea utilizar como dispositivo de protección un

interruptor automático, con una intensidad nomi-

nal de disparo de ocho veces la corriente nominal

en régimen permanente del motor, por lo tanto:

In (protección) = In motor x 8 = 104 A

Nota: la corriente de cortocircuito es aquella que se

produce, en este caso, en bornes del motor o en

algún punto del circuito, cuando hay contacto ente

fases o entre una fase y tierra , pudiendo ésta alcan-

zar valores mucho mayores de los 104 A estableci-

dos anteriormente dependiendo de la impedancia

que exista hasta el punto de contacto. Es esta

corriente la que se debe limitar mediante la opera-

ción de este dispositivo de protección y ella se esta-

blece en este caso como de 8 veces la corriente

nominal del motor, pero en rigor no es la corriente

de cortocircuito, sino que es el valor nominal de

corriente que corresponde a la “protección de cor-

tocircuito”.

El valor normalizado inmediatamente superior

para esta protección es 110 A.

MOTOR 2.(Régimen permanente)


12.2.1 a 12.2.3)

P = 75 HP

In = 10 A

In x 1,25 = 12,5 A




(6 AWG).

V = 1,3 VV % = 0,03%

Protección contra sobrecargas (sección 12.3.1.2)

Isc = In x 1,25 = 12,5 A


a 12.3.2.2)


interruptor automático, por lo tanto la corriente de

cortocircuito se calcula como,

In (protección) = In x 8 = 10 x 8 = 80 A

El valor normalizado para esta protección es 80A

MOTOR 3. (Régimen Intermitente,

período de funcionamiento de 30 a 60

minutos)


12.2.1 a 12.2.3)

V =4160 V

P = 200 HP

In = 26 A

In x 0,9 = 17,4 A


Monoconductor XAT, 90 °C, 5 kV, NA 133%


(6 AWG)

V = 2,7 V

V % = 0.07%


12.3.1.8.- Los motores usados en condiciones de

régimen de breve duración, intermiten-

te o periódico, se considerarán protegi-

dos contra la sobrecarga por las pro-

tecciones de cortocircuito y de falla a

tierra, siempre que estas cumplan lo

establecido en 12.3.2. Se considerará


12,5 0,05 1,323 0,170 32°

ϕ


17,4 0,075 1,323 0,170 32°

ϕ



1

12

como régimen permanente a todo

motor, salvo que por las condiciones de

uso o de proceso sea imposible que

pueda trabajar en forma permanente.

N.A.- El dispositivo usual de protección con-

tra sobrecargas es el protector térmico.

Durante el período de funcionamiento normal, se

considera que el motor está en régimen permanen-

te, por lo tanto:

Isc = In x 1,25 = 32,5 A


a 12.3.2.2)


interruptor automático, por lo tanto la corriente

nominal de esta protección de cortocircuito se cal-

cula como,



para esta protección es 225 A

Comentario adicional: lo anterior es válido cuando

se trata de protecciones de valores fijos, pero se pueden utilizar protecciones ajustables dentro de

cierto rango, luego, podría obtenerse el valor de

208 A dependiendo del dispositivo que se use

(marca y características)

MOTOR 4. (Régimen permanente)

P = 300 HP

In = 38 A

In x 1,25 = 47,5 A




(6 AWG)

V = 8 V

V % = 0.19 %


Isc = In x 1,25 = 47,5 A

Protección de cortocircuito (secciones 12.3.2.1 a

12.3.2.2)


interruptor automático, por lo tanto la corriente de

cortocircuito se calcula como,



para esta protección es 350 A

Alimentador del CCM

Dimensionamiento de conductores (sección

12.2.6)

12.2.6.- En grupos de motores en que existan

motores de régimen permanente, perió-

dico, intermitente y/o de breve dura-

ción, la sección de los conductores que

alimentan al grupo deberá permitir una

capacidad de transporte para unacorriente que se determina como sigue:

• La suma de las corrientes de plena

carga de los motores de régimen per-

manente, más...

• La suma de las corrientes de plena

carga de los motores de régimen no

permanente, afectada por el factor que

corresponda, determinado de acuerdo

a la tabla Nº 12.28, más...

• 0,25 veces la corriente de plena cargadel motor de mayor potencia afectada

por el factor correspondiente de acuer-

do a la tabla Nº 12.26 si el motor no es

de régimen permanente.

Por lo tanto,

I = 13 + 10 + 26 x 0.9 + 38 + 38 x 0.25 = 93,9 A




(3 AWG).


47,5 0,08 1,323 0,170 32°

ϕ



1

13




V = 8,3 V

V % = 0.20 %

HORNO


13.1.1.4 de la NCh Elec. 4/2003)

13.1.1.4.- Los conductores de alimentación de

circuitos de calefacción se dimensio-narán de modo de asegurar una capa-

cidad de transporte de corriente no

inferior a 1,25 veces la corriente de

carga del circuito. En todo caso, la sec-

ción mínima será de 2,5 mm2.

V = 4.160 V

In x 1,25 = 17,5 A




(6 AWG)

V = 4 V

V % = 0,1 %


13.1.1.6.- Las protecciones de los circuitos de

calefacción deberán dimensionarse demodo de asegurar que los conductores

de alimentación del circuito queden

protegidos contra sobrecargas y corto-

circuitos.

Se tomará como corriente de sobrecarga el 125 %

de la corriente nominal del circuito y la misma

para la cual está especif icado el conductor. Por lo

tanto,

Isc = In x 1,25 = 17,5 A

ALIMENTADOR GENERAL


12.2.9).

12.2.9.- La sección de alimentadores y subali-

mentadores que den energía a instala-

ciones de fuerza o combinación de fuer-

za y otros consumos se determinará deacuerdo a lo establecido en la sección

Nº 7.

De acuerdo a 7.2.1.1(a),

7.2.1.1.- La carga nominal de un alimentador,

según la cual se dimensionará, no será

menor que la suma de las cargas de

todos los circuitos que sirve el alimen-

tador, determinadas de acuerdo a las

secciones 11 y siguientes, y sujetas alas siguientes disposiciones:

a) Para alimentadores que sirven car-

gas permanentes o una combinación de

cargas permanentes y cargas intermi-

tentes, el alimentador y sus proteccio-

nes se dimensionarán de acuerdo a la

suma de las cargas intermitentes, afec-

tadas por el factor de diversidad

correspondiente más la carga perma-

nente afectada por el factor de deman-da correspondiente.

Para el cálculo de los alimentadores de alumbrado

y enchufes, del centro de control de motores y del

horno, estos ya fueron afectados por los factores de

diversidad y demanda correspondientes por lo

tanto la corriente del alimentador principal a 4160

V que conduce corriente para las cargas anterior-

mente mencionadas es:

In = 4,16 + 93,9 + 14 = 112 A

Del otro lado del transformador, es decir a 24 kV,

la corriente del alimentador sería: 112 x V2/V1

= 19 A.


93,9 0,08 0,659 0,152 32°

ϕ


17,5 0,105 1,323 0,170 32°

ϕ



F i g u r a

1 . 2

- D i a g r a m a e s q u e m á t i c o d e

l a a l i m e n t a c i ó n e l é c t r i c a .

A n á l i s i s d e c a s o s : D i m e n s i o n a m i e n t o d e c o n d u c

t o r e s e n u n a i n s t a l a c i ó n i n d u s t r i a l

1

14



2

16

CASO N° 2. Alimentación en 24 kV de un área

comercial.

Alimentación de energía eléctrica a una gran área

comercial con dos transformadores de 800 kVA,

Z=5% y con centro de seccionamiento separado

del centro de transformación. Tensión 23 kV.

• Potencia de cortocircuito del lado de AT =

350 MVA. (Empresa distribuidora)

• Temperatura de cables enterrados en el suelo

40°C

• Canalización subterránea del conductor de

media tensión.

• La canalización corre bajo una zona de tráfi-

co pesado.

• Longitud del conductor que une el centro de

seccionamiento con el de transformación =

100 m.

DESCRIPCION DE LA INSTALACION

Centro de seccionamiento y medida:

Estará ubicado en una edificación independiente a

las afueras del edificio. Se construirá de material

incombustible y cumplirá los requerimientos fija-dos en la sección 5.8.5 de la NCh Eléc 5/2001.

5.8.5. Subestaciones en recintos aislados de otras

construcciones.

5.8.5.1. En caso de que la subestación se instale en

una construcción aislada de otras y que esté dedi-

cada exclusivamente a servir como recinto de la

subestación, esta construcción deberá hacerse con

material incombustible pero no será necesario

cumplir todas las exigencias del párrafo 5.8.3 respecto a la calidad de los materiales y disposiciones

constructivas, siempre que una falla producida en

la subestación no provoque riesgos a personas ni

al medio ambiente que la rodea.

Se disponen de celdas destinadas a los siguientes

usos:

• Celda de entrada de línea.

• Celda de protección general.• Celda de medida.

• Celda de salida. Destinada para salida de línea

a transformadores.

CENTRO DE TRANSFORMACION

Los detalles constructivos para la ubicación de los

transformadores deben ser acorde a las secciones

5.8.3.1 a 5.8.3.7. de la NCh Elec 5/2001.

5.8.3. Subestaciones dentro de edificios

5.8.3.1. Los transformadores y el equipo anexo se

instalarán de manera de permitir su retiro en caso

de ser necesario y que sean fácilmente accesibles

al personal que los opere o mantenga, de modo

que sea posible abandonar el recinto sin obstácu-

los aun en caso de peligro.

5.8.3.2. Los recintos de operación de estas subes-

taciones deberán contar con dos puertas, una de

acceso de materiales y equipos y la otra de servi-

cio. Para cumplir esta exigencia se construirán

puertas de dos hojas o bien la puerta de servicio

puede estar inscrita en la de acceso de materiales.

En caso de instalarse transformadores y equipos

de dimensiones reducidas, que quepan libremente

por la puerta de servicio, se podrá omitir la puer-

ta de acceso de materiales.

5.8.3.3. Las puertas y las protecciones o controles

de las aberturas de ventilación deberán ser de

material incombustible, al igual que los recubri-

mientos de muros, pisos y cielos. Se prohíbe el uso

de baldosines plásticos en subestaciones con

transformadores en aceite.

5.8.3.4. La puerta de servicio debe tener por lo

menos 0,80 x 2,10 m, deberá abrir hacia el exterior

y estar premunidas de cerraduras de seguridad que

permitan abrir desde adentro aun sin necesidad de

llaves; la puerta de acceso de los materiales debe-rá tener dimensiones suficientes como para permi-

tir el cambio de los transformadores y de los equi-

pos anexos de la subestación.

APLICACIONES Y

ANALISIS DE CASOS



2

17




5.8.3.5. Las puertas deberán permanecer cerradas

en todo momento y sólo podrán ser abiertas por

personal calificado; sobre ellas deberá pintarse un

letrero con la señalización correspondiente de

acuerdo a las normas respectivas.

5.8.3.6. Los transformadores refrigerados por

aceite se colocarán sobre fosos colectores con

capacidad suficiente como para contener el aceite

del transformador de mayor potencia más el 30%

del contenido de aceite de los demás. Si se cons-

truye un foso por cada transformador, cada uno de

ellos deberá tener la capacidad correspondiente al

volumen de aceite del respectivo transformador. Si

no hay espacio suficiente para construir el o los

fosos colectores, se construirán ductos de salida

que conduzcan el aceite hacia el exterior.

5.8.3.7. En caso de no ser posible la construcción

de los fosos considerados en 5.8.3.6 el umbral de

la puerta deberá tener una altura sobre el nivel del

piso de modo tal que impida la salida al exterior

del aceite del transformador de mayor potencia, en

caso de rotura del estanque de éste o de una falla

similar. En todo caso la altura mínima debe ser de

0,10 m. La evacuación del aceite se deberá hacer

de modo de evitar la contaminación del ambienteo de napas subterráneas de agua. Se prohíbe su

evacuación a través de sistema de alcantarillado.

Dispondrá de:

• Centro de entrada de línea.

• Celdas de protección de los transformadores.

• Celdas de transformadores.

Memoria de cálculo:

Corriente nominal del primario (dos transformado-

res),

P = 1600 kVA

V = 23 kV

η = 95%

Corriente nominal del primario (un transforma-

dor),

P = 800 kVA

V = 23 kV

η = 95%

Corriente nominal del secundario,

P = 800 kVA

V = 0.38 kV

Cálculo de las protecciones de las celdas, seccio-

nes 9.2.0.2 a 9.2.0.15 de la NCh Elec 5/2001.

9.2.0.2. Todo transformador integrante de una

subestación de patio deberá tener un interruptor o

desconectador adecuado, que permita separarlo de su alimentador primario.

9.2.0.3. Cada transformador que integre una

subestación de patio deberá estar protegido en su

lado primario por una protección individual. Si se

usan fusibles como protección su capacidad nomi-

nal no deberá exceder de 1,5 veces la corriente

nominal del transformador y si se usan interrupto-

res automáticos, éstos deberán tener una capaci-

dad nominal o estar regulados a no más de 3 veces

dicho valor.

9.2.0.4. La protección prescrita en 9.0.2.3 se podrá

omitir cuando la protección del alimentador pri-

mario cumpla la exigencia hecha a la protección

individual en cuanto a su capacidad o regulación

y la longitud de éste no sea superior a 200 m.

9.2.0.5. Cuando el valor de 1,5 veces la corriente

nominal del transformador no corresponde a una

capacidad comercial del fusible se podrá instalar

la capacidad superior más próxima.

9.2.0.6. Se podrá omitir la protección individual de

un transformador siempre que la protección del

alimentador primario tenga una capacidad nomi-



2

18

nal o esté regulado a valores que no excedan los

indicados en la tabla Nº 9.27 y el secundario del

transformador tenga un dispositivo de protección

de capacidad nominal o que esté regulado a valo-

res superiores a los indicados en la citada tabla.

9.2.0.7. Se podrá omitir la protección individual

del primario de un transformador en el caso de que

éste cuente con una protección térmica de sobre-

carga coordinada por el fabricante.

9.2.0.8. Se exigirá la protección de la subestación

mediante interruptores automáticos o reconecta-

dores en aquellos casos en que las corrientes de

cortocircuitos en el secundario excedan de 30 KA.

9.2.0.9. Cuando se conecten transformadores en

paralelo se deberán disponer enclavamientos que

eviten la realimentación a través del secundario,

cuando cualquiera de los transformadores se des-

conecte de la alimentación primaria.

9.2.0.10. En subestaciones en el interior de edifi-

cios no se podrá usar como protecciones desco-

nectadores fusible del tipo intemperie.

9.2.0.11. Queda estrictamente prohibida la altera-

ción de las características de operación o regula-

ción de las protecciones así como el empleo de fusibles reparados o capacidades superiores a las

correspondientes.

9.2.0.12. De acuerdo a lo determinado por las con-

diciones de operación y uso de una subestación

para instalaciones de consumo se podrá proyectar

un esquema de protecciones primaria operado

mediante relevadores que aseguren un grado de

protección a lo menos equivalente al obtenido

mediante las protecciones exigidas en los párrafos

anteriores.

9.2.0.13. Las protecciones de una subestación inte-

rior deberán estar coordinadas con las proteccio-

nes del empalme de la Empresa Eléctrica, de modo

que actúen en forma selectiva; con este fin se debe-

rá efectuar el estudio de coordinación respectivo,

de acuerdo a los datos que deberá proporcionar la

Empresa Eléctrica.

9.2.0.14. Todos los equipos de control, protección

y operación que correspondan a una instalación de

media o alta tensión alimentados en baja tensión,

a través de transformadores de potencial, deberán

constituir un conjunto separado a fin de permitir

una operación y mantenimiento fácil y seguro, sin

necesidad de interrumpir la alimentación primaria

de la subestación.

9.2.0.15. Los tableros de baja tensión que se insta-

len en una subestación deberán cumplir las exigencias constructivas y condiciones de montaje

establecidas en la sección 6 de la norma NCh Elec

4/2001.

TABLA Nº 9.27 DE NCh Elec. 5/2001

protección primaria secundario

Impedancia del Operando Operando

Transformador Automático Fusible a más de 600 V a 600 V ó menos

0/1 x In x In Automático Fusible Automático o Fusible

x In x In x In

No más de 0,06 6 3 3 1,5 2,5

Entre 0,06 y 0,10 4 2 2,5 1,25 2,5



2

19




Descripción de las celdas:

CELDA DE ENTRADA

Seccionador tripolar de 25 kV, 300 A, con mandomanual.

CELDA DE PROTECCION

GENERAL

- Seccionador tripolar con mando manual

- Disyuntor de corte en SF6 de 300 A, (tabla 9.27),

25 kV y poder de corte de 500 MVA a 23 kV

- Barra tripolar aislada

- Barra de puesta a tierra

- Mando manual

- Bobina de disparo a 24 V c.c

- Contactos auxiliares

- Armario de protecciones indirectas para:

Sobrecorriente Cortocircuitos de fases

y homopolar

CELDA DE MEDIDA

Tres transformadores de potencial de relación de

transformación:

24 kV, 50 VA, clase 0.5

- Tres transformadores de corriente de relación

50/5 A, 25 kV, clase 0.5 y 15 VA.- Barra tripolar aislada.

- Barra de puesta a tierra.

CELDA DE SALIDA

Idéntica a la celda de entrada

CELDA DE ENTRADA

AL CENTRO DE TRANSFORMACION

- Interruptor tripolar con mando manual.

- Seccionador tripolar de puesta a tierra con

cierre brusco para 25 kV.

- Barras, pletina y cable de cobre para la puesta

a tierra de la instalación

CELDAS DE PROTECCION

DE LOS TRANSFORMADORES

- Seccionador con mando manual.

- Seccionador de puesta a tierra.

- Fusibles 25 kV/63 A (Tabla 9.27).

- Bobina de disparo de 220 V.

- Barra tripolar aislada.

- Barra de puesta tierra.

CELDAS DE TRANSFORMADORES

Transformador trifásico, refrigerado en aceite, para

servicio continuo de las siguientes características:

- P=800 kVA- Tensión nominal primaria en vacío:

23000 +/- 2.5% +/- 5% V

- Tensión nominal secundaria en vacío: 380/220 V

- Grupo de conexión: Dy11

- Nivel de aislamiento: 1,2/50 ms (125 kV) y a

50 Hz durante un minuto (50kV)

- Elementos de protección: termómetro y relé

Buchholz

EQUIPO DE MEDIDA

Un contador de energía activa simple, trifásico, 4

hilos, para conexión a transformadores de poten-

cial y corriente clase 1.



Línea de Interconexión (sección 8.2) de la NCh

Elec. 4/2003

8.2.- Disposiciones Aplicaciones a Líneas

Subterráneas de Distribución

CONDICIONES DE INSTALACION

A.- Cable monoconductor al aire; temperatura

ambiente 40ºC, temperatura de servicio del

conductor 90ºC.

(*) Esta es la única condición de servicio en

que se separan los conductores según 3 ten-

siones de servicio por esta razón los valores

de capacidad de transporte de esta columna

corresponderán a tramo de tensiones de servi-

cio 15001 a 35000 V.

B.- Tres cables monoconductores en un ducto

separado de otros, al aire; temperatura

ambiente 40ºC, temperatura de servicio del

conductor 90ºC.

C.- Tres cables monoconductores en un ducto sub-

terráneo; temperatura ambiente 20ºC, tempe-

ratura de servicio del conductor 90ºC.; factor

de carga 1,0, resistencia térmica Q=90

D.- Cable monoconductor enterrado directo en

tierra; temperatura ambiente 20ºC, temperatu-

ra de servicio del conductor 90ºC; factor de

carga 1,0, resistencia térmica Q=90

TABLA N 8.25 DE LA NCh Elec. 4/2003CAPACIDADES DE TRANSPORTE DE CORRIENTE

PARA CABLES MONOCONDUCTORES EN MT

tensión de servicio [V]

Sección 2.001 a 5.000 5.001 a 15.001 a 35.000

[mm2] 15.000

Condiciones de Instalación

A B C D A A(*) B C D

8,37 83 55 64 110 - - - - -

13,3 110 75 85 140 110 - 83 90 130

21,2 145 97 110 180 150 - 110 115 170

33,6 190 130 145 230 195 - 150 155 210

42,4 225 155 170 260 225 225 170 175 240

53,5 260 180 195 295 260 260 195 200 275

67,4 300 205 220 335 300 300 225 230 310

85 345 240 250 385 345 345 260 260 355

107 400 280 290 435 400 395 295 295 405

126,7 445 315 320 470 445 440 330 325 440

152 495

177,3 550 385 385 570 550 545 395 390 535

202,7 615

253,4 695 475 470 690 685 680 480 465 650

380,2 900 600 585 845 885 870 585 565 805

506,8 1075 690 670 980 1060 1040 675 640 930

2

20



2

22

1.- Las capacidades de transporte de corriente a

temperaturas ambientes distintas de las consi-

deradas en las tablas 8.26 y 8,27 pueden deter-

minarse a partir de la siguiente expresión:

En donde:

I 1 = Capacidad de transporte de

corriente obtenida de las tablas

I 2 = Capacidad de transporte de

corriente a la temperatura θa2

θa1 = Temperatura ambiente

indicada en tabla.

θa2 = Temperatura ambiente de

cálculo en grados C.

θc = Temperatura del conductor

en grados C.

∆ D = Pérdidas dieléctricas por

variación de temperatura.

2.- Las capacidades de transporte indicadas en

las tablas Nº 8.25 y N º 8.26 se han fijado con-

siderando que las pantallas metálicas de loscables están puestas a tierra en un solo extre-

mo, si estas pantallas se aterrizan en mas de

un punto estas capacidades de transporte

deberán corregirse tomando en cuenta el

aporte de calor producido por la corriente que

circulará en este caso por la pantalla.

Se utilizarán 3 cables monoconductores tipo ET de

42,4 mm2, 25 kV, NA 100% canalizados en ductos

de PVC. El fabricante sólo ofrece conductores de

secciones mayores o iguales a 53,5 mm2

motivo por el cual se ha seleccionado este conductor.

Cálculos:

Corriente máxima admisible para el conductor

de Media Tensión ET de 42,4 mm2, 25 kV

Según lo especificado en la sección 8.2, apartado 1

I1 = Capacidad de transporte de corriente

obtenida de las tablas = 175 AI2 = Capacidad de transporte de corriente a la

temperatura θa2

θa1 = Temperatura ambiente indicada

en tabla = 20 °C

θa2 = Temperatura ambiente de cálculo

en grados C = 40

θc = Temperatura del conductor en

grados C = 90

∆D = Pérdidas dieléctricas por variaciónde temperatura = 0

I2 = 148 A

Caída de tensión del conductor que une el cen-

tro de seccionamiento con el de transformación:

Para el conductor de media tensión ET de 42,4

mm2, 25 kV

Aplicando la fórmula

V = caída de tensión en V

I = corriente en A = 45 A

L = longitud en km = 0.1

R = resistencia del conductor

en Ω /km = 0,415X = reactancia del conductor

en Ω /km = 0,173

Cos ϕ = 0.8

Por lo tanto

V = 3,4 V lo cual significa un 0,01% de la tensión

nominal (23 kV), por lo tanto la caída de tensión es

inferior al 5 %.

Corriente de cortocircuito

Para la potencia de cortocircuito de 350 MVA,

tenemos:

Suponiendo que la línea se protege desde su iniciocon un interruptor automático con tiempo de des-

peje del cortocircuito inferior a 0,3 s se tiene que

para un conductor de cobre de 42,4 mm2, la Icc

admisible se obtiene de:

I 2= I

1——————θc — θa1 — ∆θc — θa2 — ∆

I 2= I

1——————————— = 175 =175 0,845 = 148Aθc θa1 ∆D

θc θa2 ∆D 90 40

90 20———————-

Icc = —————————350.000

3 Æ 23.000

V= I3 L (R cosϕ + Xsenϕ)



2

23




I = Corriente de cortocircuito en A

t = Duración de la corriente en segundos

K = Constante cuyo valor normal es

de 142 para el cobre

S = Sección del conductor en mm2

Por lo tanto para verificar que el conductor selec-

cionado es el apropiado se calculará la sección

mínima para un cortocircuito de estas característi-

cas.

El conductor ET de sección 42,4 mm2, 25 kV cum-

ple con los requerimientos para la instalación.

Tubería

Según sección 8.2.11 y Tablas 8.16 a 8.19 de la

NCh Elec. 4/2003

8.2.11.- Cantidad máxima de conductores en

tuberías

8.2.11.1.- La cantidad máxima de los diferentes

tipos de conductores en los distintos

tipos de tuberías se fijará de acuerdo a

lo prescrito en las tablas Nº 8.16 a Nº

8.19.

8.2.11.2.- Para fijar la cantidad máxima de con-ductores en una tubería se aceptará que

el conductor o haz de conductores,

incluyendo la aislación de cada uno de

ellos, ocupe un porcentaje de la sección

transversal de la tubería que esté de

acuerdo a lo prescrito por la tabla Nº

8.16.

8.2.11.3.- La cantidad de conductores, determina-

da de acuerdo a la tabla Nº 8.16 y sus

condiciones de aplicación, se verificarácomparando el diámetro interno de la

tubería considerada con el diámetro de

la envolvente teórica del haz de con-

ductores respectivo. La diferencia entre

ellos no deberá ser inferior a 3 mm

para los valores de las tablas Nº 8.17,

Nº 8.17a, Nº 8.18 y Nº 8.18a y de 12 m,

para la tabla Nº 8.19.

8.2.11.4.- Los valores de las tablas Nº 8.17, Nº

8.17a, Nº 8.18 y Nº 8.18a serán válidos

para tramos de tuberías de hasta 20 m

de largo, rectos o con no más de dos

curvas con una desviación total no

superior a 180º: Para tramos de distan-

cias superiores o para desviaciones

mayores a las indicadas se deberá colo-

car cajas de paso intermedias.

8.2.11.5.- En tuberías que lleven más de tres con-

ductores se deberán aplicar los factores

de corrección de capacidad de trans-

porte de corriente indicados en la tabla

Nº 8.8.

Aplicando la Tabla 8.16 en mención,

Condiciones de aplicación de la tabla Nº 8.16:

• Cuando se trata de tuberías de unión de gabine-

tes de tableros o similares, de una longitud no

superior a 1 m se podrá considerar un porcentaje de

área de hasta el 60 %.

• Cuando en el cálculo de la cantidad de conduc-

tores de un determinado tipo de tubería se obten-

gan valores decimales, sólo se aproximará al ente-

ro superior si el decimal es de 0,8 o mayor.

• Para combinación de conductores de diferentes

secciones nominales se respetarán los valores indi-

cados en la tabla Nº 8.16, usando las dimensiones

de conductores y tuberías indicadas en las tablas Nº 8.10 y Nº 8.18, respectivamente.

• Cuando el conductor de tierra forme parte del

haz de conductores deberá incluirse en el cálculo.

TABLA N°8.16PORCENTAJE DE SECCION TRANSVERSAL

DE LA TUBERIA OCUPADA POR LOSCONDUCTORES

Número de

conductores 1 2 3 ó más

Porcentaje

ocupado 50 31 35



2

24

El conductor seleccionado tipo ET, 25 kV, 42,4 mm2 tiene un diámetro exterior de 29,69 mm. La sección de

cada conductor es 692,33 mm2, por lo tanto la sección de tres conductores equivale a un área de 2.077 mm2

Aplicando la Tabla 8.19 de la NCh Eléc 4/2003

TABLA N°8.19DIMENSIONES Y PORCENTAJES DE SECCIONTRANSVERSAL PARA LOS DISTINTOS TIPOS DE DUCTOS

Diámetro Nominal Diámetro 50% 31% 35%Interno Sección Sección Sección Sección

Tipo de Ducto Transversal Transversal Transversal Transversal

t.p.p. t.a.

t.p.r. t.a.g. t.a.

c.a.g. t.p.f. [mm] [mm2] [mm2] [mm2] [mm2]

++ 1/2” 11,70 107,51 53,76 33,33 37,63

+ 1/2” 12,00 113,10 56,55 35,06 39,59

+ 16 mm 13,40 141,03 70,52 43,72 49,32

5/8” 13,88 151,31 75,65 46,91 52,96

+ 1/2” 15,76 195,08 97,54 60,47 68,28

3/4” 17,08 228,32 114,16 70,78 79,91

3/4” 20,96 345,94 172,52 106,96 120,70

1” 23,00 415,48 207,74 128,80 145,42

1” 26,64 557,39 278,70 172,79 195,09

11

/4” 29,35 976,56 338,28 209,73 236,801 1/4” 35,08 1000,90 483,52 299,62 338,28

1 1/2” 35,70 1316,40 500,45 310,30 350,34

1 1/2” 40,94 1839,85 658,20 408,08 460,74

2” 48,40 643,95

50 mm 50,00 687,23

2” 52,48 757,09

2 1/2” 62,68 1079,98

75 mm 75,00 1546,22

3” 77,92 1669,003 1/2” 90,10 2231,56

+ 4” 97,80 2618,54

+110 mm 99.40 2716,01

100 mm 100,00 2748,90

+ 4” 102,26 2874,55

+ Estos seis valores corresponden a tubería

de polietileno, tubería de PVC y tubo de acero gal-

vanizado de pared gruesa, respectivamente. Losrestantes valores corresponden a tubo de acero gal-

vanizado pared gruesa, no existiendo diferencias

notorias entre los distintos tipos.

++ Corresponde a tubo plástico flexible, las

otras medidas de este tipo de tubería se consideran

equivalentes a las del tubo de acero. Importante: Los valores que aparecen en esta tablacorresponden a las dimensiones más usuales de las tube-rías que se ofrecen en el mercado y son solo referencia-les y no deben entenderse como valores de norma parala fabricación de tuberías.



2

26

Figura 2.2. - Separador simple apropiado para ductos de 31/2 pulgadas de diámetro.

Análisis de casos: Alimentacíon de un área comercial.

Nota. Dimensiones en milímetros



2

25




Las abreviaturas utilizadas tienen los significados

siguientes:

tpp tubo de polietileno

tag tubo de acero galvanizado

tpf tubo plástico flexible

ta tubo de acero barnizado

tp tubo de PVC

cag cañería de acero galvanizado

Como solo se puede hacer uso del 35% de la sec-

ción interior de la tubería, el ducto seleccionado

para la canalización es de PVC rígido y un diáme-

tro mínimo de 31/2 ”

Canalizaciones y cámaras

Según la sección 8.3.3.5. de la norma NCh Elec.

5/2000 se puede aplicar para el diseño de las cana-

lizaciones y las cámaras lo especificado en la

norma NCh Elec 4/2001.

8.3.3.5. Tanto la alimentación en media tensión,

como la salida a la red de distribución de baja ten-

sión deberán ser canalizadas en forma subterrá-

nea, cumpliendo las exigencias establecidas para

este tipo de canalizaciones establecidas en esta

Norma y la Norma NCh Elec 4/2001, en la medida

que sean aplicables.

Según la Norma NCh Elec 4/2003 en las secciones

8.2.16.3 se establecen los parámetros para la ins-

talación y diseño de la canalización subterránea.

8.2.16.3.-Los ductos se colocarán en una zanja de

ancho y profundidad suficiente, considerando quedeberán ir cubiertos por un mínimo de 0,45 m de

tierra de relleno, exigiéndose una profundidad míni-

ma de 0,80 m en zonas de tránsito de vehículos.

El fondo de la excavación deberá emparejarse con

una capa de arena y los ductos deberán tener una

pendiente mínima de 0,25% hacia las cámaras

próximas.

8.2.16.6.-En canalizaciones formadas por varios

ductos se usarán separadores ubicados a distan-cias convenientes para facilitar la colocación de

los ductos y mantener su paralelismo. Ver Figura

2.1.

8.2.16.8.-Se aceptará una distancia máxima de

recorrido entre cámaras de 90 m, con un máximo

de dos curvas y una desviación por cada curva no

superior a 60º con respecto a la línea recta y

radios de curvatura de 10 veces el diámetro del

ducto respectivo como mínimo.

Si existen más de dos curvas o una desviación

superior a la señalada se deberá colocar cámaras

intermedias.

Figura 2.1. -Separadores de ductos en canalización subterráneas.

Análisis de casos: Alimentacíon de un área comercial



2

27




Figura 2.3. - Dibujo en corte de la subterránea de conductores.

Análisis de de casos: Alimentación en 24 kV de un área comercial.

Nota. Dimensiones en milímetros



2

28

1 1

60,0°

Canalizaci n Subterr neaC mara

Centro de Transformaci n

Centro de Seccionamiento

Figura 2.4. - Canalización y cámaras subterráneas entre centro de transformación y centro de seccionamiento.

Análisis de casos: Alimentación en 24 kV de un área comercial.



2

29




Figura 2.5. - Cámaras empleadas para la canalización subterránea de conductores.Análisis de casos: Alimentacíon 24 kV de un área comercial.



2

30

8.2.16.9.-En tramos rectos se aceptará, colocar

cámaras hasta, una distancia máxima de 120 m

entre ellas. El ducto que se utilice en estos casos

será de un diámetro mínimo de 50 mm.

Aplicando la normativa anteriormente mencionaday teniendo en cuenta los datos iniciales de la insta-

lación se puede establecer el corte característico

para la canalización y la planimetría de la línea de

interconexión.

Línea de Interconexión

La línea al poseer dos curvas y por tener una lon-

gitud superior a 90 m requiere de una cámara, la

cual se ubicará en la mitad del recorrido de lacanalización. Pero por experiencia constructiva se

sugiere colocar dos cámaras. Una, a la salida del

centro de seccionamiento, de preferencia antes de

la curva; la segunda, a la llegada al centro de

transformación, antes que se inicie la curva. No

obstante, las curvas de la canalización pueden

obviarse colocando las cámaras en el lugar de

dichas curvas; de este modo el cambio de direc-

ción lo ejecuta el cable en el interior de la cámara,

la cual debe tener las dimensiones adecuadas para

permitir el radio de curvatura del cable dado por el

fabricante.

