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PROYECTO DE NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC DE 389/03

CONTENIDO

Página INTRODUCCIÓN........................................................................................................................ CAPÍTULO 1. OBJETO.............................................................................................................. CAPÍTULO 2. DEFINICIONES................................................................................................... CAPÍTULO 3. GENERALIDADES ............................................................................................. 3.1 OBJETIVOS DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA............................................... 3.2 REQUISITOS DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ............................................. 3.3 COMPONENTES DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 3.4 TIPOS DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA 3.5 REGÍMENES DE CONEXIÓN A TIERRA (RCT) CAPÍTULO 4. CRITERIOS DE SEGURIDAD ............................................................................ 4.1 INCIDENCIA DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA EN SERES VIVOS 4.2 CÁLCULO DE TENSIONES DE PASO Y DE CONTACTO 4.3 EFECTO DE UNA CAPA SUPERFICIAL O GRAVILLA 4.4 CRITERIO DE TENSIÓN TOLERABLE CAPÍTULO 5. MEDICIÓN Y MODELAMIENTO DEL SUELO 5.1 MEDIDAS DE RESISTIVIDAD CAPÍTULO 6. DISEÑO 6.1 DISEÑO SEGÚN NORMA IEEE-80


Página 6.2 CONFIGURACIONES NO SIMÉTRICAS 6.3 CONFIGURACIONES TÍPICAS CAPITULO 7. MATERIALES 7.1 MATERIALES RECOMENDADOS 7.2 ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA 7.3 CONDUCTORES DE PUESTA A TIERRA 7.5 PUENTES EQUIPOTENCIALES 7.6 CONEXIONES 7.7 BARRAJES 7.8 CAJAS DE INSPECCIÓN 7.9 MATERIAL TRITURADO O CAPA SUPERFICIAL 7.10 CONSIDERACIONES SOBRE LA CORROSIÓN CAPÍTULO 8. CONSTRUCCIÓN 8.1 CONDUCTORES 8.2 PUENTES DE CONEXIÓN EQUIPOTENCIAL 8.3 ELECTRODOS 8.4 CONEXIÓN EXOTÉRMICA CAPÍTULO 9. MEDICIONES EN UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 9.1 MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA 9.2 MEDICIÓN DE TENSIONES DE PASO Y CONTACTO 9.3 EQUIPOS DE MEDICIÓN 9.4 MEDICIÓN DE EQUIPOTENCIALIDAD


Página CAPÍTULO 10. MANTENIMIENTO DE UN SPT 10.1 INSPECCIONES 10.2 PRUEBAS 10.3 REGISTROS DE LA INSPECCIÓN 10.4 DOCUMENTACIÓN DEL MANTENIMIENTO CAPÍTULO 11. MEJORAMIENTO DE PUESTA A TIERRA 11.1 PROCEDIMIENTOS ACEPTADOS Y NO ACEPTADOS 11.2 CARACTERÍSTICAS DE SUELOS ARTIFICIALES 11.3 MODELAMIENTO DE UNA PUESTA A TIERRA CON TRATAMIENTO 11.4 VERIFICACIÓN DEL MEJORAMIENTO BIBLIOGRAFÍA ANEXOS FIGURAS Figura 1. SPT con puestas a tierra dedicadas e interconectadas equipotencialmente Figura 2. Una sola puesta a tierra para todas las necesidades (prohibido) Figura 3. Puestas a tierra separadas o independientes (prohibido) Figura 4. Componentes básicos de un SPT. Figura 5. Tipos de conexiones Figura 6. Sistema TN-C Figura 7. Sistema TN-S Figura 8. TN-C-S (PNB)


Página Figura 9. TN-C-S (PME) Figura 10. Sistema TT Figura 11. Sistema IT Figura 12. Coexistencia de diversos regímenes de conexión a tierra Figura 13. Trasformador zig-zag sin secundario Figura 14. Relación Corriente vs. tiempo Figura 15. Impedancias del circuito de tensión de contacto Figura 16. Exposición a la tensión de contacto Figura 17. Esquema de tensión de paso Figura 18. Circuito para la tensión de paso Figura 19. Cs vs. Hs Figura 20. Condiciones de riesgo Figura 21. Condición del potencial transferido Figura 22. Método de Wenner Figura 23. Método de Schlumberger Figura 24. Método según el dispositivo dipolo-dipolo Figura 25. Modelo de dos capas Figura 26. Método gráfico de Sunde Figura 27. Gráfica de resistividad – Tipo de suelo 1 Figura 28. Modelo de capas verticales Figura 29. Diagrama de Bloques de Diseño según IEEE-80 Figura 30. Coeficiente de reducción - Cs Figura 31. Diagrama de Bloques del Diseño de Puestas a Tierra


Página Figura 32. Circuito equivalente Thevenin para recalcular la corriente de falla Figura 33. Tensiones de paso y de contacto para electrodos tipo varilla Figura 34. Tensiones de paso y contacto para diferentes contrapesos Figura 35. Tensiones de paso y contacto para estrella de tres puntas Figura 36. Tensiones de paso y contacto para estrella de cuatro puntas Figura 37. Conexiones mecánicas y exotérmica Figura 38. Barraje equipotencial Figura 39. Caja de inspección Figura 40. Método de los dos puntos Figura 41. Método de los tres puntos Figura 42. Método de caída de potencial Figura 43. Esquema para la medición de tensión de paso Figura 44. Esquema para la medición de tensión de contacto Figura 45. Principio de medición Figura 46. TABLAS Tabla 1. Rangos de corriente y efectos Tabla 2. Valores de resistividad aparente Tabla 3 Transformación de Box-Cox Tabla 4. Factores αr, ρr, K0, TCAP Tabla 5. Valores máximos sugeridos de resistencia de puesta a tierra Tabla 6. Configuraciones típicas de electrodos


Página Tabla 7. Metodología de evaluación de la agresividad de los suelos Tabla 8. Materiales para sistemas de puesta a tierra y sus condiciones de uso. Tabla 9. Requisitos para electrodos de puesta a tierra Tabla 10. Calibre del conductor a Tierra Tabla 11. Constantes de materiales Tabla 12. Calibre mínimo de los conductores de puesta a tierra de equipos Tabla 13. Tabla de electronegatividad Tabla 14. Torque de apriete para tornillo Tabla 15. Máximo período entre inspecciones de un SPT Tabla 16. Umbrales de concentración de metales que se consideran excesivos (mg /Kg)


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SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA (SPT) INTRODUCCIÓN Esta norma fue preparada por el Comité Técnico de normalización Nacional 128 Instalaciones eléctricas, en su grupo de trabajo de Expertos en Sistemas de Puesta a Tierra, con la intención de asistir a los ingenieros en la toma de decisiones, respecto a un tema que por su naturaleza ha permitido diversos enfoques. Ante la importancia de los sistemas de puesta a tierra para la seguridad y el correcto funcionamiento de las instalaciones eléctricas, ICONTEC identificó la necesidad de desarrollar una norma técnica específica sobre este tema, que ha sido abordado parcialmente en otras normas como NTC 4552, NTC 2050, NTC 4628, NTC 4171, NTC 2155, NTC 2206 y el artículo 15 del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). Como código de buenas prácticas que pretende ser, esta Norma Técnica Colombiana debe tomarse como una guía actualizada en sus recomendaciones. Acatar esta norma no confiere inmunidad en cuanto a obligaciones legales, no se debe citar como si fuera una especificación y se debe tener especial cuidado para verificar que las declaraciones de cumplimiento exigidas en el RETIE estén de acuerdo con él por su carácter de obligatorio. En esta norma se desarrollaron los diversos aspectos de los sistemas de puesta a tierra para consolidar el avance tecnológico y el desarrollo del tema mismo. Este documento se divide en 11 Capítulos, buscando una secuencia en el manejo de la temática.


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CAPÍTULO 1. OBJETO Establecer los principios generales de diseño, construcción, medición y mantenimiento de algunos Sistemas de Puesta a Tierra (SPT) para ofrecer seguridad a personas y equipos en las instalaciones eléctricas. Esta norma aplica a: SPT permanentes en media y alta tensión de corriente alterna de baja frecuencia, tales como subestaciones, líneas de transmisión, circuitos de distribución, plantas de generación. Parcialmente se aplica a SPT en baja tensión cubiertos por la NTC 2050. Esta norma no aplica a: - Barcos, aeronaves o instalaciones costa afuera. - SPT temporales utilizados para mantenimiento de redes. - SPT para redes eléctricas de corriente continua. - SPT para señales de alta frecuencia, como los rayos.


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CAPÍTULO 2. DEFINICIONES 2.1 Apantallamiento (Shielding). Elementos metálicos que se instalan alrededor de dispositivos que se desean proteger contra los efectos de una perturbación electromagnética. 2.2 Baja frecuencia. Para efectos de esta norma, se toma como menor a 9 kHz. 2.3 Barraje equipotencial-BE (Ground Busbar, Ground Bar, Ground Bus o Grounding Block). Conductor de tierra colectiva, usualmente una barra de cobre o un cable que permite la unión de dos o más conductores y garantiza el mismo potencial. 2.4 Cable apantallado. Cable con una envoltura conductora que permite controlar fenómenos electromagnéticos inducidos. Es lo mismo que cable blindado. 2.5 Circuito dedicado. Es aquel que tiene el conductor del neutro exclusivo y tiene uno o más dispositivos conectados a éste, además posee un conductor de puesta a tierra de equipo que puede o no ser compartido. 2.6 Circuito en modo común. Es un lazo cerrado de corriente formado por conductores activos y conductores del sistema de puesta a tierra. Incluye el cable, el aparato y las partes cercanas del sistema de puesta a tierra. 2.7 Circuito en modo diferencial. Es un lazo cerrado de corriente formado por conductores activos únicamente. Incluye el cable y el aparato conectado en ambos extremos. 2.8 Conductividad eléctrica (χ). Es el poder conductor específico de una sustancia. Es el recíproco o inverso de la resistividad. Su unidad es el siemens. 2.9 Conductor de protección o de puesta a tierra de equipo (Grounding Equipment Conductor). Conductor usado para conectar partes metálicas que no transportan corriente, como canalizaciones y gabinetes con el punto neutro o con el conductor del electrodo de puesta a tierra. 2.10 Conductor a tierra (Grounding Electrode Conductor). También llamado Conductor del electrodo de Puesta a tierra, es aquel que conecta un sistema o circuito eléctrico intencionalmente a una puesta a tierra. 2.11 Conector. Dispositivo que une dos o más conductores con el objeto de suministrar un camino eléctrico continuo. 2.12 Conexión de puesta a tierra (Connection, Grounding Terminall o Ground Clamp). Soldadura exotérmica, lengüeta certificada, conector a presión o de cuña certificados o abrazadera certificada; destinados a asegurar, por medio de una conexión especialmente diseñada, dos o más componentes de un sistema de puesta a tierra. 2.13 Conexión equipotencial (Equipotential Bonding). Conexión eléctrica entre dos o más puntos, de tal manera, que ante el paso de una corriente quedan esencialmente al mismo potencial. 2.14 Contacto directo. Es el contacto de personas o animales con conductores activos de una instalación eléctrica.


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2.15 Contacto eléctrico. Acción de unir dos elementos con el fin de cerrar un circuito. Puede ser de frotamiento, de rodillo, líquido o de presión. 2.16 Contacto indirecto. Es el contacto de personas o animales con elementos puestos accidentalmente bajo tensión o el contacto con una parte activa, a través de un medio conductor. 2.17 Corriente a tierra. Es una corriente que fluye hacia o desde el terreno o su equivalente. 2.18 Corrientes espurias (Spurious o Straight o Telluric Currents). Corrientes que circulan en el terreno o en conductores conectados a dos puntos puestos a tierra, sometidos a una diferencia de potencial. 2.19 Corriente de falla a tierra. Aquella corriente que se presenta durante una falla y que fluye por la puesta a tierra. 2.20 Corrosión. Ataque a una materia y destrucción progresiva de la misma, mediante una acción química, electroquímica o bacteriana. 2.21 Cortocircuito (Short Circuit). Fenómeno eléctrico ocasionado por una unión accidental o intencional de muy baja resistencia entre dos o más puntos de diferente potencial de un mismo circuito. 2.22 Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias - DPS (Surge Protective Device). Dispositivo diseñado para limitar las sobretensiones transitorias y conducir las corrientes de impulso. Contiene al menos un elemento no lineal. No es correcto llamarlo pararrayos. 2.23 Electrocución. Paso de corriente cuya consecuencia es la muerte. 2.24 Electrizar. Producir la electricidad en un cuerpo o comunicársela. 2.25 Electrodo de puesta a tierra (Grounding Electrode). Conductor o grupo de ellos en contacto con el suelo, para proporcionar una conexión eléctrica con el terreno. Puede ser una varilla, un tubo, una placa o un cable, resistentes a la humedad y a la acción química del terreno. 2.26 Máximo potencial de tierra -G.P.R (Ground Potential Rise). Máxima elevación del potencial de una puesta a tierra con respecto a otra remota, cuando fluye a través de la primera una corriente desde o hacia el terreno. 2.27 Equipotencialidad. Estado real de interconexión eléctrica, determinado por mediciones, entre partes conductivas. 2.28 Equipotencialización. Concepto que debe ser aplicado ampliamente en SPT. Indica que todos los puntos deben estar aproximadamente al mismo potencial. 2.29 Equipotencializar (Bonding). Es el acto, proceso, práctica o acción de conectar partes conductivas de las instalaciones, equipos o sistemas entre sí o a un sistema de puesta a tierra, mediante una baja impedancia, para que la diferencia de potencial sea mínima entre los puntos interconectados. 2.30 Impedancia limitadora. Es una resistencia o una reactancia de potencia, dimensionada adecuadamente para conectar el punto neutro del transformador (o generador) y el punto de


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puesta a tierra. Su función es proteger el equipo y la instalación, al limitar la corriente de cortocircuito. 2.31 Interruptor de falla a tierra (Ground Fault Circuit Interrupter – GFCI or Residual Current Operated devices-RCD). Interruptor diferencial accionado por corrientes de fuga a tierra, cuya función es interrumpir la corriente hacia la carga cuando se excede algún valor determinado por la soportabilidad de las personas. 2.32 Lazo de tierra (Ground Loop). Es una trayectoria formada por dos o más equipos interconectados a un mismo sistema de puesta a tierra, con probabilidad de causar interferencia. 2.33 Malla de alta frecuencia (Signal Reference Grid-SRG). Malla de conductores que se instala bajo el piso de centros de cómputo, para apantallar señales de alta frecuencia y evitar interferencias electromagnéticas. 2.34 Malla de puesta a tierra. Sistema de electrodos horizontales conformado por conductores desnudos interconectados y enterrados, proporcionando una referencia común para dispositivos eléctricos o estructuras metálicas. 2.35 Masa (Mass, ground or Chassis). Conjunto de partes metálicas de un equipo, que en condiciones normales, están aisladas de las partes activas y se toma como referencia para las señales y tensiones de un circuito electrónico. Las masas pueden estar o no estar conectadas a tierra. El término “masa” sólo debe utilizarse para aquellos casos en que no es suelo, como los aviones, los barcos y los autos. 2.36 Neutro (Neutral o Grounded Service Conductor). Conductor activo conectado intencionalmente al punto neutro de un transformador o instalación y que contribuye a cerrar un circuito de corriente. 2.37 Poner a tierra (To earth or To ground). Realizar una conexión eléctrica entre un nodo de una instalación eléctrica y el suelo o terreno. Puede ser intencional o accidental y permanente o temporal. 2.38 Puente de conexión equipotencial (Bonding Jumper). Conductor confiable que asegura la conductividad eléctrica necesaria entre las partes metálicas que deben estar eléctricamente conectadas entre sí. 2.39 Puesta a neutro. Sistema de protección contra contactos eléctricos indirectos, que consiste en unir las carcasas de los equipos al neutro, de tal forma que los defectos de aislamientos, se transformen en cortocircuitos entre fase y neutro. Está prohibido hoy en día. 2.40 Puesta a tierra (Grounding or Earthing or earth termination system or groundidng electrode). Grupo de elementos conductores equipotenciales, en contacto eléctrico con el suelo o una masa metálica de referencia común, que distribuye las corrientes eléctricas de falla en el suelo o en la masa. Comprende electrodos, conexiones y cables enterrados. 2.41 Puesta a tierra antiestática. Subsistema de puesta a tierra diseñado y construido para drenar hacia el terreno las cargas originadas en fenómenos de electricidad estática, por su gran riesgo de producir incendios o daños en equipos electrónicos. 2.42 Puesta a tierra de protección contra rayos. Subsistema de puesta a tierra que debe garantizar la dispersión y disipación en el terreno de las corrientes provenientes de las descargas eléctricas atmosféricas directas sobre la instalación considerada.


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2.43 Puesta a tierra permanente o funcional. Aquella asociada al sistema eléctrico de alimentación o circuito normal de trabajo; sirve tanto para condiciones de funcionamiento normal, como de falla. Pueden ser de subestación, de comunicaciones, de estática, de equipo sensible, de protección contra rayos o requerida por las disposiciones de los fabricantes de equipo electrónico. 2.44 Puesta a tierra temporal (Temporary o Protective Grounding). Dispositivo de puesta a tierra y en cortocircuito, para protección del personal que interviene en redes desenergizadas o para descarga de electricidad estática. No es del ámbito de esta norma. 2.45 Puesto a tierra (Grounded). Se refiere a la condición de un sistema, circuito o aparato conectado a tierra intencional o accidentalmente. No deben utilizarse términos como aterrado o aterrizado. 2.46 Punto neutro. Punto común de un sistema polifásico conectado en estrella o el punto medio puesto a tierra de un sistema monofasico trifilar. 2.47 Red equipotencial (Earthing Network o equipotential bonding network). Conjunto de conductores del SPT que no están en contacto con el suelo o terreno y que conectan sistemas eléctricos, equipos o instalaciones con la puesta a tierra. 2.48 Régimen de conexión a tierra-RCT o Régimen de neutro (Neutral Point Treatment). Modo de conexión del punto neutro con la puesta a tierra. Normalmente se regula para cada país. En Colombia es TNC-S. 2.49 Resistencia de puesta a tierra o resistencia de dispersión (Earth Resistance). Es la relación entre el potencial del sistema de puesta a tierra a medir, respecto a una tierra remota y la corriente que fluye entre estos puntos. 2.50 Resistividad del terreno (Earth Resistivity). Relación entre la diferencia de potencial en un material y la densidad de corriente que resulta en el mismo. Es la resistencia específica de una sustancia. Numéricamente es la resistencia ofrecida por un cubo de 1 m x 1 m x 1 m, medida entre dos caras opuestas. Se da en ohmio metro (Ω.m). 2.51 Shock. Estado patológico súbito de falla cardio-circulatoria; entre otras manifestaciones se reconoce por palidez cutánea, sudoración fría, obnubilación mental e hipotensión aterial. 2.52 Sistema de puesta a tierra-SPT (Earthing or Grounding System). Conjunto de elementos conductores de un sistema eléctrico específico, sin riesgo de interrupción involuntaria, que conectan los equipos eléctricos con el terreno o una masa metálica. Comprende la puesta a tierra y la red eqipotencial. 2.53 Sistema flotante. Sistema eléctrico no puesto a tierra intencionalmente. 2.54 Sobretensión (Overvoltage). Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación eléctrica, superior a la tensión máxima de operación normal de un dispositivo, equipo o sistema. 2.55 Sólidamente puesto a tierra (Grounded Solidly). Régimen de conexión a una puesta a tierra, sin otra impedancia que la del cable. 2.56 Suelo o terreno (Soil). Capa de productos de meteorización, llena de vida, que se encuentra en el límite entre la roca inerte de la corteza y la atmósfera.


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2.57 Telurómetro (Tellurohm o Earth Tester). Nombre en castellano del equipo diseñado para medición de resistividad y resistencia de sistemas de puesta a tierra. Sus principales características son: frecuencia, alarma, detección de corrientes espurias, escala y margen de error. 2.58 Tensión de contacto (Touch Voltage). Diferencia de potencial que durante una falla se presenta entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia de un metro. Esta distancia horizontal es equivalente a la máxima que se puede alcanzar al extender un brazo. 2.59 Tensión de interferencia. Elevación del potencial de tierra que aparece en los sistemas de tierra de forma permanente, debido a corrientes que circulan por el sistema de puesta a tierra. 2.60 Tensión de Paso (Step Voltage). Diferencia de potencial que durante una falla se presenta entre dos puntos de la superficie del terreno, separados por un paso (aproximadamente un metro). 2.61 Tensión de malla. Es la diferencia entre el GPR y la tensión de superficie. 2.62 Tensión neutro-tierra. Diferencia de potencial en un circuito, entre los conductores de neutro y de puesta a tierra. 2.63 Tensión transferida. Caso especial de la tensión de contacto donde un potencial es conducido hasta un punto remoto respecto a la subestación o a una puesta a tierra. 2.64 Tiempo de despeje de falla. Tiempo que transcurre desde el inicio de una falla, hasta el momento en que se desconecte al ser accionado por un dispositivo de protección y está dado por:

Tc = Tp + Td + Ta. en donde

Tc = tiempo de despeje Tp = tiempo de comparación Td = tiempo de decisión Ta = tiempo de acción, incluyendo el tiempo de operación del dispositivo de desconexión.

