spat
DESCRIPTION
sistemas de puesta a tierra.TRANSCRIPT
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICADE LA FUERZA ARMADA
NÚCLEO-MARACAY SEDE ARAGUADEPARTAMENTO DE ING. ELÉCTRICA
SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES
Profesor:Luis CedeñoIng. Eléctrica
Fecha: 03-12-2011
Integrantes:
Isasc Morel
Juan Padrón
Pedro Méndez
Rhonal Ochoa: 18244170
Yolner Serrano
Katerinne Rosales
Cristian Linares
ContenidoINTRODUCCIÓN.............................................................................................................................................. 4SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA................................................................................................................. 5
CADAFE..........................................................................................................................................................5
Código Eléctrico Nacional:..............................................................................................................................5
AIEE Estándar N° 32, "Dispositivos de Puesta a Tierra del Neutro" Sistema con neutro puesto a tierra:......6
PUESTA A TIERRA DEL SISTEMA DE POTENCIA.......................................................................................6Figura 1. Puesta a tierra de Potencia. [4]..........................................................................................................7
PUESTA A TIERRA PARA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS...........................................................................7Figura 2. Puesta a tierra para descargas atmosféricas. [4]................................................................................7
PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS ELECTRÓNICOS, INSTRUMENTOS Y COMPUTADORAS...................8INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA...........................................................................9
Figura 4. Daños en Equipos Electrónicos Cuando Hay Sistemas de Puesta a Tierra Separados [4]...............9
EQUIPOS Y/O SISTEMAS A SER PUESTOS A TIERRA.................................................................................9Clasificación del sistema de Puesta a Tierra Según el Tipo de Conexión Instalada........................................9
Partes a Proteger en Equipos y Sistemas........................................................................................................10
Puesta a Tierra de Sistemas de Bajo Voltaje y en el Interior de Locales.......................................................11
Tipos de sistemas............................................................................................................................................11
Sistema TN-S..................................................................................................................................................12
Sistema TN-C-S..............................................................................................................................................12
Sistema PNB (Conexión a Neutro de Protección).........................................................................................13
Sistema TT......................................................................................................................................................13
Sistema IT.......................................................................................................................................................14
PROPÓSITOS DE LA PUESTA A TIERRA....................................................................................................15FUNCIONES DE LA MALLA DE TIERRA......................................................................................................15SISTEMA DE REFERENCIA DE VOLTAJE..................................................................................................16SISTEMA DE REFERENCIA FLOTANTE.....................................................................................................16SISTEMA DE REFERENCIA PUESTO A TIERRA.........................................................................................17MEDICIÓN DE RESITIVIDAD DEL TERRENO............................................................................................17
Método de los dos Electrodos:.......................................................................................................................17
Método de los cuatro Electrodos....................................................................................................................18
Configuración Wenner o Distanciamiento Igual Entre Electrodos................................................................19
Configuración Participación de Lee...............................................................................................................21
MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA...............................................................................22Método de los Tres Electrodos.................................................................................................................... 22METODOS PARA MEDIR Y CALCULAR LOS PARAMETROS DE UNA MALLA DE TIERRA...................23
Método de Inyección de Altas Corrientes:.....................................................................................................25
Descripción del Método de Inyección de Altas Corrientes:...........................................................................25
Método de Inyección de Bajas Corrientes......................................................................................................29
DISEÑO DE LA MALLA DE TIERRA............................................................................................................29Cálculo de la Resistencia de la Malla..........................................................................................................29
Calculo para la Sección del Conductor de la Malla de Tierra........................................................................31
Calculo de las Tensiones de Toque y Paso Tolerables...................................................................................31
Voltaje de Paso Tolerable:..............................................................................................................................32
2
Voltajes Transferidos:....................................................................................................................................34
Calculo de la Tensión de Toque de la Malla de Tierra...................................................................................34
Calculo de la Tensión de Paso de la Malla de Tierra.....................................................................................36
DISTANCIA MINIMA QUE DEBE POSEER EL CONDUCTOR DE TIERRA.................................................37PROCEDIMIENTO DE DISEÑO...................................................................................................................... 38Diagrama de flujo para el cálculo de la malla de puesta a tierra...............................................................40Ejemplo de cálculo de la malla..................................................................................................................... 42PUESTA A TIERRA EN MÚLTIPLES PUNTOS.............................................................................................46PUESTA A TIERRA DE LA PANTALLA DE CABLES..................................................................................47PUESTA A TIERRA DE SEGURIDAD............................................................................................................50
Funciones del SPAT por seguridad................................................................................................................51
MÉTODOS DE PUESTA A TIERRA...............................................................................................................52PUESTA A TIERRA EN UN SOLO PUNTO....................................................................................................52MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA..........................................................................54
Filosofía:.........................................................................................................................................................54
Inspección:......................................................................................................................................................54
Examen:..........................................................................................................................................................54
Puesta a tierra en equipos e instrumentos en patios de tanques.....................................................................55
Transformadores de tierra............................................................................................................................ 59Nomenclatura de esquemas de conexión de puesta a tierra del neutro en baja tensión. En general para sistemas de distribución........................................................................................................60
Esquema de conexión TN...............................................................................................................................61
Esquema de conexión TT.............................................................................................................................62
Esquema de conexión IT................................................................................................................................63
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................................................................................64REFERENCIAS............................................................................................................................................... 67ANEXOS......................................................................................................................................................... 68
3
INTRODUCCIÓN
La mayoría de los problemas asociados con los sistemas de puesta a tierra resultan de la confusión causada por el tipo de puesta a tierra que se supone se debe hacer. Guías contradictorias tales como puesta a tierra en un solo punto vs. Múltiples puntos pueden ser parte del problema. Y siempre está la tentación de mejorar la puesta a tierra a través del aislamiento (barras aisladas o electrodos aislados) o colocando electrodos de tierra independientes, lo cual coloca el sistema en una condición insegura.
Uno de los problemas con la puesta a tierra es el término en sí mismo. El término poner a tierra significa cosas diferentes a personas diferentes. Para el diseñador de circuitos electrónicos, es usualmente la conexión al punto común que sirve de referencia de voltaje del circuito. Para el diseñador de sistemas o tableros, es frecuentemente la conexión al gabinete, rack o estructura soporte. Para el electricista es la conexión del cable verde a la puesta a tierra de seguridad o la conexión a los electrodos de tierra en sí misma. Por otra parte, en ocasiones se mezclan diferentes filosofías de puesta a tierra sin analizar sus consecuencias, por ejemplo, cuando equipos electrónicos con métodos de puesta a tierra diferente (flotante, aislada, un solo punto, etc.) se interconectan a través de los cables de datos.
Esta práctica recomendada establece los criterios generales y particulares para la puesta a tierra de equipos electrónicos, instrumentos y computadoras en general. Está orientada a minimizar daños en instrumentos, equipos electrónicos y computadoras originados por prácticas inadecuadas en relación con los sistemas de puesta a tierra.
4
SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
La palabra "puesta a tierra" es comúnmente usada en el área de los sistemas eléctricos de potencia para referirse tanto a los "sistemas puestos a tierra" como a los "equipos puestos a tierra".
Los sistemas de puesta a tierra proveen un camino de baja impedancia para el retorno de la corriente de carga (o falla) a su fuente de poder. El camino puede no ser el camino intencional, y puede haber más de un camino o existir caminos alternos no evidentes.
En general, existen diversos sistemas de puesta a tierra en una misma instalación o planta, con características y requerimientos diferentes, siendo los más frecuentes: la puesta a tierra de potencia, la puesta a tierra para descargas atmosféricas y la puesta a tierra de instrumentos, equipos electrónicos y computadoras. A continuación se indican las características principales y los criterios fundamentales de estos sistemas.
CADAFE
Sistemas de Puesta a Tierra. Según el Manual de Mantenimiento de Líneas y Operaciones de Subestaciones CADAFE (1996), dice que el Sistema de Puesta A Tierra de una subestación es diseñado a fin de garantizar las máximas condiciones de seguridad del personal que opera las subestaciones y los equipos instalados en las mismas. Y también comentan que los elementos que integran el sistema son:
Malla de Tierra. Formadas por conductores y barras enterradas a una profundidad adecuada y cuya configuración es la de unas retícula. Cable de Guarda. Tiene por función proteger a la subestación contra impactos directos de descargas atmosféricas.
Código Eléctrico Nacional:
Un sistema puesto a tierra es una conexión a tierra desde uno de sus conductores portadores de energía, ya sea en un sistema de distribución o en un sistema de cableado interior. Equipo a tierra. Un equipo puesto a tierra es una conexión a tierra desde una o más partes metálicas, no conductoras de corriente eléctrica, del sistema de cableado o de los aparatos conectados al sistema. En este sentido, el término "equipo" abarca las partes metálicas como tuberías conduits, cajas y gabinetes metálicos, carcaza de motores y cubiertas metálicas de los controladores de los motores.
5
AIEE Estándar N° 32, "Dispositivos de Puesta a Tierra del Neutro" Sistema con neutro puesto a tierra:
Un sistema con neutro puesto a tierra es una conexión a tierra desde el punto neutro o puntos de un circuito, transformador, maquinas de campo rotante o sistema.
El punto neutro de un sistema es el punto en cual tiene el mismo potencial, como el que tiene el punto de unión de un grupo de resistencias iguales y no reactivas, si están conectados de manera apropiada en sus terminales libres a los terminales principales de las líneas del sistema. Sistema puesto a tierra. Es un sistema de conductores en el cual al menos uno de estos (en general el cable del medio o el punto neutro de un transformador o del arrollado de un generador) es intencionalmente puesto a tierra, sólidamente o a través de un dispositivo limitador de corriente. Observación: Los sistemas puestos a tierra pueden ser sometidos a sobretensiones en régimen permanente o en régimen transitorio, dependiendo de los valores de los cocientes de X0/X1 y R0/X1 vistas desde el punto de falla. R0, X0 y X1, son respectivamente la resistencia de secuencia cero, la reactancia de secuencia cero, tomada como positiva si es inductiva y negativa si es capacitiva, y la reactancia subtransitoria de secuencia positiva. No puesto a tierra. Significa sin una conexión intencional a tierra, excepto la que se da a través de un indicador de potencial o dispositivo de medida. Los sistemas de puesta a tierra (SPAT) habrá que entenderlos de ahora en adelante un poco más complejos que lo que se especifico anteriormente. Los procedimientos para diseñar y sobre todo para reconstruir los SPAT se basan en conceptos tradicionales, pero su aplicación puede ser muy compleja.
PUESTA A TIERRA DEL SISTEMA DE POTENCIA
La puesta a tierra de potencia provee dos caminos de retorno a la fuente, uno intencional como el neutro y otro no intencional, como la puesta a tierra de seguridad. Los mismos deben manejar corrientes de muchos amperios pero a baja frecuencia, 60 HZ. El neutro debe manejar esta corriente todo el tiempo mientras la carga es alimentada por lo que se debe considerar y/o manejar como otro conductor vivo del sistema de alimentación. La puesta a tierra de seguridad sólo debe manejar corriente durante una falla o cortocircuito a tierra accidental y no debe ser utilizada para alimentar cargas. Estas fallas pueden durar desde milisegundos hasta siempre, dependiendo de la amplitud de la corriente. Para evitar circulación de corrientes de carga por el conductor de puesta a tierra, el neutro se conecta a tierra solo en el tablero de distribución o transformador. Los criterios fundamentales en la puesta a tierra de potencia son mantener baja resistencia y proveer suficiente capacidad de corriente para los niveles de falla.
6
TABLERO
EQUIPO
N
G
N
G
TRANSFORMADOR
208-120V
Retorno de corriente de falla a través de la tierra de seguridad permite la
apertura del interruptor
Retorno de la corriente normal de operación a través del neutro
Corriente normal de carga Corriente de falla
Puesta a tierra de seguridad (cable verde)
Figura 1. Puesta a tierra de Potencia. [4]
PUESTA A TIERRA PARA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
La Puesta a tierra para descargas atmosféricas provee un camino controlado a través del cual las corrientes de las descargas atmosféricas pueden alcanzar la tierra. Este camino debe manejar las altas corrientes (miles de amperios) de las descargas atmosféricas durante decenas de microsegundos hasta pocos milisegundos. Aún así, es suficiente energía para dañar los equipos electrónicos si la puesta a tierra no es adecuada. El rápido incremento de tiempo del pulso de la descarga crea frecuencias usualmente en el orden de 1 MHZ, de acuerdo a IEC 61312-2. El flujo de estas altas corrientes a tierra a través del canal de la descarga o del conductor de puesta a tierra, produce un campo magnético proporcional a la corriente, el cual impacta las líneas de potencia, las pantallas y/o armaduras de cables aéreos y enterrados, tuberías y todas las estructuras metálicas cercanas. Asimismo, la circulación de esta corriente produce una elevada tensión en el sistema de puesta a tierra con relación a la tierra remota. Los criterios fundamentales en la puesta a tierra para descargas atmosféricas son mantener baja resistencia e inductancia y proveer adecuada capacidad de corriente transitoria (I2t)
Figura 2. Puesta a tierra para descargas atmosféricas. [4]
7
INSTRUM. O EQUIPO ELECTRÓNICOFUENTE O TABLERO
Retorno de la corriente normal de operación
Corriente normal de carga
Vn
Cable de datos
PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS ELECTRÓNICOS, INSTRUMENTOS Y COMPUTADORAS
La puesta a tierra de equipos electrónicos, instrumentos y computadoras provee un camino de retorno para las corrientes de potencia y/o señal, en caso de utilizar un sistema de referencia puesto a tierra para las señales de bajo nivel (conexión a tierra del terminal negativo o positivo de la fuente de poder). Este camino debe manejar pequeñas corrientes desde miliamperios a Amperios, a frecuencias desde DC a KHZ (señales analógicas) o MHZ/GHZ (señales digitales). En muchos casos, los equipo electrónicos, por diseño, se comunican con otros equipos a través de los cables de datos. Frecuentemente estos cables de datos llevan sus propios conductores de referencia los cuales pueden estar conectados a la misma puesta a tierra de seguridad del equipo, formando lazos y, por consiguiente, voltajes indeseables o ruido. Los criterios fundamentales en la puesta a tierra de equipos electrónicos o sensitivos, cuando un terminal de la fuente de referencia está puesto a tierra, son eliminar lazos de tierra susceptibles a campos magnéticos y a diferencias de potencial en la tierra, y mantener baja resistencia e inductancia a fin de minimizar las tensiones producidas (ruido) al circular corriente en el sistema de puesta a tierra.