En esta aplicación se instalarán dos cámaras de

acuerdo con lo especificado anteriormente, una a

la salida del centro de seccionamiento antes de la

curva, y la segunda a la llegada del centro de

transformación antes que se inicie la curva. Ver

Figura 2.4.

Cámaras (sección 8.2.17)

8.2.17.- Cámaras

8.2.17.1.-Las cámaras se usarán para facilitar la

colocación, mantenimiento, reparaciones, uniones

y derivaciones de los conductores y permitir los

empalmes de distintos tipos de ductos. Deberán

tener un drenaje que facilite la evacuación rápida

de las aguas que eventualmente lleguen a ellas por

filtración o condensación.

8.2.17.2.-En zonas muy lluviosas o en que existan

napas freáticas que puedan inundar las cámaras y

los ductos, el sistema deberá construirse imperme-abilizado. Si esta medida es insuficiente deberá

instalarse un sistema mecanizado de evacuación

de las aguas o utilizar conductores apropiados

para trabajar sumergidos.

8.2.17.3.-Se utilizarán los siguientes tipos de

cámaras:

a) Cámara tipo "A". Serán de dimensiones sufi-

cientes como para permitir el fácil acceso a

su interior a una persona para efectuar tra-bajos. Este tipo de cámara se usará preferen-

temente en sistemas industriales y cuando el

tamaño y el número de conductores así lo

aconsejen.

b) Cámaras tipo “B". Serán de dimensiones

tales que permitan la fácil manipulación de

los conductores, la inspección desde el exte-

rior y, eventualmente penetrar a su interior

para trabajos de guía del alambrado, ejecu-

ción de mufas de protección de derivaciones

o similares. Este tipo de cámara se usará en

instalaciones de menor envergadura que las

especificadas en 8.2.17.3 a.

c) Cámaras tipo “C”. Sus dimensiones deberán

permitir la manipulación de los conductores

y la inspección desde el exterior. Se utiliza-

rán como cámaras de paso, cámaras de

unión o derivación, en instalaciones residen-

ciales y en instalaciones de semáforos.

La cámara más adecuada para una aplicación enmedia tensión es una Tipo A, con tapa para tráfico

de tipo pesado. Ver Figura 2.5. En cada caso se

debe hacer el estudio estructural correspondiente.

También puede usarse una cámara tipo B, ya que

son sólo estos cables los que se están canalizando.



2

31




Figura 2.6. - Diagrama unifilar del sistema de la línea subterránea de

interconexión y los centros de seccionamiento y transformación.

Análisis de casos: Alimentación de un área comercial.

Diagrama unifilar

Finalmente se presenta el diagrama unifilar de la instalación concebida



3

32

CASO Nº 3. Dimensionamiento económico de

cables de alimentación de 10 subestaciones de

13,2 kV.

El procedimiento generalmente utilizado para la

selección de la sección del conductor de un cable

permite determinar la sección mínima admisible,

con lo cual se reduce al mínimo el costo de lainversión inicial en el cable. En dicho procedi-

miento no se tiene en cuenta el costo de las pérdi-

das que se producen durante la vida de servicio del

cable.

El creciente costo de la energía, junto con las altas

pérdidas de energía producidas a consecuencia de

las temperaturas de funcionamiento que permiten

los nuevos materiales aislantes (por ejemplo 90 °C

para el XLPE y el EPR), obliga en la actualidad a

considerar la selección de la sección de los cablescon unos criterios económicos más amplios. En

lugar de minimizar únicamente el costo inicial, se

debe minimizar también la suma del costo inicial y

del costo de las pérdidas a lo largo de la vida eco-

nómica del cable. Debido a esta última condición,

un cable con sección de conductor mayor que la

que se escogería sobre la base del mínimo costo

inicial, producirá unas pérdidas de energía meno-

res para la misma corriente y considerado a lo

largo de su vida económica, resultará mucho

menos caro.

Los costos de las futuras pérdidas económicas que

se producirán durante la vida económica del cable

se pueden calcular realizando las estimaciones

adecuadas del crecimiento de la carga y del costo

de la energía. La sección de conductor más econó-

mica se consigue cuando se minimiza la suma de

los costos futuros de las pérdidas de energía y el

costo inicial de compra e instalación.

El ahorro en el costo global, cuando se escoge unasección de conductor mayor que la determinada

por las limitaciones térmicas, proviene de la consi-

derable reducción del costo de las pérdidas por

efecto Joule comparado con el costo de compra.

Para los valores de los parámetros financieros y

eléctricos empleados en este desarrollo, que no son

excepcionales, el ahorro en el costo combinado de

compra y de explotación es del orden del 50%. Los

cálculos para esquemas financieros más cortos

pueden presentar un esquema similar.

CALCULO DEL COSTO TOTAL

El costo total de un cable considera su costo de ins-

talación y de explotación durante su vida econó-

mica, expresado en valores presentes, se calcula

de la siguiente manera:

donde

CI es el costo de la longitud de cable instalado, $

CJ costo en valor presente de las pérdidas por efecto

Joule, $.

Evaluación de CJ

El costo debido a las pérdidas se compone de dos

partes:

a. Gastos de energía b. Gastos debidos a la capacidad de

suministro adicional requerido para

cubrir las pérdidas.

a. Costos debidos a los gastos de energía.

donde

Imáx es la máxima carga del cable durante el

primer año, A.

l es la longitud del cable.

R es la resistencia en c.a. del conductor, Ω/m

Np es el número de conductores de fase por

circuito.

Nc es el número de circuitos que transportan

una carga del mismo valor y tipo.

T es el tiempo de funcionamiento al máximo

de pérdidas por efecto Joule, h/año.

Si se conoce el factor de carga de las pérdidas m y

se puede suponer que es constante durante la vida

económica, entonces:

T = 8.760

APLICACIONES Y

ANALISIS DE CASOS

COSTO TOTAL = CT = CI + CJ [ ]S\\

= (I2

m x Æ R Æ l Æ N

p Æ N

c) T



3

33




donde

P el costo de un watt-hora de energía al nivel de

tensión considerado, $/Wh

b. Costos debido a la capacidad de suministro

adicional

El costo de la capacidad de suministro adicional

para compensar estas pérdidas es:

donde

D es el costo anual para cubrir estas pérdidas,

$/W año

El costo total de las pérdidas del primer año es por

lo tanto:

Si los costos se pagan al f inal del año, su valor pre-

sente en la fecha de la compra de la instalación es:

donde

i es la tasa de descuento, sin incluir el efecto de

la inflación, %

Análogamente, el valor presente de los costos de

energía durante N años de explotación, depreciado

a la fecha de compra es:

Q es un coeficiente que tiene en cuenta el

aumento de carga, el aumento del costo de

energía a lo largo de N años y la tasa de des-

cuento

donde

a es el aumento anual de carga, %

b es el aumento anual del costo de

energía, sin incluir el efecto de la

inflación, %

Cuando se requieren varios cálculos que implican

distintas secciones de conductor, resulta ventajoso

expresar todos los parámetros excepto a la corrien-

te y la resistencia del conductor con un coeficienteF, siendo:

Los costos totales vienen dados por:

DETERMINACION DE LAS SECCIONES

ECONOMICAS DEL CONDUCTOR

Primera aproximación: margen de corrientes

económicas para cada conductor en una serie de

secciones.

Todas las secciones de conductores tienen unos

márgenes de corrientes económicas para unas con-

diciones de instalación dadas. Los límites superior e inferior del margen económico para una sección

de conductor están dados por:



3

34

θm es la temperatura del conductor

S sección del conductor en mm2

Se puede ajustar un modelo lineal a los valores de

costo inicial para el tipo de cable y de instalación bajo consideración, entonces:

donde

A componente variable del costo, relativa a

la sección del conductor, $/m.mm2

C componente constante del costo, $/m

l longitud del cable, m

La sección óptima Sec (mm2) puede ser obtenida

igualando a cero la derivada respecto a S de la

ecuación del costo total, dando:

EJEMPLO PRACTICO

Hay que dimensionar un circuito de cable a 6,9 kV

para alimentar diez subestaciones de 6,9 kV/0,38 kVigualmente espaciadas a lo largo de la ruta desde

una subestación 110 kV/6,9 kV. Véase Figura 3.1 .

(Sólo hay un circuito trifásico por lo que Nc = 1 y

Np=3).

Los valores horarios de corriente Imax durante el

primer año para cada segmento se muestran en

tabla 3.1.

donde

CI costo de longitud de cable instalado cuya sec-

ción de conductor se está considerando, $.R resistencia del conductor que se está conside-

rando, Ω/m.

CI1 costo de longitud de cable con sección normali-

zada inmediatamente inferior instalado, $.

R 1 resistencia en c.a por unidad de longitud de la

sección de conductor normalizado inmediata-

mente inferior, Ω/m.

CI2 costo de longitud de cable con sección normali-

zada inmediatamente inferior instalado, $.

R 2 resistencia en c.a por unidad de longitud de la

sección de conductor normalizado inmediata-

mente inferior, Ω/m.

Segunda aproximación: sección económica de

conductor para una carga dada.

La sección de conductor económica Sec es la sec-

ción que minimiza la función del costo total:

donde

ρ20 resistividad en cc del conductor, Ωm

y p, ys factores de efectos superficial y de proximi-

dad

λ1, λ2 factores de pérdidas en las cubiertas metáli-cas y armaduras

a20 coeficiente de variación de la resistividad del

material del conductor en función de la tem-

peratura a 20°C

CT(s) = CI(s) + I 2m x

ÆR(s) ÆL Æ F

R(s) = ————————————————ρ20 ÆB[1 +a

20(θm — 20)]

S

‰m[ / ]

B = (1 + y p + y

s ) x(1 + λ

1 + λ

2)

CI (s) = 1 (A x S + C)

Sec = 1000 Æ —————————————————————I 2m x ÆF Æρ20 ÆB Æ [1 + a

20 Æ (θ

m — 20 )]

A[ ]0,5

[mm2]

TABLA N°3.1

VALORES DE CORRIENTE PORSEGMENTO DE RUTA

———————————CI

2 — CI

F ÆL Æ(R — R2)

Límite inferior de Imax=

Límite superior de Imax=

Segmento Corriente [A]

1 160

2 144

3 128

4 112

5 96

6 807 64

8 48

9 32

——————————CI — CI

1

F ÆL Æ(R1 — R )



3

35




TABLA 3.2. DATOS FINANCIEROS

Vida económica N 30 años

Tiempo de funcionamiento a pérdidas máximas T 4380 h/año

Precio de las pérdidas por efecto Joule al final del primer año a 13,2 kV P 23,9 x 10-3 $/Wh

Gastos debido a las pérdidas D 0,96 $/Wh. año

Para este ejemplo, el coeficiente de dicha parte de los costos de

instalación que depende la sección del conductor, se ha calculado que será: A 226,92 $/m.mm2

Aumento anual de la carga a 0,5 %

Aumento anual del costo de la energía b 2 %

Tasa anual de descuento i 10 %

Figura 3.1. - Diagrama del Sistema.

Análisis de casos: Optimización económica de conductores



3

36

DATOS DE LOS CABLES

Para los fines de este ejemplo se ha supuesto un cable monopolar de 8 kV. Las resistencias en CA de los

conductores a 20°C se dan en la Tabla 3.3, junto con los datos financieros. La capacidad de transporte en

régimen permanente, para una temperatura máxima admisible en el conductor de 90 °C, en caso de una ins-

talación en ducto con temperatura del terreno de 20°C está dada en la Tabla 3.3.

Cálculo de las cantidades auxiliares

6 13,3 90 1,335 13.230 7.115 20.345

4 21,2 115 0,847 14.767 7.115 21.882

2 33,6 155 0,544 17.180 7.500 24.680

1 42,4 175 0,440 18.892 7.500 26.392

1/0 53,5 200 0,358 21.052 8.600 29.652

2/0 67,4 230 0,296 23.757 8.600 32.357

3/0 85 260 0,247 27.182 9.175 36.357

4/0 107,2 295 0,209 31.501 12.375 43.876

250 126,7 325 0,188 35.295 13.300 48.595

300 151,3 358 0,169 40.082 13.300 53.382350 177,3 390 0,156 45.141 13.300 58.441

400 202,7 428 0,147 50.084 13.300 63.384

500 253,2 465 0,134 59.910 13.300 73.210

TABLA 3.3 DETALLE DEL CABLE

Corriente Resistencia

A WG mm2 Máxima 20° C Cable Tendido Total

A Ω /km $/m $/m $/m

sección conductor costos

r = ————————————————————[1 + (0,5/100)]2 Æ [1 + (2/100)]

1 +(10/100)

Q = ———————————— = 13,551- 0,9365730

1- 0,93657

F = —————————————————————3 Æ1 Æ (4380 Æ23,89 Æ10-6 + 0,96 )Æ 13,58

1 +10

100( / )



3

37




CALCULO EMPLEANDO EL METODO DE LOS MARGENES

DE CORRIENTES ECONOMICAS

Cálculo del margen de corrientes económicas para una sección de conductor de 85 mm2 (3/0 AWG).

Los límites superiores de corrientes para un conjun-

to de secciones de conductores normalizados, cuan-

do se instalan bajo las condiciones supuestas para

este ejemplo, se han obtenido de modo similar.

Puesto que el límite inferior de corriente para una

sección dada es también el límite superior del con-

ductor de sección inmediatamente inferior, los valo-

res calculados se pueden expresar como márgenes

de corrientes según se expresa en la Tabla 3.4.

El efecto de un cambio en la sección del conductor

sobre los costos totales, cuando el cable transporta

una corriente dada, se muestra en la Figura 3.2.

Aquí se han conservado el cable y los parámetros

financieros de este ejemplo, pero se ha supuesto

una carga fija, Imáx de 200 A. Se puede ver que,

en la región de la sección más económica, la elec-

ción de la selección del cable no influye sensible-

mente en los costos totales. Sin embargo, la reduc-

ción de los costos, comparados con los basados en

el empleo de una sección escogida por considera-

ciones térmicas, es significativa.

Selección de una sección de conductor económi-ca para cada segmento.

De los márgenes de corrientes económicas ante-riormente tabuladas es posible seleccionar una

sección de conductor apropiada para cada uno de

los segmentos de ruta del cable, basado en cada

valor de Imáx durante el primer año. Las secciones

de conductores así seleccionadas para cada seg-

mento se dan en la Tablas 3.5 y 3.6 junto con los

costos calculados por medio de las ecuaciones

anteriormente presentadas. A continuación se ilus-

tra un ejemplo de cálculo de costos.

Para el segmento 1, Imáx es de 160 A

La sección de conductor económica seleccionada

de la Tabla 3.4 es de 85 mm2, y tiene un margen

de corrientes económicas de 144 a 225 A.

TABLA 3.4MÁRGENES DE CORRIENTES ECONOMICAS

PARA SECCIONES DE CONDUCTORESDE CABLES DESDE 13,3 MM2 (6 AWG)

HASTA 253,2 MM2 (500 MCM)

Sección Margen de

nominal corrientes

mm2 A

13,3 - 28

21,2 28 49

33,6 49 65

42,4 65 101

53,5 101 106

67,4 106 144

85 144 225

107,2 225 240

126,7 240 257

151,3 257 310177,3 310 391

202,7 391 440

253,2 440 -



3

38

S e g m e n

t o

T o

t a l e s

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 0

C a r g a I m á x [ A ]

1 6 0

1 4 4

1 2 8

1 1 2

9 6

8 0

6 4

4 8

3 2

1 6

C a

b l e S

e c c i ó n ( m m 2 )

8 5

6 7 , 4

6 7 , 4

6 7 , 4

4 2 , 4

4 2 , 4

3 3 , 6

2 1 , 2

2 1 , 2

1 3 , 3

C a p a c i d a d

2 6 0

2 3 0

2 3 0

2 3 0

1 7 5

1 7 5

1 5 5

1 1 5

1 1 5

9 0

d e c a r g a [ A ]

C o s t o p o r

s e g m e n t o y t o t a

l

C a b l e [ $ ]

1 3 . 5 9 0 . 7 5 0

1 1 . 8 7 8 . 4 4 6

1 1 . 8 7 8 . 4 4 6

1 1 . 8 7 8 . 4 4 6

9 . 4 4 6 . 1

9 6

9 . 4 4 6 . 1 9 6

8 . 5 9 0 . 0 4 4

7 . 3 8 3 . 6 4 8

7 . 3 8 3 . 6 4 8

6 . 6 1 5 . 0 5 7

9 8 . 0 9 0 . 8 7 7

T e n d i d o [ $ ]

4 . 5 8 7 . 5 0 0

4 . 3 0 0 . 0 0 0

4 . 3 0 0 . 0 0 0

4 . 3 0 0 . 0 0 0

3 . 7 5 0 . 0

0 0

3 . 7 5 0 . 0 0 0

3 . 7 5 0 . 0 0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3 9 . 4 1 0 . 0 0 0

C I [ $ ]

1 8 . 1 7 8 . 2 5 0

1 6 . 1 7 8 . 4 4 6

1 6 . 1 7 8 . 4 4 6

1 6 . 1 7 8 . 4 4 6

1 3 . 1 9 6 . 1

9 6

1 3 . 1 9 6 . 1 9 6

1 2 . 3 4 0 . 0 4 4

1 0 . 9 4 1 . 1 4 8

1 0 . 9 4 1 . 1 4 8

1 0 . 1 7 2 . 5 5 7

1 3 7 . 5 0 0 . 8 7 7

C J [ $ ]

1 2 . 3 2 3 . 9 3 2

1 1 . 9 7 0 . 8 4 2

9 . 4 5 8 . 4 4 3

7 . 2 4 1 . 6 2 1

7 . 9 1 5 . 3

2 3

5 . 4 9 6 . 7 5 2

4 . 3 5 2 . 9 8 8

3 . 8 0 9 . 0 8 9

1 . 6 9 2 . 9 2 8

6 6 7 . 0 3 5

6 4 . 9 2 8 . 9 5 3

C T [ $ ]

3 0 . 5 0 2 . 1 8 2

2 8 . 1 4 9 . 2 8 8

2 5 . 6 3 6 . 8 8 9

2 3 . 4 2 0 . 0 6 7

2 1 . 1 1 1 . 5 1 9

1 8 . 6 9 2 . 9 4 8

1 6 . 6 9 3 . 0 3 2

1 4 . 7 5 0 . 2 3 7

1 2 . 6 3 4 . 0 7 6

1 0 . 8 3 9 . 5 9 2

2 0 2 . 4 2 9 . 8 3 0

T A B L A 3

. 5

C A R G A E C O N O M I C A D E C O

N D U C T O R E S ( S e c c

i ó n

E c o

n ó m

i c a

)



3

39




T A B L A 3 . 6

. C A R G A E C O N O M I C A D E C

O N D U C T O R E S ( S e c c

i ó n

T é

r m i c a

)

S

e g m e n

t o

T o

t a l e s

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 0

C a r g a I m á x [ A ]

1 6 0

1 4 4

1 2 8

1 1 2

9 6

8 0

6 4

4 8

3 2

1 6

C a

b l e S e c c i ó n ( m m 2 )

4 2 , 4

3 3 , 6

3 3 , 6

2 1 , 2

2 1 , 2

1 3 , 3

1 3 , 3

1 3 , 3

1 3 , 3

1 3 , 3

C a p a c i d a d d e c a r g a

1 7 5

1 5 5

1 5 5

1 1 5

1 1 5

9 0

9 0

9 0

9 0

9 0

C o s t o p o r s e g m e n t o

y t o t a

l

C a b l e [ $ ]

9 . 4 4 6 . 1 9 6

8 . 5 9 0 . 0 4 4

8 . 5 9 0 . 0 4 4

7 . 3 8 3 . 6 4 8

7 . 3 8 3 . 6

4 8

6 . 6 1 5 . 0 5 7

6 . 6 1 5 . 0 5 7

6

. 6 1 5 . 0 5 7

6 . 6 1 5 . 0 5 7

6 . 6 1 5 . 0 5 7

7 4 . 4 6 8 . 8 6 5

T e n d i d o [ $ ]

3 . 7 5 0 . 0 0 0

3 . 7 5 0 . 0 0 0

3 . 7 5 0 . 0 0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3 . 5 5 7 . 5

0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3

. 5 5 7 . 5 0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3 . 5 5 7 . 5 0 0

3 6 . 1 5 2 . 5 0 0

C I [ $ ]

1 3 . 1 9 6 . 1 9 6

1 2 . 3 4 0 . 0 4 4

1 2 . 3 4 0 . 0 4 4

1 0 . 9 4 1 . 1 4 8

1 0 . 9 4 1 . 1

4 8

1 0 . 9 4 1 . 1 4 8

1 0 . 9 4 1 . 1 4 8

1 0

. 9 4 1 . 1 4 8

1 0 . 9 4 1 . 1 4 8

1 0 . 9 4 1 . 1 4 8

1 1 4 . 4 6 4 . 3 2 0

C J [ $ ]

2 1 . 9 8 7 . 0 0 8

2 2 . 0 3 7 . 0 0 0

1 7 . 4 1 1 . 9 5 1

2 0 . 7 3 8 . 3 7 3

1 5 . 2 3 6 . 3

5 5

1 6 . 6 7 5 . 8 8 1

1 0 . 6 7 2 . 5 6 4

6

. 0 0 3 . 3 1 7

2 . 6 6 8 . 1 4 1

6 6 7 . 0 3 5

1 3 4 . 0 9 7 . 6 2 6

C T [ $ ]

3 5 . 1 8 3 . 2 0 4

3 4 . 3 7 7 . 0 4 4

2 9 . 7 5 1 . 9 9 5

3 1 . 6 7 9 . 5 2 1

2 6 . 1 7 7 . 5

0 3

2 7 . 6 1 7 . 0 2 9

2 1 . 6 1 3 . 7 1 2

1 6

. 9 4 4 . 4 6 5

1 3 . 6 0 9 . 2 8 9

1 1 . 6 0 8 . 1 8 3

2 4 8 . 5 6 1 . 9 4 6



3

40

Los costos para cada segmento de ruta se resumen

en la Tabla 3.3Sección de los conductores basado en la máxima

carga – Selección realizada con los valores tér-

micos nominales.

La sección del conductor del cable para cada seg-

mento se escoge para poder transportar la máxima

carga prevista para el último año de vida económi-

ca sin superar la máxima temperatura admisible

del conductor.

Para el segmento 1:

Imáx (primer año) = 160 A

Máxima corriente

en el último año = 160x [1+(0,5/100)]30-1

= 160 x 1,1556

= 185 A

La capacidad de transporte de corriente requerida

(factor de carga del 100%) para el año final no

será inferior a:

185/1,11 = 167 A

donde 1,11 es el factor de máxima corriente

cíclica.

Según la Tabla 3.4 la sección del conductor reque-

rida es de 42,4 mm2.

El costo del segmento 1 durante el período de 20

años se obtiene de la ecuación:

La comparación con el costo para el presente seg-

mento cuando se emplea la sección del conductor

económica, muestra que el ahorro de costo para

este segmento es:

(35.183.204 - 30.502.182) x 100/35.183.204 = 13%

Se han realizado cálculos similares empleando

secciones basadas en la máxima capacidad térmica

de transporte de corriente para todos los segmen-

tos y se dan en la Tabla 3.4 El ahorro total para los

diez segmentos es del 19%.

CT = 26.392 Æ 500 + 1602 Æ(0,247/100)Æ 500 Æ 3.954, CT = 13.196.196 + 21.978.008

CT = 35.138.204

200

180

160

140

120

100

80

60

C o s

t o [ $ / m ]

40

20

0

0 50 100 150 200 250 300

S e c c i ó n e c o n ó m i c a

S e c c

i ó n t é r m i c a

CT = 36.357 Æ 500 + 1602 Æ(0,247/100)Æ 500 Æ 3.954,

CT = 18.178.250 + 12.323.932CT = 30.502.182

Figura 3.2. - Sección térmica y sección económica de un conductor.Análisis de casos: Optimización económica de conductores.

Sección (mm2)



MALLAS DE

TIERRA



PN

Adaptación y traducción de la publicación N° 119 de la Copper Development

Association, Inglaterra “Earthing Practice”, efectuada por el Ingeniero Civil Electricista,

Nelson Morales Osorio, Profesor Asistente del Departamento de Ingeniería Eléctrica y Asesor

del Programa de Investigaciones en Energía (PRIEN), Universidad de Chile, Santiago de Chile.

Registro de Propiedad Intelectual

Inscripción N° 127.374

ISBN: 956-7776-13-X

Primera Edición 1999

Santo Domingo 550, Piso 2

Santiago de Chile

Fonos: 632 2520 - Fax: 638 1200

www.procobre.cl



1

INDICE

1. NORMAS Y MARCO LEGAL.....................................................................................................................2

2. METODOS DE PUESTA A TIERRA ....................................................................................................3

2.1 Puesta a tierra de sistemas de bajo voltaje. .....................................................................................3 2.1.1 Opciones para conexión a tierra en bajo voltaje. .................................................................................... 3

2.1.2 Conexión equipotencial . ........................................................................................................................... 6 2.1.3 Sistema de protección para remover condición de falla. ........................................................................ 6

3. MEDICION DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO...............................................................................7

3.1 Configuración de electrodos para medida. .......................................................................................7 3.2 Sondeo Eléctrico Vertical. ..............................................................................................................8 3.3 Interpretación de las curvas de resistividad aparente .......................................................................8 3.3.1 Método de los quiebres de curvas de resistividad . ................................................................................... 8

3.3.2 Método de Curvas Patrón.......................................................................................................................... 8

3.4 Resistividad equivalente del terreno................................................................................................9

4. CONDUCTORES DE TIERRA. ..............................................................................................................10

4.1 Conductor de protección de circuito. ............................................................................................10 4.1.1 Conductores de conexión........................................................................................................................ 10

4.2 Electrodos de tierra. .......................................................................................................................11 4.2.1 Barras ...................................................................................................................................................... 11

4.2.2 Placas....................................................................................................................................................... 12

4.2.3 Electrodos horizontales. ......................................................................................................................... 12

4.2.4 Mallas de tierra ........................................................................................................................................ 13

4.2.5 Electrodo activo ....................................................................................................................................... 15

4.3 Dimensionamiento de los conductores .........................................................................................16 4.3.1 Conductores de servicio y de protección................................................................................................. 16

4.3.2 Valor mínimo de la sección de los electrodos de tierra. ........................................................................ 17

5. METODOS DE INSTALACION. .............................................................................................................18

5.1 Barras............................................................................................................................................18 5.2 Planchas. .......................................................................................................................................19 5.3 Electrodos horizontales. .................................................................................................................19 5.4 Conexiones.....................................................................................................................................19 5.4.1 Conexiones mecánicas............................................................................................................................ 19

5.4.2 Conexiones bronceadas .......................................................................................................................... 19

5.4.3 Uniones exotérmicas............................................................................................................................... 19

5.4.4 Conexiones soldadas en forma autógena............................................................................................... 20

5.4.5 Capacidad de transporte de corriente de falla. ...................................................................................... 20

5.5 Relleno...........................................................................................................................................20 5.5.1 Bentonita ................................................................................................................................................. 20

5.5.2 Yeso .......................................................................................................................................................... 21

5.5.3 Aporte de sales “gel” ................................................................................................................................ 21

6. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA..................................................................21

7. MEDICION DE LA IMPEDANCIA DE ELECTRODOS DE TIERRA. ......................................................23

8. COMPORTAMIENTO DE ELECTRODOS DE TIERRA ..........................................................................25

8.1 Efecto de incremento de la profundidad de enterramiento de una barra vertical en suelo uniforme. ..25 8.2 Efecto de un incremento de longitud de un conductor horizontal....................................................26 8.3 Efecto de incremento de la longitud del lado de una malla de tierra cuadrada ...................................27 8.4 Efecto de aumento del radio de un electrodo de sección circular. .....................................................27 8.5 Efecto de profundidad de enterramiento..........................................................................................27 8.6 Efecto de proximidad de electrodos. ................................................................................................27



2

MALLAS DE TIERRA

1. NORMAS Y MARCO LEGAL

Las normas proporcionan los límites de diseño que se deben satisfacer y explican cómo los sistemas de puesta a tierra

se pueden diseñar para ajustarse a ellos. Incluyen formulaciones para realizar los cálculos necesarios o una guía detallada

sobre aspectos prácticos.

Los sistemas de puesta a tierra deben ser diseñados para asegurar que, durante una falla a tierra, los potenciales tanto

en el terreno como en los conductores conectados al electrodo de tierra o en los conductores expuestos en la vecindad,

están bajo los límites apropiados.

En nuestro país, dentro de las normas técnicas eléctricas vigentes, aquellas que se refieren especí ficamente al tema

son :

• NSEG 5 E.n. 71 Instalaciones eléctricas de corrientes fuertes.

Capítulo III, Protecciones de las instalaciones.

• NSEG 20 E.p. 79 Electricidad, Subestaciones transformadorasinteriores. Punto 10 Puesta a tierra.

• NCh Eléc. 4/84 Electricidad. Instalaciones interiores en baja tensión.Punto 10 Puesta a tierra.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles fiscaliza el cumplimiento de las disposicionescontenidas en la reglamentación citada.

A nivel internacional, es muy conocido y empleado, el grupo de estándares del Institute of Electrical andElectronical Engineering (IEEE) :

ANSI / IEEE Standard 80-1986IEEE Guide for safety in ac substation grounding.

ANSI C114.1-1973 / IEEE Standard 142-1972IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems.

ANSI/IEEE Std. 81: 1983, Guide for measuring Earth Resistivity, Ground Impedance and Earth SurfacePotentials of a Ground System.



3

2. METODOS DE PUESTA A TIERRA

La función del sistema de puesta a tierra es doble:

• proporcionar un camino definido de regreso a la fuente de energía y con impedancia suficientemente baja, víalos conductores de tierra, de tal modo que ante el evento de una falla a tierra de un conductor activo, fluya

por una ruta predeterminada una corriente suficiente, que permita operar al dispositivo de protección delcircuito.

• limitar a un valor seguro la elevación de potencial en todas las estructuras metálicas a las cuales tienennormalmente acceso personas y animales, bajo condiciones normales y anormales del circuito.

Los voltajes de seguridad, V s, establecidos por el reglamento chileno son :

65 Volts en ambiente seco o de bajo riesgo eléctrico24 Volts en ambiente húmedo o de alto riesgo eléctrico

Considerando como In la corriente nominal del dispositivo automático protector del circuito, el valor deresistencia de puesta a tierra requerido para controlar que en todas las estructuras metálicas no se superen estos

voltajes de seguridad, es :

Por ejemplo, en un recinto seco, donde la instalación eléctrica está protegida por un automático de 10 A, laresistencia de puesta a tierra de dicha instalación debe ser 2,6 Ohms. Este es un valor relativamente difícil deconseguir con electrodos simples. Existen tres formas para enfrentar el problema, que pueden complementarseentre sí :

• aumentar artificialmente los voltajes tolerables, (mediante una operación más rápida del dispositivo protector,

o aplicando elementos de seguridad adicionales, por ejemplo un piso más resistivo),

• utilizar mallas de tierra o electrodos especiales, que permitan alcanzar un valor menor de resistencia depuesta a tierra,

• mejorar localmente la resistividad del terreno, con el mismo propósito anterior.

2.1 Puesta a tierra de sistemas de bajo voltaje

El principio subyacente es tomar primero todas las precauciones razonables para evitar un contacto directo

con las partes eléctricas vivas y, en segundo lugar, proporcionar medidas de protección contra contactosindirectos. Esto último implica puesta a tierra, conexión equipotencial efectiva y un sistema de protección queremueva la condición de falla.

2.1.1 Opciones para conexión a tierra en bajo voltaje.

Los métodos para efectuar una conexión a tierra en bajo voltaje reciben definiciones estándar. Cada uno seidentifica por un código que contiene las siguientes letras :

T : tierra, conexión directa a tierra.

N : neutro

C : combinada S : separada

Rpt =V s

2,5 I n [Ohms]



4

2.1.1.1 Sistema tipo TN-S.

En este tipo, el neutro de la fuente tiene un único punto de conexión a tierra en el transformador dealimentación.

Figura 1 Sistema TN-S típico. Fuente puesta a tierra en único punto

Los cables de alimentación tienen neutro separado del conductor de tierra de protección. Generalmente elconductor de neutro es un cuarto conductor y el conductor de tierra es la vaina o cubierta protectora (conductorPE).

2.1.1.2 Sistema tipo TN-C-S.

En este tipo, el neutro de la alimentación se pone a tierra en varios puntos. El cable de alimentación tieneuna pantalla metálica externa que combina neutro y tierra, con una cubierta de PVC (se denominan cables CNE).

Figura 2

Alimentación Tn-C-S típica (tierra protectora múltiple) Neutro puesto a tierra por el proveedor en varias ubicaciones.

Envoltura provista con un terminal de tierra conectado a neutro de servicio

La alimentación en el interior de la instalación del cliente debiera ser TN-S, es decir, el neutro y la tierraseparados, conectados sólo en la posición de servicio.

Este sistema no es reglamentario en nuestro país: no está autorizado.

2.1.1.3 Sistema tipo PNB.

Este es una variación del sistema TN-C-S en que el cliente dispone de un terminal de tierra conectado alneutro de la alimentación pero el neutro se conecta a tierra en un único punto, normalmente cerca del puntode alimentación al cliente. Se reserva el uso de este arreglo cuando el cliente tiene un transformador particular.