2.65 Tierra (Earth, Ground, Terra, Terre, Örliche, Ziemia). Para sistemas eléctricos, es una expresión que generaliza todo lo referente a sistemas de puesta a tierra. En temas eléctricos se asocia a suelo, terreno, tierra, masa, chasis, carcasa, armazón, estructura o tubería de agua. Se le considera como la referencia de potencial de cero voltios en condiciones de operación normal. 2.66 Tierra aislada (Insulated Grounding Equipment Conductor or Noiseless Earth). Es un conductor de tierra para equipos electrónicos que debe ser aislado y que recorre las mismas conducciones o canalizaciones que los conductores de alimentación. 2.67 Tierra de referencia. Barraje interno de los equipos electrónicos, que fija el potencial de referencia cero para sus circuitos internos. También se le conoce como tierra lógica o terminal común de circuitos.


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2.68 Tierra redundante. Término aplicado a la conexión especial de conductores de puesta a tierra de equipos, que va a tomacorrientes y equipo eléctrico fijo en áreas de cuidado crítico, interconectando la tubería metálica y el conductor aislado de tierra, para asegurar la protección de los pacientes contra las corrientes de fuga. 2.69 Tierra remota (Earth Remote). Puesta a tierra lejana, respecto a la puesta tierra considerada, para la cual se asume que su potencial es cero y que no causa interferencia. 2.70 Tomacorrientes con polo a tierra (Receptacle). Son aquellos con una tercera clavija que hace el primer contacto eléctrico al conectar el equipo. Algunos vienen con la tierra unida a la caja y otros con la tierra aislada (para equipos sensibles).


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CAPÍTULO 3. GENERALIDADES Definir la forma de conexión a tierra es una decisión a la cual se deben enfrentar las personas encargadas del diseño o remodelación de instalaciones. Actualmente existen varios métodos y criterios válidos para poner a tierra un sistema eléctrico, dependiendo del tipo y propósito de este. Los métodos de puesta a tierra usualmente son muy similares. Sin embargo, en algunos casos pueden variar por factores como: 1) Localización del SPT dentro del sistema eléctrico. 2) Existencia de sistemas derivados independientes. 3) Requisitos de los procesos y necesidades de los equipos. Una de las razones para realizar una conexión intencional de una fase o de un conductor neutro del sistema eléctrico con la puesta a tierra, es conservar las tensiones respecto a tierra, dentro de unos límites seguros. Este control también permite la reducción del riesgo de electrocución por contacto con conductores energizados. Igualmente sirve para que contactos indeseados entre los conductores de fase y la tierra o un objeto conectado a esta, produzca un flujo de corriente que pueda ser detectado para que operen los dispositivos automáticos de protección contra sobrecorriente o contra fallas a tierra. Un SPT debe ser inspeccionado periódicamente y recibir mantenimiento. La periodicidad dependerá de un buen diseño, el cual incluye una cuidadosa escogencia de los materiales y apropiadas técnicas de instalación para asegurar que resista el deterioro de sus componentes. 3.1 OBJETIVOS DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Existen muchas razones por las cuales se requiere un SPT en el diseño y construcción de un sistema eléctrico, pero la más importante es la protección de los seres vivos. También cumple un papel importante para proteger las estructuras y los equipos contra fallas en el sistema de potencia y contra descargas eléctricas atmosféricas. Los sistemas de puesta a tierra tienen tres objetivos principales: 1) Seguridad de las Personas y animales

Una buena conexión equipotencial entre objetos conductores evita que al circular corrientes debidas a fallas del sistema eléctrico o descargas eléctricas atmosféricas, se produzcan diferencias de potencial que puedan lesionar seres vivos. Además, un adecuado sistema de puesta a tierra facilita la operación de las protecciones, lo cual ayuda a evitar la formación de arcos eléctricos.

2) Protección de la Instalación y los Equipos

Una buena conexión a tierra previene incendios en las edificaciones, al evitar que se produzcan diferencias de potencial que puedan resultar riesgosas para los equipos y los demás elementos contenidos en la estructura.


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3) Compatibilidad Electromagnética

Un buen sistema de puesta a tierra ayuda a reducir el ruido eléctrico, principalmente en los sistemas de control y telecomunicaciones, además asegura que: - las diferencias de potencial entre equipos interconectados sean mínimas. - los acoples de los campos eléctricos y magnéticos sean minimizados.

3.2 REQUISITOS DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Un sistema de puesta a tierra debe cumplir los siguientes requisitos: - Permitir un mantenimiento periódico. - La variación de resistencia debida a cambios ambientales debe ser mínima. - Su vida útil debe ser mayor de 15 años. - Su costo debe ser el más bajo posible sin que se comprometa la seguridad. - El valor de la resistencia debe estar acorde con el tipo de instalación. - Resistir la corrosión. - Los elementos metálicos que forman parte de las instalaciones eléctricas, no podrán ser

incluidos como parte de los conductores de puesta a tierra. Este requisito, no excluye el hecho de que se debe conectar a tierra en algunos casos.

- Los elementos principales que actúan como refuerzo estructural de una edificación

deben tener una conexión eléctrica permanente con el sistema de puesta a tierra general.

- Las conexiones que van bajo el nivel del suelo en puestas a tierra, deben ser realizadas

mediante soldadura exotérmica o conector certificado para tal uso. - En instalaciones domiciliarias, para verificar que las características del electrodo de

puesta a tierra y su unión con la red equipotencial cumplan con las disposiciones dadas por esta norma, se debe dejar al menos un punto de conexión accesible e inspeccionable.

- No se deben utilizar electrodos aluminio para puestas a tierra. - Cuando por requerimientos de una instalación, o inmueble, existan varias puestas a

tierra, todas ellas deben estar interconectadas eléctricamente con el fin de evitar diferencias de potencial entre ellas o entre partes de la misma instalación y facilitar la distribución de corrientes de falla. Este criterio tomado de la IEC, está establecido igualmente en el RETIE y en la NTC 2050, puede hacerse por encima o por debajo del nivel del piso (véase la Figura 1).


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Conexiones

Bajantes

Suelo

Tierra depotencia

Tierraaislada

Pararrayos oterminales de

captación

Puestasa tierra

Figura 1. SPT con puestas a tierra dedicadas e interconectadas equipotencialmente

Esta norma acoge lo normalizado y reglamentado en casi todo el mundo y plasmado en diversas normas, en el sentido de evitar prácticas que han demostrado ser perjudiciales. Cuando por requerimientos de una instalación o inmueble, existan varias puestas a tierra, todas ellas deben estar interconectadas eléctricamente con el fin de evitar diferencias de potencial entre las puestas a tierra o entre partes de la misma instalación y facilitar la distribución de corrientes de falla, creando de esta manera un sistema más confiable y seguro (véanse las Figuras 2 y 3).

Suelo

Tierra depotencia

Tierraaislada


captación

Puestaa tierra

Figura 2. Una sola puesta a tierra para todas las necesidades (prohibido)


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Suelo

Tierra depotencia

Tierraaislada


captación

Figura 3. Puestas a tierra separadas o independientes (prohibido) Se debe evitar unir el conductor neutro y el conductor de puesta a tierra de un sistema en más de un punto. Al realizar esta unión, parte de la corriente del neutro circula por el conductor de puesta a tierra (conocidas como correintes de modo común), lo cual genera diferencias de potencial en el SPT que pueden afectar a los equipos electrónicos, aun más si hay varios interconectados. De la misma manera de debe evitar intercambiar el conductor de neutro con el conductor de puesta a tierra de una instalación. 3.3 COMPONENTES DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Para describir los componentes de un sistema de puesta a tierra, se puede dividir en dos bloques: Puesta a tierra (bajo el nivel del piso) y Red equipotencial (sobre el nivel del piso).

TIERRA AISLADAY GRADO

HOSPITALARIO

CON DPS

AISLADOR

EMT

UPS

( - )( + )

DPS- +

L

2L

CAJA DEINSPECCIÓN

DE EQUIPOSENSIBLE

DE CONTROLDE CORROSIÓNDE POTENCIA

DE PROTECCIÓNCONTRA RAYOS

ELECTRODOS

SUELOARTIFICIAL

ELEC

TRO

DO

PR

OFU

ND

O

PU

ES

TA A

TIE

RR

AR

ED

EQ

UIP

OTE

NC

IAL

PUNTONEUTRO

BARRA DENEUTRO

EMT

ACEROESTRUCTURAL

NEUTRO

51N

Z

NORMAL

CON GFCI

Figura 4. Componentes básicos de un SPT.


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3.3.1 Puesta a tierra La puesta a tierra se define como un conjunto de elementos conductores equipotencialmente conectados, en contacto eléctrico con el terreno o una masa metálica de referencia común, que distribuyen las corrientes eléctricas de falla en el terreno o en la masa. Los principales componentes de una puesta a tierra son: - Electrodos de puesta a tierra

Los electrodos de puesta a tierra son los elementos encargados de distribuir la corriente eléctrica en el terreno. Dependiendo de la distribución espacial de estos electrodos, se producirán en el terreno, los perfiles de tensión que definirán si el diseño de una puesta a tierra cumple con los valores máximos de tensión de paso y contacto. La puesta a tierra puede estar conformada por uno o varios de los siguientes tipos de electrodos de puesta a tierra: - varillas - tubos - placas - flejes - cables A los electrodos embebidos en concreto, se les conoce como tierras Ufer. El concreto tiene una resistividad que puede variar entre 50 Ω.m y 15 000 Ω.m dependiendo del contenido de humedad. En otros casos se puede utilizar la estructura metálica de los cimientos del edificio como parte del sistema de puesta a tierra; esto es muy común en los edificios en los cuales el acero de las columnas sirve como bajante del sistema de protección contra rayos.

- Conductores enterrados Los conductores utilizados para unir varios electrodos como los anteriormente mencionados, también serán considerados como parte de la puesta a tierra siempre y cuando no tengan aislamiento que impida el contacto eléctrico entre dicho conductor y el suelo. En general, se elige entre conductores circulares o rectangulares. Como van a quedar enterrados, es preferible utilizar cables de pocos hilos (siete).

- Conexiones Las conexiones son quizás los componentes más repetitivos en un SPT, por tanto deben seleccionarse de tal manera que no sufran daños durante la vida útil. Existen unas mecánicas y otras soldadas. Todas deben estar certificadas para enterramiento directo si van en la puesta a tierra. La conexión de los elementos de una puesta a tierra con soldadura exotérmica, consiste en una reacción química en la que se reduce óxido de cobre mediante aluminio en polvo. Su mejor garantía es que se tiene una unión molecular (véase la Figura 5).


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Unión cable-platina con soldadura exotérmica

Unión Cable-Varilla con soldadura exotérmica

Conector de tornillo partido

Terminal de ponchar

Figura 5 Tipos de conexiones


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3.3.2 Red equipotencial Comprende el conjunto de conductores del SPT que no está en contacto con el terreno. Tiene varios componentes, como barrajes, cables, canalizaciones, conexiones, puentes equipotenciales, tomacorrientes, etc - Conductor a tierra

Es el que une el sistema eléctrico con la puesta a tierra. Debe estar dimensionado para soportar la circulación de la corriente de falla del sistema.

- Conductor de tierra aislado para equipos electrónicos

Se exige que el conductor de puesta a tierra de los equipos electrónicos sea aislado, esto con el fin de evitar circulen corrientes indeseadas que puedan causar interferencia en el funcionamiento de estos equipos.

- Barrajes equipotenciales

El barraje equipotencial cumple la función de elemento integrador de los conductores de puesta a tierra.

- Puentes equipotenciales

El puente equipotencial se utiliza para asegurar la continuidad eléctrica entre partes metálicas que requieran ser conectadas equipotencialmente. Existen varias denominaciones para puentes equipotenciales: Puente equipotencial de equipos: Es la conexión entre dos o más puntos del conductor de tierra de equipos. Puente equipotencial principal: Es la conexión entre el conductor de servicio puesto a tierra (neutro) y el conductor a tierra en el nodo de suministro de electricidad del proveedor local.

3.4 TIPOS DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA 3.4.1 Sistema de puesta a tierra temporal Consiste en dispositivos que ponen en cortocircuito y conectan a tierra los conductores activos de un sistema eléctrico para la protección del personal que interviene dicho sistema. No están en el ámbito de esta norma. Este tipo de dispositivos se utiliza para trabajos de: - Mantenimiento en sistemas de baja tensión. - Mantenimiento en sistemas de media tensión. - Mantenimiento en sistemas de alta tensión. - Cargue y descargue de combustibles.


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3.4.2 Sistema de puesta a tierra permanente Pertenece al sistema eléctrico y no puede ser eliminado en ningún momento. Pertenece al circuito de corriente; sirve tanto para condiciones de funcionamiento normal, como de falla Dependiendo del uso para el que está destinado, tiene diferentes configuraciones y especificaciones. En todo caso se deben controlar principalmente las tensiones de paso y de contacto para garantizar las condiciones de seguridad a los seres vivos. Las partes metálicas expuestas de los equipos, no portadoras de corriente, que se puedan energizar accidentalmente, se deben conectar al SPT y de esta manera prevenir casos de electrocución por contactos indirectos. Los SPT permanentes, pueden ser de: - Corriente continúa. - Comunicaciones. - Equipos de cómputo. - Estática. - Protección contra rayos. - Protección catódica. - Subestación. 3.5 REGÍMENES DE CONEXIÓN A TIERRA (RCT) Un sistema eléctrico tiene una puesta a tierra satisfactoria si los dispositivos de protección funcionan y contrarrestan el peligro en caso de una falla en cualquier masa metálica de un equipo conectado con el punto neutro. El blindaje metálico de un cable subterráneo con puesta a tierra, el neutro de un sistema o un cable a tierra en una línea de transmisión puede ofrecer una ruta de baja resistencia para el regreso de una falla al punto neutro. Para los fines de esta norma, es conveniente considerar que un sistema se compone de una fuente de energía y una instalación; la primera incluye los conductores de electricidad que van a la segunda. En la gran mayoría de los casos, el proveedor de electricidad opera o es dueño y por tanto, responsable de la fuente de energía, y la instalación es del usuario. Aún en instalaciones industriales, donde el usuario es dueño y tiene control sobre la fuente de electricidad, es conveniente considerar la fuente separadamente del circuito. La clasificacion acordada internacionalmente, para sistemas eléctricos de baja tensión, es: a) Sistemas TN, tienen la fuente de electricidad sólidamente conectada a tierra y las

partes conductivas expuestas de la instalación están conectadas a la fuente con puesta a tierra, es decir, existe una ruta metálica para que las corrientes de falla fluyan hacia los puntos de la fuente puestos a tierra. Los sistemas TN se subdividen así:

- Sistemas TN-C, en los cuales las funciones de conductor neutro y conductor de

protección están combinadas en uno solo a través de todo el sistema.


17

Figura 6. Sistema TN-C

- Sistemas TN-S, los cuales tienen conductores neutro y de protección separados en todo el sistema.

Figura 7. Sistema TN-S

- Sistemas TN-C-S, en los cuales las funciones de neutro y de protección, están combinadas en un solo conductor pero únicamente en una parte del sistema (generalmente la acometida). El tipo de distribución conocida comúnmente como múltiplemente puesto a tierra es TN-C-S (PME), donde el suministro mismo es TN-C y la forma como está arreglada la instalación es TN-S.

E

Figura 8. TN-C-S (PNB)

E

Figura 9. TN-C-S (PME)


18

b) Sistemas TT tienen uno o más puntos de la fuente de energía conectados sólidamente a tierra y las partes conductivas de la instalación están conectadas localmente a un electrodo de puesta a tierra, eléctricamente separados de la puesta a tierra de la fuente.

E

Figura 10. Sistema TT

c) Sistemas IT tienen una fuente sin puesta a tierra o mediante una alta impedancia y las partes conductivas expuestas de la instalación están conectadas a un electrodo con puesta a tierra eléctricamente independiente. Las regulaciones en muchos países, entre ellos Colombia, no permiten el uso de este sistema para las redes de suministro público.

E

DPS ORESISTENCIA RCD

Figura 11. Sistema IT d) Coexistencia de sistemas.

La gran mayoría de las instalaciones en el mundo forman parte de sistemas TN o TT. Sin embargo, en la práctica un sistema puede ser una combinación de varias clases, por ejemplo, una instalación que forme parte de un sistema TN en el cual puede ser necesario que uno o varios circuitos en particular estén protegidos por una protección de falla a tierra. Numerosas ventajas son atribuidas a los sistemas puestos a tierra como son mayor seguridad, óptimo control de sobretensiones y facilidad en la detección y localización de fallas. Los sistemas sólidamente puestos a tierra deben tener una corriente de cortocircuito monofásico de al menos el 60 % de la corriente de cortocircuito trifásico. En los sistemas puestos a tierra sólidamente, se conecta el punto neutro del transformador Δ-y o de un generador a la puesta a tierra por medio de un conductor. debido a que la reactancia del generador o del transformador queda conectada en serie con el circuito formado por una falla monofásica. En estos sistemas nunca se alcanza una impedancia igual a cero en el circuito formado por esta falla; en este tipo de conexión es preferible que la impedancia de secuencia cero sea menor a la impedancia de secuencia positiva, esto con el fin de disminuir las sobretensiones transitorias por fallas del sistema.


19

En la mayoría de sistemas industriales y comerciales esta condición se cumple fácilmente. Sin embargo, si se tienen varios generadores o transformadores Δ-Y conectados al sistema y sólo uno de ellos se encuentra puesto a tierra sólidamente, la impedancia de secuencia cero puede ser mayor a la impedancia de secuencia positiva.

TN-C TN-S TT IT

3 3 3 3

Figura 12. Coexistencia de diversos regímenes de conexión a tierra e) Otras denominaciones para RCT

No obstante la clasificación internacional vigente, muchos sistemas eléctricos emplean otros términos para referirse a la conexión a tierra del punto neutro del sistema. Entre ellos están los denominados no puestos a tierra intencionalmente y los de impedancia limitadora. Aunque un sistema no se conecte deliberadamente a tierra, en realidad están conectados por medio de capacitancias que se forman entre los conductores de fase y la tierra. En la mayoría de sistemas esta conexión tiene una alta impedancia y da como resultado una conexión a tierra muy débil. El régimen de conexión no puesto a tierra intencionalmente tuvo mucho auge en algunas plantas industriales, pues presenta dos ventajas. La primera es de tipo operativo, pues un contacto fase-tierra produce mínimos flujos de corriente a tierra, por lo tanto, el sistema puede seguir en funcionamiento aunque exista la falla, mejorando la continuidad del servicio. La segunda es de tipo económico: No son necesarios equipos ni conductores de puesta a tierra. Cuando se elige un sistema no conectado a tierra se debe implementar un completo esquema de detección de fallas a tierra. Este esquema usualmente está formado por un transformador trifásico con el primario en Y con neutro conectado a tierra. El secundario se conecta en delta abierta y en la esquina abierta se conecta un relé como indicador o circuito de alarma. Para crear un punto neutro en sistemas sin neutro se usan tres tipos de transformadores auxiliares: Δ-Y; zig-zag o en T. El tipo de transformador más usado es el zig-zag sin secundario como el mostrado en la Figura 13.


20

Fases

Neutro

Figura 13. Trasformador zig-zag sin secundario

En el sistema donde el neutro es puesto a tierra a través de una resistencia o una reactancia. Una de las características de este método es que la tensión línea-tierra que se presenta en caso de hacer contacto una fase con la tierra, es casi igual a la que se produciría en el caso que el sistema no estuviera conectado a tierra. Los sistemas puestos a tierra con impedancia limitadora, se subdividen en tres categorías: - A través de resistencia - A través de reactancia - A través de reactancia resonante Un sistema puesto a tierra a través de resistencia no está sujeto a sobretensiones transitorias severas si dicha resistencia se escoge debidamente. Las razones para limitar la corriente de falla por medio de una resistencia pueden ser: 1. Evitar la incineración y daños por exceso de calor en equipos eléctricos,

transformadores, cables, motores. 2. Evitar los esfuerzos mecánicos en los equipos o partes por las cuales circula la

corriente de falla. 3. Reducir el riesgo producido por la formación de arco eléctrico. 4. Reducir el riesgo de electrocución de personas a causa de corrientes de corto

circuitos circulando por el terreno. 5. Reducir la caída de tensión que ocurre al presentarse una falla línea-tierra.


21

En los sistemas puestos a tierra a través de reactancia, la corriente de cortocircuito monofásico debe limitarse a un valor entre el 25 % y el 60 % de la corriente de cortocircuito trifásico a fin de evitar sobretensiones peligrosas. En todos los casos, la impedancia interna del transformador o del generador cuyo punto neutro está puesto a tierra, queda conectada en serie con el circuito externo, lo cual no asegura de manera eficaz que se produzca una corriente de falla suficiente para hacer operar las protecciones. Muchos de los conceptos involucrados en la definición de los tipos de conexión a tierra de los sistemas están explicados en términos de componentes simétricas o circuitos equivalentes. El método utilizado para hacer la conexión del sistema a la puesta a tierra puede causar algunas incompatibilidades en ciertos equipos. Con excepción de los sistemas sólidamente puestos a tierra, el uso de cualquier otro método debe ser evaluado para cada aplicación específica.