Figura 3. Ejemplo de lazo de tierra causado con la puesta a tierra de equipos electrónicos. [4]
Nota:
El lazo existe cuando hay múltiples caminos de corriente o las conexiones a tierra están a potenciales diferentes. La circulación de corrientes por la tierra (o referencia cuando ésta está puesta a tierra) produce voltajes indeseables (ruido). El lazo también sirve como antena para radiar esta interferencia a otros cables.
8
Puesta a tierra separada 1 Ω
0 V
Puesta a tierra de potencia 5 Ω
25000 V
Cable de datos
INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
Todos los sistemas de puesta a tierra indicados en los puntos anteriores, y cualquier otro no mencionado, deben estar interconectados entre sí. Cuando ocurre una descarga atmosférica, la corriente que fluye hacia la tierra produce una elevada tensión en el punto de drenaje (es decir, en el sistema de puesta a tierra para descargas atmosféricas), con relación a la tierra remota o la tierra separada, esta es la razón por la cual parte de la corriente de la descarga atmosférica fluye hacia la tierra remota o separada a través de las partes conductivas (cables de datos o potencia, tuberías, pantallas, etc.). El flujo de esta corriente en las pantallas de los cables genera una tensión entre los conductores internos y la pantalla, lo cual causa daños catastróficos en los equipos conectados al sistema de puesta a tierra separada.
EQUIPOS Y/O SISTEMAS A SER PUESTOS A TIERRA.
Clasificación del sistema de Puesta a Tierra Según el Tipo de Conexión Instalada.
El tipo de puesta a tierra se clasifica según el tipo de conexión instalada Los principales tipos son:
Sistema Puesto a Tierra Mediante Impedancia
En este caso se insertan deliberadamente resistores y/o reactores en la conexión entre el punto neutro y tierra, normalmente para limitar la corriente de falla a un nivel aceptable. En teoría, la impedancia puede ser lo bastante alta como para que fluya una corriente de falla poco mayor que en la situación de sistema no puesto a tierra.
9
Figura 4. Daños en Equipos Electrónicos Cuando Hay Sistemas de Puesta a Tierra Separados [4]
En la práctica, para evitar sobre voltajes transitorios excesivos debido a resonancia con la capacitancia paralela del sistema, las puestas a tierra inductivas deben permitir que fluya a tierra por falla al menos un 60% de la capacidad de cortocircuito trifásico. Esta forma de puesta a tierra tiene menor disipación de energía que la puesta a tierra resistiva.
Pueden usarse como conexión a tierra enrollados de supresión de arco, también conocidos como bobinas de Peterson, o neutralizadores de falla a tierra. Estos son reactores sintonizados que neutralizan el acoplamiento capacitivo de las fases sanas y de este modo la corriente de falla es mínima. Debido a la naturaleza auto-compensada de este tipo de puesta a tierra, es efectiva en ciertas circunstancias en sistemas aéreos de media tensión, por ejemplo, aquellos que están expuestos a un alto número de fallas transitorias. El uso de interruptores con recierre automático ha reducido el uso de este método de puesta a tierra en sistemas de alta y media tensión.
La puesta a tierra por resistencia es de uso más común, porque permite limitar la corriente de falla y amortiguar los sobre voltajes transitorios, eligiendo el valor correcto de resistencia. En principio se usó resistencias líquidas.
Ahora es más común el uso de resistores del tipo cerámico. Estos requieren menos espacio, tienen costos de mantención significativamente menores y luego del paso de la corriente de falla se enfrían más rápidamente que las resistencias líquidas.
Sistema puesto a tierra con baja impedancia (sólidamente puesto a tierra)
Esta es la técnica más común, particularmente en bajo voltaje. Aquí el neutro se conecta a tierra a través de una conexión adecuada en la cual no se agrega intencionalmente ninguna impedancia. La desventaja de este arreglo es que las corrientes de falla a tierra son normalmente altas pero los voltajes del sistema permanecen controlados bajo condiciones de falla.
Partes a Proteger en Equipos y Sistemas.
En los equipos o sistemas eléctricos, hay 2 partes del sistema que pueden ser puestas a tierra:
Puesta a Tierra del Sistema o Fuente de Alimentación: cuando una parte del sistema de potencia de la fuente de suministro, usualmente el neutro del sistema, es puesto a tierra.
Puesta a Tierra de Seguridad: cuando partes metálicas, chasis y carcasas son puestos a tierra mediante la conexión de todos los componentes a tierra. Las partes metálicas se ponen a tierra para evitar riesgos al personal en caso de fallas a tierra y daños en equipos en caso de descargas atmosféricas.
10
Al igual que los equipos eléctricos, los equipos electrónicos, instrumentos y computadoras tienen dos partes que pueden ser puestas a tierra:
Puesta a Tierra del Sistema o Fuente de Alimentación: En caso de alimentación AC, el neutro del sistema de potencia de la fuente de suministro es puesto a tierra. En caso de alimentación DC, el sistema de referencia de voltaje puede tener ninguno o uno de los polos o terminales (el positivo o el negativo) de la fuente de suministro DC puesto a tierra. En este último caso, cuando una parte de la señal DC es puesta a tierra, el sistema de referencia cero para las líneas de datos y la señal representa el neutro sensitivo de las computadoras. Es sensible a tensiones transitorias y requiere una referencia de voltaje estable.
Puesta a Tierra de Seguridad: cuando partes metálicas, chasis y carcasas son puestos a tierra mediante la conexión de todos los componentes a tierra. Las partes metálicas se ponen a tierra para evitar riesgos al personal en caso de fallas a tierra y daños en equipos en caso de descargas atmosféricas.
Puesta a Tierra de Sistemas de Bajo Voltaje y en el Interior de Locales
Habiendo revisado los tipos de puesta a tierra existentes en Sistemas de Potencia, consideraremos ahora el sistema de bajo voltaje e instalación eléctrica en el interior de locales.
Tipos de sistemas
Existen ciertos métodos para efectuar una conexión a tierra, los cuales reciben definiciones estándares. Cada uno se identifica por un código que contiene las siguientes letras:
T: tierra, conexión directa a tierra.N: neutroC: combinadaS: separada
A continuación se describen los tipos principales, incorporando las figuras y diagramas que permiten explicarlos en más detalle. Note que los electrodos de tierra en los diagramas incluyen el símbolo del resistor para mostrar que el electrodo tiene una impedancia, que es predominantemente resistiva.
11
Sistema TN-S.
En este tipo de sistema, el neutro de la fuente tiene un único punto de conexión a tierra en el transformador de alimentación. Los cables de alimentación tienen neutro separado del conductor de tierra de protección. Generalmente, el conductor de neutro es un cuarto “conductor” y el conductor de tierra forma una vaina o cubierta protectora (conductor PE). Este era el arreglo estándar antes de la introducción de los sistemas de puestas a tierra de protección múltiples. El arreglo se ilustra en la Figura 5.
Sistema TN-C-S.
En este tipo, el neutro de la alimentación se pone a tierra en varios puntos. El cable de alimentación tiene una pantalla metálica externa que combina neutro y tierra, con una cubierta de PVC (se denominan cables CNE). La pantalla que combina neutro y tierra es el conductor tierra de protección neutro (conductor PEN). El fabricante proporciona un terminal de tierra, que está conectado al neutro de la alimentación. La alimentación en el interior de la instalación del cliente debiera ser TN-S, es decir, el neutro y la tierra deben estar separados, conectados sólo en la posición de servicio. Debido a que se permite al cliente usar el terminal de tierra, el proveedor debe asegurase que todos los elementos metálicos internos, normalmente expuestos (tales como tuberías de agua, de gas, calefacción, etc.) se conecten juntos en la forma prescrita en las normas. El arreglo se ilustra en la Figura 6.
12
Figura 5. Sistema TN-S Típico. [3] Fuente puesta a tierra en único punto. Conductores de neutro y tierra separados. El cliente dispone de un terminal de tierra desde la pantalla del cable de servicio.
Sistema PNB (Conexión a Neutro de Protección).
Este es una variación del sistema TN-C-S en que el cliente dispone de un terminal de tierra conectado al neutro de la alimentación, pero el neutro se conecta a tierra en un único punto, normalmente cerca del punto de alimentación al cliente. Se reserva el uso de este arreglo cuando el cliente tiene un transformador particular. El arreglo se ilustra en la figura 7.
Sistema TT.
Este en un sistema donde la alimentación se pone a tierra en un único punto, pero la pantalla del cable y las partes metálicas expuestas de la instalación del cliente está conectado a tierra vía un electrodo separado que es independiente del electrodo de alimentación.
13
Figura 7. Sistema PNB típico. [3] Cliente tiene transformador propio. Se usa cables CNE con tierra y neutro en único punto.
Figura 6. Sistema TN-C-S Típico (tierra de protección múltiple). [3] Neutro puesto a tierra por el proveedor en varias ubicaciones. Cliente dispone de un terminal de tierra conectado a neutro de servicio. Nota: en algunos países esto no es permitido.
Sistema IT.
Este es un sistema que no tiene conexión directa entre partes vivas y tierra pero con las partes conductivas expuestas de la instalación conectadas a tierra. Algunas veces se proporciona una conexión a tierra de alta impedancia para simplificar el esquema de protección requerido para detectar la primera falla a tierra.
PROPÓSITOS DE LA PUESTA A TIERRA
14
Figura 8. Sistema TT típico. [3] La alimentación se pone a tierra en un único punto. El cliente instala su tierra propia que es independiente de la tierra de la alimentación.
Figura 9. Sistema IT típico. [3] 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.
TABLERO EQUIPO
N
G
N
G
TRANSFORMADOR
208-120 V
Riesgo de electrocución cuando no se utiliza la puesta a tierra de seguridad.Puesta a tierra de seguridad (cable verde)
En cualquier tipo de equipo o sistema, la puesta a tierra tiene dos propósitos básicos:
Referencia de voltaje: la puesta a tierra de una parte del sistema de potencia provee una referencia de voltaje contra la cual otros circuitos son comparados. No siempre se conecta a la tierra.
Seguridad: la conexión a la puesta a tierra de potencia de las partes metálicas, chasís y carcasas de equipos, armadura y pantallas de cables, tuberías y canales porta cables, evita la presencia de tensiones peligrosas en partes accesibles del equipo o instalación que puedan poner en peligro la seguridad del personal. Siempre se conecta a la tierra.
FUNCIONES DE LA MALLA DE TIERRA
Las funciones de la malla de tierra de una instalación son:
Proteger a los individuos, limitando las tensiones de toque y paso a valores aceptables en las vecindades de la instalación durante condiciones de cortocircuito.
Proporcionar un medio para disipar la corriente eléctrica en la tierra bajo condiciones normales o de cortocircuito, sin exceder ningún límite operacional de los equipos o afectar adversamente la continuidad de servicio.
Asegurar el buen funcionamiento de los equipos de protección de una red, lo cual garantizará el adecuado aislamiento de las porciones de dicha red que estén en falla.
Minimizar la interferencia de los circuitos de transmisión y distribución sobre los sistemas de comunicaciones y control.
Mantener ciertos puntos de una red a un nivel de potencial definido con referencia a la tierra.
Impedir que los soportes de las equipos alcancen un nivel de potencial diferente a de la tierra.
15
Figura 10. Riesgo a las Personas Cuando no se Utiliza la Puesta a Tierra de Seguridad. [4]
Fuente de
Poder
Equipo Electrónic
o
Transformador de Aislamiento
Opto-Aisladores
Equipo Electrónic
o
Solo puesta a tierra de seguridad (cable
verde)
El común de la señal está aislado
de tierra
Evitar las descargas eléctricas en atmósferas explosivas.
Proteger la red contra los efectos de las descargas atmosféricas.
Permitir la utilización de la tierra como camino de retorno en la transmisión de energía en corriente continua.
SISTEMA DE REFERENCIA DE VOLTAJE
Hay 2 tipos de sistemas de referencia de voltaje, dependiendo de la conexión a tierra de la fuente de alimentación o fuente de poder:
Sistema de Referencia Flotante.
Sistema de Referencia Puesto a Tierra.