CABLE DESERVICIOCON NEUTRO

Y TIERRA SEPARADOS

TERMINACIONDE SERVICIODEL CLIENTE

TERMINALDE TIERRA DEL CLIENTE

TIERRA DE LA DISTRIBUIDORA

CABLE DE ALIMENTACIONCON NEUTRO Y TIERRA SEPARADOS (4 CONDUCTORES)S.N.E

PNE

P1

P2

N

E

P3 N

P

CABLE DESERVICIOCON NEUTRO

Y TIERRA COMUN

CONEXION DENEUTRO A TIERRA DE DISTRIBUIDORA

AL EXTREMODEL ALIMENTADOR


TIERRA DE LA DISTRIBUIDORA

CABLE DE ALIMENTACIONCON NEUTRO Y TIERRA COMUN (3 CONDUCTORES)C.N.E

P1

P

PNE

P2

NE

P3



5

Figura 3 Sistema PNB típico.

Cliente tiene transformador propio

2.1.1.4 Sistema tipo TT.

Este en un sistema donde la alimentación se pone a tierra en un único punto, pero la instalación del cliente,la pantalla del cable y las partes metálicas expuestas están conectadas a tierra vía un electrodo separado, que esindependiente del electrodo de alimentación.

CONEXION DE NEUTROCON TIERRA EN UNUNICO PUNTO.TIERRA DE LA

DISTRIBUIDORA

TERMINACIONDE SERVICIO AL CLIENTE


CABLE CON NEUTRO Y TIERRA COMUN (3 CONDUCTORES)C.N.E.

P1

P1

P2

P3

N

E

P2

N

P3

Figura 4

Sistema TT típico. La alimentación se pone a tierra en un punto.

Cliente proporciona tierra propia que es independiente de la tierra de la alimentación

2.1.1.5 Sistema tipo IT.

Este es un sistema que no tiene conexión directa entre partes vivas y tierra pero con las partes conductivasexpuestas de la instalación conectadas a tierra.

SIN CONEXION ENTRELA TIERRA DE LA RED Y LA TIERRA DEL CLIENTE

TERMINALDEL CLIENTE

EMPALME DE SERVICIO

CABLE DE ALIMENTACIONCON NEUTRO Y TIERRA SEPARADOS (4 CONDUCTORES)S.N.E

P1

N

E N P

P

P2

N

E

P3

Figura 5 Sistema IT típico.

Fuente aislada de tierra o conectada a tierra a través de alta impedancia.Todas las partes conductivas expuestas de la instalación se conectan a una tierra independiente.

TRANSFORMADOR CON DOBLE

AISLACION

ELECTRODO DETIERRA DELCLIENTE

P

N

N

E P



6

2.1.2 Conexión equipotencial.

Consiste en establecer una conexión conductiva directa entre la tierra de protección y todos los elementos

conductores expuestos que pudieran quedar energizados bajo una condición de falla.

Figura 6

A

B

CN

GG

6

6

5

5

3

3

4

1

1

2

2

Conexión equipotencial 1,2,3,4: carcasas o estructuras metálicas 5: conductores de conexión equipotencial

6: malla de tierra

La conexión conjunta de todas las estructuras metálicas normalmente expuestas, y la conexión de éstas al

terminal de tierra, previene la posibilidad de una diferencia de potencial peligrosa que surja entre conductores

adyacentes ya sea bajo condiciones normales o anormales.

2.1.3 Sistema de protección para remover condición de falla.

Se puede usar un detector de fuga a tierra y un interruptor. El dispositivo que incluye ambas funciones se

conoce como dispositivo de corriente residual o interruptor diferencial. Esto último porque la unidad opera

detectando el residuo, o diferencia, entre la corriente que sale y la que entra a la fuente de alimentación.

Cuando la corriente residual excede un valor predeterminado, el contacto abre. La unidad puede ser diseñadapara ser ultrasensible con muy alta velocidad de operación para uso en situaciones especiales, por ejemplo, hos-

pitales. Para aplicaciones domiciliarias se emplea unidades con 10 mA — 30 mA de nivel máximo de diferencia.

BARRA DE TIERRA

DEL CLIENTE O

TERMINAL

DE TIERRA DE

DISTRIBUIDORA

P N E

BOBINAS

BALANCEADAS

CARGA

RESISTOR

BOTON DE

PRUEBA

BOBINA SENSORA

LLEGADA DE LA

ALIMENTACION

P NBOBINA DE ACCIONAMIENTO

Figura 7 Detector de corriente residual

Los detectores de corriente residual se usan extensivamente en conjunto con protección convencional, talescomo fusibles o interruptores de sobre-corriente.



7

La resistividad del terreno es de importancia decisiva en el diseño de una puesta a tierra y la única forma deconocerla con exactitud es mediante medidas directas de campo. Se considera al terreno formado por capas oestratos homogéneos, de resistividad uniforme y espesor fijo.

3. MEDICION DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO

Figura 8Terreno multiestratificado

3.1. Configuración de electrodos para medida

Una configuración básica de medida es la configuración de Schlumberger.

p1

p2

p3

pn

h1

h2

h3

hn ∞

C1 P1

nssns

L L

C2P2

V

I

Figura 9

Configuración de Schlumberger

Los cuatro electrodos, tipo barra corta, se ubican en línea recta, cada par (potencial y corriente)simétricamente ubicados con respecto al centro de medición elegido. Los electrodos se ubican a distanciasrelativamente grandes comparadas con la profundidad de enterramiento, de modo de suponerse a éstos como



8

fuentes puntuales de corriente.Esta configuración conduce a la determinación de una «resistividad aparente», ρ

a , que se define como aquélla

correspondiente a un terreno homogéneo en el cual, para la disposición dada de electrodos e igual magnitud decorriente inyectada al medio, se produce una misma elevación de potencial medida en el terreno no homogéneo.Siendo «s» la separación entre electrodos de potencial y «L» la distancia del centro de medición a cada electrodode corriente, la resistividad aparente medida resulta :

El comportamiento de ρa con la separación de los electrodos proporciona una guía para la determinación de

las características de resistividad del terreno.

3.2. Sondeo Eléctrico Vertical

El centro y el eje de medición se mantienen fijos mientras se aumenta la separación entre electrodos decorriente. Se grafica una curva de resistividad aparente en función de la separación de los electrodos. Su finalidades la determinación del número de capas del subsuelo, espesor y resistividad eléctrica de las mismas.

3.3. Interpretación de las curvas de resistividad aparente

3.3.1. Método de los quiebres de curvas de resistividad .

En general, las curvas de resistividad aparente se aproximan en forma asintótica a los valores de resistividadde la primera y última capa. El número de capas o estratos a que puede asimilarse el terreno se determina por elnúmero de puntos de inflexión que posee la curva de resistividad aparente, aumentado en uno.

3.3.2. Método de Curvas Patrón.

La curva de sondeo eléctrico con una configuración electródica determinada, para un modelo geoeléctricodefinido, es una función analítica conocida y existen numerosas curvas teóricas de resistividad llamadas «Curvas

Patrón», que contemplan combinaciones de capas de diferentes resistividades y espesores.

El problema inverso, dada una curva de sondeo eléctrico vertical obtenida mediante medidas de campo,deducir y conocer la estructura geoeléctrica que la ha producido, no tiene solución única. En la práctica,suponiendo que a cada curva de campo le corresponde una única estructura, se compara la curva de campo conlas curvas de resistividad aparente patrón. Si se obtiene un calce perfecto entre la curva de terreno y una curvapatrón, se supone que la estructura del terreno es idéntica a la teórica. Las curvas se construyen en papel bi-logarítmico y están normalizadas, con el objeto de independizarse de las unidades y magnitudes de la medición,interesando sólo la forma de ella.

De estas curvas patrón las de mayor uso son las de Orellana y Mooney. También es posible representarcomputacionalmente estas curvas y efectuar el ajuste por pantalla, ingresando la curva de terreno, o bienproceder a un ajuste automático de los datos de terreno por algún método de adaptación de curvas.

πa =ρV [( L/s)2 — 0,25]s

I[Ohm • metro]



9

R E S I S T I V I D A D ( O

H M M

E T R O )

1000

100

10

1

1 10 100SEPARACION (METROS)

Medición Modelo

Figura 10Calce de curva de resistividad aparente por sondeo vertical con Curva Patrón

3.4. Resistividad equivalente del terreno

Los procedimientos simplificados de análisis y diseño de puestas a tierra, están basados en la suposición deterreno homogéneo. Para su aplicación, se debe reducir el modelo de terreno estratificado general, a un modelopráctico de terreno homogéneo equivalente, caracterizado por un sólo parámetro, la resistividad equivalente ρ

e.

El método de uso tradicional, propuesto por Burgsdorf-Yakobs, para reducir las n capas desde la superficiede un modelo de terreno estratificado, a un terreno homogéneo equivalente caracterizado por una únicaresistividad, emplea los siguientes parámetros y expresiones:

ρi : resistividad del estrato «i», supuesto uniforme, en Ohm- metro

hi : profundidad desde la superficie al término del estrato «i», en metros

S : área que cubre el perímetro del electrodo de tierra, en metros cuadradosb : máxima profundidad de conductor enterrado, medida desde la superficie, en metros; incluye la

profundidad de enterramiento de la malla y de las barras verticales si es el caso.

Para i = 1,2,...,n :

Finalmente :

r 2 = r 2 — b2

q 2 = 2r (r + b)

q 2 +

( )

r =S

π

o

F =

(F _ F )

1 — v 2i

ii

r 2o

r 2 + h 2

—=

= o

o

o

o

o

o i

u 2v 2i —u 4

i

u 2i

i 4q 2

n

i=1

eq

i

0,5

/ r 2

/ ρ

ρ ( 1 n) = ↑

1

Σ i - 1

[Ohm • metro], con F = 0



10

4. CONDUCTORES DE TIERRA

La programación de las ecuaciones anteriores es fácil y directa y constituye un método rápido para evaluar elmodelo equivalente con calculadoras manuales.

Debe observarse que la resistividad equivalente de un terreno determinado es dependiente de las dimensiones y ubicación del electrodo y se modifica si cambia su área o profundidad. En un terreno de 3 capas con lassiguientes características:

Capa Resistividad Espesor (metros)

(Ohm-metro)

1 85,0 2,0

2 500,0 5,0

3 2.000,0 infinito

Una barra de 1,5 metros enterrada desde la superficie, tiene una resistividad equivalente de 85,34 Ohm-metro; encambio, en el mismo terreno, una malla de 10x10 m2 tiene una resistividad equivalente de 234,9 Ohm-metro.

Hay dos tipos principales de conductores de tierra

• los conductores de protección (o de conexión) y

• los electrodos de tierra

4.1. Conductor de protección de circuito

Es un conductor separado instalado con cada circuito y está presente para asegurar que parte o toda la

corriente de falla regrese a la fuente a través de él. Puede ser un conductor individual, la cubierta metálica

exterior de un cable o la estructura de un ducto metálico.

4.1.1. Conductores de conexión.

Estos conductores aseguran que las partes conductivas expuestas (tales como carcasas metálicas)

permanezcan aproximadamente al mismo potencial durante condiciones de falla eléctrica. Las dos formas de

conductores de conexión son:

• Conductores de conexión equipotencial principales, que conectan entre sí y a tierra, partes conductivas

expuestas que normalmente no llevan corriente, pero podrían hacerlo bajo una condición de falla

• Conductores de conexión suplementarios, para asegurar que el equipo eléctrico y otros ítems de material

conductivo en zonas específicas estén conectados entre sí y permanecen sustancialmente al mismo potencial.

Es esencial, para ambos tipos de conductores, que el calibre escogido de conductor sea capaz de llevar el

valor total de la corriente de falla estimada, por la duración estimada, sin perjuicio para el conductor o para sus

uniones.



12

4.2.2. Placas

Los electrodos de placa son de cobre o de acero galvanizado. Las planchas de acero galvanizado tienen un

mínimo de 3 mm de espesor y son cuadradas de 915 ó 1220 mm por lado. Las planchas de cobre son típicamente

cuadradas de 600 mm ó 900 mm de lado y entre 1,6 mm y 3 mm de espesor.

Figura 12 Placas de tierra

Una expresión simplificada para determinar su resistencia de puesta a tierra es:

siendo L [ m ] la profundidad máxima y ρe [ Ohm-m ] la resistividad equivalente del terreno.

4.2.3. Electrodos horizontales.

Están hechos de cintas de cobre de alta conductividad o conductores retorcidos (cables). La cinta es el

material más conveniente pues para una sección dada de material presenta una mayor superficie y se considera

que tiene un comportamiento mejor a alta frecuencia. Puede ser más difícil de conectar (por ejemplo a barras verticales), de modo que puede significar un costo de instalación levemente mayor.

R =0,8 ρe

L[Ohms]

Figura 13 Electrodo horizontal



13

La resistencia de un conductor cilíndrico horizontal de radio a[m] y longitud l [m] enterrado a unprofundidad de h[m], con h < l , es :

En un terreno de 100 Ohm-m de resistividad equivalente, un conductor de 10 metros de longitud y 16

milímetros de diámetro, enterrado a 0,6 metros, tiene una resistencia de :

R = 13,93 Ohms

4.2.4. Mallas de tierra

Es un reticulado formado por la unión de conductores horizontales, normalmente según direcciones

perpendiculares y uniformemente espaciados, incluyendo eventualmente conductores verticales ( barras ). Se

utiliza especialmente cuando el objetivo principal de la puesta a tierra es mantener un control de potenciales en

la superficie del terreno, con un bajo valor de resistencia.

Figura 14 Malla de tierra

Para efectuar un cálculo aproximado de su resistencia de puesta a tierra, se utiliza la expresión de Laurent :

con :

ρe : resistividad equivalente del terreno [ Ohm-m ]

S : superficie que cubre la malla [ m2 ]

L : longitud total de conductor de la malla [ m ]

En un terreno de 100 [ Ohm-m ] de resistividad equivalente, una malla de 10x10 m2, con cuatro retículos

(3 conductores en cada dirección, igualmente espaciados) y enterrada a 0,8 metros de profundidad, tiene una

resistencia aproximada de :

R = 6,1 Ohms

R=ρe ρe

4 S/ π L[Ohms]+

R =ρe2πl [

[ Ln ( )2

l2

ah- 2 + 2

h

l h2

l2

h4

2 l4-

+ ....... [Ohms]



14

4.2.4.1 Voltajes presentes en mallas de tierra

Consideremos una malla formada por n conductores dispuestos en cada dirección, con separación uniforme D entre ellos, enterrada a una profundidad fija de h metros, siendo L la longitud total de conductor enterrado. Enel momento en que la malla difunde una corriente de I Amperes al terreno, una persona puede quedar expuestaa los siguientes voltajes de riesgo :

a) Voltaje de paso o voltaje pie-pie

Corresponde a la diferencia de potencial entre dos puntos ubicados sobre la superficie del suelo, separadosuna distancia de un metro :

donde :

b) Voltaje de contacto o mano-pie máximo, o voltaje de retículo

El voltaje de contacto o mano-pie corresponde a la diferencia existente entre el potencial de un punto sobrela superficie del terreno, y el potencial que adquiere un conductor metálico unido a la malla. Para su estimación,se utiliza la expresión correspondiente al máximo posible, o voltaje de retículo :

donde

Estos voltajes presentes en la superficie del terreno, sobre una malla de tierra que difunde una corriente defalla, no deben superar en ningún caso, los voltajes tolerables por el cuerpo humano. La Guía Nº 80 de IEEEdefine la máxima diferencia de potencial a que puede ser sometido el cuerpo humano, en base a los posiblespuntos de contacto, mediante las expresiones :

a) Máximo voltaje de paso tolerable:

b) Máximo voltaje de contacto tolerable:

en donde : ρs [Ω-mt] : resistividad de la capa superficial

t [seg] : tiempo global de exposición c : factor de corrección debido a la presencia de la capa superficial resistiva.

En la práctica se estima c=1

Los límites de diseño se han establecido como voltajes y, para llegar a los límites apropiados, es necesarioconsiderar la impedancia a través del cuerpo humano, la resistencia de contacto de la mano, la resistencia del

K s =1

π

1

D+h

1

2h

1

2D+h

1

3D+h

1

(n—1)D+h[

[+ + + +.......+

V p = K s K i ρe

K i = 0,65 + 0,172 n

I[Volts]

L

V p = 116 + 0,696 cρs

t [Volts]

V c =

116 + 0,174 cρs

t [Volts]

1

π

12[ Ln ( ) ( ) D

2

16hd +Ln

3

4

5

4• ••..........

(2n — 3)

(2n — 2)K m =

V m = K m K i ρe I

L [Volts]

]



15

calzado y la resistividad del material superficial bajo el calzado. Suponiendo :

100 Ohm-metro la resistividad del suelo1000 Ohm para la impedancia del ser humano

4000 Ohm de impedancia para el calzado300 Ohms resistencia de contacto de la mano

se tienen los límites mostrados en la figura 15

V

o l t a j e d e C o n t a c t o P e r m i t i d o ( V )

Tiempo de Despeje de Falla (segundos)

1000

10000

100

10

1

0,1 1 10

con gravilla

sin gravilla

Figura 15 Potenciales de contacto permitidos

4.2.5 Electrodo activo.

Consiste de un tubo de cobre llenado parcialmente con sales o sustancias conductivas, con perforaciones enlos extremos superior (para ventilación) e inferior (para drenaje) y sellados ambos extremos con tapas.

Figura 16 Electrodo activo o raíz electrolítica



16

La humedad existente en el aire ingresa por las perforaciones de ventilación, entra en contacto con la sal osustancia conductiva formando una solución electrolítica que escurre hacia la parte inferior del tubo y fluye através de las perforaciones de drenaje hacia el suelo circundante, mediante osmosis. De este modo, el electrolitoforma “raíces” en el terreno que lo rodea, las cuales ayudan a mantener su impedancia en un nivel bajo.

Es una alternativa atractiva cuando no se dispone de mucho terreno y se desea obtener bajo valor de impe-dancia, ( se estima del orden o inferior a 10 Ohms) pero tiene el inconveniente que requiere mantenimiento.

4.3. Dimensionamiento de los conductores

4.3.1. Conductores de servicio y de protección

La dimensión de los conductores de los sistemas de servicio, debe calcularse conforme al valor de la corrientede servicio que circule por ellos. La sección mínima puede determinarse por la fórmula de Onderdonk :

con :

I : corriente, en Amperes

S : sección transversal, en mm2

t : tiempo, en segundos, durante el cual se aplica la corriente I

Tm : máxima temperatura permisible, en °C

Ta : temperatura ambiente, en °C

Normalmente sin embargo, razones mecánicas determinan una dimensión mayor. La Norma chilena parainstalaciones de baja tensión recomienda los siguientes valores mínimos, según la dimensión del conductoractivo:

Tabla 1Sección mínima de conductor de tierra de servicio, según norma chilena

Sección nominal Sección nominal conductor conductor activo de tierra de servicio (mm2) (mm2)

hasta 6 4

entre 10 y 25 10entre 35 y 70 16entre 95 y120 35entre 50 y 240 50entre 300 y 400 70

Los conductores del sistema de protección se calculan según el siguiente cuadro, en el cual se han reunidorecomendaciones de la Norma chilena y otras:

I = 1 973,55 • S 1

33t log

10 ( )Tm — Ta

234 + Ta+1 [ Amperes]



17

Tabla 2Sección mínima de conductores de protección, según norma chilena

Según IP

Según Sc

Sección nominal conductor (Amperes) (mm2) de tierra de protección (mm2)

– 1,5 1.5– 2,5 1.5

25 4 2.535 6 450 10 6– 16 660 25 10– 35 10

80 a 125 50 16– 70 16

160 95 hasta 185 25225 240 hasta 300 35260 400 ó más 50– 350 70– sobre 350 95

Notas: I p : corriente de funcionamiento de los dispositivos de protección, Amperes. S

c : sección nominal de los conductores activos, mm 2.

Para colector de tierra se recomienda emplear conductor o barra de cobre de 50 a 120 mm2 de sección, segúnla corriente de derivación, aplicando el cuadro anterior.

4.3.2. Valor mínimo de la sección de los electrodos de tierra.

Dada la rigidez mecánica necesaria y la capacidad de descarga de corriente que ha de considerarse, serecomienda por lo general los siguientes valores mínimos, para la sección de los electrodos de tierra:

a) Electrodos en zanjas:

- Electrodos de acero galvanizado:i) Hilos de 20 mm2

ii) Cintas de 125 mm2 y de 5 mm de grosor

- Electrodos de acero recubiertos de cobre:i) Hilos de 50 mm2.

- Electrodos de cobre: i) Hilos de 16 mm2

ii) Cintas de 75 mm2 con un grosor de 3 mm.

b) Electrodos de barra enterrados verticalmente:

Según la norma chilena, no deben tener una longitud inferior a 2 m y con una separación mínima de 2 mentre dos cualquiera de ellos, si constituyen un electrodo común.

- Electrodos de acero galvanizado: i) Varillas de 10 mm de diámetro ii) Tubos de 20 mm de dimensión comercial iii) Barras de acero en I. de 50 x 50 x 5 mm iv) Barras de acero en U. de 30 x 33 x 5 mm

v) Barras de acero en T de 50 x 50 x 6 mm vi) Barras de acero en cruz de 50 x 1 mm



18

- Electrodos de acero recubiertos de cobre: i) Varillas de acero de 10 mm de diámetro recubiertas de una capa de cobre de 0.35 mm.

- Electrodos de cobre: i) Tubos de 30 x 3 mm

c) Electrodos de placa: - Placas de acero galvanizado, de 5 mm de grosor

- Placas de cobre, de 2 mm de grosor ( 1mm mínimo según Norma chilena)

d) Electrodos para subestaciones transformadoras:

El reglamento chileno establece los siguientes valores mínimos de densidad de corriente, dependiendo deltiempo de despeje de falla y del tipo de unión o conexión del cable:

Tabla 3Densidad de corriente admisible para cable de electrodo de tierra según norma chilena

Tiempo de fallas Cable solo Unión soldada Unión apernada segundos [A/mm2] [A/mm2] [A/mm2]

0,5 333,3 250,0 200,01,0 250,0 182,0 154,040,0 133,3 95,24 80,030,0 47,62 38,46 30,30

Cuando se instalan electrodos de tierra, se deben satisfacer tres condiciones:

• El trabajo debe realizarse eficientemente para minimizar costos de instalación.• El terreno o material de relleno usado no debe tener un índice de acidez pH que cause corrosión al elec-

trodo.• Todas las uniones o conexiones bajo tierra deben ser construidas de modo que no se presente corrosión en

la unión o conexión.

El método de instalación, relleno y conexiones dependerá del tipo de sistema de electrodos que se usará y delas condiciones del terreno.

5. METODOS DE INSTALACION

5.1. Barras

Generalmente la instalación de electrodos del tipo barras es la más conveniente y económica. Los métodos de

instalación incluyen accionamiento manual, accionamiento mecánico y perforación. Barras cortas (típicamente

hasta 3 metros de largo) se instalan a menudo empleando un martillo pesado (combo) operado manualmente.

Las barras están acondicionadas con una cabeza endurecida y una punta de acero para asegurar que la barra

misma no se dañe durante el proceso. Para barras más largas se emplea un martillo neumático.

Cuando se requiere barras más profundas o en condiciones de suelo difícil donde hay roca subyacente, la

forma más efectiva es taladrar una perforación estrecha en la cual se instala el electrodo de barra con material de

relleno adecuado. De este modo incluso puede instalarse electrodos de cobre sólido relativamente delgados.



19

5.2. Planchas

Las planchas requieren mayor excavación manual o mecánica y, por lo tanto, el costo de instalación puede ser

muy alto. Se instalan normalmente en un plano vertical, desde aproximadamente 0,5 metros bajo la superficie.

Debido al elevado costo de instalación, hoy día rara vez se justifica usar planchas, y las existentes, cuando se

detecta deterioro, son reemplazadas normalmente por una agrupación de barras.

5.3. Electrodos horizontales

Pueden ser instalados en surcos directamente en el terreno o más frecuentemente en zanjas de hasta un

metro de profundidad. Lo habitual es entre 60 - 80 centímetros y más si es necesario pasar bajo nivel de cultivo o

de escarcha, en zonas heladas.

Una buena oportunidad de instalación es tender el conductor durante las excavaciones para obras civiles,

previniendo daño o robo del conductor, una vez tendido.

5.4. Conexiones

Las conexiones entre los diferentes componentes deben ser mecánicamente robustas, tener buena resistencia

a la corrosión y baja resistividad eléctrica. Es prudente evitar uniones y conexiones innecesarias.

Debe considerarse la duración y el valor de corriente de falla que se espera que soporte el sistema de tierra.

Los métodos de unión empleados incluyen métodos mecánicos, soldadura en fuerte (bronceado), soldadura

exotérmica y soldadura por fusión autógena.

5.4.1. Conexiones mecánicas

Las de uso más frecuente son la conexión apernada ( en el caso de cintas o barras de sección rectangular ) y la

conexión por compresión (abrazadera). Es esencial una conexión eléctrica de baja resistencia. En las conexiones

apernadas, debe tenerse cuidando con el tamaño de las perforaciones taladradas para acomodar el perno, para no

perjudicar la capacidad de transporte de corriente de la cinta o barra. El diámetro de esta perforación no debe ser

superior a un tercio del ancho de la cinta o barra.

Cuando se apernan metales diferentes (por ejemplo cintas de cobre y aluminio), las superficies deben ser

minuciosamente limpiadas y protegidas por un inhibidor de óxido. Una vez hecha la conexión, el exterior debe

ser recubierto por pintura bituminosa u otro medio para proteger contra el ingreso de humedad. Cuando se une

cobre y aluminio, el cobre primero debe ser estañado. Estas conexiones no pueden ser enterradas.

Para unir distintos tipos de conductores, por ejemplo barras de tierra a cinta o cable, se dispone de

abrazaderas apropiadas.

El método de unión por remache no es aceptable, pues los remaches se sueltan y rompen por vibración,

oxidación, etc.

5.4.2. Conexiones bronceadas

La conexión bronceada se aplica ampliamente al cobre y a aleaciones de cobre. Es esencial disponer las

superficies planas limpias pues los materiales de bronceado no fluyen como la soldadura. Es esencial además una

buena fuente de calor, particularmente para conectores grandes. La técnica emplea alta temperatura y bronce

como material de relleno, que es el que más se ajusta al cobre.

5.4.3. Uniones exotérmicas

Estas uniones se realizan mediante un molde de grafito que se diseña para ajustar el tipo específico de

unión y el tamaño de los conductores. Usando una pistola con pedernal se enciende una mezcla de polvos de

aluminio y de óxido de cobre y la reacción que se crea forma una unión de cobre virtualmente puro entorno a los

conductores. La reacción de alta temperatura se produce en el interior del molde de grafito.



20

Los metales que pueden conectarse son acero inoxidable, bronce, cobre, acero con recubierta de cobre, acero

galvanizado y riel de acero.

5.4.4. Conexiones soldadas en forma autógena.

Cuando necesitan unirse componentes de cobre de gran tamaño, se usa soldadura autógena en ambiente

gaseoso. El arco eléctrico proporciona el calor, mientras que el área entorno al electrodo y la soldadura es

envuelta por un gas tal como argón, helio o nitrógeno. Este último se usa ampliamente como el “gas inerte”

cuando se suelda cobre. El aluminio puede soldarse vía arco de gas inerte de tungsteno o arco de gas inerte demetal. También en este caso (aluminio) se usa algunas veces la soldadura en frío a presión.

5.4.5. Capacidad de transporte de corriente de falla.

El tipo de unión puede influir en el tamaño del conductor usado debido a las diferentes temperaturas

máximas permisibles para las distintas uniones. La tabla siguiente indica la máxima temperatura permisible

para diferentes tipos de uniones y el tamaño del conductor requerido según el tipo de unión, para una corriente

de falla de 25 kA y una duración de 1 segundo.

Tabla 4

Temperatura máxima permisible para diferentes tipos de uniones

Uniones Apernada Bronceada Soldada

Temp. Máxima 250ºC 450ºC 700ºC

Calibre conductor 152 mm2 117 mm2 101 mm2

5.5. Relleno

Derramando una mezcla de sustancias químicas y de tierra arneada en el volumen alrededor del electrodo,

se obtendrá una reducción inmediata y significativa en su resistencia de puesta a tierra. Sin embargo, si los

elementos químicos usados se eligen debido a que son solubles, continuarán diluyéndose progresivamente por

agua de lluvia u otra causa y la resistividad del suelo entonces aumentará, hasta eventualmente retornar a su

valor original. Se necesita un mantenimiento regular para reaprovisionamiento de los elementos químicos

diluidos. Además del costo de mantenimiento, debe considerarse el impacto en el ambiente local de las sustancias

químicas incorporadas, lo que puede entrar en conflicto con la legislación de protección al ambiente. Esta razón

descarta un grupo de materiales que antiguamente se empleaban como relleno. En particular, materiales que no

debieran ser usados como relleno son: arena, polvo de coque, ceniza, y otros materiales ácidos y/o corrosivos.

El material de relleno debe ser no-corrosivo, de un tamaño de partícula relativamente pequeño y, si fuera

posible, que ayude a retener la humedad. Si el material previamente excavado es apropiado como relleno, debiera

ser arneado previamente y asegurar luego una buena compactación. El suelo debiera tener un índice de pH entre

6,0 (ácido) y 10,0 (alcalino). La arcilla dura no es un material de relleno conveniente ya que si es fuertemente

compactada, puede llegar a ser casi impermeable al agua y podría permanecer seca.

En algunas circunstancias, se requiere emplear materiales de relleno especiales, debido a la deficiente con-

ductividad eléctrica del terreno. En estos casos, se agregan deliberadamente algunos aditivos con la intención

de reducir la resistividad del suelo en la vecindad del electrodo y de ese modo reducir su impedancia de puesta

a tierra. El grado de mejoramiento depende principalmente del valor de resistividad original del terreno, de su

estructura y del tamaño del sistema de electrodos.

Materiales especiales de relleno para producir este efecto, son :

5.5.1. Bentonita

Es una arcilla de color pardo, de formación natural, levemente alcalina, con un pH de 10,5. Puede absorber

casi cinco veces su peso de agua, reteniéndola y de este modo expandirse hasta treinta veces su volumen seco. Su



21

nombre químico es montmorillonita sódica. En terreno, puede absorber humedad del suelo circundante y ésta

es la principal razón para usarla, ya que esta propiedad ayuda a estabilizar la impedancia del electrodo a lo largo

del año. Tiene baja resistividad ( aproximadamente 5 Ohm - metro ) y no es corrosiva. Se usa más a menudo

como material de relleno al enterrar barras profundas. Se compacta fácilmente y se adhiere fuertemente.

RELLENO DE

BENTONITA

3 m

30 cm.

BARRA

6. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

Figura 17Tratamiento de terreno con material de baja resistividad

5.5.2. Yeso

Ocasionalmente, el sulfato de calcio (yeso) se usa como material de relleno, ya sea solo o mezclado con

Bentonita o con el suelo natural del área. Tiene baja solubilidad, y baja resistividad (aproximadamente 5-10

Ohm-metro en una solución saturada). Es virtualmente neutro, con un valor de pH entre 6,2 y 6,9. Se presenta

en forma natural y se asegura que no causa corrosión con el cobre, aunque algunas veces el pequeño contenido

de SO3 ha causado preocupación por su impacto en estructuras de concreto y fundaciones (cimientos).

El efecto beneficioso en el valor de la resistencia a tierra del electrodo es menor que en el caso de bentonita.

5.5.3. Aporte de sales “gel”.

Dos o más sales en solución acuosa, acompañadas de catalizadores en la proporción adecuada, reaccionan

entre sí formando un precipitado en forma de “gel” estable, con una elevada conductividad eléctrica (resistividad

de aproximadamente 1 Ohm-metro), resistente al ambiente ácido del terreno, con buenas cualidades

higroscópicas e insoluble al agua. Esta última cualidad le confiere al tratamiento con esos materiales sintéticos

su permanencia en el tiempo.

Con estos gel se consigue reducciones en la resistencia de puesta a tierra de electrodos que van del 25% al

80% del valor original sin tratamiento.

El método aceptado para verificar la condición de un electrodo de tierra es mediante prueba o ensayo desde

superficie. Sin embargo, la prueba de impedancia del sistema de tierra no necesariamente detectará, por

ejemplo, corrosión en algunas componentes del electrodo o en las uniones y no es suficiente para indicar que el

sistema de puesta a tierra está en buenas condiciones.

La frecuencia del mantenimiento y la práctica recomendada en cualquiera instalación depende del tipo y

tamaño de la instalación, su función y su nivel de voltaje. Por ejemplo, se recomienda que las instalacionesdomésticas se prueben cada cinco años y las instalaciones industriales cada tres. Los locales con acceso de

público requieren inspección más frecuente y dentro de los que requieren una inspección anual están las

estaciones bencineras, teatros, cines y lavanderías.



22

Todos los tipos de instalaciones deben ser objeto de dos tipos de mantenimiento:

• Inspección a intervalos frecuentes de aquellas componentes que son accesibles o que pueden fácilmente

hacerse accesibles.

• Examen, incluyendo una inspección rigurosa y, posiblemente prueba.

La inspección del sistema de tierra en una instalación normalmente ocurre asociada con la visita para otra

labor de mantenimiento. Consiste de una inspección visual sólo de aquellas partes del sistema que pueden verse directamente, particularmente observando evidencia de desgaste, corrosión, vandalismo o robo.