22

CAPÍTULO 4. CRITERIOS DE SEGURIDAD Debido a que el SPT es quizás la componente fundamental de un sistema eléctrico; para cumplir la función de proteger vidas y bienes, esta norma compila los criterios básicos de seguridad para que quien haga uso de ella, tome la mejor decisión. 4.1 INCIDENCIA DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA EN SERES VIVOS El cuerpo humano es una resistencia eléctrica, tiene un sistema eléctrico propio y se han determinado los umbrales de soportabilidad que permiten incorporarlos en los diseños. Los efectos de la corriente en un ser vivo pueden ser de tipo químico como la electrólisis, de tipo nervioso o lesiones físicas. Las formas de contacto varían y eso hace que las condiciones de un riesgo en particular deban considerarse desde la primera fase de un proyecto. Los efectos de la corriente eléctrica pasando a través de las partes vitales del cuerpo humano dependen entre otros aspectos, de la trayectoria, la duración, la magnitud y la frecuencia de esta corriente. La consecuencia más peligrosa de tal exposición es una condición del corazón conocida como fibrilación ventricular que impide la circulación de la sangre y lleva a la muerte. 4.1.1 Resistencia del cuerpo humano Para los propósitos de esta norma, las siguientes resistencias del cuerpo, se asumen así: a) Las resistencias del contacto de la mano y del pie son iguales a cero. b) Las resistencias de guantes y de los zapatos son iguales a cero. c) Siempre se tomará un valor de 1 000 Ω como resistencia de un cuerpo humano en la

trayectoria de mano-a-pies y también de mano a mano, o de un pie al otro pie. El valor de 1000 Ω para la resistencia se relaciona con las trayectorias entre la mano y el pie o ambos pies, donde una parte importante de la corriente pasa a través del cuerpo que contiene órganos vitales, incluyendo el corazón. 4.1.2 Frecuencia Los seres humanos son muy vulnerables a los efectos de la corriente eléctrica en la frecuencia de 60 Hz, en las cuales corrientes cercanas a 0,1 A pueden ser mortales. Las investigaciones indican que el cuerpo humano puede soportar, aproximadamente cinco veces más en corriente directa o de 5 Hz. Corrientes altas pueden ser toleradas cuando la frecuencia está en el rango entre 3 000 Hz-10 000 Hz. 4.1.3 Intensidad de corriente Los efectos fisiológicos más comunes de la corriente eléctrica en el cuerpo son indicados en orden de incremento de la intensidad de corriente así: percepción, contracción muscular, inconsciencia, fibrilación del corazón, obstrucción respiratoria y quemadura.


23

Tabla 1. Rangos de corriente y efectos

Intensidad de corriente (mA) Características Efectos en el cuerpo humano

1 Se reconoce generalmente como el umbral de percepción.

La persona apenas puede detectar una sensación de cosquilleo en sus manos o yemas de los dedos causadas por el paso de la corriente.

1-6 Llamadas a menudo las corrientes de soltar (Let Go)

Aunque desagradables para sostener, no perjudican generalmente la capacidad de una persona que toma un objeto energizado, esta puede controlar sus músculos y soltarlos.

9 – 25 Las corrientes pueden ser dolorosas y puede ser difícil o imposible soltar los objetos energizados agarrados por la mano.

Para las corrientes más altas las contracciones musculares podrían hacer difícil la respiración. Estos efectos no son permanentes y desaparecen cuando se interrumpe la corriente, a menos que la contracción sea muy severa y se detiene la respiración por unos minutos. Tales casos pueden responder a menudo con la resucitación.

25 -100 Se puede alcanzar la fibrilación ventricular, el paro cardíaco o la inhibición de la respiración que puede causar la muerte. Una persona entrenada en la resucitación cardio-pulmonar podría administrar RCCP hasta que la víctima pueda ser tratada en una unidad de asistencia médica.

Esta norma resalta la importancia del umbral de fibrilación. Si la corriente a través del cuerpo humano se puede mantener por debajo de este valor mediante un diseño cuidadoso de la malla de puesta a tierra, una lesión o la muerte puede evitarse. Según lo demostrado por Dalziel y otros investigadores, la corriente de no-fibrilación de magnitud IB, con tiempos de duración variando entre 0,03 y tres segundos, se relaciona con la energía absorbida por el cuerpo según lo descrito por la siguiente ecuación:

( ) sBB txIS 2= (6) en donde

IB = Es la magnitud en rms de la corriente a través del cuerpo humano (A). tS = Es la duración de exposición a la corriente (s). SB = Es una constante que relaciona la energía eléctrica de shock para cierto porcentaje de la

población. 4.1.3 Duración de la exposición a la corriente En vista de la importancia de la duración de la falla y en consecuencia de la duración del contacto con la fuente de energía, en términos de la Ecuación (6) e implícitamente como un factor de exposición al accidente, el rápido despeje es ventajoso por las siguientes razones: a) La probabilidad de la exposición a la descarga eléctrica se reduce significativamente por

un rápido tiempo de despeje de la falla, en contraste a las situaciones en las cuales las corrientes de falla podrían persistir por varios minutos o posiblemente horas.

b) Los ensayos y la experiencia muestran que la posibilidad de una lesión o de la muerte

se puede reducir drásticamente, si la duración de la corriente que atraviesa por el cuerpo es muy breve.


24

El valor de corriente permisible podría, por lo tanto, estar basado en el tiempo de despeje de la protección principal o de la protección de respaldo. Un buen caso podría ser usar el tiempo de despeje de la protección principal debido a la baja probabilidad combinada de que un relé, con un mal funcionamiento, coincida con el resto de los factores adversos necesarios para un accidente. Es más conservador elegir el tiempo de despeje de la protección de respaldo para el relé en la ecuación (6), porque garantiza un mayor margen de seguridad. Una ventaja adicional para utilizar tiempos de la conmutación menores de 0,5 s resulta de los estudios realizados por Biegelmeier y Lee. Su investigación proporciona evidencia que un corazón humano llega a ser cada vez más susceptible a la fibrilación ventricular cuando el tiempo de la exposición a la corriente se acerca al período del latido del corazón, pero el peligro es menor si el tiempo de la exposición a la corriente está en el intervalo comprendido entre 0,06 s y 0,3 s. El recierre después de una falla de tierra es una práctica común en la operación actual de los sistemas. En tales circunstancias, una persona puede estar sometida a una primera descarga sin lesión permanente. Después, un solo recierre automático instantáneo podría dar lugar a una segunda descarga, iniciada en menos de 0,33 s del comienzo de la primera. Es esta segunda descarga, ocurriendo después de un intervalo relativamente corto de tiempo, antes de que la persona se haya recuperado, la que podría causar un serio accidente. Con recierre manual, la posibilidad de exposición a una segunda descarga se reduce porque el intervalo del tiempo de recierre puede ser substancialmente mayor. 4.1.4 Trayectoria de la corriente Resistencias con valores mayores de 1 000 Ω podrían permitirse, donde una trayectoria sea a partir de un pie al otro pie. Sin embargo, los siguientes factores deben considerarse: a) Una tensión entre los dos pies, dolorosa pero no fatal, puede dar lugar a una corriente

más grande que atraviesa el área del pecho. El grado de este peligro dependería de la duración de la falla y de la posibilidad de otra descarga sucesiva, quizás en un recierre.

b) Una persona puede estar trabajando o descansando en una posición potencialmente

peligrosa cuando ocurre una falla. Es evidente que los peligros del contacto pie-pie son menores a un contacto mano derecha-pie izquierdo considerada como la de mayor riesgo. Sin embargo, puesto que muchas muertes han ocurrido en el caso a) ya descrito, es un peligro que no debe ser ignorado. 4.1.5 límites tolerables por el cuerpo La magnitud y la duración de la corriente conducida a través del cuerpo humano en una frecuencia de 50 Hz ó 60 Hz, deberá ser menor que el valor que puede causar fibrilación ventricular. La duración para la cual una corriente de 50 Hz ó de 60 Hz se puede tolerar por la mayoría de las personas se relaciona con su magnitud de acuerdo con la Ecuación (6). Basado en resultados de los estudios de Dalziel, se asume que el 99,5 % de todas las personas pueden soportar con seguridad, sin la fibrilación ventricular, el paso de corriente con la magnitud y la duración determinada por la siguiente fórmula:

sB

t

kI = (7)


25

en donde, además de los términos definidos previamente en la Ecuación (6)

BSk = Dalziel encontró que la energía de la descarga en que se puede sobrevivir por el 99,5 % de personas que pesan aproximadamente 50 kg da lugar a un valor del SB de 0,0135. Así, k50 = 0,116 y la fórmula para la corriente permisible a través del cuerpo resulta:

sB

t

,I

1160= (8)

La Ecuación (8) resulta en valores de 116 mA para tS = 1 s y de 367 mA para ts = 0,1 s. Puesto que la Ecuación (7) está basada en ensayos limitados a un rango de tiempo entre 0,03 s y tres segundos, esto obviamente no es válido para tiempos muy cortos o muy prolongados. Otros estudios de Dalziel, basados en la Ecuación (7), conducen al valor alterno de k = 0,157 y SB = 0,0246 para personas que pesan 70 kg, así:

sB

t

,I

1570= (9)

La Ecuación (7) indica que corrientes altas por el cuerpo pueden ser permitidas donde los dispositivos de protección tengan rápido funcionamiento, ya que se puede confiar en la limitación de la duración de la falla. Un juicio de decisión necesario es si utilizar el tiempo de despeje de la protección principal de alta velocidad, o el de la protección de respaldo, como la base para el cálculo. Normas internacionales como la IEC 60 479 han retomado estos estudios y así lo han plasmado como se muestra en la Figura 14.

1 2 3 4 5 6

0,110

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

10000

0,2 0,3 1 2 5 10 20 50 100 200 500 2000 5000 100001000

1 Habitualmente ninguna reacciónZONA

2 Habitualmente ningun efecto fisiopatólogico peligrosoZONA

3 Habitualmente ningun riesgo de fibrilaciónZONA

4 Riesgo de fibrilación (hasta aproximadamente un 5%)ZONA

5ZONA

6Paro cardiaco, paro respiratorio y quemaduras severasRiesgo de fibrilación (por encima de un 50%)ZONA

Riesgo de fibrilación (hasta aproximadamente un 50%)

t (ms)

I (mA)

a b c c c1 2 3

DALZIEL (IEEE)para 50 kg

IEC

Figura 14. Relación Corriente vs. tiempo


26

4.2 CÁLCULO DE TENSIONES DE PASO Y DE CONTACTO Usando el valor de la corriente tolerable por el cuerpo y las constantes apropiadas del circuito, es posible determinar la tensión tolerable entre dos puntos de contacto. La corriente tolerable del cuerpo Ib, queda definida por las Ecuaciones (8) ó (9). Se utiliza para definir la tensión eficaz total tolerable del circuito equivalente (tensión de contacto o de paso). La tensión eficaz total tolerable del circuito equivalente es la tensión que causará el flujo de corriente por el cuerpo IC. 4.2.1 Tensión de contacto La Figura 15 representa el circuito de la corriente de falla siendo descargada a la tierra por el sistema de puesta a tierra y simula una persona que toca una estructura metálica puesta a tierra en un punto H. El terminal H es un punto del sistema con el mismo potencial de la malla en la cual la corriente de falla fluye y F equivale a una pequeña área en la superficie de la tierra que está en contacto con los dos pies de la persona. El teorema de Thevenin permite representar estos dos puntos o terminales (H, F) en un circuito equivalente. La tensión de Thevenin VTh es la tensión entre los terminales H y F cuando la persona no está presente. La impedancia ZTh de Thevenin es la impedancia del sistema vista desde los puntos H y F con las fuentes de tensión cortocircuitadas. La corriente Ic a través del cuerpo de una persona que está en contacto con H y F es dada por:

cTH

THc RZ

VI

+= (10)

en donde Rc es la resistencia del cuerpo humano en ohmios. Se sugiere utilizar la siguiente fórmula conservativa para la impedancia equivalente:

2f

THR

Z = (11)

O su equivalente en función de la resistividad:

ρ51,ZTH = (12)

~H

F

Z sistema

Malla

TierraV=0

Rg Rm

Rf

2

Figura 15. Impedancias del circuito de tensión de contacto


27

~V V

A

B

TH c apl.

Rp

Ic Rc

~ V

V

c apl.

TH

1 mB

R R

AI

P

R

I

aplicada

c

ft

spp

c

( )

0001512

2

5100010001

51

+

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ −=

−=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+=

+=

s

sptft

c

nTH

TH.aplc

cscTH

,x

RII

xI

GPRV

,VV

R,IV

ρπρ

πρ

ρ

ρ

Figura 16. Exposición a la tensión de contacto 4.2.2 Tensión de paso Las Figuras 17 y 18 representan el caso de una corriente de falla descargada a la tierra por el sistema de puesta a tierra de una subestación. La corriente Ib, fluye desde un pie a través del cuerpo de la persona hasta el otro pie. Los terminales A y B son las áreas en la superficie de la tierra que están en contacto con los dos pies. El teorema de Thevenin permite que representemos esta red de dos terminales en la Figura 18. La tensión de Thevenin VTh es la tensión entre los terminales A y B cuando la persona no está presente. La impedancia ZTh de Thevenin es la impedancia del sistema vista desde los terminales A y B con las fuentes de tensión del sistema en cortocircuito. La corriente Ib a través del cuerpo de una persona está dada por la Ecuación (10). La impedancia equivalente de Thevenin ZTh, es calculable con numerosos métodos.

~U

Z(sistema)

If

Ig

F1 F2

Malla de la subestación

Ib

Figura 17. Esquema de tensión de paso


28

~

A

B

V R

Pie

TH o

Tensión de paso

BA

Figura 18. Circuito para la tensión de paso Se sugiere utilizar la siguiente fórmula conservativa para la impedancia equivalente en el circuito de la tensión de paso:

fTH RZ 2= (13)

En donde, Rf es la resistencia a tierra de un pie en ohmios. Para propósitos de análisis del circuito, el pie humano es usualmente representado por un disco metálico conductor con un radio de 8 cm y la resistencia del contacto de los zapatos se ignora. Como la resistencia de puesta a tierra en ohmios de un disco metálico de radio b (m) en la superficie de una tierra homogénea de resistividad ρ (Ω.m) está dada por:

bR f 4

ρ= (14)

Con una ligera aproximación, la ecuación para ZTh para el circuito equivalente de la tensión de paso, se puede obtener en términos de ρ (Ω.m) como sigue:

ρ06,ZTH = (15)

Las tensiones equivalentes permitidas (tensión tolerable, de contacto y de paso) son:

( )ρ51,RIV BBcontacto += (16) y

( )ρ06,RIV BBpaso += (17)

4.3 EFECTO DE UNA CAPA SUPERFICIAL O GRAVILLA La Ecuación (14) se basa en el supuesto de una resistividad del suelo uniforme. Sin embargo, una capa de entre 8 cm y 15 cm de material de alta resistividad, tal como gravilla, es a menudo ubicada en la superficie de la malla de tierra para aumentar la resistencia del contacto entre el suelo y los pies de las personas. La profundidad de dicha capa con respecto al radio equivalente del pie, imposibilita asumir una resistividad uniforme en la dirección vertical al calcular la resistencia de tierra de los pies. Sin embargo, para una persona en el área de la subestación, el material superficial se comporta como una extensión infinita en la dirección lateral.


29

Si la capa inferior del terreno tiene una baja resistividad respecto al material superficial, poca corriente de la falla circulará por la parte superior y la corriente a través del cuerpo será considerablemente baja debido a la mayor resistencia del contacto entre la tierra y los pies. Todo depende de los valores relativos de las características del terreno y de las resistividades y el espesor del material superficial. Si la capa inferior tuviera una resistividad más alta que el material superficial, los potenciales se alterarían debido a la concentración de corriente en la superficie. Este problema puede ser evitado modelando el suelo en múltiples capas. Una expresión analítica para la resistencia de puesta a tierra del pie en una capa delgada del material superficial se puede obtener con el uso del método de imágenes. La Ecuación (18) representa la resistencia de puesta a tierra de un pie en el material superficial.

ss

f Cb

R ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=

4

ρ (18)

( )∑∞

=

+=1

216

1n

nhmn

ss s

RKb

Cρ

(19)

s

sKρρρρ

+−

= (20)

en donde

Cs = Factor de reducción de la capa superficial. K = Factor de la reflexión entre materiales de diferentes resistividades. ρs = Resistividad del material de la capa superficial. ρ = Resistividad del suelo por debajo del material superficial. Hs = Espesor del material superficial en m. b = Es el radio del disco metálico circular que representa el pie en m. Rm(2 nhs): = Es la resistencia de tierra mutua entre los dos similares, placas paralelas, coaxiales,

separadas por una distancia (2 nhs), en un medio infinito de resistividad ρs, en Ω.m. Para la determinación de Rm (2 nhs), considere una placa circular fina D1, en el plano x-y con el eje de z que pasa a través de su centro. El radio de la placa es b y descarga una corriente I en un medio uniforme infinito de la resistividad ρs. Usando coordenadas cilíndricas, el potencial en cualquier punto (r,z) es dado por las siguientes ecuaciones:

22 yxr += (22)

snhZ 2= (23)

( ) ( ) ( ) ⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

+−++−

⋅= −

222

1 24 zbrzbr

bsin

b

IV

q

sz,r π

ρ (24)


30

Considere otra placa similar D2, localizada paralelo y coaxial a la placa circular D1, y en una distancia (2 nh) de ella. El potencial producido en D2 puede ser determinado evaluando el potencial medio sobre la superficie de la placa. Este puede ser dado por:

( )∫ ⋅=b

z,rD dxVxb

V

022 2

1 ππ

(25)

La resistencia mutua de tierra Rm (2 nhs) entre las dos placas está dada por:

( )I

VnhR D

sm22 = (26)

Cs puede ser considerado como un factor de corrección para calcular la resistencia efectiva del pie en la presencia de un material superficial grueso. En la Figura 19, se encuentran los valores de Cs para b = 0,08 m.

0,020 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 0,24 0,26 0,28 0,3

0,9

1

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

-0,1

-0,95

-0,2-0,3-0,4-0,5-0,6-0,7-0,8-0,9

Espesor del material superficial, hs (metros)

k= -0,1

k= -0,95

k=

Figura 19 Cs vs. Hs Otro metodo para cacular el valor de Cs es por medio de la siguiente ecuación empírica; con la cual se obtienen valores dentro del 5 % de los obtenidos con el método analítico mostrado en la Figura 19.

0902

1090

1,h

,

Cs

ss +

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−=ρρ

(27)


31

4.4 CRITERIO DE TENSIÓN TOLERABLE 4.4.1 Condiciones de riesgo Las Figuras 20 y 21 muestran situaciones básicas que implican a una persona y a las instalaciones eléctricas puestas a tierra durante una falla. Para un contacto de pie a pie, el circuito equivalente está en la Figura 17, y su tensión es igual a Es (tensión de paso). Los tres ejemplos de contacto mano-pie se aplican la Figura 20 y la tensión es igual a Et (tensión de contacto), Em (Tensión Mesh), Etrrd (tensión transferida), respectivamente. En la Figura 20 también se muestra el contacto con dos masas metálicas. En subestaciones convencionales, el caso típico de la tensión de contacto con dos masas metálicas ocurre cuando los objetos o las estructuras dentro de la subestación no están unidos a la malla de puesta a tierra. Una considerable tensión de contacto metal-metal puede estar presente cuando una persona que está parada tocando un objeto o estructura puesto a tierra, llega a estar en contacto con otro objeto que no están en contacto con la malla de tierra. El cálculo real de la tensión de contacto metal-metal es complejo. En la práctica, los peligros que resultan de este contacto pueden ser evitados conectando dichos puntos de peligro potencial con la malla de la subestación. Típicamente, el caso de la tensión transferida ocurre cuando una persona que está parada en una subestación, toca un conductor puesto a tierra en otra subestación. Durante condiciones de falla, el potencial de tierra resultante puede igualar o exceder el GPR. En efecto, la tensión transferida puede exceder la suma de los GPR de ambas subestaciones, debido a las tensiones inducidas en los circuitos de comunicación, alambres estáticos o conductores de neutro, las tuberías, etc. Es poco práctico y a menudo imposible, diseñar una malla de tierra basada en la tensión de contacto causada por las tensiones transferidas.

Tensión decontacto

metal-metal

Tensiónde paso

Tensión decontacto Tensión mesh Tensión transferida

Tierra remotaTierra remota

Emm

1 metro

Es

EtEm Etrrd=GPR

Figura 20. Condiciones de riesgo


32

GPR Subestación 1

GPR Subestación 2

E trrd

Subestación 1 Subestación 2

Potencial 0

I

Ruta de conducciónentre subestaciones

f

Perfil de la tensión superficial

Figura 21. Condición del potencial transferido 4.4.2 Tensión de paso y de contacto La seguridad de una persona depende de evitar que la cantidad crítica de energía del shock eléctrico sea absorbida antes de que sea despejada la falla y el sistema sea desenergizado. La máxima tensión que se presenta en un circuito de falla cualquiera no debe exceder los límites definidos a continuación. Para la tensión de paso el límite es:

( ) BfBpaso IRRE 2+= (28)

Para un peso corporal de 50 kg:

( )s

sspasot

,C,E

116006000150 ρ⋅+= (29)


( )s

sspasot

,C,E

157006000170 ρ⋅+= (30)

En forma similar la tensión de contacto límite es:

Bf

BContacto IR

RE ⋅⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

2 (31)


33


( )s

sContactot

,Cs,E

116051000150 ρ⋅+= (32)

Para un peso de 70 kg:

( )s

sContactot

,Cs,E

157051000170 ρ⋅+= (33)

en donde

Epaso: = Es la tensión de paso en V. Econtacto: = Es la tensión de contacto en V. Cs = Es determinado de la ecuación (27). ρs = Es la resistividad del material de la capa superficial en Ω-m Ts = Es la duración de la corriente de shock en segundos.