SISTEMA DE REFERENCIA FLOTANTE
Cuando los equipos electrónicos son alimentados por un sistema de referencia DC flotante, la referencia, común o camino de retorno está completamente aislado de la tierra (no se conecta a tierra en ningún punto). Esto permite eliminar lazos de tierra y aislar la referencia de la señal de interferencias electromagnéticas, corrientes y tensiones parásitas (o ruido) en la tierra y de dispositivos ruidosos tales como motores y relés. A altas frecuencias se degrada este aislamiento debido al acoplamiento capacitivo, por lo que frecuentemente se utilizan opto-aisladores y transformadores de aislamiento entre los diversos equipos electrónicos, tal como se muestra en la figura 6.
En este sistema solo se requiere la puesta a tierra de seguridad. En ninguna circunstancia se debe dejar flotante el chasis del equipo electrónico, primero debido a la seguridad del personal y segundo, en condiciones de descargas atmosféricas o fallas a tierra en el sistema de potencia existirá una diferencia de potencial que puede causar daños severos en los equipos electrónicos con chasis flotante.
SISTEMA DE REFERENCIA PUESTO A TIERRA.
Cuando los equipos electrónicos son alimentados por un sistema de referencia puesto a tierra, el común o referencia o camino de retorno (terminal positivo o negativo)
16
Figura11. Sistema de Referencia Flotante. [4]
INSTRUMENTO
ACDCN
GGN
G
RECTIFICADOR
TABLEROTRANSFORMADOR
208-120 V
está puesto a tierra en la fuente de poder. A diferencia del sistema flotante, el sistema de referencia puesto a tierra es susceptible al flujo de corrientes que entran al sistema de puesta a tierra en cada conexión de la referencia a tierra o lazo del común. Estas corrientes causan voltajes (ruido en la tierra) que pueden afectar la operación del equipo electrónico. También se requiere la puesta a tierra de seguridad.
MEDICIÓN DE RESITIVIDAD DEL TERRENO
Método de los dos Electrodos:
Con este método se realizan mediciones aproximadas sobre pequeños volúmenes de suelo homogéneos, utilizando para ellos dos (2) pequeños electrodos de hierro. Uno de los electrodos es más corto que el otro, y se conectan a una batería a través de un miliamperímetro. El terminal positivo de la batería se conecta a través del miliamperímetro al electrodo más pequeño y el terminal negativo al otro electrodo, tal como se muestra en la Fig. 16. Fig. 16. Método de los Dos (2) Electrodos En este arreglo, similar al medidor de resistividad tipo Shepard, el miliamperímetro puede ser calibrado para leer directamente Ohmios-Centímetros al voltaje nominal de la batería. La ventaja de este método es que la medición se realiza fácilmente, pero su aplicación esta limitada a pequeños volúmenes de suelos, enterrando los electrodos en el terreno, en las paredes o en el fondo de las excavaciones.
17
Figura 12. Sistema de Referencia Puesto a Tierra. [4]
Fig. 13. [1]
Método de los cuatro Electrodos
Este consiste en inyectar corrientes a través de dos (2) electrodos externos y medir la tensión o caída de potencial entre los dos (2) electrodos internos. Todos los electrodos están alineados y enterrados a una misma profundidad “b”, como se pude observar en la Fig. 14
Fig. 14 Método de los cuatro electrodos. [1]
Entre los electrodos A y B se inyecta una corriente I, y entre C y D se mide la diferencia de potencial. Si la profundidad b es muy pequeña, en comparación a la separación entre electrodos (a » b), puede suponerse una distribución radial de corriente y electrodos puntuales y además se supone homogeneidad o uniformidad del terreno, entonces la resistividad en términos de unidades de longitud es dada por la ecuación de B. Tajar y E.T.B. Gross:
Ecuación 01Donde: Ρ: resistividad del suelo.I: corriente inyectada a los electrodos externos [A]V: Voltajes medido entre los dos electrodos interiores [V]a1, a2, a3, a4: Distancias horizontales ente los electrodos [m]. Ver figura 14.
Actualmente existen muchos instrumentos que la lectura es en ohmios directamente, entonces la resistividad del suelo se puede calcular también por la ecuación:
18
Ecuación 02Donde: ρ: resistividad del suelo.R: resistencia medida entre los electrodos [Ω]a1, a2, a3, a4: Distancias horizontales ente los electrodos [m]. Ver figura 14.
En la práctica, como los terrenos no son uniformes, el valor que se obtiene con la primera ecuación es ficticio y no corresponde, en general, a ninguna de las resistividades presentes en el terreno bajo estudio. Entonces para determinar la constitución del terreno investigado es necesario tener diferentes separaciones entre electrodos, con el objeto de lograr lecturas a lo largo o a través de las diferentes composiciones del terreno investigado y poder conseguir así un promedio de la resistividad. Esto trae como consecuencias variaciones del método antes descrito, lo que conlleva a configuraciones clásicas de acuerdo a la ubicación relativa de los electrodos en el terreno, cada una de ellas con ligeras ventajas y desventajas de un método sobre otro.
Configuración Wenner o Distanciamiento Igual Entre Electrodos
Este es el método mas utilizado. En este arreglo, los electrodos se ubican sobre una línea recta con una separación entre los electrodos de a y enterrados a una profundidad de b, como se ilustra en la Fig. 15
Fig. 15 Configuracion de Wenner. [1]
ρ = 2 × π × a × R Ecuación 03
Donde: a: Distancia horizontal [m] entre los electrodos.R: Resistencia medida entre los electrodos
19
Con un cierto numero de lecturas, tomadas a diferentes separaciones entre electrodos, se van a obtener varios valores de resistividad, que sí se grafica la resistividad versus separación de electrodos, se podrá obtener una indicación de la composición del terreno y da una idea de su correspondiente resistividad. Para una mayor exactitud en la determinación de la resistividad del terreno la ecuación mas recomendada es la que se muestra a continuación, la cual no asume el valor de b como cero, sino que por el contrario lo toma como influyente en el resultado de la prueba.
Ecuación 04
La determinación de la resistividad utilizando el método de Wenner resulta en una resistividad aparente que es función de la separación entre electrodos a y de la profundidad de 13 enterramiento de los mismos b, sin embargo para un resultado mucho mas preciso y expresado en términos de otros parámetros relacionados, la resistividad aparente del terreno vendrá dada por la expresión que sigue a continuación:
Ecuación 05
Y además:
Ecuación 06Donde: ρ1 y ρ2 son resistividad calculas con diferentes lecturas de los instrumentos y diferentes distancia entre los electrodos.
Configuración Schlumberger–Palmer o Separación Desigual Entre Electrodos Adyacentes:
Con el método de Wenner, la caída de potencial entre los electrodos de tensión disminuye rápidamente cuando su separación se aumenta a valores relativamente grandes, y los
20
instrumentos comerciales resultan inadecuados para medir esos valores bajos de tensión. Por ello, cuando es necesario realizar mediciones de resistividad en donde se requieren grandes separaciones entre los electrodos de corriente, se utiliza la configuración de Schlumberger–Palmer, el cual consiste en colocar los electrodos en línea recta simétricamente con respecto a un centro de medición elegido. Los electrodos de potencial permanecen fijos con una distancia de 1 a 3 metros trasladándose solo los de corriente, en este caso.
Fig.16 Configuración Schlumberger. [1]
ρ =π × R × n ×(n + 1) ×a Ecuación 07
En esta configuración se toma generalmente a = 1m, siempre y cuando el valor del voltaje sea lo suficientemente grande para no producir errores en la medición.
Configuración Participación de Lee
Este es un método complementario a los métodos Wenner, Schlumberger para determinar posibles variaciones laterales en el terreno a medir. En el empleo de cualquiera de los dos (2) métodos antes descritos, se adiciona un electrodo auxiliar intermedio entre los dos (2) electrodos de potencial, tal como se muestra en la Fig. 17.
Fig. 17. Configuración Participación de Lee. [1]
21
MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
Método de los Tres Electrodos
Este método consiste en medir la resistencia serie que ofrecen dos electrodos a la vez al paso de una corriente alterna, de un conjunto de tres electrodos donde uno esta bajo medida y los otros dos son auxiliares, utilizando cualquiera de las formas conocidas para medir resistencias (amperímetro, voltímetro, ohmmetro, puente de Wheatstone, etc.); este arreglo se muestra en la Fig. 21 a cual se permite calcular la resistencia de puesta a tierra.
Fig. 18 Medida de Resistencia de Puesta a Tierra por Método de Tres Punta. [1]
Ecuación 08Método de Caída de Potencial
Este método consiste en la colocación de dos electrodos auxiliares en línea recta con el electrodo que se desea medir, a una distancia entre los electrodos extremos con tal de que no se solapen sus interfaces, tal como se muestra en la Fig. 22.
Fig. 19. Medida de la Resistencia de Puesta a Tierra por el Método de Caída de Potencial. [1]
22
Si se inyecta una corriente por los electrodos extremos y medimos la caída de potencial entre el electrodo central y el que se desea medir, se obtiene una resistencia; ahora si se desplaza el electrodo central en esta línea recta se observa como varía la resistencia; en el punto donde la variación es mínima la cual ocurre aproximadamente a 63% del electrodo de medición se encuentra el valor de resistencia del sistema depuesta a tierra. Para el cálculo de la resistividad de un SPAT existen diferentes ecuaciones o combinaciones de ellas que se encuentran ya tabuladas para los diferentes tipos de electrodos, estas ecuaciones se encuentran definidas por el estándar 142- 1991 de la IEEE.
METODOS PARA MEDIR Y CALCULAR LOS PARAMETROS DE UNA MALLA DE TIERRA
Antes de comenzar con los métodos para medir la resistencia de tierra de la malla se nombraran algunos pasos principales que contempla el diseño de una malla de tierra, estos son:• Inspección de la disposición de equipos y estructuras en el Plano.• El perímetro de la malla debe estar formado por un cable continuo de modo de encerrar la mayor cantidad de equipos posibles y para evitar concentraciones de corriente y de aquí altos gradientes de potencial en terminales salientes de cables de tierra.• Los cables deben disponerse en líneas paralelas y preferiblemente a un espaciamiento uniforme. Deberán localizarse a lo largo de las filas, estructuras y/o equipos para facilitar las conexiones a tierra.• Existe una longitud de conductor mínimo, necesario para mantener los voltajes de toque dentro del perímetro de la malla en los límites de seguridad. Luego el diseño preliminar debe ajustarse de manera que la longitud del conductor a utilizarse sea al menos igual a la calculada.• La malla de tierra puede extenderse sobre el patio entero de la subestación y algunas veces incluye la cerca que la rodea.• Las áreas de gran concentración de Corrientes de fallas tales Como conexiones a tierra de neutro de transformadores deben tener cables de mayor sección. Cada uno de los elementos del sistema de tierra (incluso la rejilla misma, los alambres de conexión a tierra y electrodos) deben estar diseñados de manera que cumplan por lo menos con las condiciones que se indican a continuación para lo cual también se muestra como ejemplo la tabla que sigue en este punto:
• Resistan la fusión y deterioro de juntas eléctricas bajo la combinación más adversa de magnitud de corriente de falla y duración de falla a la que pudiera someterse.• Ser mecánicamente robustos en alto grado, especialmente en lugares expuestos a averías físicas.
23
• Tener suficiente conductividad de modo que no contribuya en forma importante a diferencias locales de potenciales peligrosos.
Los métodos de medición más utilizados actualmente para medir la resistencia de la malla de tierra de las subestaciones de transmisión o de gran potencia. Existen varios métodos de medición para la resistencia de la malla de tierra que ya fueron comentados, estos son el método de los dos electrodos y el de los tres electrodos o caída de potencial. Pero existen otras dos formas de conocer los parámetros de la malla de tierra, las cuales son el Método de Inyección de Altas Corrientes y el de Inyección de Bajas corrientes, estas maneras de realizar las mediciones no son nombradas y por ende no son especificadas por las normas de CADAFE, Estas formas de realizar la comprobación de la malla de tierra son poco conocidas por estas empresas, pero la Electricidad de Caracas a utilizado mucho mas estos métodos, por lo que los recomiendan ampliamente. En 1982 en las III Jornadas Nacionales de Potencia, los ingenieros German García y Pedro Maninat M., en su papel denominado “Medición de Resistividad del Suelo y Resistencia de Puesta A Tierra en Subestaciones” nombraron y explicaron estos dos métodos, y comentaron que siempre existirá la necesidad de conocer métodos de medición que proporcionen resultados suficientemente exactos que permitan tomar decisiones rápidas y acertadas sobre las acciones a tomar. También dicen que la base de todos los métodos de medición de una resistencia de puesta a tierra consiste en inyectar una corriente conocida y al mismo tiempo medir la elevación del potencial de la malla. Sin embargo, estas mediciones son difíciles de llevar a cabo en el campo. Después en las IV Jornadas Nacionales de Potencia realizadas en 1986, los ingenieros Joffre Carmona S. y Beatriz Gonzáles P., pertenecientes a las empresas ERIPE.C.A y E. de C., respectivamente, en su papel denominado “Mediciones en Campo del Gradiente de Potencial en Mallas de Tierra de Subestaciones”, utilizaron el método de inyección de altas corrientes para comprobar los parámetros de la malla de tierra de varias subestaciones que pertenecen a la Electricidad de Caracas, y especifican muy claramente los materiales y equipos utilizados para estas pruebas. A continuación se especificaran muy claramente estos dos métodos de medición:
Método de Inyección de Altas Corrientes:
Este método es el más confiable para determinar la resistencia (impedancia) de puesta a tierra de subestaciones grandes. También es útil en el caso de los apoyos de líneas de transmisión y de distribución. Sirve de igual manera para medir los posibles voltajes peligrosos dentro y fuera de esos sistemas. Consiste en inyectar una corriente de prueba al sistema de tierra de la subestación, teniendo una línea aérea conectada a un electrodo auxiliar ubicado en una tierra remota la cual cierra el circuito. El alza de potencial de la subestación se mide por medio de un voltímetro, utilizando un electrodo auxiliar de
24
potencial suficientemente alejado de la subestación. Algunos autores recomiendan alejarse una distancia no menor de 12 veces el radio equivalente del área de la subestación. Otros recomiendan 5 a 10 veces la máxima dimensión de la subestación. La subestación mas cercana suele escogerse como electrodo auxiliar de corriente, y si esta se encuentra muy cercana o muy lejana de la subestación bajo prueba puede utilizarse una torre con baja impedancia a tierra ubicada a una distancia adecuada. En este método se inyectarán corrientes del orden de decenas de amperes. La inyección de altas corrientes se recomienda para la medición de resistencia de puesta a tierra de subestaciones ubicadas fuera de áreas urbanas donde existen probabilidades menores de que potenciales transferidos afecten personas o equipos en áreas vecinas. Es prácticamente el único método que puede utilizarse en grandes subestaciones que no tengan en sus vecindades hilos telefónicos, ya que se utilizan subestaciones remotas, como electrodos auxiliares de corriente conectadas mediante las líneas de transmisión. En general el método proporciona, de manera directa, los potenciales de paso y toque en él área de interés, así como también el porcentaje de corriente de falla que realmente circula en la malla y el valor propio de la resistencia de la malla que no es obtenido en los métodos de bajas corrientes debido a que con estos se determina la impedancia Thevenin equivalente del sistema de puesta a tierra.