El procedimiento en diferentes instalaciones es el siguiente:

• Instalaciones domésticas y comerciales. La inspección normalmente toma lugar asociada con otro

trabajo en el local, por ejemplo, mejoramiento del servicio, extensiones, etc. El contratista eléctrico

debe inspeccionar a conciencia y recomendar cambios donde observe que una instalación no satisface

las normas correspondientes. En particular, debe asegurar que la conexión entre los terminales de

tierra del proveedor y del cliente es de dimensión suficiente para cumplir la reglamentación.

• Subestaciones de distribución industriales o de la compañía eléctrica. Requieren inspección regular,

típicamente una vez al año, con inspección visual de todo el arreglo visible de conductores del sistema

de tierra. Si la red de bajo voltaje es aérea, el sistema de tierra de la red se revisa como parte de las

normas regulares de revisión de línea.

• Subestaciones principales de compañías eléctricas. Son monitoreadas continuamente por control

remoto e inspeccionadas frecuentemente - típicamente 6 a 8 veces al año. Obviamente algunos casos

de deficiencias en el sistema de tierra, tales como el robo de conductores de cobre expuestos, no pueden

detectarse por el monitoreo continuo y deberían ser descubiertos durante una de estas visitas.

El examen de un sistema de tierra normalmente es parte del examen del sistema eléctrico en su conjunto.

Consiste de una muy rigurosa y detallada inspección del sistema de tierra global. En particular, el examinador

revisará si el sistema satisface las normas de puesta a tierra vigentes. Además, el sistema debe probarse como se

indica, de acuerdo al tipo de instalación :

Instalaciones domésticas y comerciales. El examen de estas instalaciones por parte de un contratista

eléctrico se hace normalmente a solicitud del cliente. Se recomienda que este examen se realice con

frecuencia no inferior a una vez cada 5 años. Como parte del examen se requieren dos tipos de pruebas

independientes :

· prueba de impedancia del circuito de tierra. Se dispone de instrumentos de prueba comerciales

para este propósito.

· prueba de funcionamiento de todos los interruptores de corriente residual existentes en la

instalación. Esta prueba debe ser independiente del botón de ensayo incorporado en el

interruptor.

• Fábricas. Debe mantenerse un registro detallado de cada examen. El examinador debe revisar que el

sistema de tierra existente cumpla con la reglamentación vigente. Además se requieren las siguientes

pruebas para el sistema de tierra :

· Una prueba de impedancia del circuito de prueba.

· Una prueba de funcionamiento de todos los interruptores de corriente residual.

· Una prueba de conexión de todas las partes metálicas ajenas al sistemas eléctrico, es decir,

tableros metálicos, gabinetes de control, distribuidores automáticos, etc. Esta prueba se realiza

usando un Ohmetro para medida de baja resistencia (micro-Ohmetro), entre el terminal de

tierra del cliente y todas las partes metálicas respectivas.



23

· Medida de resistencia del electrodo de tierra, si la instalación tiene su propio electrodo de tierra

independiente; y comparar con su valor de diseño. Esto puede significar aislar el electrodo de

tierra y puede por lo tanto requerir que se desconecte la energía durante el período de prueba.

• Instalaciones con protección contra descarga de rayo. Se recomienda que el examen se realice

confrontando con una norma relativa al tema. Incluye una inspección muy rigurosa, para asegurar que

la instalación cumple con la reglamentación vigente, y la prueba de resistencia a tierra del electrodo.

Esto significa previamente aislar el electrodo de los conductores de bajada del sistema de proteccióncontra rayos. Existen instrumentos de medida de impedancia del tipo tenaza que no requieren

desconectar el electrodo . El valor medido de resistencia a tierra del electrodo debe compararse con el

valor de diseño, o aquél obtenido durante la prueba anterior.

• Subestaciones de distribución industriales o de la compañía eléctrica. El examen se realiza menos

frecuentemente - típicamente una vez cada 5 ó 6 años. Se recomienda una inspección muy rigurosa,

removiendo cubiertas, etc., donde sea apropiado. Particularmente se requiere que el examinador revise

que estén de acuerdo a norma las conexiones de todas las partes metálicas normalmente accesibles,

estanques de transformadores, de interruptores, puertas de acero, rejas de acero, etc.

Las siguientes pruebas se realizan típicamente, con el equipo normalmente en servicio (debe usarse unprocedimiento especial para resguardarse de posibles voltajes excesivos que ocurran durante la prueba):

· Prueba de conexión entre el electrodo de tierra y partes metálicas normalmente accesibles.

· Recorrido del electrodo enterrado y examen de éste en algunos sitios para asegurar que no ha

sufrido corrosión.

· Se mide la resistencia del electrodo del lado de alta tensión y se compara con valores previos

o de diseño.

· Se revisa el valor del índice de acidez pH del suelo.

· Una prueba de grado de separación, para asegurarse que el electrodo de alta tensión y el

electrodo de baja tensión están eléctricamente separados. Esta prueba no se requiere si las

condiciones de diseño permiten conectar ambos sistemas de electrodos.

La medida del valor óhmico de un electrodo enterrado se realiza por dos razones:

• Confrontar su valor, posteriormente a la instalación y previo a la conexión del equipo, contra las

especificaciones de diseño.

• Como parte del mantenimiento de rutina, para confirmar que su valor no ha aumentado sustancial-

mente respecto del valor medido originalmente o de su valor de diseño.

El método más común para medir el valor de resistencia a tierra de electrodos de pequeño o mediano

tamaño, se conoce como el método de “caída de potencial”. En este caso es normalmente suficiente un medidor

portátil de resistencia a tierra, también usado para medida de resistividad de terreno, con dos terminales de

potencial, P1 y P2 y dos terminales de corriente, C1 y C2.

7. MEDICION DE LA IMPEDANCIA DE ELECTRODOS DE TIERRA



24

Figura 18 Medida de resistencia de puesta a tierra

Para sistemas de electrodos de gran área, se requiere normalmente un equipo más sofisticado.

Para la medida de resistencia de puesta a tierra, de preferencia la instalación debe estar desenergizada y el

electrodo de tierra desconectado del sistema eléctrico. Si no fuese así, mientras se desarrolla la prueba podría

ocurrir una falla a tierra que involucre a la instalación y a su electrodo de tierra y tanto el potencial del electrodo

como el potencial del terreno entorno del electrodo se elevarán, provocando una diferencia de potencial

posiblemente peligrosa para las personas que participan en la prueba. De no ser posible la desenergización total

de la instalación y la desconexión completa del electrodo de tierra, debe seguirse un procedimiento de seguridad

rigurosamente organizado, que contemple los siguientes aspectos:

• Una persona a cargo del trabajo.

• Comunicación entre todos quienes participan en la prueba, vía radio o teléfono portátil.

• Uso de guantes de goma y calzado adecuado.

• Uso de doble interruptor con aislación apropiada, a través del cual se conectan los cables al instrumento.

• Uso de una placa metálica para asegurar una equipotencial en la posición de trabajo. La placa debiera ser

lo suficientemente grande para incluir al instrumento, al interruptor y al operador durante la prueba.

Debiera tener un terminal instalado, de modo que la placa pueda conectarse al electrodo.

• Suspensión de la prueba durante una tormenta eléctrica u otras condiciones severas de tiempo.

Las causas de error más común son :

- colocar la estaca de corriente demasiado cerca del electrodo bajo prueba.

- colocar la estaca de voltaje demasiado cerca del electrodo de prueba

(la teoría indica que en terreno uniforme, basta una lectura colocando la estaca de voltaje a una

distancia del electrodo en prueba igual al 61,8 % de la distancia entre éste y el electrodo de corriente)

- no considerar metales enterrados que se ubican paralelos a la dirección de prueba,

- usar cable con la aislación dañada.

GRAFICO DE LA MEDICIONDISPOSICION DE LA MEDICION

5 x Diag.

L (m)

RTP

R (Ohm)

1. (m)

V

Ω

D i a g.



25

El diseñador de un sistema de puesta a tierra se enfrenta normalmente con dos tareas :

• lograr un valor requerido de impedancia

• asegurar que los voltajes de paso y contacto son satisfactorios.

Los factores que influencian la impedancia son :

• Las dimensiones físicas y atributos del sistema de electrodos de tierra.

• Las condiciones del suelo (composición, contenido de agua, etc.).

El sistema de electrodos metálicos presenta una impedancia al flujo de corriente que consiste de tres partes

principales. Estas son la resistividad del material del electrodo, la resistividad de contacto entre el electrodo

y el terreno y finalmente una resistividad dependiente de las características del terreno mismo. Esta última

normalmente es la más significativa.

8.1. Efecto de incremento de la profundidad de enterramiento de una barra vertical en suelo uniforme

La Figura 19 muestra el beneficio que puede obtenerse en suelos de diferente resistividad incrementando la

longitud de la barra enterrada. Se observa que el mejoramiento por unidad de longitud disminuye a medida que

la barra aumenta.

8. COMPORTAMIENTO DE ELECTRODOS DE TIERRA

Longitud de Barra de Tierra (m)

Resistividad del Suelo

Barra Vertical

Profundidad de cabeza de barra: 0.6 m.

Radio: 0.00735 m.

10 Ohm

100 Ohm

1000 Ohm

R e s i s t e n c i a ( O h m s )

300

250

200

150

100

50

0

0 5 10 15 20 25 30

RESISTENCIA VS. LONGITUD DE BARRA

Figura 19 Resistencia vs Longitud de barra

El decrecimiento en resistencia obtenido con una barra larga puede ser considerable en condiciones de

suelo no uniforme. En la figura siguiente, las capas superiores son de resistividad relativamente alta hasta una

profundidad de seis metros. La resistencia de la barra es alta hasta que su longitud supera estas capas, debido a la

alta resistividad del suelo que la rodea.



26

Figura 20 Resistencia vs Longitud de barra en suelo estratificado

Las barras verticales otorgan un grado de estabilidad a la impedancia del sistema de puesta a tierra: la

impedancia será menos influenciada por variaciones estacionales en el contenido de humedad y temperatura del

suelo.

8.2. Efecto de un incremento de longitud de un conductor horizontal

La figura 21 muestra el beneficio que puede obtenerse en suelos de diferente resistividad incrementando lalongitud de un electrodo de tierra tendido horizontalmente a una profundidad de 0,6 metros.

Longitud de Conductor (m)

Conductor Horizontal

Profundidad de Enterramiento: 0.6 m

Radio = 0.014 m R e s i s t e n c i a ( O h m s )

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Resistividad de Suelo

10 Ohm • m

100 Ohm • m

1000 Ohm • m

RESISTENCIA VS. LONGITUDDEL CONDUCTOR HORIZONTAL

Longitud de barra (m)

Estructura de suelo de 3 capas

Capa superior: 2 m. de 200 Ohm • m.

Capa intermedia: 4 m. de 1000 Ohm • m.

Capa inferior: 50 Ohm • m.

Profundidad de cabeza de barra: 0.6 m.

50 Ohm • m

Suelo de 3 capas

R e s i s t e n c i a ( O h m s )

140

120

100

80

60

40

20

0

0 5 10 15 20 25 30

Tipo de Suelo

RESISTENCIA VS. LONGITUD

DE BARRA EN SUELO ESTRATIFICADO

Figura 21 Resistencia vs longitud de conductor horizontal.



27

Longitud de lado (m)

Malla enterrada a 0.6 m de profundidadRadio = 0.00735 m

R e s i s t e n c i a ( O h m

s )

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

0 5 10 15 20 25 30

100 Ohm • m

1000 Ohm • m

RESISTENCIA VS. LONGITUDDEL LADO DE MALLA CUADRADA

Una cinta tendida horizontalmente se considera generalmente una buena opción, particularmente cuando es

posible encaminarla en diferentes direcciones. Para aplicaciones en alta frecuencia, incrementar de esta manera

el número de caminos disponibles reduce significativamente la impedancia de onda.

8.3. Efecto de incremento de la longitud del lado de una malla de tierra cuadrada

La Figura muestra el beneficio que puede obtenerse en suelos de diferente resistividad incrementando el área

abarcada por un electrodo cuadrado. A pesar de que el mejoramiento por unidad de área disminuye, la reducciónen resistencia resulta aún significativa. En realidad ésta es frecuentemente la forma más efectiva para reducir la

resistividad de un electrodo de tierra.

Figura 22 Resistividad vs Longitud de lado de un cuadrado

8.4. Efecto de aumento del radio de un electrodo de sección circular

Normalmente se gana poco en reducción de resistencia de puesta a tierra, aumentando el radio de electrodos

por sobre lo necesario de acuerdo a los requisitos mecánicos y por corrosión .

8.5. Efecto de profundidad de enterramiento

Este efecto proporciona sólo una reducción marginal en la impedancia, pero a un costo relativamente alto, de

modo que normalmente no se considera. Debe recordarse sin embargo, que mientras mayor sea la profundidad

de enterramiento, menores son los gradientes de voltaje en la superficie del suelo.

8.6. Efecto de proximidad de electrodos

Si dos electrodos de tierra se instalan juntos, entonces sus zonas de influencia se traslapan y no se logra

el máximo beneficio posible. En realidad, si dos barras o electrodos horizontales están muy próximos, la

impedancia a tierra combinada de ambos puede ser virtualmente la misma que de uno solo, lo cual significa

que el segundo es redundante. El espaciamiento, la ubicación y las características del terreno son los factores

dominantes en ésto.



Tablas y Fórmulas de Electricidad_3BF363Página 1 de 11

E = Voltage / I = Amps /W = Watts / PF = Power Factor / Eff = Efficiency / HP = Horsepower

AC/DC Formulas

To Find Direct Current AC / 1phase115v or 120v

AC / 1phase208,230, or 240v

AC 3 phase All Voltages

Amps whenHorsepower is Known

HP x 746E x Eff

HP x 746E x Eff X PF

HP x 746E x Eff x PF

HP x 7461.73 x E x Eff x PF

Amps whenKilowatts is known

kW x 1000E

kW x 1000E x PF

kW x 1000E x PF

kW x 10001.73 x E x PF

Amps whenkVA is known

kVA x 1000E

kVA x 1000E

kVA x 10001.73 x E

Kilowatts I x E1000

I x E x PF1000

I x E x PF1000

I x E x 1.73 PF1000

Kilovolt-Amps I x E1000

I x E1000

I x E x 1.731000

Horsepower

(output)

I x E x Eff

746

I x E x Eff x PF

746

I x E x Eff x PF

746

I x E x Eff x 1.73 x PF

746

Three Phase Values

For 208 volts x 1.732, use 360For 230 volts x 1.732, use 398For 240 volts x 1.732, use 416For 440 volts x 1.732, use 762For 460 volts x 1.732, use 797For 480 Volts x 1.732, use 831

E = Voltage / I = Amps /W = Watts / PF = Power Factor / Eff = Efficiency / HP = Horsepower

AC Efficiency and Power Factor Formulas

To Find Single Phase Three Phase

Efficiency746 x HPE x I x PF

746 x HPE x I x PF x 1.732

Power Factor Input Watts

V x AInput WattsE x I x 1.732

Power - DC Circuits

Watts = E xI

Amps = W / E

Ohm’s Law / Power Formulas




P = watts

I = amps

R = ohms

E = Volts

Voltage Drop Formulas

Single Phase(2 or 3 wire)

VD =2 x K x I x L

CMK = ohms per mil foot

(Copper = 12.9 at 75°)

(Alum = 21.2 at 75°)

Note: K value changes withtemperature. See Codechapter 9, Table 8

L = Length of conductor in feet

I = Current in conductor (amperes)

CM = Circular mil area of conductor

CM=2K x L x I

VD

Three Phase

VD=1.73 x K x I x L

CM

CM=1.73 x K x L x I

VD

Calculating Motor Speed:

A squirrel cage induction motor is a constant speed device. It cannot operate for any length of time atspeeds below those shown on the nameplate without danger of burning out.

To Calculate the speed of a induct ion m otor , apply this formula:

Srpm = 120 x FP

Srpm = synchronous revolutions per minute.120 = constantF = supply frequency (in cycles/sec)P = number of motor winding poles

Example: What is the synchronous of a motor having 4 poles connected to a 60 hz power supply?

Srpm = 120 x F

PSrpm = 120 x 604




Srpm = 72004

Srpm = 1800 rpm

Calculating Braking Torque:

Full-load motor torque is calculated to determine the required braking torque of a motor.To Determine braking torque of a motor, apply this formula:

T = 5252 x HPrpm

T = full-load motor torque (in lb-ft)5252 = constant (33,000 divided by 3.14 x 2 = 5252)HP = motor horsepower rpm = speed of motor shaft

Example: What is the braking torque of a 60 HP, 240Vmotor rotating at 1725 rpm?

T = 5252 x HP

rpm

T = 5252 x 601725

T = 315,1201725

T = 182.7 lb-ft

Calculating Work:

Work is applying a force over a distance. Force is any cause that changes the position, motion, direction, or shape of an object. Work is done when a force overcomes a resistance. Resistance is any force that tendsto hinder the movement of an object.If an applied force does not cause motion the no work is produced.

To calculate the amount of work produced, apply this formula:

W = F x D

W = work (in lb-ft)F = force (in lb)D = distance (in ft)

Example: How much work is required to carry a 25 lb bag of groceries vertically from street level to the 4thfloor of a building 30’ above street level?

W = F x DW = 25 x 30W = 750 -lb

Calculating Torque:




Torque is the force that produces rotation. It causes anobject to rotate. Torque consist of a force acting ondistance. Torque, like work, is measured is pound-feet (lb-ft). However, torque, unlike work, may exist even though nomovement occurs.

To calculate torque, apply this formula:

T = F x D

T = torque (in lb-ft)F = force (in lb)D = distance (in ft)

Example: What is the torque produced by a 60 lb forcepushing on a 3’ lever arm?

T = F x D

T = 60 x 3T = 180 lb ft

Calculating Full-load Torque:

Full-load torque is the torque to produce the rated power atfull speed of the motor. The amount of torque a motor produces at rated power and full speed can be found byusing a horsepower-to-torque conversion chart. When usingthe conversion chart, place a straight edge along the two

known quantities and read the unknown quantity on thethird line.

To calculate motor full-load torque, apply this formula:

T = HP x 5252rpm

T = torque (in lb-ft)HP = horsepower 5252 = constantrpm = revolutions per minute

Example: What is the FLT (Full-load torque) of a 30HPmotor operating at 1725 rpm?

T = HP x 5252rpm

T = 30 x 52521725

T = 157,5601725

T = 91.34 lb-ft

Calculating Horsepower:




Electrical power is rated in horsepower or watts. Ahorsepower is a unit of power equal to 746 watts or 33,0000lb-ft per minute (550 lb-ft per second). A watt is a unit of measure equal to the power produced by a current of 1 ampacross the potential difference of 1 volt. It is 1/746 of 1horsepower. The watt is the base unit of electrical power.

Motor power is rated in horsepower and watts.Horsepower is used to measure the energy produced by anelectric motor while doing work.

To calculate the horsepower of a motor when currentand efficiency, and voltage are known, apply thisformula:

HP = V x I x Eff 746

HP = horsepower

V = voltageI = curent (amps)Eff. = efficiency

Example: What is the horsepower of a 230v motor pulling 4 amps and having 82% efficiency?

HP = V x I x Eff 746

HP = 230 x 4 x .82746

HP = 754.4746

HP = 1 Hp

Eff = efficiency / HP = horsepower / V = volts / A = amps /PF = power factor

Horsepower Formulas

To Find Use FormulaExample

Given Find Solution

HPHP = I X E X Eff.

746240V, 20A, 85% Eff. HP

HP = 240V x 20A x 85%746

HP=5.5

II = HP x 746

E X Eff x PF10HP, 240V,

90% Eff., 88% PFI

I = 10HP x 746240V x 90% x 88%

I = 39 A

To calculate the horsepower of a motor when the speedand torque are known, apply this formula:

HP = rpm x T(torque)5252(constant)

Example: What is the horsepower of a 1725 rpm motor

with a FLT 3.1 lb-ft?




HP = rpm x T5252

HP = 1725 x 3.15252

HP = 5347.55252

HP = 1 hp

Calculating Synchronous Speed:

AC motors are considered constant speed motors. This isbecause the synchronous speed of an induction motor isbased on the supply frequency and the number of poles inthe motor winding. Motor are designed for 60 hz use havesynchronous speeds of 3600, 1800, 1200, 900, 720, 600,514, and 450 rpm.

To calculate synchronous speed of an induction motor,apply this formula:

rpmsyn = 120 x f Np

rpmsyn = synchronous speed (in rpm)f = supply frequency in (cycles/sec)Np = number of motor poles

Example: What is the synchronous speed of a four polemotor operating at 50 hz.?

rpmsyn = 120 x f Np

rpmsyn = 120 x 504

rpmsyn = 60004

rpmsyn = 1500 rpm

Options:- Useful Formulas- Motor Formulas

To better understand the following formulas review the ruleof transposition in equations. A multiplier may be removed from one side of an equationby making it a division on the other side, or a division may be removed from one side of an equation by making it a

multiplier on the other side.




1. Voltage and Current: Primary (p) secondary (s)Power(p) = power (s) or Ep x Ip = Es x Is

A. Ep =Es x Is

IpB. Ip =

Es x IsEp

C. Is =Ep x Ip

EsD. Es =

Ep x IpIs

2. Voltage and Turns in Coil:Voltage (p) x Turns (s) = Voltage (s) x Turns (p)

or Ep x Ts = Es x Ip

A. Ep =Es x Ip

TsB. Ts =

Es x TpEp

C. Tp =Ep x Ts

EsD. Es =

Ep x TsTp

3. Amperes and Turns in Coil:Amperes (p) x Turns (p) = Amperes (s) x Turns (s)

or Ip x Tp = Is x Ts

A. Ip =Is x Ts

TpB. Tp =

Is x TsIp

C. Ts =Ip x Tp

IsD. Is =

Ip x TpTs

FLA Motor Chart Options:DC motors AC Single Phase AC 2 Phase (4 wire) Induction Type Squirrel Cage and Wound Rotor AC 3 Phase Induction Type Squirrel Cage and Wound Rotor AC 3 Phase Synchronous Type Unity Power Factor

DC Motors

Horse-power

90v 120v 180v 240v 500v 550v

Amperes

1/4 4.0 3.1 2.0 1.6 -- --

1/3 5.2 4.1 2.6 2.0 -- --

1/2 6.8 5.4 3.4 2.7 -- --

3/4 9.6 7.6 4.8 3.8 -- --

1 12.2 9.5 6.1 4.7 -- --

1-1/2 -- 13.2 8.3 6.6 -- --




2 -- 17 10.8 8.5 -- --

3 -- 25 16 12.2 -- --

5 -- 40 27 20 -- --

7-1/2 -- 58 -- 29 13.6 12.2

Horse-power

90v 120v 180v 240v 500v 550v

Amperes

10 -- 76 -- 38 18 16

15 -- -- -- 38 18 16

20 -- -- -- 55 27 24

25 -- -- -- 89 43 38

30 -- -- -- 106 51 46

40 -- -- -- 140 67 61

Horse-power

90v 120v 180v 240v 500v 550v

Amperes

50 -- -- -- 173 83 75

60 -- -- -- 206 99 90

75 -- -- -- 255 123 111

100 -- -- -- 341 164 148

125 -- -- -- 425 205 185

150 -- -- -- 506 246 222

200 -- -- -- 675 330 294

AC Single Phase Motors

Horse-power

115v 200v 208v 230v

Amperes

1/6 4.4 2.5 2.4 2.2

1/4 5.8 3.3 3.2 2.9

1/3 7.2 4.1 4.0 3.6

1/2 9.8 5.6 5.4 4.9

3/4 13.8 7.9 7.6 6.9

1 16 9.2 8.8 8.0

1-1/2 20 11.5 11 10

2 24 13.8 13.2 12

3 34 19.6 18.7 17

5 56 32.2 30.8 28

7-1/2 80 46 44 40

10 100 57.5 55 50

Horse- 115v 200v 208v 230v




power

2 Phase (4 wire) AC Induction TypeSquirrel Cage and Wound Rotor

Horse-power 115v 230v 460v 575v 2300v

Amperes

1/2 4.0 2.0 1.0 0.8 --

3/4 4.8 2.4 1.2 1.0 --

1 6.4 3.2 1.6 1.3 --

1-1/2 9.0 4.5 2.3 1.8 --

2 11.8 5.9 3.0 2.4 --

3 -- 8.3 4.2 3.3 --

5 -- 13.2 6.6 5.3 --

10 -- 24 12 10 --

15 -- 36 18 14 --

20 -- 47 23 19 --

25 -- 59 29 24 --

30 -- 69 35 28 --

40 -- 90 45 36 --

Horse-power

115v 230v 460v 575v 2300v

Amperes

50 -- 113 56 45 --

60 -- 133 67 53 14

75 -- 166 83 66 18

100 -- 218 109 87 23

125 -- 270 135 108 28

150 -- 312 156 125 32

200 -- 416 208 167 43

AC 3 Phase Induction Type Squirrel Cage andWound Rotor

Horse-power

115V 200V 208V 230V 460V 575V 2300V

Amperes

1/2 4.4 2.5 2.4 2.2 1.1 0.9 --

3/4 6.4 3.7 3.5 3.2 1.6 1.3 --

1 8.4 4.8 4.6 4.2 2.1 1.7 --

1-1/2 12.0 6.9 6.6 6.0 3.0 2.4 --

2 13.6 7.8 7.5 6.8 3.4 2.7 --

3 -- 11.0 10.6 9.6 4.8 3.9 --




5 -- 17.5 16.7 15.2 7.6 6.1 --

7-1/2 -- 25.3 24.2 22 11 9 --

Horse-power

115v 200v 208v 230v 460v 575v 2300v

10 -- 32.2 30.8 28 14 11 --

15 -- 48.3 46.2 42 21 17 --

20 -- 62.1 59.4 54 27 22 --

25 -- 78.2 74.8 68 34 27 --

30 -- 92 88 80 40 32 --

40 -- 120 114 104 52 41 --

Horse-power

115v 200v 208v 230v 460v 575v 2300v

50 -- 150 143 130 65 52 --

60 -- 177 169 154 77 62 16

75 -- 221 211 192 96 77 20

100 -- 285 273 248 124 99 26

125 -- 359 343 312 156 125 31

150 -- 414 396 360 180 144 37

200 -- 552 528 480 240 192 49

Horse-power

115v 200v 208v 230v 460v 575v 2300v

Amperes

250 -- -- -- -- 302 242 60

300 -- -- -- -- 361 289 72

350 -- -- -- -- 414 336 83

400 -- -- -- -- 477 382 95

450 -- -- -- -- 515 412 103

500 -- -- -- -- 590 472 118

AC 3 Phase Synchronous TypeUnity Power Factor

Horse-power

230v 460v 575v 2300v

Amperes

25 53 26 21 --

30 63 32 26 --

40 83 41 33 --

50 104 52 42 --

60 123 61 49 12

75 155 78 62 15




100 202 101 81 20

125 253 126 101 25

150 302 151 121 30

200 400 201 161 40

Horse-power

230v 460v 575v 2300v



Preparado por: GUILLERMO E. LASSO

APLICACIONES DEL COD

ELECTRICO - NEC Y ANAL

CAMBIOS

“ PUESTA A TIERRA DE SISTEMAS ELE

Preparado por: GUILLERMO E. LASSO ING. ELECTROMECANICO

DIPLOMADO EN GERENCIA DE PROYEC




250.2 Definiciones¿Por qué es tan difícil de ent

conexión a tierra en los

eléctricos? Una de las

principales es que desconocedefinición de muchos de los

importantes. Antes de avanz

tema, revisemos algunas imp

definiciones contenidas en los A

100 y 250.




250.2 Definiciones

• Bonding [

permanente

metálicas, pruta e

conductora,

capacidad de

manera seg

corriente dpueda ocurr




250.2 Definiciones

• Bonding Jumper [100]:

Conductor dimensionado

apropiadamente de

acuerdo con el Artículo250, que asegure una

conductividad eléctrica

permanente entre las

partes metálicas de unainstalación eléctrica.




250.2 Definiciones

• Effective Grou

Current Path [2

conductiva perm

baja impedanciaintencionalment

para conducir la

falla desde el pu

ocurra la falla a

sistema de alamla fuente de sum

eléctrico.




250.2 Definiciones

• Equipment GroundingConductor [100]: Ruta, de bajaimpedancia para la corriente defalla, utilizada para unir partesmetálicas de equipos eléctricos,diversos medios para conduciralambres eléctricos yencerramientos, a la rutaefectiva para la corriente de falla

a tierra, en el equipo de servicioo a la fuente del sistemaderivado separadamente




250.2 Definiciones

• Ground (Ea

[100]: Tierr

cuerpo con

que está coa tierra.




250.2 Definiciones

• Ground Fault [100]:

Conexión no intencional

entre un conductor noconectado a tierra

(caliente) y cualquier parte

metálica de equipos,

encerramientos o diversos

medios para conduciralambres eléctricos.




250.2 Definiciones

• Grounded

Conducto

Conductorconectado

terminal q

intenciona

conectado




250.2 Definiciones

• Grounding (Earthing)

Conductor [100]:

Conductor queconecta un equipo o

circuitos eléctricos a

tierra, a través de un

electrodo de tierra.




250.2 Definiciones

• Grounding Electrode

(Earth) Conductor

[100]: Conductor que

conecta el neutral puestoa tierra con el electrodo

de tierra, en el equipo de

servicio, el interruptor

principal o en el sistemaderivado separadamente.




250.2 Definiciones

• Main Bond

[100]: Cond

tornillo, o pimetal que u

conductor d

a tierra, en

de servicio,puesto a tie




250.4(A)(1) Conectando

Sistemas Eléctricos a T

• Los embobalto voltaje a tierra, par

alto voltaje las descargatmosféricano intencionlíneas de mo sobre tenlas líneas e




250.4(A)(2) Conectando

Equipos Eléctricos a T

• Partes metálicas deequipos eléctricos debenser conectadas a tierra

para limitar el voltajeocasionado por lasdescargas atmosféricasy otras fuentes de sobretensiones y no paradespejar una falla atierra.




250.4(A)(5) Ruta Efectiva

Corriente de Falla a Ti

• Voltaje de toque (IEEE)

“Diferencia de potencial

entre una estructura

metálica y un punto en latierra situado a 3 pies de la

estructura”.

• El electrodo no reduce de

forma significativa el voltaje

de toque




250.6(A) Previniendo

Corrientes no Desead

• Corrientes nodeseadas recorreránlas partes metálicas

cuando el neutralconectado a tierra, es asu vez conectado a lala caja metálica delpanel de distribución,el cual no forma partedel equipo de servicio.




250.6(A) Previniend

Corrientes no Desead

• Corrientes de

pasando a tra

accesorios fl

elevar la tem

los compone

metálicos, in

los materiale

que existan e

alrededores




250.8 Tornillos de “Sheet Metal” no son aceptados

conectores o dispositivos varios a tierra

Bad metal to metal electrical fastening hardware

Good m

electric

ha

Mach

Self thre

with ma

Sheet Metal Screw

• Muchos electricistas saben que no pueden obtener conexiones metálestos tipos de tornillos. El metal utilizado para las cajillas eléctricas metálicos es muy grueso. Conexiones realizadas con tornillos auto-aceptables.




250.34 Generadores Portáti

montados en Vehículos

• La condición de conectar la carrocería a una varilla de tie

No es necesario conectar la

estructura metálica de los

generadores portátiles

montados en vehículos, a unavarilla de tierra si se cumplen

algunas condiciones.

Una condición para los generadores

portátiles montados en vehículos, es

que la estructura metálica de los

generadores deberá ser conectada

eléctricamente al chasis del

vehículo.




250.53(G) Instalación d

Varilla de tierra• La parte s

la varilla ddeberá esdel terrenoque el conprotegido daños físicestá espeel artículo




250.56 Valor de resisten

la Varilla de Tierra

• No más de dos

varillas de tierra son

requeridas; aunquela resistencia total

de las dos varillas

paralelas, sea

mayor de los 25ohmios.




Midiendo la

Resistencia a Tierra

• El medidor d

mide la resis

sistema de ti

inyectando u

alta frecuenc

de tierra de l

de utilidad, e

medirá la fue

señal de reto




Midiendo la

Resistencia a Tierr

• El medidor de caída de

voltaje de tres puntos,

determina la resistencia a

tierra utilizando la Ley deOhm: R = V/I

• V (Voltaje) = 3V

I (Corriente) = 0.2A

Resistencia = 3V/0.2AResistencia = 15 ohmios




250.62 Material del Cond

a la Varilla de Tierr

• Cobre o aluminio

• Sólido o con hebras

• Aislado o desnudo.

• Apropiado para lascondiciones

• Identificación conaislante color verde es

práctica común, pero norequisito del NEC




250.64(E) Conductor a la

de tierra en tubo de m

• Tuberías de origen

ferroso conteniendo el

conductor a la varilla de

tierra, deberá tenercada extremo de la

tubería conectado

eléctricamente al

conductor en mención.




250.66 Tamaño del Cond

la Varilla de tierra

• En el lado dedel servicio, del conductode tierra estaen el mayor cdel servicio dserá dimensioacuerdo a la 66




250.94 Conexión a Tierra

Sistemas de Comunicac

• Todos los sistemas de

Comunicación deberán

estar interconectados

al sistema de conexióna tierra del edificio.

• Deberán estar

conectados

eléctricamente entre sí.




250.94 Conexión a Tierra

Sistemas de Comunicac

• La interconeléctrica desistemas de

comunicacipunto en cominimiza lade daños a sistemas, pdiferencias entre ellos.