Si no se utiliza capa superficial protectora, entonces Cs = 1 y ρs =. Los límites de contacto metal-metal se derivan de las Ecuaciones (32) y (33). El contacto metal-metal, mano-mano y mano-pie, podría resultar en ρs = 0. Por lo tanto, la resistencia total del circuito equivalente de falla es igual a la resistencia del cuerpo. Con la sustitución de ρs = 0 en los términos de la resistencia del pie de la Ecuación (32) y de la Ecuación (33), el límite de la tensión de contacto del metal-metal será: Para un peso corporal de 50 kg:

sContactomm

tE

11650 =− (34)


sContactomm

tE

15770 =− (35)

en donde

Emm = es la tensión de contacto metal-metal en V. Las tensiones de paso, contacto o contacto metal-metal, podrían ser menores que la máxima tensión límite para garantizar la seguridad. Los peligros de las tensiones transferidas pueden evitarse con aislamientos, dispositivos de protección o señalizando estos puntos.


34

CAPÍTULO 5. MEDICIÓN Y MODELAMIENTO DEL SUELO El suelo donde se ubican los electrodos de puesta a tierra raramente posee una resistividad uniforme, la variación de resistividades suele suceder en forma vertical u horizontal o una combinación de las dos. Las pruebas de resistividad se realizan para determinar si hay alguna variación importante con respecto a la profundidad del suelo. Los registros de resistividad deben complementarse con datos de temperatura, pH, contenido de humedad del suelo e inclusive el color. Al igual deben ser registrados todos los datos disponibles acerca de objetos metálicos enterrados en el área bajo estudio. 5.1 MEDIDAS DE RESISTIVIDAD En la norma IEEE 81-1983 se describen en detalle una serie de técnicas o métodos de medición de resistividad del suelo, dentro de las cuales, el de los cuatro electrodos es el más usado. El número de lecturas debe aumentarse cuando se presenten mayores variaciones de resistividad tanto vertical como horizontal. Es aconsejable realizar mediciones en diferentes puntos del área bajo estudio y en varias direcciones (normalmente perpendiculares) con el fin de compararlas y poder identificar errores por la presencia de objetos metálicos enterrados. Si la resistividad varía considerablemente con la profundidad, es aconsejable incrementar la distancia entre los electrodos de prueba, con el fin de obtener valores precisos de las capas más profundas. Esto debido a que a mayor separación, la corriente penetra más capas de suelo tanto de forma vertical como horizontal. Los objetos conductivos grandes en contacto con el suelo, pueden invalidar las lecturas si están lo suficientemente cerca para alterar el flujo de corriente del telurómetro. Por esta razón, las medidas de resistividad se van a distorsionar en el área donde hayan conductores. 5.1.1 Método de los Cuatro Electrodos Conocido como tetraelectródico. En este método, cuatro electrodos de prueba son enterrados en línea recta, a una distancia de separación (a) y a una profundidad (b). La tensión (V) entre los dos electrodos más cercanos se divide por la corriente (I) que circula entre los dos electrodos más lejanos para obtener un valor de resistencia (R). Existen tres variaciones al método de los cuatro electrodos que son comúnmente usadas: a) Método de Wenner: En este método, todos los electrodos están espaciados

uniformemente, y usualmente son enterrados a una profundidad menor al 10 % de la distancia entre dos electrodos adyacentes, como se muestra en la Figura 22 Así, cada electrodo podrá parecer un punto con respecto a las distancias involucradas en la medida. El valor de resistividad obtenido de la medición es el calculado por medio de la siguiente ecuación:

2222 4

21

4

ba

a

ba

aaR

a

+−

++

=πρ (1)

en donde

ρa = Es la resistividad del suelo en Ω-m


35

R = Es la medida de resistencia en Ω a = Es la distancia entre electrodos adyacentes en m b = Es la profundidad de los electrodos más lejanos en m

I

V

A M N B

b

aaa

A M N B

A M N Bn = 4

n = 3

n = 2

n = 1

Figura 22. Método de Wenner Si (b) es pequeño comparado con (a) (relación de b/a igual o menor a 1/20), por ejemplo cuando las varillas son enterradas a una pequeña profundidad, la ecuación (1) puede ser reducida a:

aRa πρ 2= (2) Cuando los electrodos quedan a poca distancia entre ellos, la corriente fluye de forma superficial. Por tanto, a mayor separación, la corriente penetra las capas mas profundas del suelo. Este método es el más empleado debido a su fácil implementación y formulación matemática y en algunas aplicaciones los equipos de medida traen incorporada internamente la ecuación para el cálculo de resistividad. Se recomienda realizar dos mediciones perpendiculares entre si, teniendo como eje el mismo punto que se está evaluando. Estas mediciones se deben realizar con las mismas distancias de separación entre electrodos para poder realizar la comparación. En la práctica se recomienda promediar las dos mediciones y de esta forma tener un solo valor para cada distancia entre electrodos. Ventajas: - Método de mayor aplicación en puestas a tierra - Ideal para pequeños volúmenes de suelo


36

- Aplica también para grandes volúmenes de suelo. - Si b< 0,1a, la resistividad es: ρ = 2πaR Desventajas: - Para grandes separaciones entre electrodos, el potencial decae rápidamente, lo

cual limita su aplicación. - Instrumentos comerciales no miden correctamente estos potenciales.

b) El método de Schlumberger: En este método, para lograr medidas a gran profundidad, los electrodos de corriente deben quedar muy alejados (hasta kilómetros), mientras los electrodos de potencial son dejados en la misma posición, como se muestra en la Figura 23. Por lo tanto, la distancia entre los electrodos de potencial puede ser considerada pequeña en comparación con la distancia entre los electrodos de corriente. La formula que se usa en este caso es la mostrada en la Ecuación (3).

( )d

Rdcc +=πρ (3)

I

V

A M N B

b

aa5a

A M N B

A M N Bn = 4

n = 3

n = 2

n = 1

Figura 23. Método de Schlumberger c) Método Dipolo - Dipolo: Conocido como método de A.L. Kinyon. En este tipo de

arreglo los electrodos de corriente AB y los de potencial MN mantienen la distancia constante, variando la distancia entre los polos formado por cada par de electrodos, como se observa en la Figura 24. La distancia utilizada para los perfiles de resistividad es la BM.


37

I

V

A M N B

b

cdc

A M N B

A B M Nn = 4

n = 3

n = 2

n = 1

Figura 24. Método según el dispositivo dipolo-dipolo Con este método se obtiene el valor de resistividad de las capas profundas sin necesidad de enterrar la varilla a dicha profundidad. No se requiere equipo pesado para realizar la prueba. Los resultados no se alteran de manera significativa por los valores de resistencia de las varillas de prueba o por su contacto. Ventajas: - Método seguro. - De aplicación para grandes volúmenes de suelo. - d > c - Si b << d y b << c, la resistividad es: ρ = π c (c + d) d Útil para grandes separaciones, cuando el potencial decae rápidamente. Desventajas: - Para interpretación de medidas, se requiere gran trabajo matemático. - Algunos equipos comerciales de medida realizan internamente el cálculo con la

ecuación de Wenner y NO permiten usar este método. La interpretación de la resistividad aparente es tal vez la parte más difícil del proceso de medición. El objetivo básico es deducir un modelo de suelo que sea una buena aproximación del suelo real, puesta que cambia lateralmente y con respecto a la profundidad, dependiendo de la estratificación del suelo. También se pueden tener variaciones temporales por el clima. Se debe tener en cuenta que el modelo del suelo es sólo una aproximación de las condiciones reales, por tanto, un perfecto modelamiento del sistema es improbable.


38

Los modelos de resistividad del suelo más usados son el de las dos capas (suelo no homogéneo) y el de una capa, dado que para suelos que no son muy complejos, ofrecen una aproximación cercana a su comportamiento real sin complicar en exceso su análisis. Adicionalmente, existen modelos multicapas que pueden ser usados para condiciones de suelos más heterogéneas, que involucran un mayor grado de complejidad en su análisis, cuando se realiza el cálculo de resistencia de puesta a tierra o potenciales en la superficie del terreno. El modelo de suelo homogéneo debe ser usado sólo cuando hay una mínima variación de la resistividad aparente. Si hay una gran variación en las medidas de resistividad aparente, este modelo no es recomendable para producir resultados precisos. El modelo de las dos capas consiste en tomar una capa superior de profundidad finita y una capa más profunda de espesor infinito. Existen diversos métodos matemáticos para determinar estas capas a partir de las resistividades aparentes obtenidas de pruebas hechas en campo. En algunos casos se puede representar a partir de la inspección visual de una gráfica de resistividad aparente vs. profundidad de exploración o en otros casos a partir de resistividades aparentes vs. espaciamiento de las puntas utilizadas en el método de Wenner. En algunos casos los cálculos de resistividad del suelo pueden oscilar entre valores mínimos y máximos. En tales casos se requiere un modelo multicapa.

5.1.1 Caso de suelo homogéneo Un modelo de suelo homogéneo se puede usar en lugar de un modelo de múltiples capas cuando las herramientas de cómputo no estén disponibles. Un valor promedio de la resistividad del suelo puede usarse como una primera aproximación o para establecer un orden de magnitudes. La resistividad aproximada del suelo homogéneo se puede obtener tomando un promedio aritmético de las resistividades aparentes medidas como se muestra en la siguiente ecuación:

( )( ) ( ) ( ) ( )

n

... naaaa_proma

ρρρρρ

++++= 321

1 (4)

en donde

(1) ( 2) (3) ( )...a a a a nρ ρ ρ ρ+ + + + = son las medidas de resistividad aparente obtenidas a diferentes

espaciamientos en el método de los cuatro electrodos en Ω·m. (n es el número total de medidas).

La mayoría de los suelos no se encuentran de acuerdo con el criterio de la Ecuación (4). Debido a que las ecuaciones de tensiones de paso y contacto de la norma se basan en modelos de suelos homogéneos, se puede aproximar un suelo no homogéneo a un suelo homogéneo, con la siguiente ecuación:

( )( ) ( )

22minamáxa

_promaρρ

ρ+

= (5)

en donde

ρa(max) = Valor máximo de resistividad aparente (dato medido) en Ω·m. ρa(min) = Valor mínimo de resistividad aparente (dato medido) en Ω·m.


39

Debido a que incluye suposiciones, se debe aplicar con precaución la Ecuación (5), pues no aplica para una malla de puesta a tierra sin varillas. Además, si la resistividad del suelo homogéneo para calcular la malla de puesta a tierra se calcula por medio de la Ecuación (5), las varillas deben ser enterradas al menos hasta alcanzar la profundidad donde la resistividad medida corresponde al valor calculado ρa(prom_2). Existen varios métodos para aproximar un suelo no homogéneo con uno de suelo homogéneo. Uno ellos incluye el uso del promedio de la resistividad aparente de la capa superficial para calcular las tensiones de paso, de contacto y el valor promedio de la resistividad aparente de la capa más profunda para calcular el valor de resistencia de la puesta a tierra. 5.1.2 Caso de suelo no homogéneo Cuando las variaciones en las mediciones de resistividad llevan a la suposición de un suelo no homogéneo, es posible realizar dos tipos de aproximaciones. La primera consiste en modelar el suelo no homogéneo como un suelo homogéneo por medio del Modelo de Box-Cox, siempre y cuando el comportamiento de las mediciones de resistividad en función de la profundidad del suelo no presente grandes variaciones. El segundo tipo de aproximación es el modelo de dos capas, que aplica para casos donde las variaciones de resistividad son notables con respecto a la profundidad del suelo. Por ejemplo, es posible a partir de lecturas tomadas en campo con un amplio rango de espaciamiento entre electrodos, deducir una estratificación del suelo en dos o más capas. 5.1.2.1 Modelo de Box-Cox Es un método probabilístico, en el cual, a partir de los datos obtenidos en campo y asumiendo suelo homogéneo, se calcula un valor de resistividad con una probabilidad del 70 % de no ser sobrepasado. Partiendo de los n datos de resistividad de las lecturas en campo, se aplica el siguiente procedimiento: 1. Se tabulan los datos de resistividad aparente medida ρi. 2. En una columna se colocan los logaritmos naturales de cada una de las medidas Xi = ln ρi.

3. Se halla el promedio de los logaritmos de las resistividades x: n

X

x

ni

ii∑

=

== 1 .

4. En otra columna se coloca el resultado de (Xi – x)2.

5. Se calcula la desviación estándar S: ( )

n

xX

S

ni

ii∑

=

=

−

= 1

2

.

6. De la distribución normal se toma Z para 70 %: 0,524411. 7. Se halla la resistividad (con probabilidad del 70 % de no ser superada) por la siguiente

fórmula:


40

( )xSZlnAnti +=ρ A continuación se presenta un ejemplo: La Tabla 2 muestra los valores de resistividad aparente. En este caso se obtuvieron medidas a 1 m, 3 m, 5 m y 7 m de separación de electrodos.

Tabla 2. Valores de resistividad aparente

Separación (m) RUTA 1 RUTA 2 Promedio 1 32,54 36,13 34,33 3 64,84 57,68 61,26 5 75,71 69,42 72,56 7 93,24 81,36 87,30

Aplicando el procedimiento al conjunto de todas las medidas se obtiene la Tabla

Tabla 3. Transformación de Box-Cox

ρi X i =Lnρi (X i - x)2

32,54 3,48 0,38

64,84 4,17 0,01

75,71 4,33 0,05

93,24 4,54 0,19

36,13 3,59 0,26

57,68 4,05 0,00

69,42 4,24 0,02

81,36 4,40 0,09

Suma 510,92 32,80 1,00 Promedio 63,87 4,10 0,13 Desviación Estandar 21,15 0,35 Resistividad con el 70% 72,24

ρ = Anti Ln (0,35 * 0,524411 + 4,10) = Anti Ln (4,28) = 72,24 m

5.1.2.2 Modelo de dos capas Un suelo de dos capas puede ser representado por una capa superior de profundidad finita y una capa inferior de profundidad infinita.

ρ

ρ

1

2

h

Figura 25. Modelo de dos capas

El cambio abrupto de resistividad en las fronteras de cada capa de suelo es descrito por medio de un factor de reflexión K, definido por la siguiente ecuación.


41

21

12

ρρρρ

+−

=k (6)

en donde

ρ1 = es la resistividad del la capa superior del suelo en Ω·m ρ2 = es la resistividad del la capa inferior del suelo en Ω·m

En la mayoría de los casos los cálculos de una puesta a tierra basado en un modelo de suelo de dos capas es suficiente para diseñarla. Para su análisis, es necesario contar con ecuaciones analíticas que tengan en cuenta las dos capas o usar programas de computadora que permitan realizar cálculos complejos. La IEEE Std 81-1983, suministra métodos para determinar las resistividades equivalentes de la capa superior e inferior de un suelo y la altura de la capa superior del modelo. 5.1.2.3 Modelo de dos capas por métodos gráficos Un modelo de dos capas puede ser obtenido por varios métodos. El de Sunde se usa para lograr una aproximación con una gráfica que se basa en los datos de resistividad obtenidos por el método de Wenner y que se muestra en la Figura 26, con notaciones revisadas para esta norma. Los parámetros ρ1 y ρ2 se obtienen por inspección de las medidas de resistividad (véase ejemplo). h se obtiene por el método gráfico de Sunde, como sigue: a. Se traza un gráfico de resistividad aparente ρa sobre el eje Y versus el espaciamiento

entre electrodos de prueba sobre el eje X. b. Se estima ρ1 y ρ2 a partir del gráfico trazado en a) ρ1 corresponde a un tramo pequeño

y para un espacio grande ρ2. Se debe prolongar el gráfico de resistividad aparente en los extremos si los datos tomados en campo son insuficientes.

c. Se calcula ρ2 / ρ1 y seleccionar una curva sobre el gráfico de Sunde en la Figura 26,

que coincida con este valor o dibuje una nueva curva sobre la gráfica. d. Se selecciona, sobre el eje Y el valor de ρa/ρ1 dentro de la región inclinada de la curva

apropiada ρ2/ρ1 . e. Se lee el valor correspondiente de a/h sobre el eje X. f. Se calcula ρa multiplicado por el valor seleccionado, ρa/ρ1, en (d) por ρ1. g. Se lee el espaciamiento correspondiente a partir de la resistividad aparente del gráfico

trazado en a. h. Se calcula h, la profundidad de la capa superior, usando la separación apropiado a. El siguiente ejemplo ilustra el método gráfico de Sunde. a. Trazar la Figura 27. b. Escoger ρ1 = 100 Ω·m y ρ2 = 300 Ω·m. ρ2/ρ1 = 300/100 = 3


42

c. Dibujar la curva sobre la Figura 26 d. Seleccionar ρa/ρ1 = 2 e. Leer a/h = 2,7 apartir de la Figura 26 para ρa/ρ1 = 2 f. Calcular ρa: ρa = 2ρ1 = 2(100) = 200 g. Leer a = 19 sobre la curva de resistividad aparente para ρa = 200 h. Calcular h así: h = 19/2,7 = 7,0 m (23 ft)

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

,001

,002

,005

,01

,02

,05

,1

,2

,5

,001

,002

,005

,01

,02

,05

,1

,2

,5

,1 ,2 ,3 1 2 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000a/h

P /

P1

a

P / P1a

Figura 26 Método gráfico de Sunde


43

300

250

200

150

100

50

00 5 10 15 20 25 30 35 40 5045

Probe spacing (m

Res

istiv

ity (O

hm-m

)Apparent Resistivity Pa

Figura 27. Gráfica de resistividad – Tipo de suelo 1 5.1.2.4 Otros modelos Si la frontera que separa dos capas de tierra con diferentes resistividades no es horizontal, la solución matemática para la función de potencial es difícil de obtener. Sin embargo, cuando el ángulo que forma la frontera y la superficie del terreno es de 90º, es relativamente fácil obtener una solución. En la práctica, el modelo de terreno en capas verticales se puede utilizar cuando se desea simular, entre otros factores, una falla geológica. La siguiente figura muestra este caso.

ρ1 ρ2

Figura 28. Modelo de capas verticales Además de los modelos ya mencionados, existen otros menos comunes como son el exponencial y el hemisférico. Como su nombre lo indica, en el modelo exponencial, la resistividad del suelo varía exponencialmente con la profundidad. Este modelo es usado algunas veces para el cálculo de parámetros en líneas de transmisión. Tiene la ventaja que sólo involucra dos variables, la resistividad en la superficie ρ0 y la tasa de variación con la profundidad. El modelo hemisférico consiste en una o más semiesferas concéntricas cada una de resistividades y radios conocidos, rodeadas por suelo homogéneo. Este modelo se usa para representar algunas situaciones prácticas en donde una heterogeneidad relativamente pequeña puede tener una gran influencia en los potenciales de los puntos sobre o cercanos a ella; por ejemplo, cuando se realiza tratamiento del terreno con suelos artificiales.


44

CAPÍTULO 6. DISEÑO A continuación se presenta la metodología de diseño para una puesta a tierra de baja frecuencia (hasta 9 kHz). En el caso de presentarse interacción con otras puestas a tierra o tuberías, es necesario que el ingeniero diseñador realice un estudio detallado con una metodología apropiada. Este capitulo está dividido en dos partes. La primera comprende la metodología de diseño de la norma IEEE-80, la cual cubre las mallas simétricas (cuadradas, rectangulares o en forma de ele). La segunda parte comprende otras geometrías; adicionalmente se incluye en un anexo con casos específicos de puesta a tierra como varillas, contrapesos y estrellas. 6.1 DISEÑO SEGÚN NORMA IEEE-80 Esta metodología se utiliza típicamente para el diseño de mallas de puesta a tierra con las siguientes especificaciones: - Geometría cuadrada, rectangular, en L o en T. - Distancias de separación entre conductores paralelos entre 3 m y 15 m. - Profundidades típicas de la malla entre 0,5 m y 1,5 m. - Calibre de conductores típico entre 2/0 AWG y 500 kcmil. - Tamaño de la retícula interna de la malla uniforme. - Se pueden incluir electrodos verticales (varillas) siempre y cuando estén ubicadas

uniformemente en la periferia o en el área total de la malla. - Aplica un modelo del terreno homogéneo, con un solo valor de resistividad. 6.1.1 Metodología y diagrama de bloques para el diseño Los pasos a seguir para el diseño de una malla de puesta a tierra se esquematizan en la Figura 29 y se detallan así: 1. Información de campo. Un mapa junto con la localización general de los equipos de la

subestación debe proveer el área a ser cubierta por la malla de puesta a tierra. Se debe realizar la medición de resistividad del suelo para obtener el perfil del mismo definir su valor.