Descripción del Método de Inyección de Altas Corrientes:
• Como fuente de corriente se utilizará preferiblemente el lado de baja de un transformador monofásico de distribución. En serie con éste se puede colocar un condensador cuyo valor se calcula para estar en resonancia con la parte reactiva de la línea; adicionalmente este Condensador filtra la componente continua del sistema, la cual puede causar saturación del transformador.• El amperímetro y el voltímetro a utilizar deben estar sintonizados a la frecuencia de 60 Hz y proporcionar lecturas directas en valores RMS.• Como electrodo de corriente se utilizará la malla de tierra de una subestación remota y la sonda de corriente serán las tres (3) fases colocadas en paralelo de la línea que interconecta la subestaciones.• El electrodo de tensión se ubicará a una distancia mínima de 12 veces el radio equivalente del área de la subestación y luego se harán 2 ó 3 medidas adicionales a distancias mayores para comprobar la estabilización de los valores obtenidos.• Para eliminar la interferencia que puede tenerse por la presencia de campos magnéticos actuando sobre las sondas de tensión y corriente debe determinarse la corriente inicial “Io” y la tensión inicial “Vo” sin conectar la fuente de alimentación. Luego se realizan dos medidas de voltaje y corriente, conectando la fuente con polaridades que se invierten en cada ocasión. En la Fig. 20 se puede observar como quedan conectados todos los equipos. La corriente y el voltaje de la malla de tierra se obtienen a través de las ecuaciones:
25
Ecuación 10Donde:
Ecuación 11
• El ángulo de la impedancia de puesta a tierra puede determinarse directamente, mediante la medición de desfasaje entre Vm y Im.• Si se desea conocer realmente el porcentaje de corriente dispersa en la malla se deben medir las corrientes en los cables de guarda de todas las líneas conectadas a la subestación.Entonces:
Ecuación 12
Este valor debe ser muy cercano al calculado durante el diseño de la malla de tierra.
Fig. 20. Método de Inyección de Altas Corrientes. [1]
26
• Sí se desean efectuar las mediciones de potenciales de paso y de toque, al mismo tiempo que se realizan las mediciones de la resistencia se deben efectuar medidas como las indicadas en la Fig. 24. Siendo los. Electrodos auxiliares de tensión placas de cobre con el peso equivalente de un operador sobre ellas. Las mediciones deben ser efectuadas utilizando la resistencia Rc, en caso de no ser así, se estará midiendo la caída total entre la resistencia de contacto y el cuerpo humano.
Fig. 21. Medición de Potencial de Toque y Paso. [1]
• Para determinar los valores reales de potenciales de toque y paso se multiplican los valores obtenidos por la razón entre Ifmax Im . Los ingenieros Joffre Carmona S. y Beatriz González P., en la aplicación de este método para determinar el gradiente de potencial utilizaron un esquema de conexión un tanto diferente, como se puede ver en la figura XX. En este tipo de conexión los equipos utilizados fueron: Un (1) transformador de distribución, Un interruptor, Un seccionador de puesta a tierra, Un amperímetro convencional tipo tenaza, Un voltímetro de alta impedancia, Disco de cobre de 10 cm. De diámetro, Disco aislador convencional, Materiales varios; cables, conectores, herrajes, herramientas, etc. En las pruebas realizadas por los ingenieros nombrados en el párrafo anterior en algunas subestaciones pertenecientes a la Electricidad de Caracas, se ha puesto en evidencia que las razones principales por las cuales este tipo de prueba no ha sido adoptada como procedimiento rutinario en la comprobación de la malla de tierra, podrían ser atribuidas a los siguientes factores:
• Desconocimiento del método.
• Complejidad en la logística previa a la medición.
• Dificultades de disponer de líneas de transmisión o distribución en sistemas en operación, para el caso de instalaciones en servicio.
27
• Costo elevado con respecto a la práctica de solo medir resistencias a tierra.
• Es recomendable que en toda instalación nueva o en servicio, en la cual se sospeche que pudiesen existir condiciones peligrosas de transferencias de potenciales, voltaje de toque y de paso, se realicen mediciones similares a las antes descritas.
Fig. 22. Método de Inyección de Altas Corrientes. [1]
Método de Inyección de Bajas Corrientes
Se aplica cuando la componente reactiva de la corriente en la impedancia de tierra o incremento de la resistencia a.c. sobre la resistencia d.c. se torne significante (ocurre cuando la impedancia de tierra es menor que 0,5 m), o cuando existe un alto voltaje residual del sistema de tierra respecto a una tierra remota, producido por corrientes del sistema de potencia en desbalance. Para solventar estas dificultades se han desarrollado técnicas medición usando corriente de prueba en a.c. a frecuencias diferentes de la del sistema de potencia y/o de sus armónicas, además de un detector selectivo de frecuencias; esto permite hacer las mediciones confiables en las situaciones expuestas. En este método se inyectan corrientes que van desde los pocos miliamperios, hasta los cientos de miliamperios, dependiendo del tipo de instrumento utilizado. En general se recomienda usar dicho método en las mediciones de resistencia a tierra de mallas en subestaciones construidas en el área urbana, a fin de evitar posibles potenciales transferidos, los cuales son peligrosos para las personas cercanas al área de la subestación.
28
DISEÑO DE LA MALLA DE TIERRA
Cálculo de la Resistencia de la Malla
Para el calculo de la resistencia de la malla a tierra existen diversos métodos que dependiendo de ciertas condiciones pueden dar de una manera aproximada un valor cercano al real de la malla de tierra de una subestación eléctrica. Un método simple empleado por Laurent y Nieman, el cual es recomendado por el estándar 80 de la IEEE, utiliza para este calculo una modificación de la ecuación del electrodo en forma de plato circular, sumándole un segundo termino, quedando la expresión de la resistencia de la malla de la siguiente manera:
Ecuación 13
R = Resistencia de la malla, en Ω. ρ = Resistividad promedio del suelo, en Ω.m L = Longitud total del conductor enterrado, en m. r = Radio de un circulo con igual área que es ocupada por la instalación de puesta a tierra. El segundo término de la expresión indica que la resistencia de una malla es mayor que la de un plato sólido, y que esta diferencia decrece cuando la longitud del conductor aumenta. Sin embargo, la resistencia de la malla de tierra determinada mediante la ecuación anterior es una aproximación bastante general puesto que no toma en cuenta factores como por ejemplo la longitud efectiva del conductor de la malla de tierra que esta en existencia actualmente, por tanto para la determinación de la resistencia de la malla de tierra de una subestación cuando no se conoce de la existencia de electrodos o varillas de tierra y para mallas enterradas a una profundidad de entre 0,25 y 2,5 m; es necesario que se tome en cuenta un factor por la profundidad de enterramiento de la malla lo cual influirá directamente en su resistencia de tierra, la utilización de este factor y de otros parámetros que influyen directamente sobre la resistencia de la malla lleva a la utilización de la aproximación de Sverak’s para la determinación de la resistencia de la malla de tierra de una subestación (recomendada por la IEEE) y la ecuación a utilizar es entonces la que sigue a continuación:
Ecuación 14
29
Otro método para determinar y evaluar el estado de una malla de tierra, cuando se conoce la presencia de electrodos o varillas de tierra es empleando el método de Schwarz, que se basa en la expresión siguiente:
Ecuación 15
Donde:
R = Resistencia de la malla de tierra. R11 = Resistencia de los conductores de la malla de tierra. R21 = Resistencia de todas las barras enterradas. R22 = Resistencia mutua entre el grupo de electrodos y los conductores de la malla. De la ecuación anterior se tiene que cada uno de los parámetros involucrados se calcula de la siguiente manera:
Ecuación 16
K1 y K2 Son constantes que dependen de la relación largo y ancho de la malla, de la profundidad h, y en general puede asumirse que sus valores son aproximadamente K1 = 1,4 y K2 = 5,6.
Calculo para la Sección del Conductor de la Malla de Tierra
Los conductores de la malla de tierra deben diseñarse de manera que:• Resistan la fusión y el deterioro de las juntas eléctricas bajo las más adversas combinaciones de magnitud y duración de las corrientes de falla.• Sean mecánicamente resistentes, especialmente en aquellos sitios expuestos a grandes esfuerzos físicos.• Tengan suficiente conductividad, de manera que no contribuyan substancialmente a diferencias locales de potenciales peligrosos. El conductor de cobre adecuado para la malla de tierra, puede ser obtenido de la siguiente ecuación desarrollada por Onderdonk y recomendado por la IEEE en su publicación Std. 80 de 1986:
30
Ecuación 17
Donde: A = Sección del conductor, en circular mil. I = Corriente RMS de cortocircuito, en amperios. S = Tiempo en segundos, durante el cual la corriente I es aplicada. Es el mismo tiempo de despeje de la falla. Ta = Temperatura ambiente en grados centígrados (usualmente se usa 40oC). Tm = Temperatura máxima permisible, en grados centígrados (usualmente se usa 450 oC para uniones de fusión y 250 oC para uniones apernadas). En donde: S = Tor + Toi Donde: Tor = Tiempo de operación del relé de tierra, en seg. Toi = Tiempo de operación del interruptor en seg. Generalmente, la resistencia mecánica fija una sección mínima para los usos prácticos, utilizándose un conductor 4/0 de cobre como mínimo para la malla de tierra y un conductor 2/0 de cobre como mínimo para la puesta a tierra de los equipos y estructuras a la malla a tierra.
Calculo de las Tensiones de Toque y Paso Tolerables
En primer lugar se da las definiciones de tensión de toque tolerable y tensión de paso tolerable:
Voltaje de Toque Tolerable:
Es la máxima diferencia de potencial que puede experimentar una persona en contacto con un equipo aterrado, en el momento de ocurrir una falla. La distancia máxima para tocar un equipo supone que es máximo alcance horizontal, la cual se asume a un metro. (Ver Figura15).
Fig. 23. Voltaje de Paso. [1]
Voltaje de Paso Tolerable:
31
Es la máxima diferencia de potencial que puede experimentar una persona caminando en la superficie de la subestación en sus alrededores al momento de ocurrir una falla, esta diferencia de potencial se toma entre dos puntos separados a una distancia de un (1) metro. (Ver Figura 26).
Fig. 23. Voltaje de Toque. [1]
Uno de los factores a tomar en cuenta en el diseño y evaluación de un sistema de puesta a tierra es el referente a los voltajes de seguridad, ya que lo que está en juego es la seguridad de las personas, siendo necesaria en este caso la utilización de la puesta a tierra como un medio de protección, de aquellas diferencias de potencial que pueden aparecer durante las condiciones de falla a tierra. Los voltajes de toque y de paso dependen directamente de varios parámetros entre los que podemos encontrar: la corriente que circula a través del cuerpo, su camino y duración, la condición de la piel, la impedancia interna del cuerpo, etc. siendo éstos parámetros estadísticos asociados con distribución de probabilidades, las cuales definen una distribución probable de voltajes.Los estudios referidos en la IEEE-80 Capítulo 4, realizados en animales cuyo tamaño del cuerpo y peso del corazón son comparables a los del cuerpo de una persona normal, revelan que el 99,5 % de las personas saludables pueden tolerar una corriente a través de la zona del corazón definida por Dalziel como: IC = K t Donde Ic= Corriente Máxima RMS (A). K = Constante (0,116 ó 0,157 para una persona de 50 ó 70 Kg. respectivamente). t = Duración de la Corriente (seg.).