250.97 Conexión eléct

permanente en sistem

277V/480V• Algunos “kn

están aprobsoportar el

generado afalla a tierravoltios, ya qse generanmas calor qgenerado etierra en 12




250.100 Conexiones eléc

permanentes en lugar

clasificados como peligr

• Entradas roscadas

• Entradas sin rosca conconexiones eléctricas

permanentes.

• “Locknuts” especiales

• “Bushings” especiales




250.102 Tamaño de la co

eléctrica permanen

(Alimentación)• ¿Qué tamaño d

eléctrica permnecesario parde metal conductores

a) 1 AWG

b) 1/0 AWG

c) 2/0 AWGd) 3/0 AWG

b) 1/0 AWG, Ta




250.102 Tamaño de la co

eléctrica permanente (C

¿Qué tamaño de la conexióneléctrica permanente seránecesario para un conducto demetal donde los conductoresdel circuito están protegidospor un interruptor de 1,200 A?a) 1 AWG

b) 1/0 AWG

c) 2/0 AWGd) 3/0 AWG

d) 3/0 AWG, Tabla 250.122




250.106 Sistemas de Pro

para Descargas Atmosf

• La varilla de conexión

a tierra del Sistema de

Protección para

descargas

atmosféricas no deberá

ser usado como el

sistema de conexión a

tierra del edificio.




250.146 Conexión del te

de tierra de un tomacor

a su cajilla• Los tomacorrientes

deberán tener sus

terminales de tierraconectados a una vía

efectiva, que pueda

descargar en caso de

ocurrir, la corriente defalla a tierra.




250.146(A) Conexión a tierra entre una cajilla

superficie y un dispositivo eléctric

Surface mounted g

metal box

When there are no grounding contact yokeon a device, no bonding jumper, and where

screws are to be used as sole grounding

means one insulating washer shall be

removed.

• Es necesario remover por lo menos una de las ara para obtener un buen contacto entre las superficie




250.146 Conexión del te

de tierra de un tomacorr

su cajilla.• El NEC no re

posición del t

tierra del tompuede estar a

abajo o de lad

• Todas las pro

para reglame

posición de inde un tomaco

han sido rech




680.23(B)(2)(b) Luminarias Instaladas Ba

Agua

• El término “equipment grounding cofue cambiado a “bonding jumper.”

No. 8 de co

con aislami

sólido o c

hebras

Equipme

Co

Tubería no

metálica




800.100(A)(4), 820.100(A)(4), 830.100(A)(4)

Tierra en Circuitos de Comunicac

FPN Explica que las mismas limitaciones en la longitud, aplicadasapartamentos y edificios comerciales, ayudaría a reducir los voltajdesarrollarse entre la alimentación eléctrica de un edificio y el sistcomunicaciones, durante la ocurrencia de fenómenos atmosféricos

Menos

de 20

pies

Serv

Comun

Servicio Eléctrico

Casa de Apartamentos

Mínimo AWG 14 decobre, tan corto

como sea posible y

no mayor de 20 pies.




REFERENCIASREFERENCIASREFERENCIAS

Manual De Inspecciones EléctricasManual De Inspecciones Eléctricas – – UUCORPS OF ENGINEERS.CORPS OF ENGINEERS.

IEEEIEEE StdStd. 142. 142--1991 “1991 “Recommended PRecommended PGrounding of Industrial and CommercGrounding of Industrial and Commerci

systems”, Green Book systems”, Green Book .. Mike Holt NECMike Holt NEC®® Online Continuing EdOnline Continuing Ed

www.mikeholt.comwww.mikeholt.com

Online Continuing Education for ElectrOnline Continuing Education for Electr

www.electrician2.comwww.electrician2.com National Electrical CodeNational Electrical Code – – 2005 (NFPA2005 (NFPA



Cuaderno Técnico nº 172

Los esquemas de conexión a tierraen BT (regímenes de neutro)

B. LacroixR. Calvas



Cuaderno Técnico Schneider n°172 / p. 2

La Biblioteca Técnica constituye una colección de títulos que recogen las novedadeselectrotécnicas y electrónicas. Están destinados a Ingenieros y Técnicos que precisen unainformación específica o más amplia, que complemente la de los catálogos, guías de producto onoticias técnicas,

Estos documentos ayudan a conocer mejor los fenómenos que se presentan en las instalaciones,los sistemas y equipos eléctricos. Cada uno trata en profundidad un tema concreto del campo delas redes eléctricas, protecciones, control y mando y de los automatismos industriales.

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La reproducción total o parcial de este Cuaderno Técnico está autorizada haciendo la mención obligatoria:

«Reproducción del Cuaderno Técnico nº 172 de Schneider Electric».



Cuaderno Técnico no

172

Los esquemas de conexión a tierraen BT (regímenes de neutro)

Bernard LACROIX

Ingeniero ESPCI en 1 974 (Ecole Supérieure dePhysique et Chimie Industrielle de Paris),trabajó durante cinco años en JeumontSchneider donde participó, entre otros, entrabajos de desarrollo del variador de velocidadcon troceador del TGV.

Entró en Merlin Gerin en 1 981, y fue,sucesivamente técnico-comercial deonduladores y después responsable comercialde la actividad de protección de personas.

Desde 1 991, se le encarga de la prescripciónen la distribución de potencia en BT.

Roland CALVAS

Ingeniero ENSERG en 1 964 (Ecole NationaleSupérieure d’Electronique et Radioélectricité deGrenoble) se diplomó en el Institutd’Administration des Entreprises, y entró enMerlin Gerin en 1 966

Durante su trayectoria profesional, ha sidoresponsable comercial, después responsablede marketing de la actividad de protección depersonas. Actualmente se encarga de lacomunicación técnica dentro del GrupoScheneider.

Trad.: José Mª Giró

Original francés: septiembre 1 998

Versión española: marzo 2 000




Los esquemas de conexión a tierra en BT(regímenes de neutro)

Este Cuaderno Técnico repasa los riesgos que se derivan de los defectos deaislamiento para la seguridad de las personas y de los bienes. Destacaespecialmente la influencia del Esquema de Conexión a Tierra -ECT- sobre ladisponibilidad de la energía eléctrica.

Presenta los tres ECT definidos por la norma CEI 60364, que son los que seemplean en distinta medida en todos los países.

Cada ECT, todavía llamado «régimen de neutro», se analiza en términos deseguridad (seguridad, mantenibilidad y disponibilidad).

No hay ECT mejores o peores; todos consiguen la seguridad de las personas,

pero cada uno tiene sus ventajas e inconvenientes y es la necesidad la que debede guiar la elección, a parte de lo que manden o prohiban las normas o leyes.

El lector interesado por la evolución de los ECT y su aplicación en los diversospaíses puede leer el Cuaderno Técnico n° 173.

1 Introducción 1.1 Evolución de las necesidades p. 6

1.2 Causas de los defectos de aislamiento p. 6

1.3 Riesgos debidos a un defecto de aislamiento p. 7

2 Los ECT y la protección de las personas p. 10

2.1 Puesta a neutro: esquema TN p. 11

2.2 Neutro a tierra: esquema TT p. 13

2.3 Neutro aislado o impedante: esquema IT p. 14

3 Los ECT y los riesgos de incendio 3.1 Riesgo de incendio p. 18

y de no disponibilidad de la energía 3.2 Riesgo de no disponibilidad de la energía p. 18

4 Influencia de la MT en la BT, 4.1 El rayo p. 21

según los ECT 4.2 Las sobretensiones de maniobra p. 224.3 Cebado MT-masa interna en un transformador p. 22

4.4 Cebado MT-BT en el interior de un transformador p. 24

5 Aparellaje dependiente de la 5.1 ECT-TN: «puesta a neutro» p. 25

elección del ECT 5.2 ECT-TT: «neutro a tierra» p. 26

5.3 ECT-IT: «neutro aislado» p. 26

5.4 Protección del neutro, según el ECT p. 29

6 Elección del ECT y conclusión 6.1 Método para elegir el ECT p. 31

6.2 Conclusiones p. 32

7 Bibliografía p. 32




1 Introducción

Actualmente, tal como se definen en la CEI60364, en la UNE 20 460 y en la NF C 15-100,los esquemas de conexión a tierra (ECT), quedurante mucho tiempo se han llamado«regímenes de neutro», son tres:

la puesta a neutro -TN-, el neutro a tierra -TT-, el neutro aislado (o impedante) -IT-.Estos tres esquemas tienen una mismafinalidad en cuanto a la protección de personasy bienes: el control de los efectos de un defectode aislamiento. Se consideran equivalentes encuanto a la seguridad de personas frente acontactos indirectos.

Pero no es necesariamente así para laseguridad de la instalación eléctrica de BT enlo que se refiere a:

la disponibilidad de la energía,

el mantenimiento de la instalación.

Estas magnitudes, cuantificables, son objeto deexigencias cada vez mayores en las fábricas yen los edificios del sector terciario o deservicios. Por otra parte, los sistemas decontrol-mando de edificios y la gestión de ladistribución de la energía eléctrica juegan un

papel cada vez más importante a nivel de lagestión y de la seguridad.

Esta evolución de las necesidades deseguridad no es independiente de la elecciónde un ECT.

Hay que recordar que la continuidad del servicioes un factor primordial al producirse unaemergencia relacionada con los ECT (piénseseen una red sana de distribución pública aldesconectar los abonados con un defecto deaislamiento).

1.1 Evolución de las necesidades

Para asegurar la protección de las personas yla continuidad de la explotación, losconductores y las piezas con tensión de unainstalación eléctrica están «aislados» respectoa las masas conectadas a tierra.

El aislamiento se consigue mediante:

la utilización de materiales aislantes,

con una separación adecuada: por unaparte, necesitan determinadas distancias deaislamiento en el seno de un gas (por ejemplo,el aire) y por otra, hay que tener presente el

recorrido de las líneas de fuga (en elaparellaje: por ejemplo el camino de contorneoen un aislador).

Un aislamiento se caracteriza por lastensiones específicas que, conforme a lasnormas, se aplican a los productos y equiposnuevos:

tensión de aislamiento (la tensión más

elevada de la red), tensión de resistencia a la descarga delrayo (onda 1,2; 50 µs);

tensión de resistencia a la frecuenciaindustrial (2 U + 1 000 V/1 min).

Ejemplo para un cuadro de BT de tipo PRISMA:

tensión de aislamiento: 1 000 V,

tensión de descarga de rayo: 12 kV.

Al conectar a la red una instalación nueva,hecha según las reglas del arte del oficio y conproductos fabricados de acuerdo con lasnormas, el riesgo de defectos de aislamientoes muy bajo; al envejecer la instalación, esteriesgo aumenta.

En efecto, la instalación sufre diversasagresiones que originan fallos de aislamiento;citemos, a título de ejemplo:

durante la instalación:

el deterioro mecánico de los aislantes de loscables;

durante la utilización:

el polvo, más o menos conductor,

el envejecimiento térmico de los aislantes,debido a una temperatura excesiva, que estácausada por:

- el clima,- un número excesivo de cables en lascanalizaciones,

1.2 Causas de los defectos de aislamiento




- armarios mal ventilados,- los armónicos,- las sobreintensidades...

los esfuerzos electrodinámicosdesarrollados durante un cortocircuito quepueden dañar un cable o disminuir la distanciade aislamiento,

las sobretensiones de maniobra o de rayo,

las sobretensiones de retorno a 50 Hz comoresultado de un defecto de aislamiento en MT.

Normalmente es una combinación de estascausas primarias lo que lleva a un defecto deaislamiento, que puede ser:

de modo diferencial (entre conductoresactivos), lo que se convierte en un cortocircuito,

de modo común (entre conductores activos y

masa o tierra) circulando entonces por elconductor de protección (CP) y/o por tierra unacorriente de defecto, llamada de modo común uhomopolar (MT).

Los ECT en BT resultan especialmenteafectados por los defectos en modo común,que normalmente se producen a nivel dereceptores y cables.

1.3 Riesgos debidos a un defecto de aislamiento

0,1 0,2 0,5 1 2 5 10 20Umbral = 30 mA

50 100 200 5001000 2000500010000

mA10

20

50

100

200

500

1 000

2 000

5 000

10 000

ms Duración de paso de corriente

a b c2c1 c3

1 2 3

Corriente que pasa por el cuerpo

4

Fig. 1: Zonas tiempo/corriente de los efectos de la ca (de 15 Hz a 100 Hz) sobre las personas según

CEI 60479-1.

Zona 1: percepción

Zona 2: gran malestar y dolor

Zona 3: contracciones musculares

Zona 4: riesgo de fibrilación ventricular(parada cardíaca)

C1: probabilidad 5%

C3: probabilidad > 50%

Un defecto de aislamiento, sea cual sea sucausa, presenta riesgos para:

la vida de las personas,

la conservación de los bienes,

la disponibilidad de la energía eléctrica, loque a su vez redunda en perjuicio de laseguridad.

Riesgos de electrización de las personas

Una persona (o un animal) sometida a unatensión eléctrica se electriza. Según laimportancia de la electrización, esta persona

puede sufrir:

una molestia o dolor, una contractura muscular, una quemadura, una parada cardíaca (es decir, unaelectrocución) (figura 1).

Proteger a una persona de los efectospeligrosos de la corriente eléctrica esprioritario: el riesgo de electrocución es, portanto, el primero a tener en cuenta.

Lo realmente peligroso -por su valor o por suduración- es la intensidad de corriente queatraviesa el cuerpo humano (especialmente el

corazón).




En BT el valor de la impedancia del cuerpo, (enla que un componente importante es laresistencia de la piel) no cambia en la práctica

más que en función del entorno (locales secosy húmedos, por una parte, y locales mojados,por otra). Para cada uno de estos casos, se hadefinido una tensión de seguridad (tensión decontacto máxima admisible durante al menos5 segundos); en la norma CEI 60479, se llamatensión límite convencional UL.

Las normas CEI 60364 § 413.1.1.1, la UNE 20460 y la NF C 15-100 precisan que, si latensión de contacto (UC) tiene el riesgo desobrepasar la tensión UL, la duración de laaplicación de la tensión de defecto debe delimitarse mediante la actuación de dispositivosde protección. (Figura 2).

Riesgo de incendio

Este riesgo, cuando se materializa, puedetener consecuencias dramáticas para laspersonas y para los bienes. Un buen númerode incendios tienen su origen en uncalentamiento importante y puntual o en unarco eléctrico provocado por un defecto deaislamiento. El riesgo es todavía másimportante si la corriente de defecto eselevada. Es también función del grado deriesgo, de incendio o de explosión, de loslocales.

Riesgo de no disponibilidad de la energía

El control de este riesgo tiene cada vez másimportancia. En efecto, si para eliminar undefecto se desconecta automáticamente laparte afectada, se tiene como resultado:

un riesgo para las personas, por ejemplo:

falta súbita de la iluminación,

desconexión de equipos útiles para laseguridad;

un riesgo económico por la falta deproducción; este riesgo debe de ser

especialmente controlado en las industrias deprocesos, en las que un rearranque puede serlargo y costoso.

Además, si la corriente de defecto es elevada: los daños en la instalación o en losreceptores pueden ser importantes y aumentarlos costes y los tiempos de reparación,

la circulación de elevadas intensidades dedefecto en modo común (entre red y tierra)puede también producir perturbaciones en elfuncionamiento de equipos sensibles, sobretodo si éstos forman parte de una red de «bajacorriente», extensamente distribuida y conconexiones galvánicas.

Por último, al conectar la tensión, la apariciónde sobretensiones y/o de fenómenos deradiación electromagnética pueden producirdisfunciones y hasta el deterioro de equipossensibles.

Fig. 3 : Contactos directos e indirectos.

Uc

ph

3

Id Uc

a) Contacto directo

b) Contacto indirecto

Fig. 2 : Duración máxima de mantenimiento de la tensión de contacto según la norma CEI 60 364.

Locales o emplazamientos secos o húmedos: UL ≤≤≤≤≤ 50 V

Tensión de contacto prevista (V) < 50 50 75 90 120 150 220 280 350 500

Tiempo de corte máximo ca 5 5 0,60 0,45 0,34 0,27 0,17 0,12 0,08 0,04del dispositivo de protección (s) cc 5 5 5 5 5 1 0,40 0,30 0,20 0,10

Locales o emplazamientos mojados: UL ≤≤≤≤≤ 25 V

Tensión de contacto prevista (V) 25 50 75 90 110 150 220 280

Tiempo de corte máximo ca 5 0,48 0,30 0,25 0,18 0,10 0,05 0,02del dispositivo de protección (s) cc 5 5 2 0,80 0,50 0,25 0,06 0,02




Contactos directos e indirectos

Antes de empezar el estudio de los ECT, es útilrecordar la electrización por contactos directos

e indirectos. Contacto directo y medidas de protección

Se trata del contacto accidental de personascon un conductor activo (fase o neutro) o conuna pieza conductora que habitualmente estácon tensión (figura 3a).

Cuando el riesgo es muy importante, lasolución sencilla consiste en distribuir laenergía eléctrica a una tensión no peligrosa,es decir, a una tensión menor o igual que la deseguridad. Es el empleo de la muy bajatensión de seguridad (muy baja tensión deseguridad y muy baja tensión de protección).

En BT (230/400 V), las medidas de protecciónconsisten en poner las partes activas fuera delalcance o aislarlas con la utilización deaislantes, envolventes o barreras.

Una medida complementaria contra loscontactos directos consiste en utilizar losDispositivos Diferenciales Residuales (DDR)de alta sensibilidad (≤ 30 mA), llamados DDR-AS.

La forma de tratar los contactos directos estotalmente independiente del ECT, pero estamedida (la utilización de DDR-AS) esnecesaria en todos los casos de alimentaciónde circuitos cuyo ECT no se puede prever ocontrolar; en Francia, el decreto 14.11.88 y lanorma NF C 15-100 § 532-2-6 convierten enobligatoria esta medida, a nivel de:

las tomas de corriente de calibre ≤ 32 A,

en ciertos tipos de instalaciones(temporales, en canteras...).

Contactos indirectos, medidas deprotección y de prevención

El contacto de una persona con masasmetálicas accidentalmente puestas bajo tensiónse denomina contacto indirecto (figura 3b),

Esta conexión accidental a la tensión es el

resultado de un defecto de aislamiento.Circula entonces una corriente de defecto yprovoca una elevación de la tensión entre lamasa del receptor eléctrico y tierra; aparecepor tanto una tensión de defecto que espeligrosa si es superior a la tensión UL.

Frente a este riesgo, las normas de instalación –CEI 60364 a nivel internacional, UNE 20 460en España, y NF C 15-100 en Francia (estasnormas son similares en el fondo y en laforma)– han oficializado tres esquemas deconexión a tierra –ECT– y han definido lasreglas de instalación y de proteccióncorrespondientes.

Las medidas de protección contra contactosindirectos se apoyan en tres principiosfundamentales:

la conexión a tierra de las masas de losreceptores y equipos eléctricos, para evitarque un defecto de aislamiento se convierta enel equivalente a un contacto directo;

la equipotencialidad de masas accesiblessimultáneamente: la interconexión de estasmasas contribuye eficazmente a reducir latensión de contacto. Esto se hace mediante elconductor de protección (CP) que interconectalas masas de los materiales eléctricos para elconjunto de un edificio, eventualmentecompletada con conexiones equipotencialesadicionales (figura 4).

Repaso: la equipotencialidad no puede ser total

en todos los puntos (especialmente en localesde una sola planta); además, para el estudio delos ECT y de las protecciones asociadas, lahipótesis que tienen en cuenta los «redactoresde normas», que Uc es igual a Ud, se aplicaporque Uc es, al menos, igual a Ud .

Fig. 4 : Equipotencialidad en un inmueble.

Calefacción

Conductor

principal

de protección

Derivaciones

individuales

(CP)

Herrajes

Punto de

puesta a

tierra

Gas

Linea de enlace

con tierraBucle de electrodos

enterrado

Agua




Ud = tensión (llamada de defecto) respectoa la tierra profunda de la masa del aparatoeléctrico que tiene un defecto de aislamiento,

Uc = tensión de contacto que depende delpotencial Ud y de la referencia de potencial dela persona expuesta al riesgo, generalmente elsuelo.

la gestión del riesgo eléctrico:

esta gestión se optimiza con la prevención.Por ejemplo, al medir el aislamiento de unequipo antes de su conexión, o por la

T para «masa conectada directamente» atierra,

N para «masa conectada al neutro» en elorigen de la instalación; instalación que ha deestar conectada a tierra (figura 5).

La combinación de estas dos letras da tresconfiguraciones posibles:

TT: neutro del transformador T y masa T,

TN: neutro del transformador T y masa N,

IT: neutro del transformador I y masa T.

Nota 1:

El esquema TN, según CEI 60364, NF C 15-100y UNE 20 460, implica varios subesquemas:

TN-C: si los conductores del neutro N y elconductor de protección CP coinciden (CPN),

TN-S: si los conductores del neutro N y elconductor de protección CP están separados,

2 Los ECT y la protección de las personas

En este capítulo se determinan los riesgos deelectrización y hasta de electrocución paracada uno de los diferentes esquemas deconexión a tierra, tal como los define laComisión Electrotécnica Internacional en lanorma CEI 60364.

El ECT en BT determina la forma de conectar atierra el secundario del transformador MT/BT ylas diversas maneras de poner a tierra lasmasas de la instalación.

La identificación de los tipos de esquema se

expresa con dos letras: la primera para la conexión del neutro deltransformador (con 2 casos posibles):

T para «conectado» a tierra,

I para «aislado» de tierra;

la segunda identifica el tipo de conexión delas masas de los receptores (con 2 casosposibles):

predicción del defecto basada en elseguimiento de la evolución, con tensión, delaislamiento de una instalación alimentada y

aislada de tierra (IT), si se produce un defecto de aislamiento yéste genera una tensión de defecto peligrosa,hay que eliminarlo desconectandoautomáticamente la parte de la instalacióndonde se produce el defecto. La forma desuprimir el riesgo depende entonces del ECT.

Fig. 5 : Modo de conexión del neutro de un transformador a tierra; y modo de conexión de las masas de los

receptores eléctricos.

N

T

N

3

T

3

I

N

3

N

N

3




TN-C-S: utilización de un TN-S aguas abajode TN-C, (al revés, está prohibido).

Hay que destacar que, si se utiliza el TN, es

obligatorio el TN-S para redes que tenganconductores de sección menor o igual que10 mm2 de cobre.

Nota 2:

Cada ECT puede aplicarse a todo el conjuntode una instalación eléctrica de BT; perotambién pueden coexistir varios ECT en unamisma instalación; ver, por ejemplo, la figura 6.

Nota 3:

En Francia, según la norma NF C 13-100 quese refiere a los centros de distribución, para

saber los riesgos que tienen su origen en MT,el ECT en BT se expresa con la ayuda de unaletra suplementaria según la interconexión delas diferentes tomas de tierra (figura 7).

Veamos ahora cómo conseguir, en cada caso,la protección de personas.

letra tierra de la tierra de neutro tierra de las masassuplementaria estación MT/BT BT de utilización BT

R (interconectadas)

N (del neutro)

S (separadas)

( = interconectadas, = independiente)

Fig. 7 : Conexión de las tomas de tierra BT con la celda del centro de transformación MT/BT.

Fig. 6 : Ejemplo de coexistencia entre los diversos ECT.

CPN

TN-C TN-S TT

N

N

CP CP

IT

CP

3

N

2.1 Puesta a neutro: esquema TN

Ante un defecto de aislamiento, la corriente dedefecto Id no está limitada más que por la

impedancia de los cables del bucle del defecto(figura 8):

d =Uo

Rfase1 + Rd + RCP

Para una salida determinada y supuesto queRd ≈ 0, se tiene:

d =0,8 Uo

Rfase1 + RCP

En efecto, durante un cortocircuito, se admiteque las impedancias aguas arriba de la salida

considerada provocan una caída de tensión delorden del 20% sobre la tensión simple Uo, que

es la tensión nominal entre fase y tierra; de ahíel coeficiente 0,8.

Entonces Id provoca la aparición de una tensiónde defecto, respecto a tierra:

Ud = RCP . Id, o sea:

d = 0,8 UoRfase1 + RCP

RCP

Para redes de 230/400 V, esta tensión, delorden de Uo/2 (si RCP = Rfase) es peligrosa,porque es superior a la tensión límite deseguridad, incluso en un lugar seco (UL = 50 V).




Fig. 8 : Corriente y tensión de defecto en el esquema TN.

Ud

Rd

N

A

BC

D

CP

Id

d =

Uo

RAB + Rd + RCP

0,8 Uo

Rfase + RCPUd =

0,8 Uo

2 si

RCP = Rfase

yRd = 0

Fig. 9 : Tiempos de corte en el ECT TN (ver CEI 60 364 y NF C 15-100, tablas 41 A y 48 A).

Uo (voltios) tiempos de corte tiempos de cortetensión fase/neutro (segundos) UL = 50 V (segundos) UL = 25 V

127 0,8 0,35230 0,4 0,2400 0,2 0,05> 400 0,1 0,02

Por tanto, es necesario asegurar ladesconexión automática e inmediata de lainstalación o de parte de la misma (figura 9).

Siendo el defecto de aislamiento similar a uncortocircuito fase-neutro, el corte debe derealizarse con un dispositivo de proteccióncontra cortocircuitos -DPCC- con un tiempomáximo de corte especificado en función deUL.

Instalación

Para estar seguro de que la protección esrealmente activa hace falta, sea el que sea elpunto del defecto, que la corriente Id seasuperior al umbral de funcionamientoinstantáneo de la protección Ia (Id > Ia). Estacondición debe de comprobarse durante eldiseño de la instalación con los cálculos de lacorriente de defecto, y esto para cada uno delos circuitos de la distribución.

Un mismo recorrido del conductor deprotección -CP- y de los conductores activosfacilita el cálculo y está recomendado por lanorma (NF C 15-100 § 544-1; UNE 20 460).

Para garantizar esta condición hay otra formaque consiste en imponer un valor máximo deimpedancia a los bucles de defecto en funcióndel tipo y calibre de los DPCC escogidos (ver

la norma inglesa BS 7671). Este método puedellevar a aumentar las secciones de losconductores activos y/o de protección.

Otro aspecto a comprobar, para asegurar que elDPCC protegerá a las personas, es calcular lalongitud máxima de cable, que ninguna salidahabrá de sobrepasar, para un margen deprotección Ia dado.

Para calcular Id y Lmáx se pueden utilizar tresmétodos simples (Cuaderno Técnico 158 o laGuía NF C 15-105):

el método de las impedancias,

el método de la composición,

el método convencional (guía NF C 15-105,parte C).

Éste último, da la ecuacuión:

d = =0,8 Uo

Z

0,8 Uo

Rfase1 + RCP

=0,8 Uo Sfase

(1 + m) L

Para que la protección asegure perfectamenteesta función, es necesario que Ia < Id, dedonde Lmáx, longitud máxima permitida por laprotección que tiene el margen Ia, es:

Lmáx =0,8 Uo Sfase

(1 + m) a,




donde:

Lmáx: longitud máxima en m,

Uo: tensión simple, 230 V para una red

trifásica de 400 V, ρ: resistividad a la temperatura defuncionamiento normal,

Ia: corriente de disparo instantáneo: para un interruptor automático Ia = Im(siendo Im la corriente de funcionamiento delrelé magnético o de corto-retardo),

para un fusible, Ia es una corriente tal que eltiempo total de corte del fusible (tiempo deprearco + tiempo de arco) sea conforme a la

norma (figura 9), m =

SCP

Sfase

Si la línea tiene una longitud mayor que Lmáx,hay que: o disminuir Ia, o bien aumentar SCP, oinstalar un Dispositivo Diferencial Residual(DDR).

Ante un fallo de aislamiento, la corriente dedefecto Id (figura 10) queda limitada, sobretodo, por las resistencias de tierra (si laconexión a tierra de las masas y la conexión atierra del neutro no son la misma).

Siempre con la hipótesis de que Rd = 0, lacorriente de defecto es:

dRa + Rb

Uo

Esta corriente de defecto produce una tensiónde defecto en la resistencia de tierra de losreceptores:

Ud = Ra . Id , o, lo que es lo mismo:

Ud =Ra + Rb

Uo Ra

Siendo normalmente bajas las resistencias detierra y del mismo orden de magnitud (≈ 10 Ω),esta tensión, del orden de Uo/2, es peligrosa;por tanto, es obligatorio prever unadesconexión automática de la parte de lainstalación afectada por el defecto (figura 11).

2.2 Neutro a tierra: esquema TT

Ud

N

CP

Rb Ra

d

Ud =Ra + Rb

RaUod

Ra + Rb

Uo

Fig. 10: Corriente y tensión de defecto en el esquema TT.

50 V 25 V

3 A 16 81 A 50 25500 mA 100 50300 mA 166 83

30 mA 1660 833

resistencia máxima Ω de latoma de tierra Ra para UL =

Fig. 11: Límite superior de la resistencia de la toma

de tierra de las masas que no hay que sobrepasar,

en función de la sensibilidad de los DDR y de la

tensión límite U L, [ I ∆n = f(R a )].

nRa

UL




Instalación

En la cabeza de la instalación es necesariocolocar al menos un DDR, puesto que la

corriente de defecto más allá de la que hay

riesgo do =Ra

UL( ), es muy inferior a la de

ajuste de los dispositivos de protección decorriente máxima. Para mejorar ladisponibilidad de la energía eléctrica, elempleo de varios DDR permite conseguir unaselectividad de disparo amperimétrica ycronométrica. Todos estos DDR tendrán unmargen de corriente asignada I∆n inferior aId0.

La desconexión de la tensión, por la actuaciónde los DDR, debe de hacerse según la norma,en menos de 1 segundo.

Hay que destacar que la protección por mediode DDR:

es independiente de la longitud de loscables,

permite varias tomas de tierra Ra separadas(disposición no deseable, porque el CP ya noes una referencia de potencial única para todoel conjunto de la instalación).

El Cuaderno Técnico nº 114 trata con detalle latecnología y el uso de los DDR.

El neutro está aislado, es decir, no estáconectado a tierra. Las tomas de tierra de lasmasas normalmente están interconectadas(como para el ECT TN o TT).

En funcionando normal (sin defecto deaislamiento), la red está puesta a tierra por laimpedancia de fuga de la red.

Recuérdese que la impedancia natural de fugaa tierra de un cable trifásico, de 1 km delongitud, se caracteriza por los valores típicos:

C = 1 µF / km,

R = 1 MΩ / km,

que, a 50 Hz, dan:

Zcf = 1 / j . C . ω = 3 200 Ω

Zrf = Rf = 1 MΩ,

por tanto Zf ≈ Zcf = 3 200 Ω.

En régimen IT, para fijar adecuadamente elpotencial de una red respecto a tierra, esaconsejable, sobre todo si es corta, colocaruna impedancia (Zn ≈ 1 500 Ω) entre el neutro

del transformador y tierra... es el esquema ITllamado de neutro impedante.

comportamiento al primer fallo

neutro aislado:

La corriente de defecto se establece comosigue (valor máximo en caso de defecto francoy neutro no distribuido):

If = Ic1 + Ic2, siendo:

Ic1 = j . Cf . ω . V1 3,

y

Ic2 = j Cf . ω . V2 3,

de donde:

Id = Uo . 3 Cf . ω.

Para 1 km de red a 230/400 V, la tensión dedefecto será:

Uc = Rb . Id,

o sea 0,7 V

si Rb = 10 Ω.

Esta tensión no es peligrosa, por lo que lainstalación puede mantenerse en servicio.

Si el neutro está distribuido, la diferencia depotencial del neutro respecto a tierra añade unacorriente Icn = Uo Cf ω, e Id = Uo 4 Cf ω (figura 12).

neutro impedante:

La corriente del primer defecto es:

d =Zeq

U, siendo

Zeq

1

Zn

1= + 3j Cf .

La tensión de defecto correspondiente resultadébil, no peligrosa y la instalación puedemantenerse en servicio.

Continuar la explotación, sin peligro, es muy

importante, pero hace falta:- estar advertido de que hay un defecto,

- buscarlo rápidamente y eliminarlo, antes deque se produzca un segundo defecto.

Para responder a esta demanda:

- la información «existe un defecto» la da elControlador Permanente de Aislamiento (CPA)que supervisa todos los conductores activos,incluido el neutro (es obligatorio según lanorma NF C 15-100),

- la búsqueda se realiza con la ayuda de unlocalizador de defectos.

2.3 Neutro aislado o impedante: esquema IT




Comportamiento con el segundo defecto

Cuando aparece un segundo defecto y no seha eliminado el primero, pueden darse tressituaciones diferentes:

el defecto afecta al mismo conductor activo:no pasa nada y la explotación puede continuar,

el defecto afecta a dos conductores activosdiferentes: si todas las masas estáninterconectadas, el defecto doble es uncortocircuito (a través del CP).

El riesgo de electrocución es similar alencontrado con el ECT TN. Las condicionesmás desfavorables para los DPCC (Id es lamenor posible) se tienen en el caso de que losdos defectos se produzcan en salidas quetengan las mismas características (sección-longitud) (figura 13).

Los DPCC deben de respetar las siguientesrelaciones:

- si el neutro está distribuido y uno de los dosconductores con defecto es el neutro:

a2 Z

0,8 Uo

- o, si el neutro no está distribuido:

a2 Z

0,8 Uo 3.

Obsérvese que en el caso de que uno de losdos defectos esté sobre el neutro, la corrientede defecto y la tensión de defecto son la mitad

que en el esquema TN. Esto ha llevado a que,en este caso, las normas autoricen un tiempode funcionamiento de los DPCC más largo(figura 14).