2. Selección del conductor. La sección transversal del conductor se determina a partir de

las ecuaciones dadas en el numeral 5.2 de IEEE 80. La corriente de falla 3I0 debe ser la máxima corriente de falla esperada en el sistema de puesta a tierra y tc debe reflejar el tiempo máximo de despeje de falla incluyendo el respaldo.

3. Tensiones tolerables. Las tensiones tolerables de paso y de contacto son determinadas

por las ecuaciones dadas en el numeral 5.3 de IEEE 80.


45

4. Diseño inicial. Se debe realizar un diseño preliminar que incluya un conductor perimetral que cubra el área total y una grilla de conductores que permita una fácil conexión de los equipos a la malla de puesta a tierra. El espaciamiento de los conductores y la localización de las varillas se basa en la corriente IG y en área total a ser cubierta.

5. Resistencia de la malla. El cálculo de la resistencia de puesta a tierra del diseño

preliminar en un modelo de suelo uniforme se hace mediante el uso de las ecuaciones dadas en el numeral 5.4 de IEEE 80.

6. Máxima corriente a la malla. La corriente IG es determinada por la ecuación dada en el

numeral 5.5. Se debe tener en cuenta que no toda la corriente de falla, 3I0, es transmitida a la malla de puesta a tierra. Solamente una porción de ella debe ser utilizada para los cálculos. La corriente IG debe reflejar el caso más crítico, su localización, el factor de decremento y cualquier expansión futura del sistema.

7. Máxima Elevación de Potencial del Sistema (GPR). Si el GPR del diseño preliminar es

menor que la tensión de contacto tolerable no es necesario continuar con el análisis y se termina el proceso de diseño. Solamente se requieren adicionar ciertos conductores para proporcionar conexiones a los equipos de la subestación.

8. Tensiones de malla y de paso. El cálculo de las tensiones de malla y de paso para el

sistema se realiza de acuerdo con los numerales 5.7 y 5.8 de IEEE 80, para suelo uniforme.

9. Comparación con las tensiones de contacto tolerables. Si la tensión de malla es inferior

a la tensión de contacto tolerable, continuar con el paso 10, de lo contrario se debe revisar el diseño preliminar.

10. Comparación con las tensiones de paso y contacto tolerables. Si las tensiones de

contacto y de paso calculadas son inferiores a las tensiones tolerables respectivas, el diseño es apropiado y solo requiere de la ubicación de puntos de conexión para los equipos, de lo contrario se debe revisar el diseño preliminar.

11. Diseño modificado. Si en el paso 10 el diseño debe ser revisado porque alguna de las

dos tensiones excede los límites tolerables, se deben hacer algunas de las siguientes modificaciones: disminuir el espaciamiento entre conductores o adicionar varillas de puesta a tierra, etc.

12. Diseño final detallado. Después de satisfacer los requerimiento de las tensiones de

paso y de contacto tolerables, puede ser necesario adicionar varillas en la base de los descargadores de sobretensión y neutros de transformadores, o prever puntos de conexión cercanos a los equipos de la subestación.


46

Información decampo

Largo, ancho, ρ

Selección delconductor

l ,t

Tensiones tolerablesde toque y de paso

E ,E

Diseño inicialD, n, L, h

Cálculo de la resistenciade la malla de tierra

R , L , L

Máxima corriente ala malla de tierra

I

f s

tt ts

G

Diseño modificadoD, n, L, h

I * R < EG tg

g c r

Cálculo de las tensionesde malla y de paso

E , Em s

E < EE < E

m tt

s ts

Diseño finaldetallado

SI

NO

SI

NO

Figura 29. Diagrama de Bloques de Diseño según IEEE-80 6.1.2 Cálculo de la sección del conductor El conductor se selecciona con base en su capacidad térmica ante una corriente de falla de determinada duración, por medio de la siguiente ecuación:


47

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⋅⋅⋅

=−

a

m

rrc

fmm

TKTK

lnt

TCAPIA

0

0410

12

ρα

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅⋅

=

a

m

rrc

fkcmil

TKTK

lnt

TCAP

.IA

0

0

4197

ρα

en donde

Amm2 = Área del conductor [mm2]

Akcmils = Área del conductor [kcmils] If = Corriente de falla [kA rms] Tm = Temperatura máxima [°C] Ta = Temperatura ambiente [°C] Tr = Temperatura de referencia para las constantes de materiales [ºC] tc = Tiempo de despeje de la falla [s] αr = Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia. ρr = Resistividad del conductor a la temperatura de referencia [μΩ/cm3] K0 = (1/αr) − Tr TCAP = Factor de capacidad térmica [J/cm3/C]

La temperatura máxima generalmente se fija por el tipo de empalme utilizado y es de 250 °C para uniones a compresión y de 450 °C para uniones soldadas. Para uniones realizadas con soldaduras exotérmicas se puede considerar que la temperatura máxima es la temperatura de fusión del conductor. Los factores αr, ρr, 0, TCAP a una temperatura de referencia de 20 °C se obtienen de la siguiente tabla:

Tabla 4. Factores αr, ρr, K0, TCAP

Descripción Conductividad

(%) Factor αr @ 20 ºC

K (1/α0)

@ 0 ºC

Temperatura de Fusión

(ºC)

ρr @ 20 ºC (μΩ/cm)

Factor TCAP (J/cm3/ºC)

Cobre Blando 100,0 0,00393 234 1 083 1,7241 3,422 Cobre Duro 97,0 0,00381 242 1 084 1,7774 3,422

Los puntos de conexión a tierra serán seleccionados de manera tal que en condiciones normales no exista un flujo de corriente perjudicial en el conductor de puesta a tierra, llamadas corrientes en modo común. Si se presenta un flujo de corriente perjudicial en un conductor de puesta a tierra debido a conexiones múltiples a tierra, debe adoptarse uno o más de los siguientes procedimientos: - Eliminar uno o más puntos de conexión a tierra.


48

- Cambiar la ubicación de los puntos de conexión a tierra. - Interrumpir la continuidad del conductor entre las conexiones a tierra. - Bajo la aprobación de la autoridad con jurisdicción, utilizar otros medios para limitar la

corriente. - El sistema de puesta a tierra no debe tener dispositivos de desconexión. Las corrientes

temporales provocadas por condiciones anormales no se consideran como corrientes en modo común.

- El conductor de puesta a tierra deberá ser capaz de soportar la corriente de falla

prevista, sin sobrecarga térmica ni excesiva elevación de potencial. 6.1.3 Cálculo de las tensiones de contacto y de paso tolerables La máxima tensión tolerable de paso y de contacto por un ser humano dependen del tiempo de duración de la falla, de las características del terreno, así como del peso y la resistencia eléctrica de la persona. Con el fin de reforzar la seguridad de las personas, es una práctica común esparcir una capa de material de alta resistividad (piedra picada o cascajo) sobre la superficie del terreno. Esto incrementa la resistencia de contacto entre la persona y el suelo, y por ende, los máximos valores tolerables de las tensiones de paso y de contacto. Las ecuaciones han sido desarrolladas para pesos típicos de 50 kg y 70 kg. En el caso de 50 kg, la norma define la tensión de paso Es50 y la tensión de contacto Et50 por las siguientes ecuaciones:

( )

s

sst

t

,xCE

11606000150

ρ⋅⋅+=

( )

s

sst

t

,xC,E

116051000150

ρ⋅⋅+=

y para una persona de 70 kg la tensión de paso Es70 y la tensión de contacto Et70 están definidas por:

( )s

sst

t

,xCE

15706000170

ρ⋅⋅+=

( )

s

sst

t

,xC,E

157051000170

ρ⋅⋅+=

en donde

Cs = Coeficiente de reducción ρs = Resistividad de la capa superficial [Ω⋅m] ts = Tiempo de despeje de la falla [s]

El coeficiente de reducción Cs, tiene en cuenta el efecto de la capa superficial de alta resistividad (gravilla) y se obtiene a partir de la siguiente figura.


49

0,240

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

0,200,160,120,080,040

-0,1

-0,2

-0,3

-0,4

-0,5

-0,6

-0,7

-0,8-0,9 h

C

K = 0

s

s

Figura 30. Coeficiente de reducción - Cs o se calcula a partir de la ecuación:

⎥⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ ⋅⋅+

+= ∑∞

=12

0802

1

219601

n

n

s

,hsn

K,

C

en donde

hs = Espesor de la capa superficial [m]

K = Coeficiente de Reflexión s

sKρρρρ

+−

=

Si no se utiliza ningún material, la resistividad de la capa superficial ρs será la misma resistividad del terreno y el coeficiente de reducción Cs será igual a 1. 6.1.4 Cálculo de la resistencia de puesta a tierra La resistencia de puesta a tierra de una malla depende principalmente de la resistividad del terreno, la longitud del conductor enterrado y el área ocupada por la malla. Si la profundidad de enterramiento es menor a 0,25 m, es posible utilizar la siguiente ecuación:

LARg

ρπρ+=

4

en donde

Rg = Resistencia de puesta a tierra de la malla [Ω]


50

ρ = Resistividad del terreno [Ω⋅m] A = Área ocupada por la malla [m2] L = Longitud total de conductor enterrado [m]

Si la profundidad de enterramiento está entre 0,25 y 2,5 m, es necesaria una corrección por la profundidad:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+++⋅=

A/hALRg

201

11

20

11ρ

donde h es la profundidad de la malla [m]. 6.1.5 Cálculo de la corriente inyectada a la malla En el cálculo de la corriente inyectada a la malla debe tenerse en cuenta la porción de la corriente de falla que circula por la malla, el efecto de la asimetría en la forma de onda de la corriente de falla y el incremento del valor de ésta con el crecimiento del sistema. Por lo tanto, la corriente finalmente inyectada a la malla se calcula a partir de la siguiente ecuación:

fffpG ISDCI ⋅⋅⋅= en donde

IG = Máxima corriente inyectada a la malla [A]. Cp = Factor de proyección del crecimiento. Tiene en cuenta el incremento relativo de las corrientes de

falla durante la vida de la malla; para un sistema con un crecimiento futuro cero, Cp = 1 Df = Factor de decremento para la duración total de la falla (tf). Tiene en cuenta los efectos de la

asimetría en la forma de onda de la corriente de falla. Sf = Factor de división de corriente que relaciona la magnitud de la corriente falla con la porción de

esta corriente que fluye entre la malla y la tierra circundante. If = Corriente de falla a tierra simétrica [A rms]

6.1.6 Cálculo de la elevación del potencial de malla (GPR) Cuando por la malla circula una corriente, ésta produce una elevación del potencial de la malla con respecto a un punto remoto. La máxima elevación conocida como GPR por su sigla en inglés, se obtiene del producto de la corriente máxima que fluirá por la malla y la resistencia de puesta a tierra de la misma, así:

( ) gG RIGPRV ⋅= en donde

IG = Máxima corriente inyectada a la malla [A] Rg = Resistencia de puesta a tierra de la malla [Ω]

Si la elevación de potencial V de la malla o GPR es menor que la tensión tolerable de contacto, no se requiere más análisis, de lo contrario es necesario calcular la tensión de malla y de paso.


51

6.1.7 Tensión de malla La tensión de malla se obtiene como el producto de la resistividad del suelo (ρ), un factor geométrico (Km) y un factor de corrección (Ki), el cual tiene en cuenta el incremento de la densidad de corriente en los extremos de la malla y la densidad promedio de corriente por unidad del conductor enterrado (IG / L). La ecuación es:

M

Gimm L

IKKE

ρ=

en donde

( )( )⎥

⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

−+⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

++=

128

482

1621 22

nln

KK

dh

DdhD

hdD

lnKh

iim ππ

Kii = 1 para mallas con varillas a lo largo del perímetro, o en las esquinas, o conjuntamente a lo

largo del perímetro y dispersadas en el área de la malla.

( ) n/nKii

22

1= para mallas sin varillas o con unas pocas, ninguna localizada en las esquinas o en el

perímetro hKh += 1

Ki = 0,644 + 0,148n

D = Distancia entre conductores paralelos [m] h = Profundidad de los conductores de la malla [m] n = Número de conductores paralelos

n = na nb nc nd

en donde

nb = 1 para mallas cuadradas nc = 1 para mallas cuadradas y rectangulares nd = 1 para mallas cuadradas, rectangulares y en forma de L.

de otra forma,

p

ca L

Ln

2=

A

Ln p

b4

=

yx LL

A.yx

c A

LLn

70

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=


52

22yx

md

LL

Dn

+=

en donde

Lc = es la longitud total de conductor en metros en la malla horizontal. Lp = es la longitud en metros del perímetro de la malla. A = es el área de la malla en metros cuadrados. Lx = es la máxima longitud de la malla en la dirección x. Ly = es la máxima longitud de la malla en la dirección y. Dm = es la máxima distancia entre dos puntos cualesquiera de la malla.

Para mallas sin varillas o mallas con algunas pocas varillas distribuidas a través de la malla, pero no localizadas en las esquinas o a lo largo del perímetro de la malla, la longitud LM es

RCM LLL += en donde

LR = es la longitud total de todas las varillas. Para mallas con varillas en las esquinas así como a lo largo del perímetro y dispersas a través de la malla la longitud LM es:

R

yx

rCM L

LL

L..LL

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

+++=

22221551

en donde

Lr = es la longitud de cada varilla en metros. 6.1.8 Tensión de paso La tensión de paso se obtiene como el producto de la resistividad del suelo (ρ), un factor geométrico (Ks), un factor de corrección (Ki) el cual tiene en cuenta el incremento de la densidad de corriente en los extremos de la malla y la densidad promedio de corriente por unidad del conductor enterrado (IG / L). La ecuación es:

s

Giss L

IKKE

ρ=

en donde

Ks = para profundidades entre 0,25 m y 2,5 m es:

( )⎥⎦⎤

⎢⎣

⎡ −++

+= −250111

211 n

s ,DhDh

Kπ


53

y para profundidades menores de 0,25 m es:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ ++

+= WDhDh

Ks11

211

π

en donde

11

41

31

21

−++++=

n...W

o para n ≥ 6 ( ) ( ) 42301

121

,nlnn

W −−+−

≈

D = Distancia entre conductores paralelos [m] h = Profundidad de los conductores de la malla [m] n = Número de conductores paralelos

Para mallas con o sin varillas la longitud efectiva de conductor enterrado Ls es:

Ls = 0,75 LC + 0,85LR

Si la tensión de malla excede la tensión de contacto tolerable o la tensión de paso excede la tolerable, el diseño debe modificarse; ello puede hacerse disminuyendo la distancia entre conductores paralelos, incrementando el número de varillas, etc. 6.1.9 Limitaciones de las ecuaciones Para obtener las ecuaciones de tensiones de paso y de malla, se establecen algunas suposiciones con el fin de simplificarlas; las cuales pueden dar resultados imprecisos para algunos casos, en comparación con los resultados de análisis más rigurosos realizados en computador o modelos a escala. Los factores utilizados prácticamente eliminan la imprecisión dentro de ciertos rangos. Cuando se aplican las ecuaciones planteadas para las tensiones de malla y de paso, en configuraciones cuadradas o rectangulares, se recomienda no exceder los siguientes límites: n ≤ 25 0,25 m ≤ h ≤ 2,5 m d < 0,25 h D > 3 m Además, para mallas rectangulares igualmente espaciadas (con lazos cuadrados) el valor de n utilizado para calcular la tensión de malla deberá ser la media geométrica del número de conductores en una y otra dirección:

BAnnn = en donde nA y nB es el número de conductores en cada dirección. El valor de n utilizado para calcular la tensión de contacto deberá ser el máximo entre nA y nB.


54

6.2 CONFIGURACIONES NO SIMÉTRICAS Debido a la gran variedad de configuraciones y geometrías de puesta a tierra, así como el amplio rango de variación del parámetro de resistividad del terreno, no es posible establecer una metodología matemática única para diseñar cualquier puesta a tierra, cuya complejidad no requiera el uso de herramientas computacionales y grandes tiempos de cálculo. La Figura 31 presenta el diagrama de bloques del diseño de la puesta a tierra, el cual puede ser aplicado a cualquier tipo de configuración o geometría. 6.2.1 Información de campo Se requiere el valor de la resistividad del terreno, el área disponible para la construcción y datos del sistema eléctrico como tensión nominal de operación, corriente de falla y tiempo de despeje de la misma.

Información decampo

Criterios dediseño R

Diseño preliminar

Cálculo de parametrosde verificación

R , corriente de fallaPT

R < Rvp < vp

PT

PT

Diseño final y cálculo de

Construcción de la puesta a

Mediciones de parámetrosde verificación

RM

R < Rvp < vp

M

M

Diseño aceptado

Mejoramientodel diseño

Mejoramientode la puesta

NO

NO

SI

SI

Figura 31. Diagrama de Bloques del Diseño de Puestas a Tierra


55

6.2.2 Criterios de diseño Para la verificación de un diseño correcto, se especifican los valores máximos admisibles de ciertos parámetros, lo cual garantiza que cumplirá con sus funciones, estos son: - Resistencia de puesta a tierra - R [Ω] - Tensiones de paso y contacto - Vp y Vc [V] Los valores máximos de resistencia de puesta a tierra (R) se presentan en la Tabla 5, cuya metodología de medición se tratará en otro capítulo. Para determinar las tensiones de paso y contacto (Vp y Vc) se debe seguir el procedimiento mencionado en el numeral 9.2.

Tabla 5. Valores máximos sugeridos de resistencia de puesta a tierra

Aplicación Valores máximos sugeridos de resistencia de puesta a tierra [Ω]

Estructuras de líneas de transmisión 20

Subestaciones de alta y extra alta tensión 1

Subestaciones de media tensión 10

Protección contra rayos 10

Neutro de acometida en baja tensión 25

6.2.4 Diseño preliminar Inicialmente se debe plantear una configuración de puesta a tierra y sus dimensiones, a partir de la cual se realizará la verificación posterior del diseño y su mejoramiento. La selección de este diseño preliminar se hace con base en aspectos como: - Área disponible para la construcción de la puesta a tierra. - Resistividad del terreno. - Uso o aplicación del sistema de puesta a tierra (líneas, subestaciones, etc.). - Experiencia del diseñador. 6.2.5 Cálculo de parámetros de verificación Los parámetros para la aceptación del diseño de la puesta a tierra son: la resistencia RPT, la tensión de paso Vp y tensión de contacto Vc, los cuales deben ser inferiores o iguales a los tolerables. Para obtener VpPT y VcPT es necesario primero recalcular la corriente de falla Ir que circularía por la puesta a tierra, la cual se obtiene a partir del circuito equivalente Thevenin del sistema y el valor teórico de RPT hallado previamente (véase la Figura 32).


56

+~-

ZTh

VTh Rpt

Figura 32. Circuito equivalente Thevenin para recalcular la corriente de falla El Anexo 1 contiene ecuaciones para el cálculo de RPT y curvas en donde se presentan las dimensiones mínimas y los valores de VpPT y VcPT de configuraciones típicas, de modo que sea posible seleccionar la geometría y el tamaño de puesta a tierra que no supere los criterios de diseño. Sin embargo, en el caso de configuraciones más complejas que no se encuentren en el Anexo 1, es necesario el uso de herramientas computacionales y modelos más complejos para obtener dichos parámetros de verificación. Esto se debe al hecho de que los valores RPT, Vp y Vc varían ampliamaente según la configuración del sistema, la resistividad del terreno y la corriente de falla. Una vez calculados los parámetros de verificación se realiza la comparación con los criterios de diseño R, Vp y Vc. Si son inferiores a estos últimos, se procede con la etapa de diseño final, de lo contrario es necesario realizar un mejoramiento del diseño preliminar con el fin de reducirlos a valores inferiores a los aceptados. Este mejoramiento puede consistir en: - Aumentar las dimensiones de la puesta a tierra. - Seleccionar otra configuración. - Tomar otras medidas de mejoramiento como las descritas en el capítulo 11. 6.2.6 Diseño final Una vez se ha establecido que el diseño cumple, se le considera como diseño final de la puesta a tierra y se procede con el cálculo de las cantidades de obra para llevar a cabo su construcción. 6.2.7 Medición de parámetros de verificación Luego de llevarse a cabo la construcción de la puesta a tierra, es necesario verificar en campo los valores de: resistencia de puesta a tierra, tensión de paso y tensión de contacto. Deben medirse siguiendo la metodología del capítulo 9, con el propósito de evaluar si la puesta a tierra construida cumple con los criterios de diseño iniciales. En caso de que alguno de estos parámetros medidos supere los criterios de diseño, es necesario realizar un mejoramiento de la puesta a tierra ya construida como está descrito en el capítulo 11 y realizar nuevamente las mediciones hasta que se cumpla con lo exigido.


57

6.3 CONFIGURACIONES TÍPICAS La siguiente tabla presenta ecuaciones aproximadas para el cálculo de resistencia de puesta a tierra en suelo homogéneo de varias configuraciones simétricas típicas.

Tabla 6. Configuraciones típicas de electrodos

Configuración de la puesta a tierra Figura Ecuación para la resistencia

Conductor vertical o varilla Longitud l y radio a.

⎟⎟⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+−

+⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛++

=2

2

21

2

211

2

2

l

a

l

a

l

a

a

lln

lR

πρ

Conductor horizontal Longitud l, radio a, profundidad d.