La norma recomienda el uso de K = 0,157, asumiendo un peso promedio de 70 kilogramos y un tiempo máximo de eliminación de fallas de 3 segundos. En todo caso, prevalece el juicio del evaluador para determinar el valor correcto a utilizar dependiendo de las características del sitio de ubicación de la subestación o el uso de dispositivos de protección de alta velocidad. Adicionalmente, las pruebas indican que el corazón requiere unos 5 minutos para retornar a su condición normal después de experimentar un choque severo. Esto indica que aquellos sistemas de potencia con mecanismos de cierre automático tendrán un efecto acumulativo sobre la operación inadecuada del corazón. Se considera usualmente que para dos cierres consecutivos, el tiempo a considerar será el equivalente al de un choque eléctrico cuya duración sea la suma de los intervalos de choque individuales.
32
Considerando los valores definidos por la ecuación los valores de voltaje VTT y VPT son:
Ecuación 18
Donde: t = Tiempo total de ocurrencia de falla, incluyendo efectos acumulativos por recierres. Este tiempo debe ser menor a 0,5 segundo, según la Norma de CADAFE, NS-P 360 “Especificaciones Técnicas para el Sistema de Puesta a Tierra”. K = Constante basada en el peso del cuerpo (0,116 ó 0,157). Rc= Resistencia típica del cuerpo en ohms (1000). RT/2 =1.5C ρs = Resistencia de contacto de dos pies en paralelo.2RT = 6 Csρs = Resistencia de contacto de dos pies en serie.
En los valores de resistencia de contacto definidos arriba ρs es el valor de resistividad del material superficial en la subestación. Según la Norma de CADAFE, NS-P 360 “Especificación Técnica para el Sistema de Puesta a Tierra” define ρs como el valor de la piedra picada que se encuentra en la superficie de la subestación el cual es de 3000 Ω-m. Y Cs es el factor de reducción que variara según el tipo de material de la superficie referida. En el estándar IEEE-80, se presenta la ecuación detallada para definir los valores de Cs, la cual es:
Ecuación 19
Donde: h = Profundidad de la capa superficial de la piedra picada. K = Factor de reflexión. Donde ρ = Resistividad del suelo, en Ω.m. ρs, ya se explico anteriormente.
Voltajes Transferidos:
33
Puede ser considerado como un caso especial del voltaje de toque, tal como sucedería en el caso de que una persona parada dentro del área de la subestación, toque un conductor colocado a tierra a una malla de tierra, bajo condiciones de falla a tierra. Aquí el voltaje de shock es igual al máximo valor de elevación de la malla y no una fracción de ésta.
Calculo de la Tensión de Toque de la Malla de Tierra
Los voltajes de toque y paso de la malla, se pueden reducir a cualquier valor deseado, reduciendo el espaciamiento entre conductores, o sea, añadiéndole mas cantidad de conductor.Esta situación es totalmente diferente en la zona inmediatamente exterior al perímetro de la malla, donde el problema puede existir aun con una placa sólida. Este problema puede ser serio en pequeñas subestaciones, donde de la malla cubriría únicamente un área limitada. Para este cálculo se utiliza el potencial que puede existir, durante la falla a tierra, entre una estructura puesta a tierra y el centro de un rectángulo de una retícula mallada, esto se conoce con el nombre de voltaje de malla, y se puede calcular haciendo uso de la ecuación que sigue a continuación:
Ecuación 20
Km = Es un coeficiente que toma en cuenta el número (n), espaciamiento (D), diámetro (d), y la profundidad de enterramiento (h), de los conductores de la malla, excluyendo las conexiones cruzadas.
Fig. 24. Tensión de Toque Cerca de una Estructura Conectada a Tierra. [1]
34
Fig. 25. Tensión de Paso Cerca de una Estructura Conectada a Tierra. [1]
Su valor real viene dado por la ecuación que se presenta a continuación:
Ecuación 21
Existe sin embargo, otra manera de determinar el factor de corrección de malla definido por el número de conductores paralelos y que es considerada mas exacta por organismos internacionales especializados puesto que toma en cuenta otros factores como por ejemplo la profundidad de enterramiento de la malla y el diámetro del conductor de la malla de tierra y la cual se presenta a continuación:
Ecuación 22
Ki = Factor de corrección de irregularidad, que toma en cuenta la no uniformidad del flujo de corriente en diferentes partes de la malla, su determinación se basa normalmente en modelos prácticos desarrollados por Koch. Para cuadriculas uniformes su valor viene dado por la siguiente expresión:
35
Ecuación 23
IG es el valor RMS de la corriente de falla simétrica que puede circular a través de la malla de tierra hacia la superficie del terreno, y se calcula como se indica a continuación: IG = Df ×Cp × Ig
Donde: Df = Factor de decremento, Cp = Factor de corrección por efecto de futuras ampliaciones. Ig = Corriente simétrica de malla, y se calcula como se indica a continuación:Ig = Sf × If
Sf = Factor de corrección. Según “IEEE TUTORIAL COURSE, Practical Applications of ANSI/IEEE standard 80- 1986, IEEE Guide for Safety” esté valor es igual al porcentaje de corriente que circula a través de toda la malla de tierra de la S/E. (Sf = % IgT). If = Corriente máxima de cortocircuito o de falla a tierra de la subestación.
Calculo de la Tensión de Paso de la Malla de Tierra
Las subestaciones pueden ser diseñadas para eliminar la posibilidad de “voltajes de toque” mas allá del perímetro del área de las mismas, esto limita el estudio a los voltajes de paso, y debido a que estos son menos dañinos que otros tipos, una precisión extrema en su cálculo no es tan importante, por lo tanto el estándar 80 de la IEEE recomienda la siguiente ecuación:
Ecuación 24Donde: Epm = Tensión de paso de la malla, en V, Ks = Es un coeficiente que toma en cuenta el efecto de la cantidad de conductores paralelos en una dirección de la malla (n), el espaciamiento (D) y la profundidad (h), de los conductores de la malla. Su valor viene dado por la ecuación que se muestra a continuación:
Ecuación 25
Donde:
36
n = nL × nT
nL = Número de conductores longitudinales de la malla de tierra. nT = Número de conductores transversales de la malla de tierra.
Cuando los voltajes de toque y paso son mantenidos entre los limites tolerables, y si la resistividad superficial es comparable tanto dentro como fuera del cerca, entonces los potenciales de paso en la periferia de la subestación, es raro que estos causen algún problema.
DISTANCIA MINIMA QUE DEBE POSEER EL CONDUCTOR DE TIERRA
La longitud mínima, requerida para mantener el voltaje de malla en el limite seguro, puede ser obtenida igualando los segundos dos miembros de las siguientes ecuaciones:
Vmalla=Vtt
Según el estándar 80 de la IEEE, el voltaje de toque tolerable (Vtt) que se utiliza, es el voltaje que puede soportar una persona que pesa aproximadamente 70 Kg
Emalla=Etoque= Km*Ki*ρ*(Ig/L) Ecuación 26
Ett= (157+0.235*Cs*ρs)/ t½Donde:
• Lm= longitud mínima requerida del conductor que conforma la malla de tierra en m.
• Km= coeficiente que toma en cuenta el número de conductores (n).• Ki=factor de corrección de irregularidad.• ρ=resistividad del suelo ohm.m • Ig= valor RMS de la corriente de falla. [A]• ρs= resistividad superficial del terreno en ohm.m • t= tiempo de despeje de la falla en segundos.
PROCEDIMIENTO DE DISEÑO
En el diagrama de bloques de la figura 26 se ilustra la secuencia de pasos para el diseño de una malla de tierra. Los parámetros del diagrama de bloques se presentan en la tabla 1.
Los pasos a seguir son los siguientes:
37
Paso 1: de los diseños preliminares de la subestación se puede determinar el área de cubrimiento de la malla. Las mediciones de la resistividad darán el valor de ρ y el modelo del suelo a utilizar, acorde a lo descrito anteriormente.
Paso 2: se determina el tamaño del conductor de la malla con la ayuda de la ecuación (17), teniendo en cuenta, en la estimación 3I0, la máxima corriente que podría llegar a conducir algún conductor del sistema de tierra y el tiempo máximo posible de interrupción tc.
Paso 3: se determinan las tensiones máximas tolerables de toque y de paso de acuerdo con las ecuaciones (18).
Paso 4: incluir en el diseño preliminar un conductor alrededor de la periferia del área, y conductores paralelos para brindar acceso a la conexión de equipos.
Paso 5: para el cálculo preliminar de la resistencia de la malla se pueden utilizar la ecuación (14). Sin embargo, para el diseño final se pueden utilizar ecuaciones más precisas, así como incluir un mejor análisis del computador.
Paso 6: se calcula la corriente IG de acuerdo con las recomendaciones dictadas
.Paso 7: se calcula el GPR = IG RG. Si su valor es menor que la tensión tolerable de toque no se requiere un análisis más profundo.
Paso 8: se calculan las tensiones de retícula o de lazo y de paso de la malla de acuerdo con las ecuaciones (20) y (24).
Paso 9: si la tensión calculada de retícula o lazo es menor que la tensión tolerable de toque, se continúa al paso 10; sino, se requiere la revisión del diseño de la malla como se indica en el paso 11.
Paso 10: si la tensión de paso está por debajo de la tensión tolerable correspondiente; se continúa al paso 12; si no, se revisa el diseño como se indica en el paso 11.
38
Paso 11: si cualquiera de las tensiones tolerables se excede, se requiere la revisión de la malla. Esta revisión puede incluir aspectos tales como: menor espaciamiento de conductores, un mayor número de varillas, etc. En el numeral 12.10.4 se profundiza sobre este aspecto.
Paso 12: después de que se satisfacen las tensiones tolerables de toque y de paso, el diseño se completa adicionando conductores para la puesta a tierra de los equipos y otros detalles.
Diagrama de flujo para el cálculo de la malla de puesta a tierra
39Paso 11. Modificación diseño
D’, n, Lc, LPaso 5. Resistencia de la malla
Rg, Lc, LR
Paso 4. Diseño inicialD’, n, Lc, L, h
Paso 3. Criterio del toque y pasoEt-50 ó 70, Es-50 ó 70
Paso 2. Tamaño del conductor3I0, tc, D
Paso 1. Datos de campoA, ρ
Símbolos del diagrama en bloquesSímbolo Descripción
ρ Resistividad del terreno, [Ωm]3I0 Corriente simétrica de falla, [A]A Área ocupada por la malla de puesta a tierra, [m2]D Diámetro del conductor de la malla, [m]D’ Espacio entre conductores paralelos, [m]Em Tensión de retícula, [V]
Et-50 ó 70 Tensión de toque permisible, [V]Es Tensión de paso, [V]
Es-50 ó 70 Tensión de paso permisible, [V]GPR Máxima tensión de la malla relativa a la tierra remota, [V]
h Profundidad de la malla, [m]IG Máxima corriente asimétrica entre la malla y tierra, [A]Kh Factor de enterramiento de la mallaKi Factor de corrección por geometría de la mallaKii Factor de corrección, varillas en las esquinas de la mallaKm Factor de geometría para tensiones de retículaKs Factor de geometría para tensiones de pasoLc Longitud total de cable enterrado, [m]LM Longitud efectiva de Lc + LR para tensión de retícula, [m]LR Longitud total de varillas enterradas, [m]LS Longitud efectiva de Lc + LR para tensión de paso, [m]L Longitud total efectiva del sistema incluyendo la malla y las varillas,
[m]n Número de conductores paralelos en una dirección
Rg Resistencia de tierra, [Ω]tc Duración de la corriente de falla para determinar el tamaño del
conductor, [s]tf Duración de la corriente de falla para determinar el factor de
decremento, [s]
Tabla Número 01 Símbolos de diagrama de bloques. Ver figura 26 [03]
40
Ejemplo de cálculo de la malla
El siguiente es un ejemplo del procedimiento de cálculo de la malla de puesta a tierra empleando el método simplificado de la norma IEEE Std 80 (2000).
Paso1, datos del campo: para la malla de puesta a tierra de la subestación se dispone de un lote de 85 m por 75m; un diseño inicial considera una malla rectangular de 80 m por 70 m.La resistividad del terreno se estima en 400 Ωm, de acuerdo con las mediciones del terreno.El área de la malla es A = 80x70 = 5600 m2
Paso 2, la evaluación del calibre del conductor determinó el empleo de un cable de cobre desnudo calibre 4/0 AWG (Φ= 1.13 cm).
Paso 3, cálculo de las tensiones máximas permisibles: se considera que el tiempo máximo de operación de los relés es de 0.5 s.
El patio de conexiones tendrá un acabado en cascajo con una resistividad de 2500 Ωm y 10 cm de espesor.Para el cálculo del factor K de la superficie se emplea la ecuación 06:
K=ρ−ρs
ρ+ ρs=400−2500
400+2500=0.72
El valor del factor de reducción Cs es tomado de la figura 39; para valores de K = 0.72 y hs = 0.1 m, Cs ≈ 0.74.
Suponiendo que una persona que esté expuesta a las tensiones de toque y de paso dentro de la subestación pesa al menos unos 70 Kg, las siguientes fórmulas son empleadas para calcular las tensiones máximas permisibles de paso y toque respectivamente.