Como en el ECT TN, la protección por DPCC noes admisible más que con unas longitudesmáximas de cable:

- si se distribuye el neutro:

Lmáx =0,8 Uo Sfase

(1 + m) a

1

2

N

f

Rb

Ud

Controlador

permanente

de

aislamiento

(CPA)

Limitador

de

tensión

32

1N

CP

Cf

cn c1 c2

Cf Cf Cf

V1 V2

V2 3V1 3

V3

cnf

c2

c1

f

f

f

Fig. 12 : Corriente del primer defecto de aislamiento en el esquema IT.

Ud ≈ Rb If




Fig. 13 : Corriente del 2º defecto en el esquema IT (neutro distribuido) y salidas que tienen la misma sección y

longitud.

Uo/U (voltios) UL = 50 V UL = 25 VUo: tensión fase/neutro tiempos de corte (segundos) tiempos de corte (segundos)U: tensión entre fases neutro neutro neutro neutro

no distribuido distribuido no distribuido distribuido

127/220 0,8 5 0,4 1,00230/400 0,4 0,8 0,2 0,5400/690 0,2 0,4 0,06 0,2

580/1 000 0,1 0,2 0,02 0,08

Fig. 14 : Tiempos de corte máximos especificados en esquema IT (según CEI 60364 y NF C 15-100, tablas

41B y 48A.)

N

Ra

RCPRCP Rfase Rfase

d

Ud Ud

3

21

N

CP

0,8 Uo

2 (RCP + Rfase)

0,8 UoUd

4

0,8 Uod

d

- si no se distribuye el neutro:

Lmáx =0,8 Uo Sfase

(1 + m) a

3

2.

Esto a condición de que el neutro estéprotegido y que su sección sea igual a lasección de las fases... Precisamente por esto

la NF C 15-100 desaconseja distribuir elneutro.

el defecto afecta a dos conductores activosdiferentes pero no todas las masas estáninterconectadas.

Para las masas puestas a tierra, individual-mente o por grupos, cada circuito o cada grupode circuitos debe de estar protegido por unDDR.

En efecto, en caso de un defecto de aislamientoa nivel de grupos conectados a dos tomas detierra diferentes, el comportamiento del ECT,respecto al fallo de aislamiento (Id, Ud), essimilar al de un esquema en TT (la corriente dedefecto pasa por tierra).

La protección de personas contra contactosindirectos queda entonces asegurada de la

misma manera nRa

UL, como puede verse

en la tabla de la figura 11.

Nótese que, cumpliendo los tiempos que dicela norma, puede efectuarse una selectividadcronométrica horizontal para privilegiar lacontinuidad del servicio en ciertos edificios.




Nota: para proteger una red de BT aislada de latierra (IT) contra las elevaciones de tensión(cebado en el transformador MT/BT, contacto

accidental con una red de tensión más alta,rayo sobre la red de MT), en Francia la normaNF C 15-100 obliga a instalar un limitador desobretensión entre el punto neutro deltransformador MT/BT y la tierra (Rb).

Id Ud Lmáx continuidad del servicio

TN ( )faseo0,8 U S

1 m Lρ +o0,8 U

1 m+ ( )fase

a

o0,8 U S

1 mρ + Iselectividad vertical

TTa b

oU

R R+a

a b

oU R

R R+ sin limitaciones selectividad vertical

IT 1er defecto < 1 A << UL no actúan las protecciones

( )faseo1 0, 8 U S

2 1 m L≤

ρ +om 0,8 U

2 1 m≤

+ ( )fase

a

o1 0, 8 U S

2 1 mρ + I

( )faseo3 0, 8 U S

2 1 m L≤

ρ +om 3 0,8 U

2 1 m≤

+ ( )fase

a

o3 0, 8 U S

2 1 mρ + I

selectividad vertical yposibilidad de selectividadhorizontal en beneficio delas salidas de granintensidad

Recordemos que:

ρ = 22 x 10 -6 Ω .mm2 / m para Cu (36 para Al) ;

m =SCP

Sfase

la sección del CP, generalemente igual a la sección de las fases, puede ser igual a la mitad de la sección de las fases cuandosobrepasan los 35 mm2… lo que aumenta Ud en TN y IT.

Fig. 15 : Magnitudes características de los ECT.

El lector que desee profundizar en el estudio delos ECT IT puede leer el CT nº 178.

En la tabla de la figura 15 se recogen las

fórmulas principales que hay que conocer paratener una visión de síntesis de las magnitudesque caracterizan los diferentes ECT, en cuantoa la protección de personas.

Defecto doble conneutro distribuido(fase-neutro)

Defecto doble conneutro no distribuido(entre fases)




Se ha demostrado, y después se ha incluidoen las normas, que en locales especialmentesensibles, cuando la corriente de defectosobrepasa los 500 mA, un contacto puntualentre un conductor y una pieza metálica puedeprovocar un incendio .

A título de ejemplo:

locales con riesgo importante: factoríaspetroquímicas, granjas,

locales con riesgo menor, pero donde lasconsecuencias pueden ser muy graves:edificios de gran altura con afluencia depúblico...

Con el neutro aislado, el riesgo de «incendio»:

es muy pequeño para el primer defecto,

es tan importante como en TN para elsegundo defecto.

Para los ECT TT y, sobre todo TN, la corrientede defecto es peligrosa, vista la potencia

desarrollada (P = Rd .I2

): en TT: 5 A < Id < 50 A; en TN: 1 kA < Id < 100 kA.

La potencia puesta en juego en el punto deldefecto, sobre todo en el esquema TN, esconsiderable y hay que conseguir limitar laenergía disipada (∫ Rd.i2.dt) actuando con lamáxima velocidad y los mínimos valoresposibles de corriente.

Esta protección, prescrita por la CEI y exigida

por las normas francesas (NF C 15-100 § 482-2-10), se realiza por medio de DDRinstantáneos con un ajuste ≤ 500 mA, sea cualsea el ECT.

Cuando los riesgos de incendio sonparticularmente importantes (fabricación yalmacenamiento de materias inflamables, ...),es necesario y hasta obligatorio, utilizar un ECTcon las masas a tierra, minimizandonaturalmente este riesgo (TT o IT).

El TN-C está prohibido en Francia por la NF C15-100 cuando hay riesgo de incendio(condición BE2) y/o de explosión (condición

BE3): si el conductor CP y el neutro son elmismo conductor, no se puede instalar unDDR.

3 Los ECT y los riesgos de incendioy de no disponibilidad de la energía

3.1 Riesgo de incendio

Este riesgo es importante para el usuario,porque trae consigo costes por paro de laproducción y por reparación que pueden llegara ser importantes.

Es diferente según el ECT escogido.

Recordemos que la disponibilidad (D) es unamagnitud estática (figura 16) igual a la razónentre dos tiempos:

tiempo durante el cual la red está presente,

tiempo de referencia, igual al tiempo «redpresente + red ausente».

El tiempo de buen funcionamiento (MUT)depende del estado general de aislamiento dela red. Ahora bien, con el tiempo, el aislante seva degradando con los sobreesfuerzostérmicos y electrodinámicos debidosespecialmente a las corrientes de defecto.

El tiempo de fallo (MDT) depende, también él,de la corriente de defecto y especialmente desu intensidad que, según su valor, puedeprovocar:

un deterioro más o menos importante en

receptores y cables..., incendios,

fallos en el funcionamiento de los equiposde señal o de bajas corrientes y de control ymando.

El problema de la disponibilidad de la energíahay que analizarlo para el estudio de cada unode los esquema de conexión a tierra. El ECT ITrequiere un estudio particular, puesto que es elúnico que permite el no disparo en presenciade un defecto.

3.2 Riesgo de no disponibilidad de la energía




El ECT IT

Para conservar todas las ventajas que esteesquema tiene de no interrumpir la distribucióneléctrica al primer fallo, hay que evitar elsegundo fallo, que tiene entonces los mismose importantes riesgos del ECT TN. Para haceresto, hay que suprimir este primer fallo antesde que pueda aparecer el segundo. El empleode medios de detección y de localizacióneficientes por parte de un personal demantenimiento con capacidad de respuestareduce muchísimo la probabilidad del «doblefallo».

Además existen hoy en día dispositivos decontrol que permiten seguir continuamente laevolución de los aislamientos de las diferentessalidas y conseguir la predicción del defecto y,por tanto, prever el mantenimiento del primerdefecto.De ahí la posibilidad de una disponibilidadmáxima de la energía con el ECT IT.

Los ECT TN y TT

Hay que hacer referencia a la selectividad en eldisparo.

En TN, esto se consigue con las proteccionescontra cortocircuitos, si el plan de protecciónde la instalación está bien estudiado(selectividad amperimétrica).

En TT, es fácil conseguirla gracias a los DDRque permiten obtener una selectividad

amperimétrica y cronométrica.

Recordemos que con el TN, el tiempo dereparación, visto el ∫ i2.dt, tiene el peligro de sermás importante que en TT, lo que influyetambién en la disponibilidad.

Para todos los ECTEs siempre interesante prevenir los defectos deaislamiento, en particular en ciertos motoresdurante el arranque. Hay que saber que el 20%de las averías de un motor se deben a undefecto de aislamiento, que se pone demanifiesto precisamente al conectarlo a latensión. En efecto, una pérdida de aislamiento,aunque débil, en un motor caliente que seenfría en un ambiente húmedo (condensación)degenera en un defecto franco al arrancar denuevo, implicando, por una parte, importantesgastos por la reparación de sus bobinados, y,por otra, una pérdida por el cese de laexplotación; y aún puede haber riesgosmayores si se trata de un motor usado paraseguridad (motor de una bomba de achique, deincendios, de ventilación...).

La prevención de este tipo de incidente sepuede conseguir, sea el que sea el ECT,mediante un Control Permanente deAislamiento que supervise al receptor sintensión. Así, ante un defecto, se impide elarranque.

Como conclusión de este apartado, queda claroque, para una buena disponibilidad de laenergía, los ECT se clasifican, por orden de

preferencia, en IT, TT, TN.

MDT MUT MDT MUT MDT

Corte de

alimentación

por un defecto

Retorno de

alimentación

Corte de

alimentación

por un defecto

Retorno de

alimentación

Corte de

alimentación

por un defecto

Retorno de

alimentación

Tiempo

Situación de avería Funcionamiento correcto

D = Disponibilidad

MUT = Mean Up Time= tiempo medio de buenfuncionamientodespués de la

reparación

MDT = Mean Down Time

= tiempo medio del fallo:(detección + intervención +reparación + puesta enmarcha)

Fig. 16 : Disponibilidad de la energía eléctrica.

MUTMDT

MUTD +=




Nota:

Si por imperativos de la continuidad delsuministro la instalación tiene un grupo

electrógeno o un SAI -Sistema de AlimentaciónIninterrumpida (ondulador)- cuando se pasa ala fuente secundaria hay un riesgo de nofuncionamiento o de funcionamiento tardío delos DPCC, por Icc menor (figura 17).

En TN e IT, para la seguridad de las personas ylos bienes, es pues indispensable comprobarque las condiciones de protección se respeten

siempre (ajuste del margen de disparo y deltiempo de funcionamiento) sobre todo para lassalidas de gran longitud. Si no es así, hay queinstalar los DDR.

Régimen

subtransitorio

Aparición

del defecto

10 a

20 ms

0,1 a

0,3 s

Régimen

transitorio

Alternador con excitación

compound o sobreexcitación

Alternador con

excitación shunt

n

n

n

ef

0,3

3

Fig. 17 : Establecimiento de una corriente de cortocircuito en una red alimentada por un grupo de emergencia

«diesel/alternador».




Salvo que se use una alimentación deemergencia sin corte (con aislamientogalvánico) o un transformador BT/BT, Lasredes BT están influenciadas por la MT.

Esta influencia se produce:

por acoplamiento capacitativo, con latransmisión de sobretensiones desde losarrollamientos de MT a los de BT,

por acoplamiento galvánico, en caso de

cebado entre los arrollamientos de MT y de BT, por impedancia común, si las diversastomas de tierra están conectadas y con unacorriente procedente de la MT que se fuga atierra.

Todo esto se traduce en perturbaciones en BT,frecuentemente sobretensiones, cuando losfenómenos generadores del incidente en MTson:

el rayo, las sobretensiones de maniobra, el cebado interno MT-masa interior en eltransformador, el cebado interno MT-BT en el interior deltransformador.

Su consecuencia más frecuente es ladestrucción de los aislantes de BT, con losriesgos consiguientes de electrocución para laspersonas y destrucción para el material.

4 Influencia de la MT en la BT, según los ECT

Si la red de MT es aérea, para limitar lasconsecuencias de una descarga de rayo,directa o indirecta, los suministradoresinstalan limitadores de sobretensiones ZnO.

Colocados en el último poste antes de laestación MT/BT, estos elementos limitan lassobretensiones y derivan la corriente del rayo atierra (ver los Cuadernos Técnicos nos 151 y168).

Entonces se transmite una onda de rayo, porefecto capacitativo entre los bobinados deltransformador a los conductores activos de BT.Ésta puede alcanzar los 10 kV de pico. Aunquees atenuada progresivamente por lascapacidades parásitas de la red respecto a

tierra, es prudente colocar también limitadoresde sobretensión (pararrayos) de ZnO en elorigen de la red de BT, sea el que sea su ECT(figura 18).

Igualmente, para evitar un acoplamiento porimpedancia común, es prudente no conectarnunca a la toma de tierra del neutro de BT:

ni los limitadores de sobretensión de MT,

ni los pararrayos situados en los tejados delos edificios.

En efecto, la corriente de rayo provocaría unasubida de potencial del CP y/o del neutro de BT(riesgo de cebado por el retorno) y la pérdida deeficacia de la toma de tierra por vitrificación.

4.1 El rayo

3

3 3

N

125 kV 10 kV

Conexiones

cortas

Fig. 18 : Limitación y transmisión de una sobretensión de rayo (hay sobretensiones en modo común entre

fases, esté o no el neutro a tierra).




Z: conexión directa en los esquemas TN y TT.conexión impedante o aislada en los esquemas IT, usando un explosor.

IhMT : intensidad máxima de la corriente del primer defecto monofásico a tierra de la red deAT que alimenta un centro de transformación.

Utp: tensión de rigidez dieléctrica, a la frecuencia industrial, de los materiales de BT delcentro de transformación

(1) La tercera letra de los ECT significa, según NF C-13100 que : todas las masas están interconectadas (en francés: Reliées): R;

la masa del centro de transformación está conectada a la del Neutro: N ;

las tomas de tierra están Separadas: S.

esquema (1)

Fig. 19 : Resistencia máxima de la toma de tierra de las masas del centro de transformación en función del

esquema de conexión a tierra de la red.

TNR o ITR RPAB

Z

TTN o ITN RPB Ra

Z

TTS o ITSRbRP Ra

Z

Resistencia máxima de la toma detierra de las masas del centro detransformación RP (ΩΩΩΩΩ)

IhMT (A) RPB (Ω)300 31 000 1

Sin valor prescrito, pero los valores siguientespermiten evitar la subida de tensión en elconjuntoIhMT (A) RPAB (Ω)300 3 a 201 000 1 a 10

Utp (kV) 2 4 10IhMT (A) RP (Ω)300 4 8 20

1 000 1 3 10




Si se produce una descarga MT-BT en el senodel transformador, para evitar que el valor de latensión a tierra de la red BT se eleve hasta elvalor de la tensión simple de la red MT, hayque conectar la red BT a tierra.

Un defecto así tiene estas consecuencias:

en TN

Toda la red de BT, incluido el CP, quedasometida a la tensión IhMT . RPAB o RAB. Siesta tensión sobrepasa la rigidez dieléctrica dela red BT, (en la práctica del orden de 1 500 V)se pueden producir descargas en BT si laequipotencialidad de todas las masas de losbastidores, tanto las eléctricas como las

restantes, no es total; en TT

Cuando las masas de los receptores están alpotencial de la tierra profunda, toda la red deBT queda sometida a IhMT. RPAB o RB, con loque hay riesgo de descargas «por corriente deretorno» en los receptores, si la tensióndesarrollada en RPB o Rb sobrepasa su rigidezdieléctrica;

en IT

Cuando se alcanza su tensión de cebado, losexplosores o autoválvulas (llamados enFrancia limitadores de sobretensión) se ponen

en cortocircuito, convirtiéndose entonces la redIT en una TN (o TT si hay varias tomas de tierrade utilización).

En todos los casos, las descargas MT/BTocasionan contratiempos que pueden sergraves para la instalación y para los receptoresBT, si el valor de la toma de tierra del neutro BTno está controlado. El lector interesado puedeconsultar la CEI 60364 que explicita los riesgosen función del ECT.

El ejemplo de la distribución pública, aérea enFrancia, da una respuesta a una situación en laque están presentes los riesgos de caída derayo, de sobretensiones de maniobra, dedescargas MT-masa del transformador y MT-BT(figura 20). Esto demuestra que no esindispensable la equipotencialidad de toda la

distribución (todas las masas MT, los neutros ylas masas de utilización conectadas): cadariesgo se trata separadamente.

En este capítulo se ha descrito la influencia dela red MT, deduciéndose:

la importancia del empleo de limitadores desobretensión en el origen de la instalación BT,sea el que sea el ECT, y esto si la alimentaciónMT y, todavía más la de BT, es aérea;

que el hecho de conectar la toma de tierradel centro de transformador con la toma detierra del neutro BT, incluso con las masas deutilización, provoca esfuerzos variables sobre lared BT en función del ECT MT (valor de Ih).

4.4 Cebado MT-BT en el interior de un transformador

3h 300 A

Contador

Punto de

puesta a tierra

Ra < 100Rb < 4Rp < 50

Limitador de

sobretensiones

DDR

CP

30 m

8 m 8 m

N

Fig. 20 : Distribución pública aérea rural en Francia.




La elección de un ECT tiene consecuencias entérminos de seguridad (en sentido amplio),pero también en cuanto a la instalación,especialmente en lo que se refiere alaparellaje a instalar.

En este esquema, este aparellaje loconstituyen los DPCC (interruptores

automáticos y fusibles) que aseguran engeneral la protección contra los defectos deaislamiento, con un disparo automáticoconforme a un tiempo máximo de corteespecificado (función de la tensión simple Uo:figura 9).

Con interruptor automático

La actuación del interruptor automático seproduce según un margen de funcionamientodeterminado por el tipo de relé (figura 21). Encuanto la corriente de defecto sobrepasa elumbral de disparo de la protección contracortocircuito (generalmente instantánea), seproduce una apertura en un tiempo netamenteinferior al tiempo de corte máximo especificado,por ejemplo 5 s para los circuitos dedistribución (norma NF C 15-100 § 413-1-34) yde 0,4 s para los circuitos finales.

Cuando la impedancia de la fuente y de loscables tiene un valor elevado, hay que utilizarrelés de margen bajo, y si no, asociar unosDDR a los DPCC. Estos DDR pueden tenerrelés diferenciales separados o asociados alos interruptores automáticos (con lo queserán: interruptores automáticos diferenciales)de baja sensibilidad. Su sensibilidad debe deser:

5 Aparellaje dependiente de la elección del ECT

CPf

0

RR

U8,0nI

+<∆ .

Al emplear un DDR se tiene la ventaja de queno es necesario comprobar la impedancia delbucle, ventaja particularmente interesantecuando la instalación se modifica o se amplía.

Esta última solución no es evidentementeaplicable con el ECT tipo TN-C (puesto que elCP coincide con el del neutro).

Con fusibles

Los fusibles empleados para la proteccióncontra cortocircuitos son del tipo gG, y suscaracterísticas tiempo/corriente (figura 22)están definidas por las normas (fusibles

domésticos, CEI 60241; fusibles industriales,CEI 60269). Hay que verificar la adecuación conlos tiempos de corte máximo especificado,impuestos como consecuencia de unaverificación individual de los calibres previstospara cada protección.

Si no hay adecuación, hay que, o bien disminuirla impedancia del bucle de defecto(aumentando la sección), o bien cambiar elfusible por un interruptor automático de margenbajo o por un interruptor automático diferencial.

5.1 ECT-TN: «puesta a neutro»

Fig. 21: Corriente de disparo (magnético o de corto retardo) de los interruptores automáticos BT.

Aparato tipo de relé margen de funcionamiento

Doméstico B(EN 60 898) C

DIndustrial G (margen bajo)(CEI 60947-2) D

MA (para arranque de motores)

In gG (A) Imín. 10 s Imáx. 5 s Imín. 0,1 s Imáx. 0,1 s

63 160 320 450 82080 215 425 610 110100 290 580 820 1450

Fig. 22 : Ejemplo de los límites del margen de funcionamiento de los fusibles (según CEI 60269 § 5-6-3).

3 In ≤ Ia ≤ 5 In5 In ≤ Ia ≤ 10 In10 In ≤ Ia ≤ 20 In2 In ≤ Ia ≤ 5 In5 In ≤ Ia ≤ 10 In6,3 In ≤ Ia ≤ 12,5 In




Este esquema, como la corriente de defecto esmuy débil (capítulo anterior), no permite a losDPCC asegurar la protección de las personascontra contactos indirectos. Es necesarioemplear DDR (figura 23 y 24) asociados a losinterruptores automáticos o a los interruptores(ver CEI 60364 § 413.1.4.2 y NF C 15-100).

Estos dispositivos deben de cumplir una seriede normas, en especial:

CEI 60 755: reglas generales,

CEI 61 008: interruptores automáticos«domésticos»,

CEI 61 009: DPCC diferenciales«domésticos»,

CEI 60947-2: interruptores automáticosdiferenciales «industriales».

Su instalación debe de cumplir los siguientesobjetivos:

de protección de personas:

sensibilidad I∆n ≤ UL /Ra,

tiempo de corte ≤ 1 s,

de continuidad del servicio, con umbrales ytemporizaciones que permitan la selectividadamperimétrica y cronométrica,

de protección contra incendios,con I∆n ≤ 500 mA.

Fig. 24 : Esquema funcional de un DDR.Fig. 23 : Bloque vigi de Compact NS.

Adaptador

Umbral

Temporización

Actuador

0

Recordemos que en caso de defecto doble, laseguridad de las personas queda aseguradapor los DPCC. Durante el primer defecto deaislamiento, el cálculo nos muestra que no haypeligro (tensión de contacto muy inferior a latensión límite de seguridad). Por tanto, ladesconexión automática no es obligatoria: es

la ventaja esencial de este esquema.Para conservar esta ventaja, las normasrecomiendan (CEI 60364 - § 413. 1. 5.4) uobligan (NF C 15-100) a la instalación de unControlador Permanente de Aislamiento

–CPA– y la búsqueda del primer defecto. Enefecto, si aparece un segundo defecto, el corteautomático es imprescindible, porque hayriesgo de electrocución, actuando entonces losDPCC, eventualmente completados con DDR.

La búsqueda del primer defecto para sureparación (mantenimiento curativo) se facilita

5.3 ECT-IT: «neutro aislado»

muchísimo empleando dispositivos delocalización de defectos –DLD–.

También es posible efectuar un mantenimientopredictivo, basado en el seguimiento (registro)de las variaciones de impedancias deaislamiento de cada circuito.

Las redes BT, explotadas según el esquema ITy que tienen su origen en un transformadorMT/BT, deben de estar protegidas contra losriesgos de defecto de aislamiento entre la MT yla BT por un «limitador de sobretensión».

Por último, para fijar el potencial de la red de BTrespecto a tierra, (red corta alimentada por untransformador MT/BT) y evitar el riesgo deferrorresonancia, se puede instalar unaimpedancia entre el neutro del transformador ytierra. Su valor, que a 50 Hz es del orden de1 500 Ω, es muy elevado en cc y en muy bajafrecuencia, para no interferir en la medida deaislamiento y en la búsqueda de defectos.

5.2 ECT-TT: «neutro a tierra»




Principio de funcionamiento de los CPA

Un defecto en un circuito se convierte, a nivelde la red, en una pérdida de aislamiento, o

más exactamente, en una disminución de laresistencia de la red respecto a tierra.

En Francia, los CPA y los DPD deben decumplir la norma de fabricación UTE 63080.

Los CPA tienen por tanto como misiónsupervisar esta resistencia.

En general, trabajan midiendo el valor de unacorriente, alterna o continua, que inyectan entrela red y tierra (figura 25).

La inyección de corriente continua permiteconocer permanentemente la resistencia deaislamiento de la red. Si ésta baja por debajode un valor preestablecido, el CPA señala el

defecto.La inyección de corriente alterna de bajafrecuencia (de algunos Hz) permite controlar laresistencia de defecto, pero con una distorsióndebida a la presencia de capacidades de fugade la red. Este inconveniente menor, vista lafrecuencia de inyección, queda compensadocon la ventaja de la capacidad de búsquedadel primer defecto (con un solo dispositivo deinyección).

Actualmente existen aparatos de inyección decorriente de BF capaces de indicarseparadamente la resistencia y la reactanciade aislamiento de la red. Su técnica permite

además la búsqueda del primer defecto sinabrir los circuitos y sin molestias debidas asalidas muy capacitativas.

Principio de funcionamiento de los DLD

La solución más frecuente consiste en inyectaruna corriente identificable (de frecuencia

diferente a la de la red). El generador puede serel CPA. Unos cuantos captadores magnéticos(transformadores toroidales y/o pinzasamperimétricas), con un amplificador adecuadoa la frecuencia de la corriente inyectada, siguenel recorrido hasta el punto del defecto (figura26).

Fig. 26 : Localización del defecto de aislamiento siguiendo el trayecto de una corriente de baja frecuencia

inyectada al principio de la instalación.

N

ZImpedancia

( 100 k en 50 Hz ;

baja impedancia a BF)

Corriente de medida

del aislamiento (Rd)

Umbral temporización

alarma

CP

Medida

Generador de

corriente BF

CP

CP

Generador BF

Fig. 25 : Esquema funcional de un controlador

permanente de aislamiento (CPA).




Por último, se usa otra solución, consistenteen comparar, permanentemente y para cadasalida, el valor de su resistencia con un valor

definido y programable.Esta última solución, utilizada en mediosinformáticos, permite a la vez , tanto local comoremotamente:

señalizar el primer defecto (CPA),

después indicar su localización (DLD) parasu reparación (mantenimiento curativo) (figura27),

y conocer la evolución, en el tiempo, delaislamiento, salida a salida, para poderintervenir en aquéllas cuyo aislamiento bajaanormalmente (mantenimiento predictivo).

Limitadores de sobretensión (NF C 63-150)

Se conectan entre un conductor activo (fase oneutro) de la instalación y tierra. Su tensión decebado Ue debe por tanto adaptarse a lainstalación prevista; así, para redes de 230/ 400 V, 50 Hz, existen dos modelos:

250 V, para conectarlo al neutro(400 V < Ue ≤ 750 V),

400 V, para conectarlo a una fase(700 V < Ue ≤ 1 100 V).

Su misión es doble:

limitar la tensión en la red de BT duranteuna descarga MT/BT en el transformador de

distribución; en este caso, el limitador debe dederivar a tierra la corriente «residual» de la redde MT, y

limitar las sobretensiones de rayo.De ahí sus características, por ejemplo, para elmodelo de 250 V, que son:

- Un: 250 V,

- Ucebado a 50 Hz: mínimo 400 V, máximo 750 V,

- Ucebado según la onda 1,2/50 µs: û < 1 570 V,

- îrayo: 20 veces 2 500 A (onda 8/20 µs) sincortocircuitarse,

- î50 Hz:

20 000 A / 0,2 s,

5 000 A / 5 s,

1 200 A / 2 min.

Esta resistencia a la corriente de cresta (î50 Hz)es muy superior al valor de la corriente«residual» de la red de MT. Esto se explica porel hecho de que un limitador que se ha«cebado» con una sobretensión muy fuerte,puede quedar cortocircuitado; aún así, debe deser capaz de soportar una corriente decortocircuito de BT que se produzca acontinuación de un primer defecto deaislamiento en la red protegida.

Los limitadores que se comercializan con lamarca Merlin Gerin pueden soportar 40 kA/0,2 s.

CP

CP

Bus «tensión de búsqueda»

El paso por los conductores de la corriente de búsqueda se detecta con los captadores magnéticos (toroides). Cadareceptor, que tiene su amplificador selectivo (ajustado a la frecuencia y fase de la corriente de búsqueda) calculala resistencia y la capacidad del circuito (con la tensión y la fase que tiene como referencia en el bus) e indica lapresencia de un defecto.

Fig. 27 : Principio de funcionamiento de un DLD para la medida de la impedancia en BF.




El neutro debe de cortarse con un dispositivode corte omnipolar:

en régimen TT y TN, si la sección del neutroes inferior a la de las fases,

en distribución final, puesto quefrecuentemente se intercambian neutro y faseentre sí.

El neutro debe de estar protegido y cortarse:

en régimen IT, por la actuación de laprotección de doble defecto, pues uno de losdefectos puede estar sobre el neutro,

en régimen TT y TN-S, si la sección delneutro es inferior a la de las fases,

cualquiera que sea el ECT, si la instalacióngenera corrientes armónicas de terder orden ysus múltiplos (sobre todo, si la sección delneutro es reducida).

En TN-C el neutro, que es también el CP, nopuede cortarse, puesto que resultaría peligrosopor sus variaciones de potencial, debidas a lascorrientes de carga y a las corrientes de defectode aislamiento.

Para evitar riesgos, es necesario tener, paracada zona/abonado, una equipotencialidadlocal y una toma de tierra.

La figura 28 muestra cuáles son los tipos deinterruptores automáticos utilizados en función

del ECT. Hay que destacar que los ECT TT y TNpueden utilizar los mismos aparatos (conbloque diferencial, además, en el TT).

5.4 Protección del neutro, según el ECT




Fig. 28 : Empleo de los interruptores automáticos según los ECT.

Circuitos Esquemas

TN-C TN-S TT IT

Circuitos monofásicosCircuitos monofásicos con protección unipolar no sí sí no

Circuitos monofásicos con protección bipolar no sí sí sí

Circuitos trifásicos sin neutro

Con protección bipolar sí sí sí sí

Circuito trifásico con neutro

Sin detección de sobreintensidad en el neutro no sí sí no

sí sí sí no

Con detección de sobreintensidad en el neutro no sí sí sí

I> Interruptor automático bipolar

(1 polo protegido,

2 polos cortados)N

Interruptor automático bipolar

(con 2 polos protegidos)N

I>

I>

Interruptor automático

tripolar2

3

1 I>

I>

I>

Interruptor automáticotetrapolar

(con 3 polos protegidos)

2

3

N

1 I>

I>

I>

Interruptor tetrapolar

(con 4 polos protegidos)2

3

N

1 I>

I>

I>

I>

Interreuptor automáticotripolar

2

3

N

1 I>

I>

I>




6 Elección del ECT y conclusión

Los tres ECT mundialmente utilizados ynormalizados por la CEI 60364 tienen comoobjetivo común la búsqueda de la mayorseguridad posible.

En el terreno de la protección de personas, lostres regímenes son equivalentes, si serespetan todas las reglas de instalación yutilización. Dadas las característicasespecíficas de cada régimen, no puedehacerse una elección apriorística.

Esta elección debe de ser el resultado de un

acuerdo entre el usuario y el diseñador de lared (oficina técnica del instalador...), sobre:

6.1 Método para elegir el ECT

continuidad en el servicio no obligatoria yservicio de mantenimiento competente: preferirel TN-S (reparación y extensiones rápidas yejecutadas según las normas),

continuidad en el servicio no obligatoria y sinservicio de mantenimiento: preferir el TT,

riesgo de incendio: IT si hay servicio demantenimiento y se emplea DDR de 0,5 A, o TT.

tener en cuenta la especificidad de la red ode los receptores:

redes muy extensas o con una gran corrientede fuga: preferir el TN-S,

utilización de alimentaciones de emergenciay de socorro: preferir el TT,

receptores sensibles a grandes corrientesde defecto (motores): preferir el TT o el IT,

receptores con bajo aislamiento natural(hornos) o con filtros de HF importantes

(grandes ordenadores): preferir el TN-S, alimentación de sistemas de mando ycontrol: preferir el IT (continuidad en el servicio)o el TT (mejor equipotencialidad de losaparatos de comunicaciones).

las características de la instalación, las condiciones e imperativos de explotación.

Es ilusorio querer utilizar una red con neutroaislado en una parte de una instalación que,por naturaleza, tiene un mal nivel deaislamiento (sólo algunos miles de ohms):instalaciones viejas, muy extensas, con líneasa la intemperie... Del mismo modo seríaincongruente elegir una explotación con puestaal neutro en una industria donde sonesenciales la continuidad del servicio o la

productividad, e importante el riesgo deincendio.

Antes de empezar no hay que olvidar quepueden coexistir los tres ECT en una mismainstalación eléctrica, lo que es una garantía depoder obtener la mejor respuesta a lasnecesidades de seguridad y de disponibilidad.

Además, hay que asegurarse que laelección no venga ya recomendada oimpuesta por las normas o la legislación(Decretos y Reglamentos de los Ministerios).

Después, se tiene que escuchar al usuarioo cliente para conocer sus exigencias y susmedios:

necesidad de continuidad en el servicio,

servicio atenido o no,

riesgo de incendio.

Generalizando:

para la continuidad en el servicio y servicioatendido: la solución es el IT,

para la continuidad en el servicio y serviciono atendido: ninguna solución es totalmentesatisfactoria: preferir el TT con el que laselectividad al disparo es más fácil de instalary que minimiza los daños respecto al TN. Lasampliaciones son fáciles de hacer (sincálculos).



Cuaderno Técnico nº 178

El esquema IT (neutro aislado) de losesquemas de conexión a tierra BT

François JULLIENIsabelle HERITIER



La Biblioteca Técnica constituye una colección de títulos que recogen las novedadeselectrotécnicas y electrónicas. Están destinados a Ingenieros y Técnicos que precisen unainformación específica o más amplia, que complemente la de los catálogos, guías de producto onoticias técnicas.