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

+−

+++

+−=

lld

ld

dldl

lnal

ln

lR

22

22

42

24

12

2πρ

Estrella de tres brazos Longitud del brazo l, profundidad s/2 y radio a

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−

+−−+

=L

l

s.

l

s.

l

s..

s

lln

a

lln

lR 4

8

305402380

2090071122

6πρ

Estrella de cuatro puntas. Longitud del brazo l, profundidad s/2 y radio a

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−

+−++=

L4

4

8

214506450

0711912222

8

l

s.

l

s.

ls

..sl

lnal

ln

lR

πρ

A continuación se presentan las curvas de máximas tensiones de paso Vp y de contacto Vc para las cuatro configuraciones descritas en la tabla anterior, en función de la longitud l de los electrodos. Los cálculos fueron realizados para una corriente de falla I = 100 A y para cuatro valores diferentes de resistividad ρ del terreno. Si se tiene un valor de corriente de falla distinto, los valores obtenidos a partir de las curvas deben ser multiplicados por un factor de escala Ki:

100nueva

iI

K =

Adicionalmente, si el terreno en estudio posee un valor de resistividad diferente a los que aparecen en las curvas, es necesario interpolar linealmente al valor deseado. Para obtener las máximas tensiones de paso y contacto, se puede hacerlo gráficamente para los mis mismos casos, así:


58

Caso 1: Electrodo vertical o varilla con extremo superior a ras de tierra (véase la Figura 33). Caso 2: Electrodo horizontal o contrapeso a una profundidad de 0,4 m (véase la Figura 34). Caso 3: Configuración en estrella de tres puntas a una profundidad de 0,4 m (véase la Figura 35) Caso 4: Configuración en estrella de cuatro puntas a una profundidad de 0,4 m (véase la Figura 36).

00

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

1 2 3 4 5 6Longitud (m)

Tens

ión

de p

eso

(V)

100 Ohm*m500 Ohm*m250 Ohm*m1000 Ohm*m

00

10000

20000

30000

40000

50000

60000

90000

1 2 3 4 5 6Longitud (m)

Tens

ión

de c

onta

cto

(V)


70000

80000

Figura 33. Tensiones de paso y de contacto para electrodos tipo varilla


59

00

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

10 20 30 40 50 70Longitud (m)

Tens

ión

de p

eso

(V)


60

0

2000

12000

Longitud (m)

Tens

ión

de c

onta

cto

(V)


0 10 20 30 40 50 7060

4000

6000

8000

10000

Figura 34. Tensiones de paso y contacto para diferentes contrapesos


60

00

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0,5 1 1,5 2,5 3 4,5Longitud del brazo (m)

Tens

ión

de p

eso

(V)


3,52 4

0

5000

40000

Longitud del brazo (m)

Tens

ión

de c

onta

cto

(V)


10000

15000

20000

25000

0 0,5 1 1,5 2,5 3 4,53,52 4

30000

35000

Figura 35. Tensiones de paso y contacto para estrella de tres puntas


61

00

1000

2000

3000

6000

8000

9000

0,5 1 1,5 2,5 3 4,5Longitud del brazo (m)

Tens

ión

de p

eso

(V)


3,52 4

4000

5000

7000

0

5000

30000

Longitud del brazo (m)

Tens

ión

de c

onta

cto

(V)


10000

15000

20000

0 0,5 1 1,5 2,5 3 4,53,52 4

25000

Figura 36. Tensiones de paso y contacto para estrella de cuatro puntas


62

CAPITULO 7. MATERIALES Para un profesional de la ingeniería de SPT, la escogencia de materiales es bastante ardua por su gran variedad, puesto que dispone de aproximadamente 80 metales puros y cerca de 40 000 aleaciones, cada una de ellas con diferentes propiedades, usos y costos. La utilización de materiales distintos a los mencionados aquí dependerá de una análisis particular. Debido a la gran cantidad y sus variados comportamientos para cada tipo de suelo, es importante dentro del contexto de la norma, ofrecer guías para esta tarea. Es esencial, para la seguridad del personal y de las instalaciones, que el SPT continúe siendo eficaz durante toda su vida útil, tanto más cuando en muchos casos es difícil verificar su integralidad después de la instalación. Por lo tanto, el sistema debe ser robusto y estar protegido contra daños metálicos y corrosión. Cualquier unión debe tener baja resistencia después de muchos pasos de corriente de falla. Con el fin de dar la mayor confiabilidad y durabilidad, los materiales del SPT deben ser capaces de resistir esfuerzos electromagnéticos y poseer características tales como: - Capacidad de soportar corriente. - Resistencia. - Fortaleza mecánica. - Desempeño frente a la corrosión. - Disponibilidad. - Costo. Los materiales que actualmente han sido aprobados para ser utilizados en SPT, se encuentran consignados en los estándares y normas nacionales e internacionales. Cabe resaltar que el uso de aluminio como conductor para electrodos de puesta a tierra está totalmente prohíbido. Las sustancias que aceptan electrones se llaman oxidantes y las que los ceden se llaman reductoras. Teóricamente actúan como oxidantes aquellos elementos cuyo potencial normal es negativo (menor que el del hidrógeno) y como reductores los positivos; pero en la práctica, cualquier sistema puede oxidar a los que le siguen en orden ascendente en la escala de potenciales normales, solo que la corrosión es acelerada si la diferencia de potencial es mayor a 3 V. Los factores relacionados con la corrosión de metales en contacto con el suelo son: la naturaleza química del suelo, especialmente la acidez y el contenido de sal, la aireación diferencial y la presencia de bacterias anaeróbicas. Un cuadro general de la agresividad de los suelos se observa en la siguiente lista, en la cual se colocan distintas clases de suelo por aumento de su agresividad: - Suelos de gravilla. - Suelos arenosos. - Suelos limosos (barro).


63

- Arcillas. - Material triturado (rocas) y otros suelos orgánicos. El carbonato de calcio en el suelo reducirá la tasa de corrosión. Los suelos no cohesivos son generalmente los menos agresivos, siempre y cuando estén bien drenados y contengan muy poca o ninguna sal disuelta. Se debe escoger la ubicación de los electrodos, tratando de evitar el drenaje de fertilizantes y otros materiales en el área. Los suelos menos agresivos tienden a ser aquellos que tienen alta resistividad. Se pueden obtener mas detalles midiendo la resistividad del suelo y el pH, lo cual da una indicación de la corrosividad en condiciones aireadas; además del potencial redox, el cual indica el riesgo de corrosión debido a la presencia de bacterias anaeróbicas. Una metodología práctica para evaluar la agresividad de los suelos se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 7. Metodología de evaluación de la agresividad de los suelos

Clase de suelo Condiciones de suelo Resistividad

Arena Arena arcillossa Arcilla Pantano

+2 0

-2 -4

Agua en estructura Suelo alterado Suelo uniforme

-1 -2 -3

> 100 Ω⋅m

Entre 50 y 25 Ω⋅m



< 10 Ω⋅m

0 -1 -2 -3 -4

Contenido de agua Valor de pH Acidez total a pH = 7

< 20 % > 20 %

0 -1

pH > 6 pH < 6

0 -1

< 2,5 m val/kg 2,5 - 5 m val/kg > 5 m val/kg

0 -1 -2

Potencial redox a pH = 7 relativo al rH

Alcalinidad total a pH = 4,8 Ácido sulfídrico o sulfuroso

Fuertemente aireado Aireado Débilmente aireado No aireado

+2 0

-2 -4

> 1 000 m val/kg 200 - 1 000 m val/kg < 200 m val/kg

0 +2 +1

No presente Trazas = 0,5 mg/ks s-2 Presente = 0,5 mg/kg s-2

0 -2 -4

Contenido de carbón de piedra o coque Ion cloruro Contenido de sulfato

No presente Presente

0 -4

< 100 mg/kg > 100 mg/kg

0 -1

< 200 mg/kg 200 - 500 mg/kg 500 - 1 000 mg/kg > 1 000 mg/kg

0 -1 -2 -3

Índice de agresividad = sumatoria de subindicadores

No agresivo Débilmente agresivo Agresivo Fuertemente agresivo

> 0 De 0 a -4

De -5 a - 10 < -10


64

7.1 MATERIALES RECOMENDADOS

Tabla 8. Materiales para sistemas de puesta a tierra y sus condiciones de uso

Uso Corrosión

Material Al aire libre En tierra En concreto Resistencia Incrementada

por: Podría ser

afectado por par con:

Cobre

Sólido Por hilos Como cubierta



Buena en varios ambientes

Compuestos de azufre Materiales orgánicos

Acero galvanizado en caliente

Sólido Por hilos

Sólido Sólido Por hilos

Aceptable en aire, concreto y suelos benignos

Altas concentraciones de cloruro

Cobre

Acero Inoxidable

Sólido Por hilos

Sólido Por hilos

Sólido Por hilos

Buena en varios ambientes

Altas concentraciones de cloruro

Aluminio Sólido Por hilos

No recomendado

No recomendado

Buena en atmósferas que contengan baja concentración de azufre y cloruro

Soluciones Alcalinas Cobre

Plomo Sólido Como cubierta

Sólido Como cubierta

No recomendado

Buena en atmósferas que contengan alta concentración de sulfatos

Suelos Ácidos Cobre Acero Inoxidable

NOTA 1 Esta tabla sólo ofrece una guía general. En circunstancias especiales, consideraciones más cuidadosas acerca de la corrosión deben ser tenidas en cuenta. NOTA 2 Los cables son más vulnerables a la corrosión que aquellos sólidos. Es por tal motivo que el acero galvanizado en caliente en forma de cable no es recomendable para puestas a tierra. NOTA 3 El acero galvanizado puede ser corroído en suelo arcilloso o húmedo. NOTA 4 El acero galvanizado dentro del concreto no debe llevarse hasta el suelo, debido a la posible corrosión del acero en la parte externa. NOTA 5 El acero galvanizado unido a los refuerzos estructurales del concreto, en ciertas circunstancias, podría causar daños al concreto. NOTA 6 El uso del plomo en puestas a tierra es prohíbido o restringido debido a daños ambientales.

A continuación se presenta una breve consideración de las características más sobresalientes de algunos materiales listados en las Tabla 7 y en algunas normas que hacen referencia al uso de los mismos. A. Cobre

El cobre es un material comúnmente utilizado en puestas a tierra. Los conductores de cobre además de su alta conductividad poseen la ventaja de ser resistentes ante la corrosión, ya que se comporta como un cátodo con respecto a los materiales enterrados en su vecindad. La utilización del cobre como material predilecto para las puestas a tierra, se debe a cuatro razones principales: - Gran conocimiento de sus características. - Mayor conductividad.


65

- Fortaleza mecánica. - Resistencia a la corrosión en ambientes agresivos.

B. Acero y acero recubierto de cobre El acero puede ser utilizado para conductores de malla y electrodos, en estos casos se selecciona un acero galvanizado, inoxidable u otras clases de acero resistentes a la corrosión o incluso protección catódica. En el caso del acero recubierto electrolíticamente de cobre, el daño del recubrimiento puede crear un gran riesgo de corrosión para el núcleo de acero.

C. Acero galvanizado en caliente El acero galvanizado en caliente es conveniente para fijación en concreto. Los conductores de puesta a tierra y de equipotencialización hechos de acero galvanizado en concreto, deben ser conectados con el hierro de refuerzo.

D. Acero inoxidable De acuerdo con la DIV 17440 el acero inoxidable de alta aleación es un metal inerte y resistente a la corrosión en tierra. Su valor de libertad frente a la corrosión es bastante cercano a la del cobre. Para que el acero inoxidable presente las características deseadas, debería contener al menos 16 % de cromo, 5 % de níquel, y 2 % de molibdeno. Las diversas mediciones han mostrado que sólo el acero inoxidable de alta aleación con material No. 1471, es suficientemente resistente a la corrosión en tierra. Las ventajas que puede poseer el acero en sus diversas presentaciones son: - Bajo costo. - Reducción de la actividad galvánica entre metales distintos (particularmente Cu). - Excelente fortaleza mecánica. - Baja resistencia. - Buena absorción de calor.

7.2 ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA El electrodo de puesta a tierra es el elemento encargado de realizar la distribución de la corriente hacia el suelo y pueden estar conformados por uno o varios de los siguientes tipos: - Varillas - Tubos - Placas - Cables - Flejes


66

Siendo los tipo varilla los más utilizados, de los cuales los siguientes se encuentran avalados por las normas: - Cobre sólido - Varillas en acero con recubrimiento electrolítico de cobre - Acero galvanizado en caliente - Acero inoxidable - Bronce El electrodo tipo varilla o tubo debe tener como mínimo 2,4 m de longitud, además, debe estar identificado con el nombre o marca registrada del fabricante y sus dimensiones dentro de los primeros 30 cm desde la parte superior, cuando sea posible, los electrodos se deben enterrar por debajo del nivel freático y deben estar libres de recubrimientos no conductores. El fabricante debe garantizar que la resistencia a la corrosión de cada electrodo, sea mínimo de 15 años a partir de la fecha de instalación. En la Tabla 9 se presentan los requisitos y materiales para cada uno de los diferentes tipos de electrodos que pueden ser utilizados. - Se podrá utilizar electrodos de cable de acero galvanizado, siempre que se garanticen

las condiciones de seguridad. - El espesor efectivo de los recubrimientos exigidos en la Tabla 9, en ningún momento

debe ser inferior a los valores indicados.

Tabla 9. Requisitos para electrodos de puesta a tierra

Dimensiones mínimas Tipo de

electrodo Materiales Diámetro mm

Área mm2

Espesor mm

Recubri-miento μm

Varilla Cobre. 12,7 Acero inoxidable. 10 Acero galvanizado en caliente. 16 70 Acero con recubrimiento electro depositado en cobre. 14 100 Acero con recubrimiento total en cobre. 15 2 000 Tubo Cobre. 20 2 Acero inoxidable. 25 2 Acero galvanizado en caliente. 25 2 55 Fleje Cobre. 50 2 Acero inoxidable. 90 3 Cobre cincado. 50 2 40 Cable Cobre. 25 Cobre estañado.

1,8 para cada hilo 25

Placa Cobre. 200 000 1,5 Acero inoxidable. 200 000 6

NOTA 1 El terminado recomendado es el galvanizado, lo cual se debe hacer después de fabricado. NOTA 2 El acero inoxidable en contacto con aluminio o aleaciones de aluminio probablemente cause corrosión adicional a estos materiales. Por lo tanto, es importante tomar medidas de protección, por ejemplo el uso de inhibidores. NOTA 3 Las aleaciones de cobre, distintas de las indicadas son permisibles siempre y cuando tengan un contenido mínimo de cobre de 75 % y propiedades tensiles similares.


67

7.3 CONDUCTORES DE PUESTA A TIERRA El propósito de los conductores de puesta a tierra es conectar los diferentes componentes del SPT y se deben dimensionar según los siguientes criterios: a. Conductor a tierra o conductor del electrodo de puesta a tierra

El conductor a tierra debe ser de cobre, aluminio o aluminio recubierto en cobre. Debe ser en material resistente a la corrosión, macizo o trenzado. Se prefiere el uso de alambres sólidos o cables de pocos hilos con el fin de disminuir su resistencia a la corrosión. Para el conductor a tierra de baja tensión se deben cumplir los requisitos de la Tabla 250-94 de la sección 250 de la NTC 2050.

Tabla 10. Calibre del conductor a Tierra

Sección transversal del mayor conductor de acometida o

su equivalente para conductores en paralelo Sección transversal (calibre) del conductor al

electrodo de puesta a tierra

Cobre Aluminio o aluminio recubierto de cobre Cobre Aluminio o aluminio

recubierto de cobre

mm2 AWG o kcmil mm2 AWG o

kcmil mm2 AWG o kcmil mm2 AWG o

kcmil

33,62 o menor 2 o menor 53,5 o menor 1/0 o menor 8,36 8 13,29 6

42,2 ó 53,5 1 ó 1/0 67,44 ó 85,02 2/0 ó 3/0 13,29 6 21,14 4

67,44 ó 85,02 2/0 ó 3/0 107,21 ó 126,67

4/0 ó 250 kcmil 21,14 4 33,62 2

107,21 hasta 177,34

4/0 hasta 350 kcmil

152,01 a 253,35

300 a 500 kcmil 33,62 2 53,50 1/0

202,68 a 304,02

400 a 600 kcmil

278,68 a 456,03

550 a 990 kcmil 53,50 1/0 85,02 3/0

329335 a 557,37

650 a 1100 kcmil

506,70 a 886,73

1 000 a 1 750 kcmil 67,44 2/0 107,21 4/0

608,04 y más 1200 kcmil y más

912,06 y más

1800 y más kcmil 85,02 3/0 126,67 250 kcmil

En el caso de los conductores para media y alta tensión se debe seleccionar el calibre de los mismos de acuerdo a la formula expresada en el numeral 3.2 del Artículo 15 del RETIE, como sigue:

973712

,

IKA ctf

mm = ...

en donde

Amm2 = Sección del conductor en mm2

I = Corriente de Falla de tierra Kf = Es la constante expresada en la Tabla 11 Tm = Es la temperatura de fusión del conductor tc = Tiempo de despeje de la falla a tierra.


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Tabla 11. Constantes de materiales

Material Conductividad (%) Tm (°C) KF

Cobre blando 100 1 083 7 Cobre duro cuando se utiliza soldadura exotérmica 97 1 084 7,06 Cobre duro cuando se utiliza conector mecánico 97 250 11,78 Alambre de acero recubierto de cobre 40 1 084 10,45 Alambre de acero recubierto de cobre 30 1 084 14,64 Varilla de acero recubierto de cobre 20 1 084 14,64 Alumino grado EC 61 657 12,12 Aleación de aluminio 5005 53,5 652 12,41 Aleación de aluminio 6201 52,5 654 12,47 Alambre de acero recubierto de aluminio 20,3 657 17,2 Acero 1020 10,8 1 510 15,95 Varilla de acero recubierta en acero inoxidable 9,8 1 400 14,72 Varilla de acero con baño de cinc (galvanizado) 8,5 419 28,96 Acero inoxidable 304 2,4 1 400 30,05

b. Conductor de puesta a tierra de equipos

En el caso de los conductores de puesta a tierra de equipos este debe cumplir con los requerimientos de la Tabla 12 de acuerdo con la Tabla 250-95 de la NTC 2050.

Tabla 12. Calibre mínimo de los conductores de puesta a tierra de equipos

Sección transversal

Alambre de cobre Alambre de aluminio o de aluminio revestido en cobre

Corriente nominal o ajuste máximo del dispositivo automático de protección

contra sobrecorriente en el circuito antes de los equipos, tubos conduit, etc. (A) mm2 AWG o kcmil mm2 AWG o kcmil

15 2,08 14 3,30 12 20 3,30 12 5,25 10 30 5,25 10 8,36 8 40 5,25 10 8,36 8 60 5,25 10 8,36 8

100 8,36 8 13,29 6 200 13,29 6 21,14 4 300 21,14 4 33,62 2 400 26,66 3 42,20 1 500 33,62 2 53,50 1/0 600 42,20 1 67,44 2/0 800 53,50 1/0 85,02 3/0

1 000 67,44 2/0 107,21 4/0 1 200 85,02 3/0 126,67 250 kcmil 1 600 107,21 4/0 177,34 350 kcmil 2 000 126,67 250 kcmil 202,68 400 kcmil 2 500 177,34 350 kcmil 304,02 600 kcmil 3 000 202,68 400 kcmil 304,02 600 kcmil 4 000 253,25 500 kcmil 405,36 800 kcmil 5 000 354,69 700 kcmil 608,04 1 200 kcmil 6 000 405,36 800 kcmil 608,04 1 200 kcmil


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7.5 PUENTES EQUIPOTENCIALES Estos deben hacerse con el fin de asegurar continuidad eléctrica y la capacidad de soportar las corrientes de falla que pudieran presentarse. Deben ser de cobre u otro material resistente a la corrosión, puede ser un alambre, barra conductora, tornillo o cable. Para el caso de la alimentación, el puente equipotencial principal, no debe ser de menos calibre que lo establecido en la Tabla 10. Para la conexión equipotencial del lado de la carga, el puente de conexión equipotencial de los dispositivos protección contra sobrecorriente de la acometida debe tener un calibre no menor a lo que se presenta en la Tabla 12 Calibre del conductor de la puesta a tierra de equipos. 7.6 CONEXIONES Los conductores del SPT deben conectarse con: - Soldadura exotérmica. - Lengüetas certificadas. - Conectores a presión certificados. - Abrazaderas. - Otros métodos certificados

Tipo cuña Tipo Fontenay Conector paralelo Tipo cuña

Cable - Cable Cable - Cable en X Cable - estructura

Continúa…

Figura 37. Conexiones mecánicas y exotérmica


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Cable - Varilla Varilla - Cable pasante Varilla Cable en T

Cable - Fleje

Figura 37. (Final)

7.7 BARRAJES Un barraje es una platina de cobre o acero pretaladrada, con dimensiones y separación de pernos y huecos, según su ubicación, se clasifican en barrajes principales (BPT) y barrajes secundarios (BST) y deben ceñirse a lo siguiente: - Deben ser especificados de acuerdo con los requisitos de aplicación y teniendo en

consideración futuros crecimientos, sus dimensiones mínimas son de 5 mm de espesor x 50 mm de ancho y longitud variable. Es preferible pero no imprescindible que sea recubierto con niquel. Debe estar aislado de su soporte con una separación mínima de 25 mm.