E s−70=(1000+6 ∙Cs ∙ ρs ) 0.157√ t s
Ecuación 27
E s−70=(1000+6 ∙Cs ∙ ρs ) 0.157√ t s
=(1000+6 ∙ 0.74 ∙ 2500 ) 0.157√0.5
=2686.6 V
41
Et−70=(1000+1.5 ∙C s ∙ ρs ) 0.157√ ts
=(1000+1.5 ∙0.74 ∙ 2500 ) 0.157√0.5
=838.2 V
Paso 4, diseño preliminar: un diseño inicial considera una malla rectangular de 80 m por 70 m, con una separación de cables paralelos de 7 m; también se considera el uso de 40 varillas de 2.4 m de longitud en la periferia de la malla.LC = 1720 m, longitud total de cableLR = 96 m, longitud total de varillas enterradasL = LC + LR = 1816 m, longitud efectiva de conductor de la malla de tierra (cable y varillas enterrados).
Paso 5, cálculo de resistencia de puesta a tierra: usando la siguiente ecuación con una profundidad de enterramiento de 0.5 m, la resistencia de puesta a tierra de la malla es:
Rg=ρ [ 1L+ 1
√20 A (1+ 1
1+h√ 20A )]
Ecuación 28
Rg=400[ 11816
+ 1√20 ∙ 5600 (1+ 1
1+0.5√ 205600 )]=2.58 Ω
Paso 6, cálculo de la máxima corriente por la malla: el estudio de corto circuito determinó que la máxima corriente de falla es monofásica con un valor de 10000 A.La subestación tendrá una línea de transmisión con una puesta a tierra en las torres de 15 Ω y cuatro líneas de distribución con una puesta a tierra de los postes de 25 Ω. En la figura 40 se determina un valor aproximado de Sf de 15 %. La máxima corriente que disipa la malla es:IG = 10000 x 0.15 = 1500 A
Paso 7, cálculo del GPR:GPR = IG x Rg Ecuación 29
GPR = IG x Rg = 1500 x 2.58 = 3870 V
42
Como el potencial de la malla de tierra con respecto a la tierra remota GPR (3870 V) es mayor que la máxima tensión de toque permitida Et-70 (838.2 V) se requiere determinar las tensiones de retícula y de paso que se representan en la subestación.
Paso 8, cálculo de las tensiones de retícula Em y de paso Es:- Cálculo de las tensiones de retícula: usando las siguientes ecuaciones se determina
el número efectivo de cables en paralelo.
na=2 Lc
Lp=2 ∙1720
300=11.467
Ecuación 30
nb=√ Lp
4√ A=√ 300
4√5600=1.0011
Ecuación 31
nC = 1 para mallas rectangularesnd = 1 para mallas rectangulares
n = na nb nc nd =11.467 x 1.0011 x 1 x 1 = 11.48El factor Km se calcula usando las siguientes ecuaciones ecuaciones:Kii = 1, para mallas con varillas en las esquinas
K h=√1+0.51
=1.225
Ecuación 32
Km= 12 π [ ln( D ´2
16 h D+
( D'+2h )2
8 D' D− h
4 D )+ K ii
Khln ( 8
π (2 n−1 ) )]Ecuación 33
Km= 12 π [ ln( 72
16 ∙ 0.5 ∙0.0113+
(7+2∙0.5 )2
8∙ 7 ∙ 0.013− 0.5
4 ∙ 0.0113 )+ 11.225
ln( 8π (2 ∙11.48−1 ) )]
Km = 0.746
La siguiente ecuación se usa para determinar el factor Ki
43
Ki = 0.644 + 0.148n = 0.644 + 0.148 x 11.48 = 2.343
Finalmente, Em es evaluada la ecuación:
Em=ρ I G Km K i
Lc+[1.55+1.22( Lr
√ Lx2+Ly
2 )]LR
Ecuación 33
Em= 400 ∙1500 ∙ 0.746 ∙2.343
1700+[1.55+1.22( 2.4√802+702 )] ∙96
=560.4 V
- Cálculo de la tensión de paso: la siguiente ecuación permite calcular el factor Ks :
K s=1π [ 1
2 h+ 1
D '+h+ 1
D´(1−0.5n−2 )]
K s=1π [ 1
2 ∙ 0.5+ 1
7+0.5+ 1
7(1−0.511.48−2) ]=0.4062
La tensión de paso es evaluada con la ecuación:
E s=ρ I G K s K i
0.75 Lc+0.85 LR
Ecuación 34
E s=ρ I G K s K i
0.75 Lc+0.85 LR= 400 ∙ 1500 ∙ 0.4062 ∙ 2.343
0.75 ∙ 1720+0.85 ∙96=416.3 V
Paso 9: la tensión de retícula estimada Em (560.4 V) es menos que la tensión de toque máxima permitida Et-70 (838.2 V); por lo tanto, continúa con el paso 10.
Paso 10: la tensión de paso estimada Es (416.3 V) es menor que la tensión de paso máxima permitida Es-70 (2686.6 V); por lo tanto; continúa con el paso 12.
Paso 11: en este ejemplo no se requiere hacer correcciones al diseño original.
44
Paso 12: un diseño seguro ha sido obtenido, el diseño se debe complementar con detalles de construcción y de conexión de equipos.
PUESTA A TIERRA EN MÚLTIPLES PUNTOS
Este método consiste en conectar los conductores de puesta a tierra de seguridad y referencia o común (en caso de sistemas de referencia puesto a tierra) en múltiples puntos, a una estructura metálica tipo malla la cual se denomina GRS (Ground Reference Structure) o SRS (Signal Reference Structure) cuando la referencia de la señal se conecta a tierra. El propósito de este método es reducir diferencias de potencial entre equipos o partes puestas a tierra para un rango amplio de frecuencias. Al reducir deferencias de potencial entre partes puestas a tierra de un sistema se reduce la posibilidad de lazos de tierra. Este esquema requiere que todos los objetos metálicos que interceptan al GRS estén efectivamente conectados al mismo (estructuras metálicas, chasis de equipos, armaduras, pantallas de cables, cajas de conexión, etc.) a fin de obtener un plano único de referencia de tierra. El diseño adecuado de la malla o GRS permite obtener un camino de baja impedancia para bajas y altas frecuencias. Adicionalmente minimiza la ocurrencia de descargas laterales en caso de descargas atmosféricas.
A bajas frecuencias, el frente de onda (de un impulso de corriente o tensión) alcanza el final del conductor de tierra mientras parte de la misma permanece aún en el punto inicial, por lo tanto, la corriente está fluyendo simultáneamente en todas las partes del circuito (a 60 HZ la longitud de onda es de 5000 Km). En este caso, la baja impedancia resultante o equivalente de las impedancias en paralelo del GRS minimiza la diferencia de potencial entre dos puntos. A altas frecuencias, el diseño óptimo del GRS se basa en que la longitud para igualar potenciales y obtener baja impedancia entre dos puntos debe ser menor a 1/20 de la longitud de onda para la más alta frecuencia en uso. Para longitudes mayores el tramo se comporta como un circuito de alta impedancia. Cuando la longitud se aproxima a 1/4 de la longitud de onda se obtiene un circuito abierto virtual el cual actúa como antena radiando o interceptando energía que puede afectar la operación del equipo electrónico. Por ejemplo, a 1 MHZ que es la frecuencia estimada para las descargas atmosféricas, la longitud de onda es de 300 m, Por lo tanto, la longitud del conductor de puesta a tierra para igualar potenciales es de 15 m. asimismo el diseño del GRS debe contemplar tramos de 15*15m. o menor para una adecuada protección contra descargas atmosféricas.Los conductores de reserva de cables de control conectados a equipos e instrumentos se deberán conectar a tierra en ambos extremos a fin de evitar el efecto antena, interceptando energía electromagnética, o la inducción de tensiones que puedan permitir la entrada de altas corrientes en el equipo electrónico. Solo en el caso de instrumentos muy sensitivos (como termocuplas, medición de temperatura, etc.), los conductores de reserva no se conectarán a tierra.
45
Fig. 26. Puesta a tierra en múltiples puntos [4]
PUESTA A TIERRA DE LA PANTALLA DE CABLES
La puesta a tierra de la pantalla tiene el propósito de reducir la entrada y salida de energía electromagnética (por ruido, y campos eléctricos y magnéticos de circuitos cercanos) que puede interferir con la operación de los equipos electrónicos, instrumentos y computadoras. Para que la protección sea efectiva, se debe considerar la frecuencia de las corrientes o señales que circulan por la tierra. Debido a los acoplamientos resistivos, inductivos y capacitivos, fallas a tierra, transitorios o retorno de corrientes, la frecuencia de los pulsos de corriente o tensión que en un momento dado están presentes en las superficies puestas a tierra determinará el comportamiento de la puesta a tierra de la pantalla y por ende, la protección y operación adecuada de los equipos electrónicos, instrumentos y computadoras.
Inicialmente las corrientes de los equipos electrónicos, instrumentos y telecomunicaciones eran DC y señales analógicas de baja frecuencia las cuales eran susceptibles al ruido, por lo que era necesario evitar lazos que causaban el flujo de corrientes indeseables (ruido) en la pantalla cuando la misma está puesta a tierra en ambos extremos. A partir de entonces se generalizó el criterio de poner a tierra solo un extremo de la pantalla en todos los cables asociados a los equipos electrónicos, ver figura 1. Sin embargo, la alta frecuencia de las señales que transportan los cables de los equipos electrónicos modernos y de las corrientes transitorias causadas por las descargas atmosféricas hace necesario definir nuevos criterios para proteger adecuadamente los equipos mediante la puesta a tierra de las pantallas de los cables que los alimentan e interconectan.
Para altas frecuencias, el acoplamiento capacitivo a través de las superficies metálicas puestas a tierra permite que corrientes de alta frecuencia circulen por la pantalla aunque ésta esté abierta en un extremo, tal como lo muestra la figura 2. El flujo de corrientes en la pantalla produce una diferencia de potencial entre los conductores internos y la pantalla. Cuando estas corrientes son de alto nivel de energía y alto potencial como en el caso de las descargas atmosféricas, las tensiones inducidas en los conductores son elevadas y causan fallas de aislamiento y cortocircuitos en los componentes internos originando daños catastróficos por sobretensión y alta temperatura en los equipos electrónicos.
46
Sensor
Circulan corrientes de alta frecuencia debido a las capacitancias.
Equipo electrónico o PLC
Equipo electrónico o
PLC Sensor
No circulan corrientes DC o baja frecuencia debido a la pantalla abierta.
XX
Cuando la pantalla está adecuadamente puesta a tierra en ambos extremos, mediante el método de puesta a tierra en múltiples puntos como se muestra en la figura 3, se inducen corrientes indeseables (debido a campos magnéticos circundantes) tanto en la pantalla como en los conductores internos. La corriente inducida en la pantalla inducirá a su vez una corriente en los conductores internos, la cual está 180 grados fuera de fase con relación a la corriente originalmente inducida en dichos conductores, cancelándose ambas corrientes inducidas en los conductores internos, reduciendo la interferencia electromagnética, ruido o inducción por descargas atmosféricas, ver la figura 15. Debido a este efecto de cancelación o atenuación, no se inducen tensiones elevadas en conductores internos, o en caso de ocurrir, las tensiones alcanzan valores de pocos voltios o pocas decenas de voltios, por lo tanto no ocurren daños en los equipos electrónicos. En el diseño de cables con la pantalla puesta a tierra en ambos extremos se deben considerar pantallas gruesas y robustas, como la armadura o tubo conduit, con capacidad para soportar corrientes de cortocircuito.
Fig.27. [4]
Figura 28 Pantalla puesta a tierra en un solo extremo. [4]
Con la puesta a tierra de la pantalla en ambos extremos se obtienen dos beneficios. Primero, la circulación de corrientes a tierra a través de la pantalla, conexiones y caminos adecuados en lugar de los componentes electrónicos lo cual reduce los daños a equipos. Segundo, la cancelación o atenuación de corrientes en los conductores internos reduce la interferencia electromagnética, ruido o inducción por descargas atmosféricas, ver la figura 4. Cuando la pantalla queda abierta en un extremo, no se produce el efecto de cancelación lo cual
47
Equipo electrónico o PLC
Sensor
Circulan corrientes de baja y alta frecuencia a través de la pantalla de los cables.
XX
Corriente inducida en la pantalla, puesta a tierra en ambos extremos por el campo magnético transitorio
Corriente inducida en el conductor por la corriente de la pantalla
Corriente inducida en el conductor por el campo magnético transitorio.
Corriente transitoria causa un campo
magnético transitorio
permite la inducción de tensiones elevadas y por ende, altas corrientes en los conductores internos las cuales entran en los equipos electrónicos, buscando caminos de menor impedancia a tierra. Estas corrientes no solo pueden afectar la operación de los equipos electrónicos sino que causan daños de magnitud en los componentes electrónicos y circuitos impresos.