Estos documentos ayudan a conocer mejor los fenómenos que se presentan en las instalaciones, lossistemas y equipos eléctricos. Cada uno trata en profundidad un tema concreto del campo de lasredes eléctricas, protecciones, control y mando y de los automatismos industriales.

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Advertencia

Los autores declinan toda responsabil idad derivada de la incorrecta utilización de las informaciones y esquemasreproducidos en la presente obra y no serán responsables de eventuales errores u omisiones, ni de lasconsecuencias de la aplicación de las informaciones o esquemas contenidos en la presente edición.

La reproducción total o parcial de este Cuaderno Técnico está autorizada haciendo la mención obligatoria:

«Reproducción del Cuaderno Técnico nº 178 de Schneider Electric».



Cuaderno Técnico no 178

François JULLIEN

Trabaja desde 1987 en la actividad Baja Tensióndel Grupo Schneider.

Diplomado ingeniero en 1996 por elConservatoire National des Arts et Métiers, pasaa ser responsable del equipo técnico electrónicoen la actividad Baja Tensión de Potencia, conuna especial dedicación a seguir desarrollando lagama de los sistemas Vigilohm para el control delaislamiento de las redes eléctricas y la búsquedade defectos de aislamiento.

Isabelle HERITIER

Diplomada en ingeniería por el ENSERG (EcoleNationale Supérieure d’Electronique et deRadioélectricité de Grenoble), entró en MerlinGerin en 1989.

Sucesivamente ha sido responsable deldesarrollo de un sistema de control deaislamiento para la Marine Nationale, despuésingeniero de apoyo de la fuerza de venta, yfinalmente jefe de producto de la gama de relésdiferenciales, controladores de aislamiento yaparatos comunicantes.

Actualmente es gerente de producto de losinterruptores automáticos BT de 100 a 600 A.

El esquema IT (neutro aislado) de losesquemas de conexión a tierra en BT

Trad.: J.M. Giró

Original francés: diciembre 1998

Versión española: mayo 2001



Cuaderno Técnico Schneider n° 178 / p. 4

C1 para la fase 1, C2 para la fase 2 y C3 para lafase 3: Componentes capacitativas de laimpedancia a tierra de cada fase.

CP (en terminología anglosajona PE): Conductorde protección (nota del traductor).

CR: Capacidad global de la red (capacidades defuga de los cables y de los posibles filtros).

DDR: Dispositivo de corriente DiferencialResidual.

DPCC: Dispositivo de Protección ContraCortocircuitos.

IC: Corriente capacitativa.

Id: Corriente de defecto que circula por laresistencia de la toma de tierra RA de la masade utilización.

Ifu: Corriente de fusión del fusible en un tiempomáximo dado por las normas.

Im: Corriente de disparo (umbral) de corto

retardo (magnético o electrónico) de uninterruptor automático.

IN: Corriente capacitativa que recorre laconexión entre neutro y tierra, especialmente através de una impedancia ZN, cuando existe.

JdB: Juego de Barras.

L: Longitud de los circuitos defectuosos.

m: Razón entre las secciones del conductoractivo y la sección del conductor de protección(Sa /SCP).

ρρρρρ: Resistividad del cobre.

R1 para la fase 1, R2 para la fase 2 y R3 para lafase 3: Componentes resistivas de la impedanciaa tierra de cada fase.

Ra: Resistencia del conductor activo (fase oneutro) del circuito en el que se produce eldefecto.

RA: Resistencia de la toma de tierra de las

masas de utilización.RB: Resistencia de la toma de tierra del neutro.

RCP: Resistencia del conductor de protección.

Rd: Resistencia de defecto.

Sa: Sección del conductor activo.

SCP: Sección del conductor de protección.

UC: Tensión de contacto entre la masa de unaparato con defecto y otra masa o tierra.

U0: Tensión simple, neutro-fase.

UL: Tensión límite de seguridad (24 V), que no

se ha de sobrepasar, entre la masa de unaparato y otra masa o tierra.

Un: Tensión nominal o tensión compuesta, fase-fase (U1, U2, U3), igual a 3 . U0 de un circuitoeléctrico trifásico.

Ur: Tensión de red.

ZN: Impedancia adicional conectada entre elpunto neutro de una red en esquema deconexión a tierra IT y tierra.

ZR: Impedancia global de una red respecto atierra, compuesta por los elementos capacitativosC1, C2, C3 y resistivos R1, R2, R3.

Terminología




El esquema IT (neutro aislado) de losesquemas de conexión a tierra en BT

Todos los esquemas de conexión a tierra –ECT– ofrecen el mismo grado deseguridad a los usuarios, pero tienen características diferentes de explotación.

Por este motivo, en ciertos países, la elección viene impuesta por las leyes ynormativas según el tipo de edificio. Por ejemplo, en Francia (y también en España)el esquema IT es obligatorio en los quirófanos de los hospitales y el TN-C estáprohibido en los locales con riesgo de explosión.

Aparte de estas obligaciones, son los objetivos de calidad (seguridad,disponibilidad, fiabilidad, mantenibilidad y buen funcionamiento de los sistemascomunicantes de baja corriente) los que permiten determinar el ECT que hay queutilizar en una instalación concreta.

El objetivo de este Cuaderno Técnico es mostrar la utilidad y el campo de aplicacióndel ECT IT.

Después de un rápida presentación del riesgo eléctrico y de los diferentes ECT, seestudia, ante todo, el primer defecto y después el defecto doble, concretamentereferidos al esquema IT, indicando las ventajas e inconvenientes de este ECT. EsteCuaderno Técnico trata también la actuación del limitador de sobretensión (CPA)ante los diversos tipos de sobretensiones que pueden presentarse.

Acaba este Cuaderno Técnico con una tabla de comparación y elección de todoslos ECT a partir de los criterios de seguridad, disponibilidad, compatibilidadelectromagnética y exigencias profesionales de los usuarios.

1 Introducción 1.1 La protección de personas contra contactos eléctricos p. 6

1.2 Los diferentes ECT normalizados p. 61.3 Elección de un ECT p. 9

1.4 Naturaleza del aislamiento p. 9

1.5 Esquema equivalente de una red con neutro aislado o impedante p. 10

2 El primer defecto de aislamiento 2.1 Cálculo de las corrientes de defecto y de la tensión de contacto p. 11en el esquema IT con un primer defecto

2.2 Los controladores permanentes de aislamiento: historia y principios p. 14

2.3 La búsqueda del primer defecto de aislamiento p. 16

3 El segundo defecto de aislamiento 3.1 Análisis del doble defecto de aislamiento p. 18

en el esquema IT 3.2 Eliminación del doble defecto de aislamiento p. 20

4 Características especiales 4.1 Sobretensiones en el esquema IT p. 22

en el esquema IT 4.2 Los limitadores de sobretensión p. 24

4.3 ¿Por qué utilizar una impedancia? p. 25

5 Ventajas e inconvenientes 5.1 Una mayor disponibilidad p. 26

del esquema IT en BT 5.2 Mayor seguridad frente al riesgo de incendio p. 26

5.3 Medios de paro en los circuitos de mando y control p. 27

5.4 Límites y precauciones de empleo del esquema IT p. 27

6 Conclusión 6.1 La disponibilidad: una necesidad creciente que hay que satisfacer p. 31

6.2 El esquema IT encuentra su verdadero emplazamiento p. 31

6.3 Ventajas de una mayor seguridad p. 32

6.4 En resumen p. 32

7 Bibliografía p. 33




1 Introducción

1.1 La protección de personas contra contactos eléctricos

El uso de muy bajas tensiones de seguridad –MBTS– (< 25 V) es la solución más radical,puesto que elimina el riesgo eléctrico, pero sólose puede aplicar en la distribución de pequeñaspotencias.

En el uso normal de la electricidad, diversosestudios han permitido distinguir los choqueseléctricos según su origen para, después poder

aplicarles soluciones específicas.Los contactos o choques eléctricos se originande dos modos diferentes:

o por contacto directo, que es el caso de unapersona o animal que toca un conductor desnudocon tensión,

o por contacto indirecto, que es el caso deuna persona que toca la envolvente metálica deun receptor eléctrico que tiene un defecto deaislamiento.

Protección contra contactos directos

La medidas de protección para protegerse contralos contactos directos son el aislamiento y laseparación o distanciamiento. Estas medidaspueden reforzarse, en distribución final, mediantela protección, llamada complementaria, queaporta la instalación de Dispositivos Diferencialesde corriente Residual –DDR– de alta sensibilidad.

Protección contra contactos indirectos

Por lo que se refiere a la protección contra loscontactos indirectos, es decir, los contactosentre una masa puesta accidentalmente bajotensión y tierra, la solución consiste en conectara tierra todas las masas de los receptoresmediante los conductores de protección. Peroesta disposición no excluye la existencia de unatensión de contacto, peligrosa para las personassi es mayor que la tensión límite convencional deseguridad UL, definida por la norma CEI 60479.

Esta tensión de contacto depende de los

Esquemas de Conexión a Tierra –ECT–normalizados a nivel internacional (CEI 60364).

1.2 Los diferentes ECT normalizados

Los tres ECT normalizados a nivel internacional(CEI 60364) están actualmente recogidos engran número de normas nacionales: en Francia,por la norma de instalación BT NF C 15-100; enEspaña, en el REBT (MIBT-008). Sin embargo,

conviene recordar aquí de forma resumida elprincipio de funcionamiento de estasprotecciones, antes de entrar detalladamente enel esquema IT.

El esquema TN

Principio

el neutro del transformador se conecta a tierra,

las masas de los receptores eléctricos estánconectadas al neutro.

Este tipo de ECT permite tres configuracionesprácticas diferentes:

un único y mismo conductor sirve de neutro yde conductor de protección: es el esquema TN-C,

el neutro y el conductor de protección estándiferenciados físicamente: es el esquema TN-S,

y se puede usar también la coexistenciasimultánea de estos esquemas, llamadoesquema TN-C-S, consistente en que el neutro yel conductor de protección están separadosaguas abajo de una parte de una instalaciónhecha en TN-C. Hay que indicar que el TN-S nopuede estar aguas arriba del TN-C.

Funcionamiento (figura 1)

Un defecto de aislamiento en una fase seconvierte en un cortocircuito y la parte de lainstalación con defecto se desconecta medianteun Dispositivo de Protección ContraCortocircuitos –DPCC–.




El esquema TT

Principio

el neutro del transformador está conectado atierra,

las masas de los receptores eléctricos estántambién conectadas a una toma de tierra.

Funcionamiento (figura 2)

La corriente de defecto de aislamiento estálimitada por la impedancia de las tomas de tierra.La protección queda asegurada por losdispositivos de corriente residual –DDR–: lazona con defecto se desconecta en cuanto lacorriente de defecto sobrepasa el umbral dedisparo I∆n del DDR colocado aguas arriba, detal manera que I∆n.RB ≤ UL.

El esquema IT

Su principio

el neutro del transformador no está conectadoa tierra. En teoría está aislado de la tierra. Dehecho, está naturalmente conectado a tierra através de las capacidades parásitas de loscables de la red y/o voluntariamente mediante unaimpedancia de valor elevado, aproximadamente

unos 1500 Ω (neutro impedante),

Fig. 2: Defecto de aislamiento en una red explotada

en TT.

las masas de los receptores eléctricos estánconectadas a tierra.

Funcionamiento

si se produce un defecto de aislamiento, sedesarrolla una pequeña corriente debido a lascapacidades parásitas de la red (figura 3a).

Fig. 1: Defecto de aislamiento en una red explotada en TN-C (a) , TN-S (b) y TN-C-S (c) .

N

DPCC

CPN

RB

UdRd

d

N

CP

RB

UdRd

d

DPCC

CP

N

CPN

RB

Id

UdRd

DPCC

1

23N

CP

a)b)

c)

N

DDR

RB

RA

UdRd

Id




La tensión de contacto que aparece en la tomade tierra de las masas (más o menos de algunosvoltios) no representa ningún peligro,

si se presenta un segundo defecto deaislamiento en otra fase, cuando todavía no hasido eliminado el primero (figuras 3b y 3c), lasmasas de los receptores afectados pasan alpotencial producido por la corriente de defectoen los conductores de protección (CP) que los

interconecta. La protección queda aseguradapor los DPCC (caso de masas interconectadasmediante el CP) o por los DDR (caso de masasque tengan tomas de tierra distintas).

Es evidente que esta presentación de losdiversos ECT, voluntariamente rápida, no permiteabordar todas las particularidades de instalación.El lector encontrará otros datos de interés en losCuadernos Técnicos números 114, 172 y 173.

Fig. 3: Defecto de aislamiento simple (a) y doble (b y c) en una red explotada en IT.

Ud

N

RB

Control

permanente

de aislamiento

(CPA)

ZN: impedancia

facultativa

Limitador

de

sobre-tensión

321

CP

IC1 IC2 IC3

C1 C2 C3

IC

IC

IN

Id

Id

Id

ZN

N

Id

Id

RB

Controlador

permanente

de aislamiento

(CPA)

Limitador

de

sobre-

tensión

321

N

CP

DPCC

Ud1Rd1

DPCC

Rd2Ud2

Id

Id

N

d

d

d

d

d

RB

Controlador

permanente

de aislamiento

(CPA)

Limitador

de

sobre-

tensión

3

21N

CPCP

DDR

DPCC

RA

Ud1Rd1

DPCC

Rd2Ud2




1.5 Esquema equivalente de una red con neutro aislado o impedante

He aquí algunas definiciones e hipótesis para

efectuar el esquema equivalente de este tipo dered (figura 4):

el punto neutro está aislado o conectado atierra mediante una impedancia (ZN) de valorelevado (generalmente de 1 a 2 kΩ) cuya tomade tierra es equivalente a una resistencia (RB),

la masas de los receptores estáninterconectadas o totalmente o formandogrupos. Debido a la CEM (Cuaderno Técniconº 187), es aconsejable interconectar todas lasmasas de utilización de una misma instalación yconectarlas a su vez a una misma toma de tierra(resistencia RA),

las tomas de tierra (RA y RB) están

interconectadas (que es lo más frecuente) o sonindependientes.

Nota: dos tomas de tierra se consideranindependientes si están separadas más de 8 m.

cada conductor activo presenta, respecto atierra, una impedancia que se compone de unaresistencia y una capacidad.

El esquema definido de esta forma puedesimplificarse despreciando las resistenciasrespecto a las impedancias, teniendo en cuentasus respectivos valores a 50 Hz.

Fig. 4: Esquema equivalente de una red con neutro aislado o impedante.

N

ZN

RB

321N

CP

CN C1 C2 C3RN R1 R2 R3

RA




2 El primer defecto de aislamiento en el esquema IT

En condiciones normales de explotación, laseguridad de las personas queda aseguradacuando la tensión de contacto es inferior a 50 V,según la norma CEI 60364 (NF C 15-100).Cuando se sobrepasa esta tensión de contacto,

2.1 Cálculo de las corrientes de defecto y de la tensión de contacto con un primer defecto

Caso general (defecto resistivo)

Cuando se produce un defecto de valor resistivoRd entre la fase 3 y tierra, circula una corrientede defecto Ιd a través de la impedancia deneutro y de las capacidades C1, C2 y C3(figura 3a). Con la hipótesis de que lascapacidades fase-tierra estén equilibradas(C1 = C2 = C3 = C), la corriente de defecto tieneel valor:

I Nd 0

d N N d

1 3j C ZU

R Z 3j C Z R

+=

+ +

ω

ω

La corriente capacitativa se expresa:

I Nc 0

d N N d

3j C ZU

R Z 3j C Z R

+=

+ +

ω

ω

y la corriente en la impedancia ZN es:

I 0N

d N N d

U

R Z 3j C Z R=

+ + ω.

La tensión de contacto UC (tensión de contactoentre la masa del aparato con defecto y otramasa o tierra) se calcula a partir de la corrientede defecto Id que circula a través de la

resistencia de la toma de tierra RA de las masasde utilización si éstas no están interconectadas;en caso contrario se utiliza RB (sólo la toma detierra de red): UC = RA . Id.

Caso de defecto franco

En este apartado, los cálculos se hacen para laconfiguración que provoca la tensión decontacto (UC) más importante, por tanto, para undefecto que se produzca en una masa con latoma de tierra separada de la de ZN.

Aplicando las fórmulas anteriormente citadas,con Rd = 0, se tiene:

I 0d

N

UZ 3j C

=+ ω

0c A

N

UU R

Z 3j C=

+ ω

La corriente capacitativa es igual a:

IC = +3j Cω U0

y la corriente en la impedancia ZN:

I 0N

N

U

Z= .

En los casos siguientes, estudiados para ZN = ∞(neutro aislado) y ZN = 1 kΩ (neutro impedante),los cálculos se efectúan para una red conesquema IT, de 400 Vca (U0 = 230 V), con:

RA: resistencia de la toma de tierra =

= 10 Ω.

Rd: valor del defecto de aislamiento =

= de 0 a 10 kΩ.

Caso 1º:

Red muy poco capacitativa (por ejemplo limitadaa un quirófano)

C1 = C2 = C3 = C = 0,3 µF por fase.

Caso 2º:

Red de potencia, con

C1 = C2 = C3 = C = 1,6 µF por fase.

Caso 3º:

Red extensa de potencia, con

C1 = C2 = C3 = C = 10 µF por fase, ¡o sea,alrededor de 40 km de cables!

estas mismas normas obligan a que el circuitoabra automáticamente. El resto del capítulodemuestra por qué la explotación de una red conECT IT permite que no haya disparo con elprimer defecto de aislamiento.




Los resultados de todos estos cálculos, reunidosen la tabla de la figura 5, confirmanperfectamente el bajo valor de la tensión dedefecto (≈ 20 V en los casos más

desfavorables) que permite mantener enservicio y sin peligro para las personas una reddiseñada con esquema IT. Demuestra tambiénque el añadir una impedancia entre el neutro y latierra no tiene prácticamente incidencia en lavariación de la tensión de contacto.

Las curvas de la figura 6 representan estosresultados mostrando claramente la granimportancia que tiene el valor de la capacidad dela red en el valor de UC.

De hecho, sea cual sea la capacidad repartidade la red sana o con un primer defecto, cualquierusuario puede recordar que esta tensión resulta

siempre inferior a la convencional de seguridad,y por tanto, sin peligro para las personas;además, las corrientes de un primer defectofranco son bajas y en consecuencia pocodestructivas y poco perturbadoras (CEM).

Rd (kΩΩΩΩΩ) 0 0,5 1 10

Caso 1 ZN = ∞ UC (V) 0,72 0,71 0,69 0,22

CR = 1 µF Id (A) 0,07 0,07 0,07 0,02ZN = 1kΩ UC (V) 2,41 1,6 1,19 0,21

Id (A) 0,24 0,16 0,12 0,02

Caso 2 ZN = ∞ UC (V) 3,61 2,84 1,94 0,23

CR = 5 µF Id (A) 0,36 0,28 0,19 0,02

ZN = 1kΩ UC (V) 4,28 2,53 1,68 0,22

Id (A) 0,43 0,25 0,17 0,02

Caso 3 ZN = ∞ UC (V) 21,7 4,5 2,29 0,23

CR = 30 µF Id (A) 2,17 0,45 0,23 0,02

ZN = 1kΩ UC (V) 21,8 4,41 2,26 0,23Id (A) 2,18 0,44 0,23 0,02

Fig. 5: Cuadro comparativo de corrientes de defecto y

de tensiones de contacto durante un primer defecto.

Fig. 6: La tensión de contacto durante un primer defecto de aislamiento es siempre inferior a la tensión de

seguridad.

100

50

10

500

(umbral aconsejado)

1

1 10 100 1000 1040,1 Rd ( )

Uc (V) con

Zn = 1 000 ohm

CR = 70 µF

CR = 5 µF

CR = 30 µF

CR = 1 µF




Incidencia de las capacidades distribuidas,diagrama vectorial y potencial de neutro

Incidencia de las capacidades distribuidas en

una red sanaLas capacidades de las 3 fases crean un puntoneutro artificial. Si no hay ningún defecto deaislamiento y si las capacidades de esta redestán equilibradas, este punto neutro está alpotencial de tierra (figura 7).

En ausencia de defecto, el potencial fase-tierraes por tanto igual a la tensión simple paracada fase.

Diagrama vectorial con un defecto franco

En caso de defecto franco en la fase 1, elpotencial de la fase 1 está al potencial de tierra

(figura 8).El potencial neutro-tierra es por tanto igual a latensión simple V1 y el potencial respecto a tierrade las otras dos fases, 2 y 3, es igual a la tensióncompuesta. Si el neutro está distribuido, lacorriente de defecto aumenta aritméticamente:IC = 4j Cω V1.

Sin embargo, para reducir el riesgo de unsegundo defecto simultáneo que llevaría a ladesconexión de los circuitos con defecto, ladetección y la localización para su reparación deeste primer defecto debe realizarse sintardanza.

Fig. 8: Diagramas vectoriales de una red en esquema

IT, sin defecto (a) , y cuando la fase 1 tiene un defecto

a tierra (b) .

Fig. 7: Las capacidades repartidas de la red forman una conexión entre el neutro y la tierra.

T

NV2

V1

V3

I V1-T I = I V3-T I = I V2-T I

1

T

3

N

2

V1-T = 0

V3-T = V1 + V3

V2-T = V1 + V2

d C3

C2

v3v2

d = C = C2 + C3

C2 = j C v2

C3 = j C v3

C = 3j C V1

I d I = 3 C I V1 I

1

23

1

3 2

C C C 3C

Neutro artificial




2.2 Los controladores permanentes de aislamiento: historia y principios

Las primeras redes de distribución eléctrica BT

se explotaron en régimen IT.Pero muy pronto, los usuarios buscaron la formade detectar la presencia de un primer defecto deaislamiento para evitar los riesgos originadospor una corriente de cortocircuito más o menosimpedante y la desconexión de una de lasderivaciones (la de la protección de menorcalibre) o de las dos derivaciones con defecto.

Los primeros CPA

Utilizaban 3 lámparas conectadas entre cadauna de las fases y tierra (figura 9).

En una red sana las tres lámparas forman un

receptor trifásico equilibrado, quedandoencendidas las tres con un brillo similar. Alproducirse un defecto de aislamiento, una de lastres lámparas queda cortocircuitada por laimpedancia del defecto. La tensión en bornes deesta lámpara disminuye y por tanto suluminosidad. Por el contrario, la tensión enbornes de las otras dos lámparas aumenta hastala tensión compuesta y por tanto, su luminosidadaumenta.

Este sistema es simple tanto de instalar como deutilizar. Pero como su umbral de funcionamiento

es bajo, en seguida se hicieron ensayos para

intentar detectar los defectos de impedancia ypoderse anticipar así al defecto franco.

Para una red de corriente continua(alimentada por baterías o por generador de cc)

La técnica de equilibrio voltimétrico (figura 10)fue la primera que se usó y todavía de utiliza ennuestros días.

El principio consiste en medir y comparar, poruna parte, las tensiones entre la polaridad (+) ytierra, y por otra, las tensiones entre la polaridad(-) y tierra.

Este principio permite liberarse de cualquier

alimentación auxiliar puesto que la red alimentadirectamente el CPA a través de los captadores(resistencias) de medida. Esta técnica se aplicaa redes de corriente continua y de corrientealterna bifásica pero no permite hacer labúsqueda con tensión.

Para las redes de corriente alterna

Estos CPA, que miden el aislamiento porinyección de corriente continua, son los másutilizados.

La medida permanente de la resistencia deaislamiento necesita dejar de lado los sistemas

pasivos y sustituirlos por los sistemas activos.Puesto que esta resistencia se mide bien concorriente continua (figura 11), los primerosCPA, colocados entre la red y tierra, inyectabanuna pequeña intensidad de cc que atravesaba eldefecto. Esta técnica, sencilla y fiable, se utilizamucho actualmente, pero, con tensión, nopermite buscar los defectos.

Nótese que estos CPA utilizados en redesmixtas (que tienen rectificadores no aisladosgalvánicamente) pueden verse afectados eFig. 9: Principio del primer CPA.

Fig. 10: Principio del CPA con distribución voltimétrica. Fig. 11: Principio del CPA con inyección de corriente.

Los pilotos indican

la fase defectuosa:

aquí la nº 3

(1)

(2)

(3)

R R

La aguja indica la

polaridad con defecto:

aquí el polo (-)

(+) (-)

N

RB

3

21N

CP

CPA

CPA

V




incluso quedar «cegados» si hay un defecto enla parte de corriente continua de la red.

Después se fabricaron CPA con inyección de

corriente alterna de baja frecuencia (< 10 Hz).Funcionan con el mismo principio. Permiten labúsqueda del defecto, con tensión, pero pueden,por una parte, ser «engañados» por lascapacidades de los cables, que son vistas comodefectos de aislamiento y por otra, pueden verseafectados por los convertidores de frecuencia(variadores de velocidad).

Para todas las redes (ca y cc)

En la actualidad, puesto que las redes puedenser mixtas, ca/cc, y además, de frecuenciavariable, los aparatos nuevos han de sercapaces de controlar estos tipos de redes.

Algunos utilizan señales cuadradas de muybaja frecuencia (≈ 1 Hz). Consiguen librarse delproblema de las capacidades de fuga a tierra,porque se cargan y descargan continuamentecon el semiperíodo siguiente de signo opuesto.Se utilizan universalmente y se adaptan bien alas redes modernas, en particular a las quealimentan sistemas con electrónica de potenciaque normalmente deforma la señal alterna. Encambio, su tiempo de respuesta, que dependede la capacidad de fuga a tierra de la red, puedellegar a varios minutos, lo que no les permitedetectar defectos pasajeros.

Para paliar las limitaciones de utilización deestos CPA en las redes extensas o que tienenmuchos filtros capacitativos, la técnica deinyección de corriente alterna de baja frecuenciaha sido mejorada con la «demodulaciónsíncrona» (figura 12): este tipo de CPA aplicauna tensión alterna de baja frecuencia entre lared y tierra, mide la corriente de retorno a travésde la impedancia de aislamiento de la red ycalcula el defasaje tensión-corriente. De esta

Fig. 12: La técnica de inyección de corriente alterna de baja frecuencia se ha mejorado gracias a la

«demodulación síncrona» que permite discernir un mal aislamiento (fugas resistivas) de las fugas capacitativas.

forma, es posible conocer las componentes,resistiva y capacitativa, de esta corriente y asíhacer depender el umbral solamente de lacomponente resistiva. Esta evolución, que se ha

podido conseguir debido a la tecnología digital,reúne las ventajas de la inyección de corrientecontinua y corriente alterna de baja frecuenciasin sus limitaciones.

Las normas que se refieren a los CPA

Las normas de fabricación

Desde febrero de 1997, existe la normaCEI 61557-8.

Define las prescripciones particulares de loscontroladores de aislamiento destinados asupervisar de forma continua, independiente-mente de su principio de medida, la resistenciade aislamiento respecto a tierra, tanto de lasredes con ECT IT en ca y cc no conectado atierra, como de las redes con ECT IT en ca quetengan rectificadores alimentados sinseparación galvánica (transformador conarrollamientos separados).

Su contenido incide especialmente en tresaspectos:

Informar correctamente tanto a losprescriptores como a los instaladores.

El fabricante debe de dar las características delos aparatos que fabrica y especialmente las que

pueden depender de la capacidad de la red(valores de los umbrales y tiempos de respuesta).

Asegurar la integración satisfactoria de estosequipos en su entorno eléctrico.

Esto exige que estos aparatos sean conformescon las prescripciones de las normasCEI 61326-1 y 61326-10 que se refieren a laCompatibilidad Electromagnética –CEM–.

mA

V

BF~

BF

BF

= UBF

UBF

RRed CRed

ZRed

R-BF

R-BF

C-BF C-BF




Garantizar la seguridad de utilización para losusuarios.

Esto exige, por una parte, que pueda hacerse un

test de funcionamiento de este aparato sin tenerque insertar una impedancia adicional entre la redsupervisada y tierra, por otra, que los elementosde ajuste estén protegidos, para que no puedanmodificarse por descuido o por usuarios nohabilidosos y, por último, que los aparatos nosean desconectables (necesidad de utilizarherramientas para desmontarlos).

Las normas de explotación

Por lo que se refiere al ajuste de los CPA, lanorma CEI 60364 da una primera respuesta:«Un CPA previsto adecuadamente... se ajusta aun valor inferior al valor mínimo de la resistenciade aislamiento fijada para la instalaciónconsiderada» o sea, mayor o igual a 0,5 MΩpara un circuito de tensión nominal mayor o iguala 500 V.

La guía NF C 15-100 precisa: «... ajustar a unvalor inferior aproximadamente un 20% inferior ala resistencia del conjunto de la instalación...».

Sin embargo, hay que distinguir perfectamente laresistencia de aislamiento de la instalación, queno tiene en cuenta la distribución eléctrica, y elvalor de aislamiento que se fija para la

supervisión del conjunto de la red, incluidas lasmáquinas y aparamenta conectadas.

En el capítulo anterior, se ha explicado que paradefectos superiores a 500 Ω la tensión decontacto no supera 5 V con una toma de tierrade 10 Ω (figura 5). Por tanto, en la práctica, enuna instalación industrial normal, es razonable,sin correr el riesgo de fijar el umbral bajo dealarma en un valor comprendido entre 500 y1000 Ω, tomar un valor que permita unabúsqueda eficaz (es decir, que permita localizarun defecto de aislamiento que ya ha sidodetectado).

Para organizar una búsqueda preventiva, esinteresante disponer de un primer umbral en unvalor próximo a unos 10 kΩ, por ejemplo. Estevalor de umbral se ha de ajustar según lascaracterísticas de la instalación y las exigencias.Hay que indicar que una red poco extensapermite un umbral preventivo más elevado.

2.3 La búsqueda del primer defecto de aislamiento

Para buscar este primer defecto, aunque

algunos usuarios se conforman con unaidentificación de la derivación defectuosa, serecomienda determinar con mucha precisión ellugar de este defecto, por ejemplo grieta en uncable o pérdida de aislamiento en un aparato,para proceder a la reparación lo másrápidamente posible.

Búsqueda cortando sucesivamente laalimentación de las salidas

Esta forma de búsqueda de defectos se citaúnicamente a título informativo. Consiste enabrir sucesivamente las salidas, empezando porlas principales. Al abrir la derivación defectuosa,

la corriente inyectada por el CPA disminuyemucho, bajando por debajo del umbral dedisparo. Al interrumpirse la alarma sonora, quesuele depender del CPA, se sabe que es ésta laderivación defectuosa.

Este sistema, que obliga a interrumpir laexplotación de cada una de las salidas, escontrario a la filosofía de utilización del esquemaIT, que es, precisamente, la continuidad delservicio. Muy utilizado en el pasado, ha idodesapareciendo progresivamente con eldesarrollo de nuevos sistemas de búsqueda quepermiten encontrar el defecto con tensión

(sin corte).

Buscar con tensión

Detección de la corriente de defecto

Como ya se ha visto anteriormente (figura 3a)el primer defecto de aislamiento es recorrido poruna corriente Id de la misma frecuencia que lade la red (50 ó 60 Hz) que vuelve a la fuente através de las capacidades de las otras fasessanas y de la impedancia de neutro, si existe. Unprimer método de búsqueda con tensión (sincortar la distribución) fue utilizar una pinzaamperimétrica para medir la corriente «de fuga»a tierra de cada derivación. La salida defectuosaes la que indica un valor mayor.

Este método tiene dos inconvenientes: No es fiable en redes que tienen muchasderivaciones de las que, algunas, son muycapacitativas (¿cómo distinguir la corriente atierra de una salida de corta longitud y condefecto de una larga y capacitativa?).

No puede aplicarse a una red que tiene pocasfugas capacitativas (la corriente de defecto esprácticamente imperceptible).

Para mejorar la detección del camino que siguela corriente de defecto (a frecuencia industrial)con una pinza amperimétrica, se pueden utilizardos artificios.




3 El segundo defecto de aislamiento en el esquema IT

3.1 Análisis del doble defecto de aislamiento

Como se ha explicado en el capítulo anterior, lagran ventaja de explotar una red con el esquemaIT consiste en la posibilidad de mantener ladistribución eléctrica cuando se produce undefecto de aislamiento que afecta a un circuito.Esta ventaja ha sido perfectamente valorada porlos editores de las normas que, para manteneralto el nivel de disponibilidad, recomiendan en lasnormas de instalación, señalizar y buscar elprimer defecto para no temer un segundodefecto; segundo defecto para el que también

están previstas las protecciones a fin degarantizar el mismo nivel de seguridad para laspersonas que con los otros esquemas TN y TT.

En los dos apartados siguientes se estudian lascorrientes de defecto y la tensión de contactoque dependen de la forma de conexión de lasmasas a tierra, pudiéndose dar dos casos:

las masas de los receptores están todasinterconectadas mediante un conductor deprotección CP, que es el caso más frecuente,

las masas no están interconectadas y seconectan a tomas de tierra diferentes(configuración que hay que evitar debido a

problemas de CEM: Cuaderno Técnico nº 187).

En este apartado, las corrientes de defecto y lastensiones de contacto se calculan considerandodos defectos francos de aislamiento sobre dosconductores activos diferentes (sobre una fasey el neutro, si el neutro está distribuido, o sobredos conductores de fases diferentes, si el neutrono está distribuido) de dos circuitos de sección ylongitud idénticas.

Esta hipótesis, que lleva a una corriente dedefecto mínima, es la que habitualmente seutiliza para calcular las longitudes máximasprotegidas por los dispositivos de proteccióncontra cortocircuitos.