- El barraje puede especificarse según la Figura 38, aunque en general puede soportar

hasta 180 A/mm2 durante un segundo.

- Los conectores para conectarse al barraje deben estar certificados, ser del tipo

compresión de dos huecos o en su defecto soldadura exotérmica; además, antes de realizar las conexiones, se debe hacer una buena limpieza.


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5 mm

50 mm

GENERADORESDE

SOBRETENSIÓN

ZONAA

TIERRA

ZONA ATIERRA

NO AISLADA

ZONA ATIERRAAISLADA

AISLADORES

CONECTORESMECÁNICOS

CONEXIÓNEXOTÉRMICA

TORNILLOSDE COBREO BRONCE

Figura 38. Barraje equipotencial 7.8 CAJAS DE INSPECCIÓN Cada sistema de puesta a tierra debe tener una caja de inspección cuadrada de 0,3 m de lado ó circular de 0,3 m de diámetro con su respectiva tapa de concreto de 2 500 psi (véase la Figura 39)

30 cm

30 cm

50 cm 50 cm

Figura 39. Caja de inspección 7.9 MATERIAL TRITURADO O CAPA SUPERFICIAL


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La escogencia del material para la capa superficial puede afectar mucho el diseño de una malla de puesta a tierra, ya que dependiendo de su resistividad, aumentan o disminuyen los límites máximos permisibles de la tensión de contacto y de paso que garantizan la seguridad de las personas en la subestación. Para efectos de aplicaciones en SPT, se considera ideal que el comportamiento de la gravilla sea de baja sensibilidad a cambios en la humedad, puesto que queda a la intemperie. Dicho material debe ser de alta resistividad (más de 3 000 Ω.m). Con el propósito de proporcionar descripciones generales de los materiales que podrían llegar a ser adecuados para la implementación de sistemas de puestas a tierra en subestaciones, se recomienda tener en cuenta los siguientes criterios: - Preferir material triturado proveniente de rocas ígneas. Los fragmentos deben tener

formas angulosas, con tamaño promedio de 1 pulgada. - El material proveniente de explotaciones aluviales (río o quebrada) conocido como

canto redondo presenta diversidad de composición litológica. Una granulometría menor a 3/4 de pulgada no presenta un comportamiento adecuado.

- En todos los casos la gravilla debe estar bien lavada, de manera que se garantice un

contenido despreciable de finos o partículas con diámetros menores que 0,074 mm y su contenido no debe superar el 5 % en peso.

- A mayor tamaño se pueden manejar mayores valores de tensiones permisibles de

contacto y de paso, bajando costos en cuanto a la construcción de la puesta a tierra. - El espesor de la capa a utilizarse puede variar entre 10 cm y 20 cm. 7.10 CONSIDERACIONES SOBRE LA CORROSIÓN Puede considerarse por corrosión el proceso mediante el cual se deteriora una sustancia o hay variaciones en sus propiedades debidas a la acción del medio circundante, puede ser de varios tipos: químicas, electrolíticas o físicas, es importante por lo tanto, tener en cuenta sus efectos cuando se llevan a cabo diseños en conductores que se encuentren enterrados en medios corrosivos. Para la utilización de estos materiales es importante tener en cuenta consideraciones como el potencial relativo de corrosión de los mismos y la electronegatividad, pues como en la mayoría de las reacciones químicas, ésta juega un papel muy importante, los elementos más electronegativos tenderán a ganar electrones, reduciéndose, mientras que los menos electronegativos donaran los suyos oxidándose y por ende corroyéndose. A continuación se presenta una tabla con los valores de los potenciales de algunos metales lo cual ayudará a identificar que tipo de materiales son preferibles para este fin y su electronegatividad.

Tabla 13. Tabla de electronegatividad

Corrosión Metales Menos Corrosivo (Cátodos) Oro (metal noble) (+ 1,5)

Plata (+ 0,799) Acero Inoxidable (1,9) Cobre- Bronce (+ 0,35) Latón (65 % Cu, 35 % Zn)


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Plomo (1,9) Hierro (- 0,44) Zinc(- 0,76

Materiales Activos (Ánodos) Aluminio (- 1,67) El cobre es uno de los mejores materiales usados para puestas a tierra y conductores subterráneos. El forma de alambre es particularmente adecuado cuando se esperan bajas corrientes de fuga; sin embargo, el efecto adverso de las sales disueltas, ácidos orgánicos y suelos ácidos se hará notar, por lo general. El acero en cimientos de concreto generalmente está protegido contra la corrosión y puede actuar como electrodo satisfactorio si se prevé la continuidad eléctrica y la conductividad adecuada. El acero en el concreto tiene un electropotencial similar al del cobre y puede, por lo tanto, estar unido al cobre a electrodos recubiertos de cobre. Sin embargo, es necesario notar que el acero galvanizado es muy electronegativo tanto al cobre como al acero en el concreto de manera que un electrodo a tierra de acero galvanizado desnudo no debe estar unido a cualquiera de ellos. Corrosión debida a la interconexión con otro elemento metálico No se debe subestimar la posibilidad de que se dañen cables, otros servicios subterráneos y accesorios metálicos estructurales en la vecindad de los electrodos a tierra, a los cuales está unido el sistema a tierra, debido a la acción electrolítica entre metales disímiles. La tasa de corrosión depende de los metales involucrados y, hasta cierto punto, de sus áreas superficiales relativas. En algunos casos la conexión de accesorios metálicos subterráneos en la cercanía también puede aumentar la tasa de corrosión del material de los electrodos a tierra. Se deben seleccionar materiales compatibles con los accesorios circundantes, o tomar otras precauciones.

CAPÍTULO 8. CONSTRUCCIÓN Quien tiene la responsabilidad de ejecutar la obra de un SPT, no siempre dispone de un diseño formal y aprobado, pero si su sentido de responsabilidad le indica que debe instalar los mejores materiales, aquí encontrará algunos criterios que lo orientarán en su elección. Es muy importante que estos trabajos se coordinen con otras tareas y se ubiquen en el cronograma de obra. Las medidas de salud ocupacional no pueden ser ignoradas, puesto que pueden presentarse accidentes durante la ejecución. 8.1 CONDUCTORES A continuación se resumen los principales criterios a tener en cuenta, para tender los conductores de un sistema de puesta a tierra. Un conductor de cobre desnudo o de acero, bajo tierra, el cual forma parte de un SPT, debe estar a una profundidad cercana a 50 cm, con lo cual se protege el conductor y las conexiones. El aluminio sólo se debe usar en la red equipotencial. Cuando las condiciones del terreno restringen la profundidad de la instalación, o cuando la resistividad del suelo es excesiva, es posible que se requieran medidas adicionales para alcanzar gradientes de potencial aceptables en la superficie del terreno. Cuando un conductor está enterrado bajo cercas de metal y la cerca tiene puesta a tierra independiente, el conductor debe estar aislado a través de un tubo no metálico con una longitud no inferior a 2 m a cada lado de la cerca o, como alternativa, se puede usar un conductor aislado.


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Cuando se tengan que fijar a estructuras, se deben usar abrazaderas que eviten el contacto directo entre el conductor y una estructura, para que no haya acción electrolítica. Los conductores de puesta a tierra, ubicados en zanjas que contengan cables de energía se deben fijar en la parte superior de las paredes, Las platinas de cobre en contacto con acero galvanizado deben estar estañadas para evitar la acción electrolítica. Si las platinas de aluminio se deben doblar en ángulos agudos, se debe hacer en una máquina dobladora para evitar la concentración de tensiones. El aluminio está expuesto a la corrosión cuando está inmerso en cemento Portland y mezclas de mortero. Por lo tanto, se deberá evitar el contacto de estos materiales con el aluminio, a menos que esté protegido, caso en el cual no se debe instalar un conductor de aluminio a menos de 250 mm sobre el nivel del terreno. Todos los cruces de conductores de una malla de puesta a tierra deben estar unidos con soldadura exotérmica. No se debe perforar ninguna platina conductora para pasar un tornillo cuyo diámetro sea superior a una tercera parte del ancho de la platina. Si se excede ese diámetro, entonces se debe colocar una arandela en la unión de la platina. Siempre que sea posible, las uniones entre platinas deberán estar soldadas eléctricamente, bien sea con la técnica de arco de tungsteno con gas inerte (TIG) o arco metálico con gas inerte (MIG). También se pueden soldar con cordón de oxi-acetileno o a presión en frío. Es posible obtener buen contacto con herramientas de compresión certificadas para conductores circulares. Los conductores circulares y rectangulares se pueden unir con abrazaderas de tornillo en la red equipotencial. Los conductores rectangulares se pueden unir con una perforación y tornillo. Al hacer una unión atornillada, se debe limpiar muy bien la superficie con un cepillo de alambre y aplicar inmediatamente a ambas superficies una grasa contactal o compuesto certificado para uniones. Luego se aprietan los tornillos y se limpia todo el exceso de grasa del compuesto. Para asegurar que la presión de contacto sea la indicada y para evitar exceso de tensión se debe usar torquímetro.

Tabla 14. Torque de apriete para tornillo

Tamaño del perno

Pernos de bronce de silicio, de acero galvanizado o acero inoxidable Pernos de aluminio (lubricados)

(pulgadas) (lbf - pulgada) (lbf - pie) (N - m) (lbf - pulgada) (lbf - pie) (N - m) 3/8

13/32 7/16 1/2 9/16 5/8

240 288 360 480 576 660

20 27 30 40 48 55

27 32 41 54 65 75

168 204 240 300 284 480

14 17 20 25 32 40

19 23 27 34 43 54


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Los empalmes entre aluminio y cobre se hacen con tornillo, soldados a presión en frío o soldados por fricción y deben estar instalados con las caras acopladas en el plano vertical a una distancia mínima de 250 mm sobre el nivel del terreno. En los empalmes con tornillo, se deben limpiar muy bien las superficies de las caras que se acoplen (con cepillo de alambre) y se debe aplicar grasa contactal; la superficie de cobre debe ser estañada en caliente. Después de aplicar el torque correcto a los tornillos, se debe limpiar el exceso de grasa o compuesto. Se puede proteger la unión con pintura bituminosa o una cinta certificada. Para uniones de cobre con cobre, se ha encontrado que los siguientes métodos son satisfactorios: a) Soldadura dura con un material libre de zinc y un punto de fusión no inferior a 600 °C. b) Atornillado con torque. c) Ribeteado y soldado con estaño. d) Soldadura exotérmica. e) Soldadura de presión en frío. Los terminales para conexión del conductor de puesta a tierra de equipos deben quedar, hasta donde sea posible, verticales. Cuando se trate de metal pintado, la pintura se debe remover cuidadosamente. Los conectores deben estar estañados cuando se conecten a metales galvanizados. En tableros de distribución es necesario tener conductores de puesta a tierra y barrajes equipotenciales montados sobre aisladores. Es necesario evitar lazos o rutas paralelas para las corrientes a tierra, las cuales puedan afectar adversamente el funcionamiento de la protección. Se debe proporcionar una barra principal de puesta a tierra, que permita las conexiones más cortas a todos los equipos. De la barra principal se deben sacar conexiones a cada equipo, pero si existen muchos, es preferible un halo o anillo con ramificaciones cortas. La intención es tener un sistema radial siempre que se pueda por razones económicas. Las conexiones de DPS deben tener una amplia sección transversal y deben ser tan directas y rectas como sea posible (menos de 50 cm); no deben pasar a través de tuberías de hierro u otras piezas de acero o de metal, las cuales aumentarán la impedancia de la onda de la conexión. Estas conexiones deben estar conectadas lo más corto posible con el SPT, puesto que para proteger eficazmente los equipos es esencial que exista una conexión de baja impedancia entre los equipos y los DPS. 8.2 PUENTES DE CONEXIÓN EQUIPOTENCIAL Se deben hacer las conexiones equipotenciales pertinentes para asegurar la continuidad eléctrica y la capacidad de transporte de cualquier corriente de falla que se pueda producir. El puente de conexión equipotencial principal no debe ser de menor calibre que el establecido en la Tabla 250-94 de la NTC 2050 para el conductor a tierra; si el área total de los conductores de


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fase de la acometida excede el área máxima de la Tabla 250-94, el puente equipotencial principal no debe ser menor que el 12,5 % de los del conductor de fase; además, se deben tener en cuenta los siguientes lineamientos: - Material: los puentes de conexión equipotencial principal y de equipos deben ser de

cobre u otro material resistente a la corrosión y pueden ser un alambre, una barra conductora, un tornillo o un conductor similar.

- Construcción: cuando la conexión equipotencial principal sea un solo tornillo, se debe

identificar mediante un color verde que sea bien visible una vez quede instalado. Para los puentes en fleje, debe guardarse una relación mayor de 5:1 entre el largo y el ancho.

- Conexiones roscadas: cuando haya tubo metálico rígido o tubo metálico intermedio,

las uniones mediante conexiones roscadas o tubos roscados en los armarios y envolventes se deben apretar con llave.

- Cable de acometida con blindaje o cinta metálica: un cable de acometida que tenga

pantalla metálica puesta a tierra y un neutro no aislado en contacto eléctrico continuo con su pantalla, se debe considerar que está puesto a tierra.

- Conexión del terminal de puesta a tierra de un tomacorriente a una caja: para

conectar el terminal de puesta a tierra de un tomacorriente, del tipo con polo a tierra, con una caja puesta a tierra, se debe usar un puente de conexión equipotencial de equipos.

- Conexiones equipotenciales en lugares clasificados como peligrosos:

independiente de la tensión de una instalación eléctrica, se debe asegurar la continuidad eléctrica de las partes metálicas no portadoras de corriente de los equipos, canalizaciones y otras envolventes en los lugares clasificados como peligrosos.

- Conexión equipotencial de sistemas de tuberías y acero estructural expuesto: el

sistema interior de tuberías metálicas para agua se debe conectar equipotencialmente a la pantalla de la acometida o al conductor del electrodo de puesta a tierra, o a uno de los electrodos de puesta a tierra de la instalación. Los puntos de conexión del puente deben ser asequibles.

8.3 ELECTRODOS Se pueden diseñar puestas a tierra con varillas, mallas, tubos, placas o cintas metálicas. Para el caso de las varillas, también llamadas barras, picas, jabalinas o estacas, que son las más utilizadas, es donde se presenta la mayor violación a normas de calidad. La longitud mínima para varillas de puesta a tierra es de 2,4 m. Los electrodos tipo varilla avalados por las normas son: - Acero galvanizado: se admiten para terrenos no corrosivos, con recubrimiento de 70 μm. - Acero inoxidable: están avalados por las normas. - Bronce: las normas los avalan si tienen como mínimo el 80% de cobre. - Cobre sólido: indudablemente son las de mayor vida útil. Su única debilidad radica en

que al tratar de introducirlas a golpes, se pueden deformar; no obstante, esto se suple con una herramienta de perforación.


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- Copperweld: es una marca registrada del proceso Solid Cladding que consiste en una fundición libre de oxígeno, para adhesión del cobre al acero mediante temperatura y presión. Hoy en día este proceso se emplea solamente en fabricación de alambres y cables.

- Electrodepositadas (Copper Bonded Ground Rods o Copper Clad): son varillas de

acero con un recubrimiento de cobre por medio de un proceso de electrodepositación. Para este recubrimiento, la IEC 60364-5-54 exige mínimo 100 μm y la UL 467 exige 250 μm. También se fabrican otras de tres metales, acero recubierto de cinc y luego de cobre.

Se pueden acoplar las varillas para obtener mayores longitudes. En general, se preferirá cierta cantidad de varillas en paralelo a una sola varilla; sin embargo, las varillas enterradas profundamente son eficaces cuando disminuye la resistividad del suelo con la profundidad, o cuando se presenta un substrato de baja resistividad a profundidades superiores a aquellas a las cuales se entierran las varillas. Otros factores que afectan la decisión de enterrar electrodos profundos o usar varios en paralelo, es el costo que implique enterrarlos a medida que aumenta la profundidad y el número de acoples. Esto se puede compensar reduciendo el diámetro de las varillas puesto que una varilla con un diámetro de 12,5 mm se puede enterrar a profundidades considerables sin deformarla o doblarla, si se adopta la técnica apropiada. La conexión a los electrodos en forma de placa de cobre debe ser en conductor de cobre, soldado, ribeteado o asegurado sin emplear materiales que puedan causar corrosión. La conexión entre la placa y un punto para desconexión, deberá estar aislada para reducir la acción electrolítica. Las placas deben estar colocadas verticalmente y la profundidad debe ser tal que la tierra circundante esté siempre húmeda. Se debe remover suficiente estrato sólido y reemplazarlo con tierra fina u otro relleno para obtener baja resistencia. Los tubos pueden ser de hierro forjado de no menos de 100 mm de diámetro, de 2,5 a tres metros de largo y 13 mm de espesor. Su instalación, en las mismas áreas efectivas, puede ser más costosa que la de las placas o varillas. Se estima que son menos durables que las varillas de cobre. En algunos casos, cuando se presentan estratos rocosos impenetrables o suelos de alta resistividad a profundidades relativamente pequeñas, se puede obtener una gran ventaja enterrando las varillas a un ángulo de cerca de 30° o 45° de la horizontal, aumentando así la longitud instalada para una profundidad dada. Los flejes o cables horizontales tienen ventajas especiales en suelos de alta resistividad y capas poco profundas. No deben tener menos de 25 mm por 3 mm de sección, preferiblemente de cobre desnudo. Usualmente, el espesor de una platina que sirve como electrodo no es superior a un octavo de pulgada. Si la resistencia requerida necesita cierta cantidad de electrodos conectados en paralelo, se pueden instalar contrapesos bien sea en líneas paralelas o radiando desde un punto. Se debe tener especial cuidado al colocar estos electrodos para evitar el daño de las operaciones agrícolas. Un alambre metálico, una varilla, o una forma estructural que esté embebido en concreto y que no esté aislado del contacto directo con el terreno, constituirá un electrodo aceptable de puesta a tierra. La profundidad del concreto debajo del piso terminado no deberá ser inferior a 300 mm y se recomienda una profundidad de 750 mm. El conductor debe ser de cobre no menor que 2


78

AWG, no debe tener una longitud inferior a 6,0 m y permanecerá dentro del concreto excepto los puntos de conexión. El conductor debe colocarse tan recto como sea posible. Los elementos de metal pueden estar compuestos de un número de longitudes más cortas, formando un arreglo dentro del concreto y conectado al sistema de refuerzo estructural. No se debe usar la tubería de suministro de agua como puesta a tierra. El uso de la tubería del acueducto como electrodo a tierra de una instalación era común hace décadas, pero actualmente no es válido este criterio, porque se usan materiales no conductores para nuevas instalaciones. En general, las tuberías metálicas como de petróleo, gas, aire comprimido o drenaje, deben estar unidas a los conductores de puesta a tierra, pero no se deben usar como el único electrodo de puesta a tierra. Los equipos auxiliares, como los tableros de control, el acero de refuerzo de la construcción y las instalaciones contra incendio tendrán conexiones ramificadas del SPT. 8.4 CONEXIÓN EXOTÉRMICA Es una unión a nivel molecular. Consiste en una reacción química en la que se reduce óxido de cobre mediante aluminio en polvo así:

3CuO + 2Al = 3Cu + Al2O3 + calor Al combinarse el aluminio con el oxígeno se forma alúmina y se precipita cobre metálico en forma líquida debido al calor de la reacción. Se llama exotérmica por el desprendimiento de calor. Al aplicarla, deben seguirse las siguientes normas de seguridad: - Aunque el entrenamiento es corto, sólo personal capacitado y entrenado debe aplicar

esta soldadura. - La pólvora que se usa como iniciador es un material inflamable, debe manejarse con

sumo cuidado, alejándola de fuentes de calor o chispas. - Los humos generados no son tóxicos, pero si densos, por lo que debe evitarse su

inhalación. Use siempre mascarilla contra humo. - Como se originan temperaturas altas, es obligatorio el uso de guantes de cuero. - Si se va aplicar en áreas clasificadas como peligrosas deben hacerse con moldes

aprobados para este uso. - Si no deja las superficies limpias y secas, la soldadura es de mala calidad. - El transporte por cualquier medio no representa peligro.


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CAPÍTULO 9. MEDICIONES EN UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA El objetivo de realizar mediciones de un SPT es determinar de un lado, el cumplimiento del diseño y la construcción y por otro verificar periódicamente las condiciones de mantenimiento y operatividad del sistem, para garantizar la seguridad de la instalación y minimizar el riesgo eléctrico para las personas, animales, vegetación y medio ambiente. 9.1 MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA La medición de la resistencia o impedancia de puesta a tierra así como los gradientes de potencial en la superficie es necesaria por diferentes razones, entre ellas: - Determinar la resistencia de las conexiones a tierra. - Detectar la necesidad de un nuevo sistema de puesta a tierra. - Determinar cambios requeridos en el SPT. Se verifica si es posible o no incorporar

nuevos equipos o utilizar el mismo sistema de puesta a tierra para protección contra descargas atmosféricas y otros.