Un factor que se debe tomar en cuenta cuando la pantalla se pone a tierra en ambos extremos es la impedancia de transferencia o mutua entre conductores y pantalla. Esta impedancia varía según el tipo de cable y frecuencia de la señal, y es el parámetro crítico para minimizar diferencias de potencial en los conductores internos debido a corrientes inducidas en la pantalla. Un problema potencial con las pantallas a altas frecuencias es la fuga a través de aperturas de la pantalla misma, como es el caso de las pantallas trenzadas; en contraste, las pantallas sólidas mejoran con el aumento de la frecuencia debido al efecto piel. La impedancia de transferencia es una medida del efecto de fuga, mide la tensión en los conductores internos debido a la circulación de corriente en la pantalla (o viceversa). Mientras más baja la impedancia de transferencia, mejor es la calidad de la pantalla, tiene mayor cobertura y permite menor inducción de tensión en los conductores internos. Cuando la pantalla se pone a tierra en ambos extremos mediante el método de múltiples puntos, se obtiene una reducción significativa en la impedancia de transferencia alcanzando valores en el orden de los ohm/m. Sin embargo, éste valor de impedancia mutua podría ser todavía muy alto para el caso de equipos analógicos sensitivos con resoluciones de uV y mV (como termocuplas), siendo necesario en estos casos poner a tierra la pantalla del cable en un solo extremo. Sin embargo, para no dejar los equipos electrónicos asociados a este cable sin la debida protección contra descargas atmosféricas se recomienda utilizar cable con doble pantalla, o pantalla y armadura, y poner a tierra la pantalla interna en un solo extremo y la pantalla externa o armadura, en ambos extremos.
48
Figura 29. Pantalla puesta a tierra en ambos extremos. [4]
Figura 30. Cancelación de corrientes inducidas. [4]
En general para bajas frecuencias (DC, lazos de 4-20 mA y señales analógicas sensitivas hasta 300 KHZ) se recomienda utilizar cables con doble pantalla o cables con pantalla y armadura, siendo la pantalla interna puesta a tierra en un solo extremo (fuente, PLC, RTU o MDF) para evitar la interferencia que produce el ruido y la pantalla externa o armadura, puesta a tierra en ambos extremos, para proteger los equipos electrónicos contra descargas atmosféricas.
Para que la protección contra descargas atmosféricas e interferencias electromagnéticas en general sea eficaz, las conexiones de la pantalla o armadura a la puesta a tierra de seguridad o GRS deben ser de baja impedancia para alta frecuencia. Por lo tanto, para lograr baja impedancia, deben utilizarse conectores metálicos que aseguren la conexión metálica en toda la circunferencia del cable y asegurar y mantener la continuidad metálica entre conectores y gabinetes, cajas o chasis.
PUESTA A TIERRA DE SEGURIDAD
La puesta a tierra de seguridad consiste en la conexión al electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia de todas las partes metálicas no conductoras de corriente (tales como chasis, conduits, armaduras y pantallas de cables, racks, carcazas, canales y bandejas porta cables, conectores, etc.) que pueden entrar en contacto accidental con partes energizadas. Los conductores de puesta a tierra deben proveer suficiente capacidad y baja impedancia para las corrientes de falla a fin de evitar tensiones de toque y paso superiores a lo permitido por normas y daños a equipos en caso de descargas atmosféricas y fallas a tierra del sistema eléctrico, así como permitir la operación adecuada de los dispositivos de protección de sobre corriente.
Para la puesta a tierra de seguridad se utiliza un conductor suplementario aislado, color verde según el CEN, tendido con los conductores de fase y neutro y en paralelo con el
49
conduit, armadura o canal porta cable. El propósito de este conductor es aumentar la efectividad del sistema de puesta a tierra ya que dicho conductor permite la circulación de corriente a tierra cuando las conexiones metálicas (entre conduits, armaduras, chasis, tableros, cajas de conexión, etc.) no son efectivas o adecuadas o presentan alta impedancia. De no estar disponible este conductor de puesta a tierra, las corrientes que en un momento dado circulan por las superficies metálicas puestas a tierra toman caminos no deseados, tales como a través de los equipos electrónicos y los cables de datos o comunicación que los interconectan.
La frecuencia de los pulsos de corriente o tensión presentes en la tierra en un momento dado determina el comportamiento del sistema de puesta a tierra. A baja frecuencia, la baja resistencia e impedancia inductiva permiten igualar potenciales entre partes puestas a tierra. A altas frecuencias (como en el caso de las descargas atmosféricas), la impedancia inductiva es mucho mayor que la impedancia resistiva lo cual no permite igualar potenciales entre partes puestas a tierra. Por lo anterior, la puesta a tierra de seguridad debe ser diseñada para condiciones de alta frecuencia, siendo necesario utilizar un método de puesta a tierra adecuado y efectivo para la alta frecuencia de las descargas atmosféricas.
Funciones del SPAT por seguridad.
La puesta a tierra de instalaciones eléctricas está relacionada en primer lugar con la seguridad. El sistema de puesta a tierra se diseña normalmente para cumplir dos funciones de seguridad.
La primera. Es establecer conexiones equipotenciales. Toda estructura metálica conductiva expuesta que puede ser tocada por una persona, se conecta a través de conductores de conexión eléctrica. La mayoría de los equipos eléctricos se aloja en el interior de cubiertas metálicas y si un conductor energizado llega a entrar en contacto con éstas, la cubierta también quedará temporalmente energizada.La conexión eléctrica es para asegurar que, si tal falla ocurriese, entonces el potencial sobre todas las estructuras metálicas conductivas expuestas sea virtualmente el mismo. En otras palabras, la conexión eléctrica iguala el potencial en el interior del local, de modo que las diferencias de potencial resultantes son mínimas. De este modo, se crea una “plataforma” equipotencial.Si una persona está en contacto simultáneamente con dos piezas diferentes de una estructura metálica expuesta, el conductor de conexión eléctrica debiera garantizar que la persona no reciba un choque eléctrico, haciendo que la diferencia de potencial entre los equipos sea insuficiente para que esto ocurra. El mismo principio se aplica en el interior de grandes subestaciones eléctricas, industrias y casas.
50
y/o referencia
La segunda función de un sistema de puesta a tierra. Es garantizar que, en el evento de una falla a tierra, toda corriente de falla que se origine, pueda retornar a la fuente de una forma controlada. Por una forma controlada se entiende que la trayectoria de retorno está predeterminada, de tal modo que no ocurra daño al equipo o lesión a las personas. La conexión a tierra no es de capacidad infinita e impedancia nula. Sin embargo, la impedancia del sistema de tierra debiera ser lo bastante baja de modo que pueda fluir suficiente corriente de falla a tierra para que operen correctamente los dispositivos de protección.
MÉTODOS DE PUESTA A TIERRA PUESTA A TIERRA EN UN SOLO PUNTO
Este método consiste en conectar a tierra los conductores de puesta a tierra (referencia o común y/o puesta a tierra de seguridad) en un punto único y dedicado. Frecuentemente se ha interpretado erróneamente este punto como una barra aislada la cual se conecta a un electrodo de tierra aislado o separado del sistema de puesta a tierra de potencia. El único propósito de este método es eliminar o reducir lazos de tierra que producen corrientes y tensiones indeseables o reducir mediante l conexión a tierra de un solo punto. Es efectivo en telecomunicaciones y señales analógicas de baja frecuencia, menor a 300 KHZ, sensibles al ruido. No es realizable para señales de alta frecuencia debido al acoplamiento capacitivo entre partes metálicas el cual termina formando lazos de tierra a través de caminos no intencionales, como el equipo electrónico o cables de datos, perdiéndose la efectividad de la puesta a tierra en un solo punto. (Ver figura 33)
Figura 32. Puesta a tierra en un solo punto. [4] Figura 33. Acoplamiento capacitivo en la puesta a tierra en un solo punto. [4]
51
TC AISLADO EQUIPO 1TABLEROTRANSFORMADOR480/240-120V
IGG
NN
G
EQUIPO 2
Conexiones a tierra aisladas y no aisladas (de seguridad) en un mismo equipo invalidan el método de puesta a tierra en un solo punto.
Cable de datosAlimentación por otro circuito o tablero
Puesta a tierra de seguridadPuesta a tierra aislada
En caso de conexiones y/o terminaciones inadecuadas o de alta impedancia del conductor de puesta a tierra aislada, las corrientes que circulan por las superficies puestas a tierra toman otros caminos no deseados, tales como a través del equipo electrónico y los cables de datos asociados, en lugar del conductor de puesta a tierra aislada. A medida que aumenta la longitud del conductor de puesta a tierra aislada, aumenta la reactancia inductiva y por ende, las diferencias de potencial entre el equipo electrónico (con puesta a tierra aislada) y otros objetos puestos a tierra lo cual puede causar daños severos en los componentes electrónicos en caso de descargas atmosféricas y fallas a tierra del sistema eléctrico.
La efectividad y propósito de la tierra aislada se pierde cuando dentro de un mismo equipo existen otras conexiones (intencionales o no) a partes puestas a tierra no aislada o de seguridad, tales como en el caso de cables de datos con pantallas puestas a tierra y chasis conectado a racks o gabinetes puestos a tierra de seguridad. Un ejemplo de ambas conexiones a tierra dentro de un mismo equipo se muestra en la figura 19.
Figura 34. Puesta a tierra aislada y de seguridad en un mismo equipo. [4]
El uso de electrodos de tierra aislados o separados del sistema de puesta a tierra de potencia como parte del método de puesta a tierra aislada es una violación del CEN. No solo se compromete la seguridad sino que permite diferencias de potencial entre la tierra aislada y otras partes puestas a tierra las cuales causan daños en los equipos electrónicos, en caso de descargas atmosféricas o fallas del sistema eléctrico.
Por lo expuesto, no se deben utilizar electrodos de tierra dedicados ni barras de tierra aisladas o dedicadas para instrumentos y puesta a tierra de las pantallas de los cables de instrumentación asociados. La referencia de voltaje (en caso de operación con positivo o negativo puesto a tierra) y/o de las pantallas de cables de instrumentación debe ser la puesta a tierra de seguridad del panel o tablero de instrumentos.
52
MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
Filosofía: El mantenimiento de los sistemas de tierra normalmente forma parte del mantenimiento de todo el sistema eléctrico en su conjunto. La calidad y frecuencia del mantenimiento debe ser suficiente para prevenir daño, en la medida que sea practicado razonablemente.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 instalaciones domésticas se prueben cada cinco años y las instalaciones industriales cada tres.
Inspección:
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.
Subestaciones de distribución industrial o de la compañía eléctrica. Estas 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. Estas 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, si no pueden detectarse por el monitoreo continuo, deberían ser descubiertos durante una de estas visitas.
Examen:
El examen de un sistema de tierra normalmente es parte del examen del sistema eléctrico en su conjunto.El examen consiste de una muy rigurosa y detallada inspección del sistema de tierra global. Aparte de observar lo obvio y normal, el examinador revisará si el sistema satisface las normas de puesta a tierra vigentes. Además de esta inspección rigurosa, el sistema debe probarse, como se indica, de acuerdo al tipo de instalación:
Subestaciones de distribución industrial 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
53
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 un procedimiento especial para resguardarse de posibles voltajes excesivos que ocurran durante la prueba.
o Prueba de conexión entre el electrodo de tierra y partes metálicas normalmente accesibles.
o Electrodo algunos sitios para asegurar que no ha sufrido corrosión.o Se mide el valor de resistencia del electrodo a tierra del lado de alta tensión y se
compara con valores previos o de diseño.o Se revisa el valor del índice de acidez pH del suelo.
Puesta a tierra en equipos e instrumentos en patios de tanques.
En ocasiones, no solo es necesario proteger contra fallas eléctricas a los equipos eléctricos y electrónicos, sino también a los equipos de otras índoles (mecánicos, hidráulicos, térmicos) asociados a ellos, debido a que a través de los segundos (sus carcasas, sus piezas y componentes metálicos), también pueden circular corrientes de falla, que generen tensiones o que directamente afecten a los equipos eléctricos y electrónicos, en especial a equipos electrónicos sensibles que operan a tensiones de entre los micro-voltios y los mili-voltios.
Tal es el caso de un patio de tanques expuesto a la intemperie. El espacio que ocupan los tanques es muy amplio, lo que hace poco rentable y practico cubrirlo, sin embargo, la exposición a la intemperie permite que los mismos queden expuestos a sobretensiones atmosféricas y otras fallas eléctricas que de no interrumpidas, afectaran a los sensores de nivel y otros equipos electrónicos y eléctricos que operen mancomunadamente con los tanques.
El sistema de medición de nivel de tanques, instalado en el patio de tanques, esta formado por censores de nivel ubicados en los tanques, los mismos pueden cumplir la función de transmitir y recibir información, una unidad de control de interface (CIU) y un terminal monitor o computadora (PC), estos ubicados en una sala de control. Los dispositivos se encuentran comunicados a través de cables de control que interconectan todos los elementos.
54
Para una adecuada protección contra sobretensiones atmosféricas, todos los equipos de cualquier índole deben estar correctamente puestos a tierra en sus chasis o carcasas, lo cual implica que deben estar puestos a tierra en mas de un punto para evitar diferencias de potencial en el chasis, también, todos los equipos eléctricos y electrónicos deben estar puestos a tierra en la alimentación.
De la misma manera, los equipos se fijan al suelo o a otros equipos a través tuercas, arandelas, pasadores o bridas (arandelas con forma de media luna), en ese caso todas los elementos de fijación del artefacto deben estar puestos a tierra o al menos cortocircuitados para evitar las diferencias de potencial en el chasis; Se debe garantizar la continuidad metálica entre los elementos de fijación.
Los sistemas de puesta a tierra se deben encontrar cercanos (debajo) de los equipos a proteger, y estos deben estar conectados a la puesta a tierra a través de electrodos o barras de puesta a tierra destinadas con ese fin, de conectarse a través de conductores, la alta impedancia de estos (en comparación con la de los electrodos y barras de puesta a tierra), podría limitar la corriente que se drena por el sistema de puesta a tierra, permitiendo que se produzcan tensiones y capacitancias perjudiciales en los equipos. Esto empeora si la longitud del conductor es grande.