Tensión de contacto y corriente de defectodoble cuando las masas estáninterconectadas

Desde el momento en que se establece unacorriente de defecto entre dos masas con

defecto, circula una corriente por el conductorde fase y por el conductor de protección CP, quees el que establece la interconexión de lasmasas (figura 3b).

Esta corriente no está limitada más que por laimpedancia del bucle de defecto que es igual a lasuma de las impedancias de los conductoresactivos afectados y del circuito de lasconexiones equipotenciales (CP). Existendiversos métodos de cálculo de las corrientes dedefecto para una instalación eléctrica (CuadernoTécnico nº 158).

Aquí utilizaremos el método convencionalporque permite calcular los valores de lacorriente de defecto y de la tensión de contactosin tener que hacer excesivas hipótesis sobrelas características de la instalación. Por tanto,

en este Cuaderno Técnico, se aplicará estemétodo para dar el orden de magnitud de lascorrientes y tensiones que intervienen alproducirse un defecto doble con el esquema IT.

Este método se basa en la hipótesissimplificadora que consiste en considerar quedurante el defecto la tensión en el origen de laderivación considerada es igual al 80% de latensión nominal de la instalación. Esto suponeque la impedancia de la derivación consideradarepresenta el 80% de la impedancia total delbucle de defecto y que la impedancia aguasarriba representa el 20%.

Para los cálculos que seguirán, tomaremos:U' = tensión simple (= U0, si uno de los dosdefectos está sobre el neutro distribuido),o

U' = tensión compuesta ( o3 U= , si no está

distribuido el neutro),

aa

LR

S= ρ = resistencia del conductor activo

(fase o neutro) del circuito en el que tiene lugarel defecto,




CPCP

LR

S= ρ = resistencia del conductor de

protección del circuito,

Sa = sección del conductor activo,

SCP = sección del conductor de protección,

L = longitud de los circuitos con defecto,

a

CP

Sm

S= = razón de las secciones de los

conductores activos y del conductor deprotección (normalmente ≤ 1).

Considerando que los conductores activos y elCP de las dos derivaciones defectuosas tienensecciones y longitudes idénticas y despreciando

su reactancia, se tiene: si uno de los defectos está sobre el neutro:

I 0d

a CP

0,8 U

2(R R )=

+

o sea

I ad 0

S0,8 U

2 (1 m) L=

+ρ

si el defecto doble afecta a dos conductoresde fase

I ad 0

S0,8 3 U .2 (1 m) L

=+ρ

La tensión de contacto correspondiente es:UC = RCP Id, o sea:

si uno de los defectos está sobre el neutro

c 0

mU 0,8 U ,

2 (1 m)=

+

o bien,

si el defecto doble afecta a dos conductoresde fase:

c 0m

U 0,8 3 U .2 (1 m)

=+

Nota: este método no se puede aplicar a unainstalación alimentada por un grupo electrógeno,porque durante el defecto la tensión en el origende la red considerada es baja (<< 0,8 Un),puesto que la impedancia del alternador es altarespecto a las impedancias de la red quealimenta. En este caso, sea el que sea el ECT,sólo se pueden aplicar los métodos completosde cálculo electrotécnico, como por ejemplo losdel método de las impedancias.

Ejemplo numéricoLos resultados presentados en la tabla de lafigura 14 confirman que un doble defecto deaislamiento es peligroso para la seguridad de laspersonas puesto que la tensión de contacto essuperior a la tensión límite de seguridad UL. Portanto debe de quedar asegurada la desconexiónmediante los correspondientes dispositivosautomáticos de protección.

Tensión de contacto y corriente de defectocon un defecto doble cuando las masas noestán interconectadas

En el caso de dos defectos que se producen endos receptores conectados a tomas de tierradiferentes (figura 3c), la corriente de defecto Idse cierra por tierra y queda limitada por lasresistencias de las tomas de tierra RA y RB.

Un cálculo simple indica que este segundodefecto de aislamiento es también siemprepeligroso (figura 15) y, por tanto, debe deeliminarse automáticamente e indica tambiénque no debe de llegar a alcanzarse el umbral dedisparo de los dispositivos de protección contracortocircuitos.

Defectos en Defectos en

2 derivaciones un JdB y una

idénticas derivación(con m = 1) (con m = 4)

Defecto doble fase-neutro UC = 46 V UC = 73,6 V

fase-fase UC = 79,7 V UC = 127,5 V

Uc Id

Defecto doble fase-neutro 115 V 11 A

fase-fase 200 V 20 A

Fig. 14: Tensiones de contacto durante un defecto

doble, en una red de 230/400 V en ECT IT.

Fig. 15: Corrientes de defecto y tensiones de contacto

durante un defecto doble entre dos masas que tienen

tomas de tierra diferentes, con R A = R B = 10 Ω .




3.2 Eliminación del doble defecto de aislamiento

Caso con las masas de utilización

interconectadas

Teniendo en cuenta la importancia de lacorriente de defecto, semejante a una corrientede cortocircuito, la desconexión puede quedarasegurada por los dispositivos de protecciónautomática contra cortocircuitos –DPCC–, si lalongitud de los cables es compatible con susumbrales de funcionamiento y si no, con losdispositivos diferenciales –DDR–.

Esta eliminación del defecto doble debe dehacerse respetando también otros imperativosque se aplican independientemente del tipo deDPCC instalado (fusibles o interruptor

automático): las tensiones de contacto calculadas en elcapítulo anterior, con cualquier DPCC, dejanpasar un cierto tiempo antes de eliminar eldefecto. La norma CEI 60364, para simplificar eltrabajo de los diseñadores de redes, da lostiempos de corte máximos en función de latensión de servicio (figura 16),

el corte omnipolar, incluido el del conductor deneutro, si se distribuye.

Esta exigencia se dicta por las posiblesconsecuencias:

cortar únicamente la fase defectuosa de unaderivación deja las máquinas trifásicasalimentadas con sólo dos fases,

cortar el neutro expone a la tensión compuestalas cargas monofásicas, que en condicionesnormales se alimentan con la tensión simple.

La protección del conductor neutro, cuandose distribuye

La figura 3b muestra que con un defecto doblelos dos DPCC ven pasar la corriente de defecto,

pero cada uno sólo sobre uno de sus polos o

sobre el neutro.Este caso obliga a un control especial de lascaracterísticas de los DPCC, porque, si loscables de las dos derivaciones son desecciones semejantes, los dos DPCC participanpor igual en el corte; pero si las secciones sondiferentes, es posible que el corte lo efectúe unosolo de los DPCC: precisamente el de menorcalibre. Por tanto, hay que asegurar que supoder de corte sobre una fase, evidentementecon 3 U0, sea superior a Id. Por este motivo,

los fabricantes de interruptores automáticosindican los poderes de corte monofásico de sus

aparatos según cada tensión nominal y la normaCEI 947-2 prescribe una secuencia de ensayospara los interruptores automáticos destinados ala protección de redes IT. Los aparatos que nocumplen las exigencias de estos ensayos debende ser marcados: IT .

La protección debe de ser válida también para elconductor neutro, cuando su sección es inferiora la de los conductores de fase. Hay que indicarque, para proteger los cables de neutro cuyasección sea la mitad que la sección de loscables de fase, existen interruptoresautomáticos tetrapolares en los que el cuarto

polo tiene la mitad de calibre.También hay que destacar que los DPCCtetrapolares son cada vez más necesarios y concualquier ECT (TN, TT o IT) debido a laproliferación de armónicos en las redes,pudiendo quedar el neutro sobrecargado con lascorrientes del tercer armónico y sus múltiplos.

Protección por fusibles

La zona de fusión de un fusible estácomprendida entre dos curvas envolventes.

A partir de la expresión de la corriente Id,establecida en el capítulo anterior y de la

condición Ifus < Id, es posible determinar lalongitud máxima del circuito protegido.

Si se distribuye el conductor neutro:

I

0máx

fus

0,8U S1L

2 (1 m)=

+ρ

Si no se distribuye el conductor neutro:

I

0 fasemáx

fus

0, 8 3 U SL

2 (1 m)=

+ρ

Red Uo (V) Tiempo máximo de corte (s)

Neutro Neutrono distribuido distribuido (*)

127 0,4 1

230 0,2 0,5

400 0,06 0,2

>> 400 0,02 0,08

Fig. 16: Tiempo máximo de corte prescrito para el

ECT IT por las normas de instalación (* para redes

monofásicas).




correspondiendo Ifus, a la corriente de fusión delfusible en el tiempo máximo dado por las normas.

Tiene que verificarse que este tiempo es

perfectamente compatible con la protección depersonas en caso de defecto doble.

Téngase presente que el uso de fusibles con elesquema IT choca normalmente con lanecesidad de corte omnipolar, incluido elconductor neutro cuando está distribuido.

Protección con interruptor automático

La protección de personas queda aseguradacuando la corriente de defecto es superior alajuste de las protecciones de corto retardo delinterruptor automático.

Igual que con los fusibles, es posible determinar

la longitud máxima de circuito protegido según laexpresión de la corriente Id establecida en elcapítulo anterior y la condición Im < Id.

La longitud máxima de circuito protegido por uninterruptor automático es:

con el conductor de neutro distribuido:

I

amáx 0

m

SL 0,8U

2 (1 m)=

+ρ

sin distribuir el conductor de neutro:

I

amáx 0

m

SL 0,8 3 U

2 (1 m)

=

+ρ

Nótese que, con el esquema IT, el hecho dedistribuir el neutro, tanto si la protección se hacecon fusibles como con interruptor automático,divide por 3 la longitud máxima protegida.

Mejora de las condiciones de disparo

Cuando las condiciones de desconexión poractuación de las protecciones no sonsatisfactorias (longitudes mayores que laslongitudes máximas protegidas) se puedentomar las siguientes precauciones:

disminuir el valor de Im de los interruptoresautomáticos, pero teniendo presente que laselectividad amperimétrica entre interruptoresautomáticos puede reducirse,

aumentar la sección del conductor CP, deeste modo, la impedancia del circuito de retorno

de corriente del defecto doble disminuye ypermite aumentar la longitud máxima para laprotección de personas. La tensión de contactohabrá disminuido, pero, por el contrario, los

esfuerzos electrodinámicos sobre los cablesaumentarán,

aumentar la sección de los conductoresactivos; esta solución es la preferida y, porañadidura, provoca el aumento de las corrientesde cortocircuito trifásico,

por último, hay una solución simple y que nonecesita cálculos: es la utilización de DDR debaja sensibilidad en las derivaciones de granlongitud.

En el esquema IT, esta solución siempre esposible porque el CP está separado delconductor neutro, lo que no sucede en el casodel esquema TN-C.

Caso de masas de utilización que tengantomas de tierra distintas

Cuando una instalación alimenta varios edificiosdiferentes y distanciados los unos de los otros,sus masas de utilización se encuentranfrecuentemente conectadas a tomas de tierraseparadas.

La impedancia de los recorridos de la corrientede defecto Id queda incrementada con laresistencia de las dos tomas de tierra afectadasy los dispositivos de protección contra

cortocircuitos no pueden asegurar la condiciónnecesaria para la protección de personas(respecto al tiempo máximo de corte).

La solución más simple, de estudio y deinstalación, es el uso de DDR. Su ajuste se hacecon los mismos criterios que en el esquema TT.

Para aprovechar al máximo la continuidad delservicio que ofrece el esquema IT, hay queevitar que los DDR disparen con el primerdefecto, evitando ajustar en un umbraldemasiado bajo su I∆n, especialmente para loscircuitos con capacidad de fuga significativa,

respetando siempre la inecuación: I

L

A

Un R<∆ .

Los DDR utilizados en este último caso, tienenumbrales de disparo I∆n normalmentecomprendidos entre 3 y 30 A.




4 Características especiales del esquema IT

4.1 Sobretensiones en el esquema IT

Una red eléctrica puede estar sometida asobretensiones de diversos orígenes. Ciertassobretensiones de modo diferencial (entreconductores activos) afectan indistintamente atodos los ECT. El lector interesado en el temapuede ampliar su información leyendo elCuaderno Técnico nº 179.

Este apartado estudia en especial las

sobretensiones en modo común que afectanprincipalmente al esquema IT puesto que la redqueda «aislada» de tierra:

las sobretensiones debidas a defectos deaislamiento,

las sobretensiones debidas a cebadosinternos en los transformadores MT/BT,

las sobretensiones debidas a descargas derayo en las redes MT aguas arriba,

las sobretensiones debidas a descargas derayo en los edificios de la instalación.

Todas estas sobretensiones han sidoespecialmente atendidas en la normaNF C 15-100 que exige la instalación delimitadores de sobretensión aguas abajo de lostransformadores MT/BT y cuando hay riesgo derayo (líneas aéreas).

Las sobretensiones debidas a defectos deaislamiento

Ante un primer defecto de aislamiento, latensión fase-tierra de las fases sanas pasa atener, permanentemente, la tensión compuestade la red.

Los equipos BT deben de estar dimensionadospara soportar, durante el tiempo de búsqueda yreparación del defecto, una tensión fase/masade U0 3 y no la tensión simple U0.

Éste es habitualmente el caso de:

los filtros capacitativos «en Y» que tienenmuchos aparatos electrónicos,

el CPA de la instalación, cuando se conectaentre fase y tierra, porque no se dispone deneutro. Por tanto, para elegir el CPA, hay quecomprobar, en los datos del fabricante, con quétensión de red puede trabajar.

La norma CEI 60950 indica específicamenteestas recomendaciones.

Al presentarse un primer defecto, apareceuna sobretensión cuyo valor puede alcanzar

02, 7 x 2 U (siendo U0 la tensión simple de la

red BT). Con una red de 230/400 V, este valores de 880 V, valor de sobretensión que no es

peligroso para el equipamiento, cuyo aislamientoes de 1800 V (que es el valor que se exige afrecuencia industrial lado BT, segúnCEI 60364-4-442).

Téngase presente que estas sobretensiones noproducen el cortocircuito permanente en ellimitador de sobretensión.

La sobretensiones debidas a defectos deaislamiento con arcos intermitentes

Los defectos con arcos intermitentes (defectosde recebados o «restricting faults» o «arcingfaults» en terminología anglosajona o «defecto

intermitente» en el Vocabulario ElectrotécnicoInternacional) se comportan como una sucesiónde defectos que se extinguen espontáneamentepor sí mismos («transient faults»).

La experiencia y los estudios teóricosdemuestran que los defectos de recebadospueden producir sobretensiones y provocar portanto la destrucción del equipamiento. Este tipode sobretensiones se observan sobre todo en lasredes MT explotadas con conexión a tierramediante una reactancia de limitación sintonizada(bobina Petersen). Estas sobretensiones seexplican por una descarga incompleta de lacapacidad homopolar en el momento del cebadodel arco. La tensión homopolar aumenta, portanto, con cada reencendido del arco. Con lahipótesis de un arco que se reenciende en elmomento de tensión máxima fase-tierra de lafase defectuosa, la tensión homopolar aumenta acada recebado, pudiéndose llegar a producirsobretensiones de 5 a 6 veces la tensión simple.

Aún más, con el esquema IT, la protecciónqueda asegurada por el limitador desobretensión y la presencia de una impedanciaentre neutro y tierra favorece la descarga rápidade la capacidad homopolar.




en el extremo de los cables de corta longitud(10 m) aparecen sobretensiones del orden de2 kV, independientemente de la carga y del ECT,

las sobretensiones más importantes son lasque aparecen en los extremos de los cablescuyo extremo está abierto o que alimentancargas que pueden provocar resonancia.Además, con un receptor resistivo, haysobretensiones (figura 19) que resultan de losfenómenos de propagación y reflexión de ondasasí como del acoplamiento capacitativo entreconductores.

Habida cuenta de la forma de onda de estassobretensiones, el limitador de sobretensiónactúa eficazmente para el conductor al que estáconectado. Asimismo, independientemente delECT, es muy recomendable instalar pararrayos

en el origen de la red BT, entre todos losconductores activos y tierra si en la red aguasarriba existe el riesgo de descarga de rayodirecta (caso de líneas aéreas) yobligatoriamente si este riesgo existe para lamisma red BT.

El limitador de sobretensión cumple su funciónfrente a los cebados MT/BT.

Sobretensiones debidas a la descarga derayo en los edificios de la instalación

Esta sobretensión se debe al paso de la

corriente de rayo por la toma de tierra deledificio, especialmente cuando la descarga seproduce directamente en su pararrayos.

En este momento, toda la red de tierra eleva supotencial respecto a la tierra profunda. La redBT, puesta instantáneamente a tierra por ellimitador de sobretensión, pasa del esquema ITal esquema TN-S si todas las masas deutilización están interconectadas. La energía derayo derivada de esta forma puede ser muyimportante y necesitar el cambio del limitador.

Para minimizar estas sobretensiones en unainstalación eléctrica, es necesario que la

equipotencialidad horizontal y vertical del edificiosea la mejor posible tanto en baja como en altafrecuencia. Es muy recomendable que exista unsolo circuito de tierra (red CP) y también es muyimportante que se utilicen canaletas metálicaspara los cables muy bien interconectadaseléctricamente (trenzas).

4.2 Los limitadores de sobretensión

El apartado anterior explica por qué el limitadorde sobretensión es un «accesorioimprescindible» del ECT IT y por qué, por tanto,las normas obligan a su uso. Además protege alCPA contra las sobretensiones.

Sus umbrales de descrestado de lassobretensiones a frecuencia industrial y de lassobretensiones transitorias de modo comúnestán fijados en la norma NF C 63-150(figura 20). Son inferiores a la rigidez quedeben de tener los equipos utilizados en lasredes BT (230/400 V).

Hay que conectarlo lo más cerca posible deltransformador MT/BT entre el neutro y tierra, oentre la fase y tierra si el acoplamientosecundario del transformador es en triángulo ono hay salida de neutro.

Nota:

el limitador no es necesario sobre la redaguas abajo del transformador BT/ BT,

la norma CEI 60364 no obliga al uso delimitadores de sobretensión, considerando quela probabilidad de defecto MT/ BT es baja. Sinembargo, está demostrado que cuando seproduce este defecto tiene normalmente

consecuencias graves.

Tensión nominal Ucebado (V) Ejemplo: limitador ade un limitador -Un- a frecuencia Con onda de escoger para una red(V) (NF C 63-150) industrial choque 1,2/50 230/400 V ...

250 400 < U < 750 < 1750 ... si conectado entretierra y neutro.

440 700 < U < 1100 < 2500 ... si conectado entretierra y una fase.

660 1100 < U < 1600 < 3500

Fig. 20: La tensión nominal de un limitador de sobretensión debe de estar adaptada a la tensión de red.




Funcionamiento

Un limitador de sobretensión está constituido pordos elementos conductores separados por una

película aislante (figura 21).Las sobretensiones impulsionales provocan elcebado entre los dos elementos conductores sinllegar a provocar el cortocircuito del limitador.

Las sobretensiones energéticas hacen fundir lapelícula aislante, lo que permite el paso de unagran corriente a tierra. Entonces hace faltacambiar el cartucho cuyo cortocircuito señala elCPA como si fuera un defecto de aislamiento.Por otra parte, para buscar defectos con tensión,es práctico considerar esta conexión a tierracomo si fuera una derivación más, puesto queesta conexión es normalmente inaccesible, como

por ejemplo, cuando el limitador está colocado enla celda del transformador.

Característica importante

En el caso de que todas las masas de utilizaciónestén perfectamente interconectadas, el dobledefecto de aislamiento afecta por una parte allimitador de sobretensión que tenga el cebado ypor otra a la ruptura del aislamiento sobre unafase que tenga cortocircuito. El limitador debetener entonces una rigidez suficiente quecorresponda con el tiempo de eliminación de lacorriente de defecto (por ejemplo, soportar40 kA durante 0,2 s para un limitador Cardew de

la marca Merlin Gerin). En el caso, pocofrecuente, de que el segundo defecto deaislamiento esté aguas arriba del interruptorautomático de entrada, la eliminación delsegundo defecto se hace, como para uncortocircuito aguas arriba del cuadro general BT,mediante las protecciones MT. Por este motivo,el ajuste de la temporización de la protección MT

del transformador, debe tener en cuenta laresistencia térmica [ f (I2t) ] del limitador desobretensión.

La sección del conductor de conexión aguasarriba y aguas abajo del limitador desobretensión también debe de tener la mismacapacidad térmica. El cálculo de esta secciónviene dado en la norma francesa NF C 15-100.

Fig. 21: Principio de un limitador de sobretensión (tipo

Cardew de Merlin Gerin).

4.3 ¿Por qué utilizar una impedancia?

Puede conectarse una impedancia entre la redy tierra, normalmente entre el neutro deltransformador y tierra. Su valor es deaproximadamente 1700 Ω a 50 Hz.

La impedancia sirve para reducir las variacionesde potencial entre red y tierra que tengan suorigen en las perturbaciones provenientes de laMT o de las fluctuaciones de potencial de latierra local. Se recomienda sobre todo para lasredes cortas que alimentan aparatos de medidasensibles a este potencial, así como para lasredes que están estrechamente unidas a busesde comunicaciones.

Observando la tabla de la figura 5, se apreciaque cuando la red es muy poco capacitativa(caso 1) la impedancia de neutro ZN hace queaumente la corriente de defecto, que sinembargo, sigue siendo muy baja (≈ 250 mA en elcaso de la figura 5); esta influencia es todavíamenor cuando la red es muy capacitativa (casos2 y 3). En la práctica, esta impedancia no influyemás que débilmente en la tensión de contactoUC que sigue siendo inferior a UL en una redsana. Por último, la presencia de una resistenciaen la impedancia permite reducir los riesgos deferrorresonancia.

Película aislante que

se «volatiliza»

con una sobretensión

de gran energía

Zona de cebado

con sobretensiones

de baja energía

Caja aislante

Platina de conexión




5 Ventajas e inconvenientes del esquema IT en BT

La ventaja principal de una red explotada conesquema IT es sin duda la continuidad deservicio que proporciona, puesto que nonecesita cortar la alimentación con un primerdefecto. Este capítulo analiza precisamente susventajas. Otro punto fuerte del esquema IT es la

Fig. 22: Un gráfico de Markof muestra que la

disponibilidad media de la energía es 91 veces mejor

con una red IT que con una red TN o TT.

Un cálculo sencillo de probabilidades confirmaesta ventaja para el esquema IT.

Se supone que la probabilidad de defecto deaislamiento en una instalación eléctrica es de undefecto cada tres meses (90 días), o sea,

1días

90λ =

y la duración de búsqueda y reparación de laparte defectuosa es de un día, o sea, µ = 1 día.

La técnica de gráficos de Markof da larepresentación de la figura 22 y permitecalcular que el tiempo medio entre dos fallosdobles es de 8190 días!

Lo que corresponde a una disponibilidad mediade la energía 91 veces mayor con una red ITque con una red TN o TT.

Por tanto el esquema IT se prefiere en muchasinstalaciones precisamente por esta ventaja, porejemplo:

hospitales, pistas de despegue de los aeropuertos,

naves,

factorías con proceso de fabricación continua,

laboratorios,

cámaras frigoríficas de almacenamiento,

centrales eléctricas.

5.1 Una mayor disponibilidad

seguridad que aporta contra los riesgos deincendio y en los circuitos de mando y control demáquinas-herramienta.

Pero para beneficiarse de todas estas ventajas,hay que tener en cuenta los límites de suutilización.

5.2 Mayor seguridad frente al riesgo de incendio

La electricidad es una causa frecuente deincendios.

Las normas fijan en 500 mA el umbral de esteriesgo cuando hay defecto de aislamiento(JF C 15-100, parte 482.2.10). Este valor puedesobrepasarse mucho, especialmente con lascorrientes erráticas que recorren las estructurasde los edificios cuando hay defectos con elesquema TN.

Nótese también que éste es el único ECT quecontrola el aislamiento del conductor neutro,

puesto que el esquema TN-S puede convertirseinadvertida y peligrosamente en esquema TN-Ccuando se produce un defecto neutro- CP, lo queprovoca un importante aumento del riesgo deincendio.

Por este motivo en ciertos establecimientos conriesgo de incendio y explosión se utiliza elesquema IT puesto que la corriente del primerdefecto es especialmente baja (capítulo 1).

Por otra parte, recuérdese que fue en las minascon grisú donde se utilizaron por primera vez los

CPA.

Sin

defecto

2

defectos

1

defecto

= 1 = 1

=1

90día

día día

día =1

90




5.3 Medios de paro en los circuitos de mando y control

El esquema de actuación de los relés de la

figura 23 con esquema TN, representa tresdefectos de aislamiento posibles que, cuandoson francos, provocan la parada inmediata de laexplotación; parada inmediata cuyasconsecuencias materiales y económicas raravez son despreciables. Estos defectos tienen lasmismas consecuencias que con el esquema TT.

Especialmente los defectos c y d que provocanel disparo de la protección general impidiendocualquier maniobra posterior, como por ejemplo,la orden de cambio de sentido en untransbordador!

Por otra parte, estos mismos «primeros

defectos» que pueden provocar riesgos defuncionamiento y hasta accidentes con losesquemas TN y TT, no tienen secuelas con elesquema IT, salvo que se produzcan comosegundo defecto, lo que es muy poco probable(apartado 5.1).

Estos ejemplos muestran que aunque laseguridad de las personas por riesgo eléctricoqueda asegurada con todos los ECT, incluido eluso de muy bajas tensiones de seguridad, enciertos casos, la seguridad de personas porriesgo mecánico puede no quedar asegurada.

El cableado de estos circuitos requiere un

cuidado mucho mayor con los esquemas TT yTN que con el esquema IT, puesto que esteúltimo avisa del incidente (primer defecto deaislamiento) y así previene de los riesgoseléctrico y mecánico. Precisamente los CPA seutilizan cada vez más para supervisar las redesde automatismos.

Es frecuente aconsejar una solución adicional,especialmente con los automatismos con reléspara dispositivos electrónicos sensibles a lasperturbaciones electromagnéticas, consistenteen alimentar separadamente los circuitos demando y control mediante transformadoresBT/BT con arrollamientos separados.

Fig. 23: Según el esquema instalado, un circuito de

control-mando puede estar afectado por varios tipos

de defectos de aislamiento que provocan siempre una

parada de la explotación con los esquemas TT y TN.

A pesar de todo, como ya se ha dicho en el

capítulo 2, la utilización del esquema IT tiene suslímites que se describirán en el próximoapartado.

5.4 Límites y precauciones de empleo del esquema IT

Los límites de utilización del esquema IT afectana los receptores y a las redes.

Límites debidos a los receptores

con un gran acoplamiento capacitativo a tierra(presencia de filtros)

Diversos equipos con filtros capacitativos

(figura 24) tienen, dependiendo de su número,

el mismo handicap que las redes extensas queutilizan el esquema IT.

Estas fugas capacitativas tienen unaparticularidad respecto a la capacidad distribuidaesencialmente debida a los cables de una red, yes que pueden estar desequilibrados. Unejemplo claro lo constituyen los equipos de

ofimática: ordenadores, monitores e impresoras,

N

RB

321N

CP

MA

d

a b c d

M A

a b c d

El defecto a no es detectable.

Los defectos b, c y d provocan

un cortocircuito.

El defecto a no es detectable.

El defecto b impide la función

de parada.

Los defectos c y d provocan

un cortocircuito.




circulación de corrientes diferencialessusceptibles de provocar disparosintempestivos, llamados «por simpatía», de losDDR situados en las salidas de gran longitud o

muy capacitativas (Cuaderno Técnico nº 114).Por tanto, el esquema IT no se aconseja pararedes extensas, que tengan derivaciones largas,por ejemplo para la distribución de energía envarios edificios separados unos de otros.

Caso de redes con alimentación deemergencia

Independientemente de la fuente de tensión queesté en servicio, el poder alimentar una red condiversas fuentes requiere asegurar la deteccióndel primer defecto y la desconexión con elsegundo.

La supervisión continua del aislamiento de lared con cualquiera de las fuentes de alimentaciónobliga a estudiar perfectamente la colocación delCPA. Según su emplazamiento, la supervisión delaislamiento puede ser parcial (figura 26).

No es aconsejable la conexión permanente dedos CPA en las posiciones A y B, porque seinfluyen mutuamente durante la conexión.

En cambio, la posición C podría ser aceptable, siel acceso a las fuentes de alimentación estáreservado al personal experimentado, pero, enel momento de efectuar una conmutación defuentes existe el riesgo de constatar la

existencia de un defecto previo en la nueva

fuente. Es por tanto preferible prever un CPA encada fuente [A y B] con un conjunto de relés [R]que impida el funcionamiento simultáneo de losdos aparatos en un mismo circuito.

Existen también nuevos sistemas de control deaislamiento que utilizan el intercambio deinformaciones mediante buses digitales y que seadaptan automáticamente a la configuración dela red, evitando el sistema de relés que suele sercomplicado (figura 27).

El disparo con el segundo defecto,independientemente de la fuente de tensión,necesita, como con el esquema TN, verificar lacompatibilidad de los DPCC con las corrientesde defecto presuntas; especialmente cuando lafuente de sustitución es un grupo electrógeno.En efecto, la corriente de cortocircuito que

proporciona es muy inferior a la de untransformador MT/BT alimentado por las redesde distribución pública, por tanto, el umbral deactuación de los DPCC debe preverlo.

Una primera solución consistiría en bajar elumbral de estas protecciones, pero entonces lasposibilidades de selectividad amperimétrica sereducirían. Una segunda respuesta, más fácil,es prever DDR de baja sensibilidad.

Con Alimentación Estática Ininterrumpida –SAI–

Las dificultades que se encuentran son lasmismas que con un GE. Únicamente hay quedecir que la supervisión del aislamiento es eneste caso más compleja, puesto que depende delas diferentes configuraciones de la explotaciónque puede tener un SAI.

En la práctica

En todos estos casos en los que haycondiciones especiales de utilización, la soluciónmás adecuada es limitar el uso del esquema ITúnicamente a las redes que alimentan equiposque obligan a una gran disponibilidad de laenergía.

En una instalación existente, para mejoraresta continuidad de servicio, hay que identificar

las derivaciones con bajo aislamiento yalimentarlas independientemente, por ejemplo,con un esquema TN, reservando la red conesquema IT para las utilizaciones másexigentes. Esta solución necesita la instalación

Fig. 26: Supervisión de aislamiento en diversas

partes de una red con una fuente de emergencia.

CPA

A

CPA

B

CPA

C

R




XM300C XM300C XM300C

XTUInterface de

comunicación

Bus de intercambio de informaciones

CPACPACPA

Fig. 27: Sistema de supervisión de aislamiento de diversas partes de una red con varias fuentes (Vigilohm System

de Merlin Gerin).

de un nuevo transformador o BT/BT odirectamente MT/BT según las potenciasnecesarias. Una solución similar puede utilizarsepara alimentar máquinas que tengan problemasen explotación IT.

Para una instalación nueva, la distribucióneléctrica con el esquema IT requiere preverdesde el principio las necesidades decontinuidad del servicio. Es preferible, parareducir la incidencia de la capacidad de la redrespecto a tierra, limitar la extensión de esta reda un solo edificio por ejemplo.

Por último, si se necesita la tensión simple, ladistribución del conductor neutro deberásupervisarse muy seriamente, puesto que:

el aislamiento del neutro ha de estarsupervisado,

la utilización de interruptores automáticos decurva B o G y de DDR de baja sensibilidadpermite simplificar el estudio de las protecciones,

... y evita la instalación, y por tanto el costeadicional, de un transformador específico o unalínea especial.




6 Conclusión

La evolución de los diferentes ECT debe seguirla evolución de las necesidades de los usuariosde la energía eléctrica.

6.1 La disponibilidad: una necesidad creciente que hay que satisfacer

Con todos los equipos informáticos, automáticosy de control y mando, todos los centros de

producción importantes (industriales,comerciales...) exigen una mayor disponibilidadde energía eléctrica.

Esta energía actualmente se considera como unsimple producto al cual se aplican los criterios decalidad entre los que el más importante es ladisponibilidad.

Para que los usuarios aprovechen esta mejorade la disponibilidad, esta demanda, que ya tienenen cuenta los distribuidores de energía, debe de

6.2 El esquema IT encuentra su verdadero emplazamiento

estar también integrada en el diseño de lasnuevas instalaciones de distribución internas y

privadas... Es aquí donde el esquema deconexión a tierra IT toma toda su importanciaseñalizando siempre el primer defecto (nopeligroso) y permitiendo su reparación.

Pero para que una red se beneficie de todas lascualidades del esquema IT, el diseñador debe deimplicarse mucho en el funcionamiento de lafutura red y conocer perfectamente los equiposque hay que alimentar.

Utilizable en muchas instalacioneseléctricas

El esquema IT se presenta como utilizable en ungran número de instalaciones eléctricas de lospaíses industrializados, excepto para ciertasaplicaciones (ejemplo: hornos de arco, viejoscircuitos de alumbrado) y en ciertas situaciones(por ejemplo: medios húmedos, redes muyextensas) que presentan normal ofrecuentemente un bajo nivel de aislamiento.Estos países disponen en efecto de electricistascompetentes y en suficiente número para poderintervenir rápidamente en una instalación (dentrode la jornada laboral), y además, susinfraestructuras permiten la instalación de latelevigilancia.

Para los circuitos de distribuciónadaptados

La evolución de las necesidades de continuidaddel servicio y la instalación de nuevas máquinasde características particulares, especialmenteen el campo de la compatibilidadelectromagnética –CEM–, hacen que a veces laalimentación eléctrica deba de efectuarse concircuitos de distribución adaptados. Así eldesarrollo de redes privadas de distribucióntiene diferentes sub-redes que tienen un ECT

adecuado.En estas condiciones el esquema IT garantiza sinproblemas la continuidad del servicio requerida.

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