Aun así, cuando ocurren tormentas y otros fenómenos ligados a sobretensiones eléctricas, se producen potenciales en la superficie de la tierra, de allí la importancia de las mallas de puesta a tierra y de la puesta a tierra en múltiples puntos. También se pueden producir diferencias de potencial entre los sistemas de puesta a tierra, por lo cual deben estar interconectados.
El cable de control hacia los instrumentos en tanques podría ser un cable armado sin pantalla, debido a que no se espera que sea afectado por señales de alta frecuencia, por su parte, la armadura lo protegería de los efectos electromagnéticos de baja frecuencia de los conductores de potencia. La armadura, en caso de falla, funge de conductor de las corrientes de falla, y esta puesta a tierra en sus extremos, esto es, la armadura es un medio para poner a tierra los artefactos y elementos. Efectivamente también es usada para ese fin.
Si se pone a tierra la armadura del cable en un solo extremo, ignorando una posible diferencia de potencial entre los extremos, se evita que se induzcan corrientes de falla debido a efectos electromagnéticos de baja frecuencia y de corriente DC en los conductores, pero se producen las denominadas capacitancias por pantallas abiertas, que son proporcionales a las altas frecuencias
55
CIU
Sala de control Censor de nivel
Caja no metálica
Conductor de tierra flotante en tablero AC
UPS
Sistema de Puesta a tierra de
la planta
Cable de datos
Armadura puesta a tierra solo en
un extremo
Conexión a un Pozo de
PAT. a través de un
conductor largo
PC
En ese caso, como ya se menciono, se usan cables con doble apantallamiento o con apantallamiento y armadura, se pone a tierra en un extremo la pantalla interna, y la externa se pone a tierra en los dos extremos.
Los cables de control de los diferentes tanques que van a la sala de control, se interconectan en una caja, aunque la caja sea no metálica para evitar las corrientes de fuga, es necesario ponerla a tierra para evitar las capacitancias por pantallas abiertas, las capacitancias por armaduras abiertas, y en si las capacitancias entre equipos, o entre equipos y pantallas, o entre conductores y pantallas. Los cables de control entre el CIU u el PC también deben estar puestos a tierra en ambos extremos.
Lo anterior se puede entender mejor mediante un ejemplo.
Durante una descarga atmosférica en un patio de tanques sufrieron daños catastróficos el CIU y PC. En otros eventos de descargas atmosféricas posteriores, se dañaron tarjetas electrónicas en los instrumentos ubicados en los tanques.
Cuando ocurre la descarga atmosférica con impacto en los tanques, hay circulación de corrientes a través de los conductores de puesta a tierra y armaduras puestas a tierra de los cables de control, hacia los electrodos de puesta a tierra, causando una tensión elevada en los conductores y superficies metálicas conectadas a tierra.
Debido a los extremos flotantes (pantalla no conectada a tierra) de los cables de control, la tensión en la pantalla induce una tensión en los conductores internos generando fallas de cortocircuito en los transformadores de aislamiento y daños por sobretensiones en los componentes electrónicos en el extremo del CIU y PC. Igual efecto ocurre en los componentes electrónicos en el transmisor debido a la conexión poco eficaz de puesta a tierra de los instrumentos en los tanques. Como se ve en la figura 35.
56
CIU
Sala de control Censor de nivel
Caja no metálica
Conexión a tierra en tablero AC
UPS
Sistema de Puesta a tierra de la
planta
Cable de datos
Armadura puesta a tierra
en ambos extremos
Puesta a tierra directa del
tanque y del censor.
Interconexion al sistema de puesta a tierra
de la planta
PC
Figura 35 Sistema de puesta a tierra inadecuado afectado por sobretensiones atmosféricas. [04]
Las recomendaciones y correctivos propuestos son los siguientes: Construcción de pozos de tierra adicionales en el área de los tanques e interconexión directa de los mismos con el sistema de puesta a tierra de la planta, puesta a tierra de la armadura de los cables de control tanto en el CIU como en la caja no metálica, en el censor de nivel y en el tablero AC.
Conexión de puesta a tierra de los cables de control de la sala de control tanto en el CIU como en el PC, conexión efectiva al sistema de puesta a tierra de la planta del conductor de tierra de la alimentación de 120 V en el tablero AC, conexión efectiva del censor de nivel al sistema de puesta a tierra, y garantizar la continuidad entre las bridas de fijación del mismo. Ver figura 36.
Figura 36. Sistema de puesta a tierra adecuado. [04]
57
Transformadores de tierra
Un sistema de distribución de energía eléctrica no debe quedar aislado de tierra. Si el neutro no es accesible, es posible crear un neutro artificial utilizando un transformador de tierra. Hay dos tipos: transformadores en zigzag y transformadores estrella-triángulo
Transformador de tierra en zigzag: El primario se conecta al sistema aislado y el neutro a tierra a través de la impedancia adecuada. El secundario se encuentra en vacío y circula sólo la corriente magnetizante.
Figura 37. Transformador en
Transformador estrella-triángulo: El primario en estrella se conecta al sistema aislado y el neutro a tierra
Figura 38. [05]
58
Nomenclatura de esquemas de conexión de puesta a tierra del neutro en baja tensión. En general para sistemas de distribución.
Los esquemas se describen mediante un código de dos letras:
A- La primera letra (T o I) considera la situación del neutro respecto a tierra en el origen de la instalación (alimentación).
T: conexión directa del neutro a tierraI: conexión del neutro a tierra a través de una impedancia elevada (1000 a 2000 Ω) o aislamiento de las partes activas respecto a tierra.
B- La segunda letra (T o N) considera la situación de las masas respecto a tierra en la zona de consumo.
T: las masas están conectadas directamente a tierraN: las masas están conectadas al neutro
Para sistemas TN, existen dos letras adicionales (C o S) que consideran la situación relativa entre los conductores de neutro y protección.
C: las funciones de neutro y protección se unen en un sólo conductor denominado CPN o PEN
S: la función de protección la realiza un conductor denominado conductor de protección (CP o PE) diferente del neutro.
Esquema de conexión TN
El neutro de la alimentación está conectado rígidamente a tierra (T) y las masas de los elementos receptores están conectadas al neutro (N). Parte de la instalación en un esquema TN puede realizarse con cuatro conductores (tres fases y neutro-conductor de protección). Tiene utilidad en redes extensas o cuando existe una gran corriente de fuga.
Las corrientes de fuga a tierra son producidas por receptores de bajo aislamiento o por filtros que inyectan en la tierra corrientes de alta frecuencia de algún equipo electrónico.
59
Tipos:
TN-C-S: las funciones de neutro y protección están combinadas (TN-C) en un sólo conductor en los primeros niveles de la distribución y separadas (TN-S) en dos conductores en la última parte de la distribución. TN-C-S es la utilización del esquema TN-S aguas abajo del esquema TN-C.
Figura 39. [05]
Figura 40. [05]
60
Figura 41. [05]
Esquema de conexión TT
El neutro está conectado directamente a tierra (T) y las masas están conectadas a tierra (T), todas las masas de una misma instalación deben estar conectadas a la misma toma de tierra. La instalación del consumidor requiere su propia tierra ya que ésta no se proporciona desde la alimentación.
El esquema TT es el que siguen las instalaciones receptoras alimentadas directamente de una red pública de baja tensión, es el caso de todas las instalaciones domésticas y de la mayoría de las instalaciones según normas, requiere utilizar cinco conductores (tres fases, neutro y conductor de protección). En Venezuela comúnmente no se conecta el conductor de tierra para instalaciones domesticas.
El esquema de conexión TT es el también es el preferido cuando la continuidad del suministro no es obligatoria y no existe mantenimiento
61
Figura 42 Esquema de conexión TT. [05]
Esquema de conexión IT
El neutro de la alimentación (I) está aislado o conectado a tierra a través de una impedancia, la impedancia de valor elevado (1000 a 2000 Ω) fija adecuadamente el potencial de red respecto a tierra. Las masas están directamente puestas a tierra (T). No es conveniente distribuir el neutro y es necesario limitar la extensión de la instalación para eliminar el efecto capacitivo de las líneas respecto a tierra.
El esquema IT es necesario cuando se requiere una continuidad en el suministro como, por ejemplo, en la alimentación de sistemas de mando y control. El controlador permanente de aislamiento encarece la instalación.
Figura 43 Esquema de conexión IT. [05]CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Se requiere que todos los sistemas de puesta a tierra utilizados en una misma instalación estén interconectados entre sí. No se permiten sistemas de puesta a tierra
62
independientes o aislados del sistema de puesta a tierra de potencia o de la fuente de alimentación, debido a que en condiciones de falla a tierra o descargas atmosféricas se producen diferencias de potencial entre ambos sistemas de puesta a tierra, con consecuencias catastróficas para los equipos electrónicos y la seguridad personal.
Para la protección adecuada de los equipos electrónicos, instrumentos y computadoras contra interferencias electromagnéticas y descargas atmosféricas, se recomienda conectar en múltiples puntos los conductores de puesta a tierra de seguridad y de referencia de la señal (en caso de sistemas de referencia con un terminal puesto a tierra) a un sistema de referencia de tierra único, formado por una malla de tierra o estructura metálica, diseñada para minimizar la impedancia para la frecuencia más alta utilizada.
Las pantallas y armaduras de los cables (datos, potencia, control, telecomunicaciones, etc.) se conectarán a la misma malla de tierra en ambos extremos.
En el caso sistemas de referencia con un terminal puesto a tierra, en el cual se manejan señales analógicas de baja frecuencia, hasta 300 KHZ (telecomunicaciones e instrumentos analógicos), se recomienda conectar la referencia de la señal a tierra en un solo punto así como utilizar cables con doble pantalla o pantalla y armadura a fin de conectar la pantalla interna a tierra en un solo punto (en el extremo de la fuente) para eliminar lazos de corriente y minimizar el ruido, y la armadura o pantalla externa a tierra en ambos extremos.
Realizar la puesta a tierra a través de resistencia: esto es, el neutro se conecta a tierra a través de una resistencia, lo cual reduce la corriente de falta, pero resulta de valor suficiente para permitir una detección fácil por el circuito de protección y evitar sobretensiones transitorias. Se suele utilizar limitando el valor de la corriente de falta a la corriente nominal de carga
Realizar la puesta a tierra a través de reactancia: esto es, el neutro se conecta a tierra a través de una reactancia, lo cual limita la corriente de falta. El valor de la reactancia se elige de tal forma que la corriente de falta a tierra esté comprendida entre el 25 y el 60% de la corriente de falta trifásica por lo que se minimizan las sobretensiones transitorias.
Un sistema de distribución de energía eléctrica no debe quedar aislado de tierra. Si el neutro no es accesible, es posible crear un neutro artificial utilizando un
63
transformador de tierra: transformadores en zigzag y transformadores estrella-triángulo.
La resistencia de tierra depende de la geometría del sistema de puesta a tierra, de la conductividad del conductor y de los puntos o superficies entre los que se conecta la diferencia de potencial. En la redes de puesta a tierra con geometrías complicadas se pueden producir corrientes a lo largo de secciones variables ya que la distribución de potenciales y corrientes no es constante.
Instalar mallas debajo de cada equipo para evitar las tensiones de paso y de contacto.
Utilizar pantallas robustas que soporten las corrientes de cortocircuito.
Valores de resistencia de tierra en configuraciones sencillas
64
Figura 45. Valores de resistencia de tierra en configuraciones sencillas [05]
Figura 45. Valores de resistencia de tierra en configuraciones sencillas [05]
REFERENCIAS
65
[1.] Francisco M. González-Longatt. SEMINARIO: SEGURIDAD ELECTRICA EN LA INDUSTRIA Y RIESGOS EN LA EMPRESA. Sistemas de Puesta a Tierra.
[2.]Mejías Villegas. (1989). Subestaciones de Alta y Extra alta tensión. Segunda Edición
[3.]Nelson morales Osorio (1999). Manual Técnico elaborado para Pro-Cobre
Chile. Universidad de Chile, Santiago de Chile.
[4.]R. Sánchez (2001). Puesta a Tierra de Equipos Electrónicos, Instrumentos y Computadoras. PDVSA.
[5.]Natalia Alguacil Conde. (2010) Tecnología eléctrica. Curso 2010-2011. Tema 5: Seguridad en instalaciones eléctricas. Universidad de Castilla ales.
[6.] I.E.E.E. (1986). I.E.E.E. Guide for Safety in Subestation Grounding. Standard 80. New York.
66
ANEXOS
67
Figura. 46 Resumen de formulas [1]
68
Figura. 47 Medidas de conductores de cobre para evitar fusión [1]
Figura 48 Factor de reducción como una función del factor de reflexión y el espesor de la capa de cascajo [2]
69
Figura 49 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
Figura 50 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
70
Figura 51 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
Figura 52 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
71
Figura 53 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
Figura 54 Factor de distribución Sf vs. Rg
72
Figura 55 Factor de distribución Sf vs. Rg
Figura 56 Factor de distribución Sf vs. Rg
73
Figura 57 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
Figura 58 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
74
Figura 59Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
Figura 60 Factor de distribución Sf vs. Rg [2]
75