- Controlar las tensiones de paso y de contacto y su posible aumento. - Diseñar nuevas protecciones para el personal y los circuitos de potencia y

comunicación. Se debe tener cuidado de no desconectar el sistema de puesta a tierra en estudio y considerar los componentes que estén conectados a él, antes de llevar a cabo los procedimientos, verificando previamente la no existencia de corrientes circulantes por tierra. Por considerarse prácticas y de aplicación universal, se aceptan como medidas válidas de resistencia de puesta a tierra las que se logren obtener utilizando alguno de los métodos descritos en la norma IEEE Std-81-1983, que se describen brevemente a continuación. Otros métodos distintos pueden ser utilizados con fines de mediciones de referencia, sujetos a su correcta aplicación. En caso de medir en áreas donde se encuentren objetos metálicos enterrados (tuberías, etc.) se requiere realizar mediciones ortogonales e interpretar las gráficas resultantes, para eliminar la influencia de estos objetos. La resistencia de puesta a tierra debe medirse después de completar la construcción o para verificar los cambios en las condiciones que puedan afectar el valor máximo de corriente por tierra, así como el GPR en las áreas aledañas a la propia subestación, la resistencia de puesta a tierra de la subestación, o las diferencias de potencial locales. 9.1.1 Método de dos puntos Este método está sujeto a grandes errores para valores bajos de resistencia de puesta a tierra o cuando dos PT están cerca. Mide la resistencia total de la PT y un electrodo auxiliar. El valor medido en ohmios será la resistencia de la puesta a tierra, si la de la tierra del electrodo auxiliar es insignificante. Normalmente este método se utiliza para determinar la resistencia de un electrodo simple en un área residencial donde se tiene además un sistema de suministro de agua, que utiliza


80

tuberías metálicas sin conexiones o aislantes plásticos (electrodo auxiliar). La resistencia del sistema de suministro de agua en el área se asume muy pequeña (alrededor de 1 Ω) en comparación con la resistencia máxima para un electrodo simple de un inmueble (alrededor de 25 Ω).

Electrodo de PTbajo prueba

Cables

C1 P1C2 P2

Termómetro

Escala muestravalor de resistencia

Puentes

Tierra

Tubería de agua(matálica)

Figura 40. Método de los dos puntos 9.1.2 Método de tres puntos Este método implica el uso de dos puestas a tierra con configuración similar a la que se quiere medir. Los electrodos provisionales tomados como patrón, tienen como resistencias r2 y r3 y el electrodo bajo prueba se denomina r1. La resistencia entre cada par de electrodos se mide y se señala como r12, r13, y r23, donde r12 = r1 + r2, etc. Solucionando las ecuaciones simultáneas, se tiene que

( ) ( ) ( )2

2313121

rrrr

++=

Por lo tanto, midiendo la resistencia de cada par de los electrodos de tierra en serie y substituyendo estos valores en la ecuación anterior, se puede determinar el valor de r1. Si los dos electrodos patrón tienen resistencias substancialmente más altas que el electrodo bajo prueba, los errores de las medidas individuales elevarán los resultados finales. Además, este método puede dar valores erróneos, tales como resistencia cero o negativa, si los electrodos no son separados por una distancia suficientemente grande. Por lo tanto, este método se dificulta para subestaciones grandes.


81

R1

R3

R2

R1

R2

R3

Ry

Rz

Rx

Reistenciaequivalente de X

Circuitoequivalente

Tierra

Rz

Ry

Rx

Electrodode PAT

Ohmetro

Electrodoauxiliar

Electrodoauxiliar

Dado que:Rx + Ry + 0 = R1Rx + 0 + Rz = R20 + Ry + Rz = R3

Se tiene:R1 + R2 - R3

2Rx =

Figura 41. Método de los tres puntos En este método se utilizan electrodos auxiliares que se presuman sean de resistencia similar a la puesta a tierra bajo estudio, para obtener mejores resultados. Dichos electrodos auxiliares se clavan de tal modo que queden lo suficientemente alejados y no se solapen las áreas de influencia de cada uno y evitar resultados absurdos. Se recomienda una distancia de ocho metros o más cuando se estudie un electrodo tipo varilla. En este método existen influencias marcadas por objetos metálicos enterrados y no hay forma de eliminar dicha influencia. No es muy efectivo al evaluar resistencias de puesta a tierra pequeñas o donde la resistencia de contacto de los electrodos sea elevada. Otra desventaja es que considera que el terreno es completamente homogéneo. Por estas razones es poco utilizado. Sin embargo, puede ser útil cuando existen limitaciones de espacio y no se pueden colocar los electrodos en línea recta para realizar una medición con el método de caída de potencial, por ejemplo. 9.1.3 Método de proporción Originalmente llamado Ratio Method. Este método compara la resistencia del electrodo bajo prueba con una resistencia conocida, generalmente con la misma configuración del electrodo según el método de caída de potencial. Siendo un método de comparación, las lecturas de resistencia son independientes de la intensidad de corriente de la prueba. 9.1.4 Método de Caída de Potencial Es el más utilizado en el mundo. Este método presenta varias opciones y es aplicable a todos los tipos de SPT (véase la Figura 42). Básicamente se hace una medición de resistencia con respecto a un electrodo de tierra alejado.


82

I

V

E P

b

V V

P CP

2 1

2 1

Xd

Electrodoen prueba

Electrodode potencial Electrodo

de corriente

X C

E

POTENTIALPROBE AT P

TRUE RESISTANCE

POTENTIALPROBE AT P

POTENTIALPROBE AT P2 1

AP

PA

RTE

NT

RE

SIS

TAN

CE

Figura 42. Método de caída de potencial El método consiste en inyectar corriente a través de un electrodo de prueba denominado de corriente y medir la elevación de potencial en otro electrodo auxiliar denominado de potencial. Conocido el valor de tensión y el valor de corriente se podrá obtener mediante Ley de Ohm el valor de resistencia. Los tres electrodos se mantienen en una línea recta y se va corriendo el electrodo de potencial hacia el electrodo de corriente para hacer sucesivas mediciones de resistencia. Aunque el método se utiliza universalmente, presenta dificultades y fuentes de error para medir resistencias de grandes SPT como subestaciones y plantas. Estas dificultades ocurren principalmente debido al tamaño, la configuración del sistema y la heterogeneidad del suelo. Si la distancia d es bastante grande con respecto al SPT, la parte del centro de la curva de caída de potencial tiende a ser casi horizontal. Se acepta generalmente, aunque no siempre, que la sección casi horizontal de la curva da la resistencia Rg. Para la medición de la resistencia, la fuente de corriente está conectada entre la PT en el punto designado con E y un electrodo de corriente situado a una distancia de varios cientos de metros de la subestación. El circuito de medida de potencial se conecta entre E y un electrodo de potencial P ubicado fuera de la subestación. Este electrodo de potencial se debe mover en incrementos iguales, comenzando cerca de la subestación hasta el electrodo de corriente. El gráfico que resulta debe asemejarse a la curva de la Figura 42. Para grandes SPT, puede no ser práctico alejarse una distancia según el método, puesto que la sección plana u horizontal de la curva tiende a desaparecer. En este caso, las distancias requeridas pueden no ser prácticas o posibles, especialmente donde el hilo de tierra de las líneas de transmisión y los alimentadores de neutro conectados a la tierra de la subestaciones se extiende al área de influencia. Por lo tanto, no se obtendrá la porción plana supuesta de la curva y deben emplearse otros métodos de interpretación. El trabajo previo ha demostrado que cuando el suelo no es uniforme y la separación no es grande comparada a las dimensiones de tierra del sistema, la regla del 61,8 %, corresponde a la porción plana supuesta de la curva.


83

Debe observarse que la ubicación del electrodo de potencial P sea en el lado opuesto con respecto al electrodo C (es decir, en P2) dará lugar siempre a una resistencia más pequeña que la resistencia real. Además, cuando P está situado en el mismo lado que el electrodo C (es decir, en P1), hay una localización particular que da la resistencia real. La mayor ventaja del método de caída de potencial es que el potencial y los electrodos pueden tener resistencia substancialmente más alta que el sistema de tierra bajo prueba, sin afectar perceptiblemente la exactitud de las medidas. Cuando se aplica este método a torres de líneas de transmisión, se debe tener en cuenta que si se hace con un telurómetro de baja frecuencia, deben desconectarse los cables de guarda, pero si se emplea un telurómetro de alta frecuencia no se requiere desconexión. 9.2 MEDICIÓN DE TENSIONES DE PASO Y CONTACTO Las tensiones de paso y contacto calculadas deben comprobarse antes de la puesta en servicio de subestaciones de media y alta tensión, para verificar que estén dentro de los límites admitidos. Las mediciones se harán preferiblemente en la periferia de la instalación de la puesta a tierra. Los electrodos de medida para simulación de los pies deben tener una superficie de 200 cm2 cada uno y ejercer sobre el suelo una fuerza de 250 N (25 kg) cada uno. Se deben emplear fuentes de alimentación de potencia con suficiente capacidad de corriente para simular la falla, para evitar que las medidas queden falseadas por corrientes espurias o parásitas circulantes por el terreno. En consecuencia y a menos que se emplee un método de ensayo que elimine el efecto de dichas corrientes parásitas, por ejemplo, método de inversión de la polaridad, se procurará que la corriente inyectada sea del 1 % de la corriente para la cual ha sido dimensionada la instalación y en cualquier caso, no inferior a 50 A para centrales y subestaciones de alta tensión y 5 A para subestaciones de media tensión. En todos los casos, se asume que existe proporcionalidad para determinar las tensiones máximas. 9.2.1 Especificaciones de los electrodos de medida La forma de los electrodos auxiliares de medida (que simulan los pies humanos) puede ser cualquiera, aunque generalmente suele adoptarse la circular (con un diámetro de 16 cm) o la rectangular (20 cm x 10 cm, por ejemplo). De la naturaleza del metal y el grado de asentamiento de los electrodos auxiliares de medida dependerá la resistencia de contacto. Se recomienda utilizar aceros cromados, niquelados o inoxidables, u otros metales que como el latón, bronce o cobre, que presenten superficies pulidas difícilmente alterables. Aunque los resultados de las mediciones variarán notablemente con el tipo de contacto que establezcan los electrodos con el terreno, no es necesario dotar la base de éstos con un sistema de acolchado para conseguir una mayor contacto con el terreno, pero se recomienda eliminar protuberancias e irregularidades, por lo menos superficialmente. 9.2.2 Medición de las tensiones de paso y contacto Sobre un plano de la instalación, según su tamaño, se trazan una serie de radios partiendo del centro geométrico en los que se acotarán segmentos que representen, en la realidad, distancias de un metro, tanto interiores como exteriores, además de todos aquellos puntos singulares donde se considere necesario efectuar mediciones, ya sea por corresponder a soportes metálicos de equipos, mallas metálicas de cerramiento, puertas metálicas de acceso, rejillas de ventilación accesibles a personas, carriles para el desplazamiento de


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transformadores y en general, cualquier otro tipo de elemento que en un momento dado pueda estar expuesto al contacto de las personas, referenciando todos los lugares con una clara identificación. Para grandes instalaciones, deberá realizarse la inyección de corriente que simula la falla con la ayuda de una línea eléctrica que salga de la instalación y que se pone a tierra (contratierra) varios kilómetros mas allá de la misma (en otra instalación, por ejemplo), siendo indiferente el extremo escogido para efectuar la conexión del grupo electrógeno o transformador de alimentación. De existir varias líneas, puede repetirse la prueba instalando la contratierra en cada una de ellas y tomar como resultado, los valores más desfavorables. En instalaciones más pequeñas, puede utilizarse un generador autónomo de corriente alterna o bien hacer uso de una red de baja tensión próxima, pero es conveniente que la contratierra esté lo más alejada posible de la instalación que se mide. Para instalaciones nuevas, se deben efectuar las mediciones antes de proceder a la etapa de acabados asfálticos, de grava o de cualquier tipo de pavimentación, con el fin de poder adoptar medidas adicionales sin excesiva dificultad, aunque las lecturas de las tensiones de paso y contacto sean superiores a las realizadas con todos los acabados. La realización de las mediciones en instalaciones que no estén dentro del casco urbano, en general no presentan dificultades. En las instalaciones urbanas densas, surgen inconvenientes para la instalación de la tierra auxiliar o contratierra pues en general, no es fácil clavar electrodos en las aceras o calzadas. En estos casos, la contratierra deberá ser la tierra correspondiente a otra instalación, efectuándose la inyección de corriente por un cable subterráneo que esté conectado a la instalación a medir y la que haga de tierra auxiliar. La instalación de los componentes del esquema de medida se muestra en las Figuras 43 y 44. Se irán efectuando sistemáticamente las mediciones en todos los puntos marcados, anotándose el valor de la corriente que circula (que deberá controlarse para que permanezca, lo mas constante posible, en el valor establecido) y la tensión medida, así como el sitio del punto de medición. En estas figuras se tiene: G: Generador (Grupo electrógeno, transformador, etc.) VT: Variador de tensión TI: Transformador de corriente A: Amperímetro R: Resistencia de 1 000 Ω e: Electrodos de 200 cm2 de superficie, con un peso de 25 kg cada uno y separados 1 m

entre sí. T A: Tierra auxiliar T: Sistema de puesta a tierra de la instalación a medir. ________________________ 1 En instalaciones de alta tensión, la medición de las tensiones de paso y contacto puede obligar a efectuar la

inyección de corriente desde algunos kilómetros de distancia con una línea de alta tensión, alimentada desde baja tensión, por un transformador AT/BT


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~v

A

TI

R

e e

VT G

TA

T

1 m

Figura 43. Esquema para la medición de tensión de paso

~V

A

TI

R

e

VT G

TAT

1 m

e

Figura 44. Esquema para la medición de tensión de contacto 9.3 EQUIPOS DE MEDICIÓN Un telurómetro o equipo para mediciones de resistividad y resistencia de puesta a tierra debe cumplir los siguientes requisitos: a) La resistencia se puede medir con los instrumentos comercialmente disponibles, que

dan lecturas directamente en ohmios. Se equipan con baterías, sin embargo, se pueden obtener resultados aproximados con un amperímetro y un voltímetro portátiles de CA.


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b) Tener dos electrodos auxiliares de prueba. c) El conductor debe ser flexible 14 AWG o superior, aislado a 600 V y de suficiente

longitud. d) Disponer de conectores de mordaza para conectar los conductores de prueba. e) Tener incorporada alarma para el caso de no cerrarse el circuito. f) Su frecuencia de trabajo no debe coincidir con un armónico. g) La pantalla debe ser visible aún a pleno sol. h) Traer instrucciones del fabricante para la conexión y la toma de datos. La resistencia de un electrodo de tierra normalmente es determinada con corriente alterna, pero si se hace con corriente continua, debe alternarse para evitar la posible polarización de los electrodos causados por la corriente directa. En cuanto a la frecuencia utilizada por los equipos de medición, se tiene un rango entre 50 Hz y 25 kHz. Esto permite al equipo descartar o neutralizar las corrientes perturbadoras provenientes del sistema. En el caso de sistema eléctricos de gran tamaño en las áreas de distribución y transmisión el uso de bajas frecuencias (20 Hz a 1 800 Hz) es el más utilizado y determina el valor estático de la puesta a tierra. Sin embargo, la mayoría de los fenómenos dinámicos que afectan a un sistema de transmisión o distribución de energía eléctrica, denotan una alta frecuencia, por ejemplo, las sobretensiones atmosféricas, las fallas a tierra, las sobretensiones de maniobra, etc. se ven caracterizados por frecuencias que oscilan por el orden de los Mhz. La componente inductiva en grandes SPT representa un mayor porcentaje de la impedancia total de puesta a tierra, ya que el valor de resistencia de la misma suele ser de 1 Ω o menos. Por ello, en estos sistemas también se hacen pruebas a altas frecuencias (25 Khz) para revisar el comportamiento del mismo ante fenómenos transitorios. La desproporción entre el valor dinámico y estático de la impedancia de puesta a tierra puede alcanzar hasta un 300 % o más. Para grandes subestaciones ubicadas fuera de zonas urbanas, donde existe menor probabilidad de que potenciales transferidos afecten personas o equipos en áreas vecinas, se pueden inyectar corrientes del orden de decenas de amperios. Esto no implica que no se puedan utilizar corrientes de baja magnitud en estos sistemas, aunque el uso de corrientes elevadas puede permitir un estudio más completo. En cuanto a la magnitud de las corrientes utilizadas en la medición de la resistencia de puesta a tierra van desde unos pocos miliamperios hasta cientos de miliamperios para sistemas instalados en zonas urbanas, a fin de evitar posibles potenciales transferidos que son peligrosos para las personas. 9.4 MEDICIÓN DE EQUIPOTENCIALIDAD Los conductores de un SPT son una parte importante, puesto que previenen la elevación de potenciales de falla. Si ellos han sido bien dimensionados, el SPT funcionara de forma adecuada. Por lo anterior, es importante medir la equipotencialidad o continuidad y resistencia de dichos conductores. Según las normas vigentes, es posible efectuar las mediciones tanto en corriente alterna como en continua, con una tensión entre 4 V y 24 V. Con base en el principio


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de caída de potencial para medir resistencias, se emplea un voltímetro y un amperímetro. Véase la Figura 45. Se inyecta corriente al circuito por medio de la batería y la resistencia interna del instrumento. Mediante el amperímetro y el voltímetro se obtienen la corriente y caída de tensión en la resistencia externa (conductor). La resistencia se calcula mediante la Ley de Ohm. Se debe considerar el efecto diodo, ya que en las conexiones oxidadas puede darse un comportamiento galvánico donde la resistencia depende de la polaridad de la tensión aplicada. Por lo anterior, los instrumentos deben estar dotados de un mecanismo para cambiar la polaridad de la tensión de prueba.

V

I

Figura 45. Principio de medición Al invertir la polaridad, se pueden obtener dos resultados de resistencia de conductor, en este caso, se debe escoger más alta. Los valores máximos de resistencia: - Para una conexión de puesta a tierra: 10 mΩ - Para un enlace equipotencial: 0,1 Ω - Entre los puntos extremos de una puesta a tierra: 1,0 Ω - Entre el barraje equipotencial y la puesta a tierra: 5 mΩ - Para los conductores bajantes: 0,3 Ω - Para el conductor de neutro: 0,25 Ω


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CAPÍTULO 10. MANTENIMIENTO DE UN SPT Los componentes del SPT tienden a perder su efectividad después de unos años, debido a la corrosión, daños relacionados con fallas, daños mecánicos e impactos de rayos. La inspección y programas de mantenimiento deberían ser exigidos por una autoridad, el diseñador, el constructor o el propietario de la instalación. Los trabajos de inspección y mantenimiento deben estar coordinados. El mantenimiento de un SPT es importante incluso cuando el diseñador haya tomado precauciones adicionales a los requisitos de la norma, tales como protección contra la corrosión o sobredimensionamiento de los componentes. El programa de mantenimiento debe garantizar una continua actualización del SPT para el cumplimiento de esta norma. Si una inspección muestra que las reparaciones son necesarias, estas deben ser realizadas sin retrazo y no ser pospuestas hasta el próximo ciclo de mantenimiento. El mantenimiento del SPT debe ser parte del programa de mantenimiento de la empresa y debe contener una lista de verificación para procedimientos de rutina. 10.1 INSPECCIONES El propósito de cada inspección es garantizar que el SPT esté de acuerdo con esta norma. Incluye la verificación de la documentación técnica, reportes visuales, pruebas y registros. La inspección debe hacerse por un especialista en el tema, el cual debe entregar registros con lo observado. Toda documentación sobre el SPT tal como criterios, memorias de cálculo, descripción del diseño y planos técnicos, así como reportes de mantenimiento e inspecciones anteriores, deben estar accesibles para el inspector. Todo SPT debe ser inspeccionado en las siguientes circunstancias: - Durante su instalación, especialmente los componentes que serán inaccesibles. - Después de concluir la instalación. - Sobre criterios regulares de acuerdo con la Tabla 15

Tabla 15. Máximo período entre inspecciones de un SPT

Inspección de emergencia Inspección visual y

mediciones (año)

Inspección completa (año)

Sistemas críticos Inspección completa

(año) Cada que haya un evento

crítico. 1 5 1

Las frecuencias de inspección dadas en la tabla deben aplicarse donde no sean obligatorios otros requisitos dados por la autoridad competente. Los intervalos deben ser tomados por región, debido a las condiciones climáticas locales variables y las pruebas deben tener en cuenta otras exigencias tales como guías de seguridad, regulaciones técnicas, instrucciones de cada empresa, exigencias de compañías de seguros, normas de seguridad industrial y leyes de protección laboral.


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En la mayoría de las áreas geográficas y especialmente donde existan cambios temporales extremos en temperatura y lluvia, la variación de la resistencia de puesta a tierra debe ser tomada en cuenta por medidas de resistividad en diferentes periodos de climáticos. Las inspecciones deben ser determinadas por los siguientes factores: - La clasificación de la estructura, especialmente con respecto a los daños potenciales. - Aplicación del SPT - El ambiente local, por ejemplo en un ambiente corrosivo se deben tener intervalos

cortos entre inspecciones. - Los materiales de los componentes. - La circulación de corrientes en modo común. - Los cambios hechos en la instalación. - Las condiciones del suelo y las variaciones asociadas con la corrosión. Se debe considerar un mejoramiento del SPT cuando los valores de la resistencia muestren grandes cambios con respecto a lo diseñado; especialmente cuando la resistencia incrementa constantemente entre inspecciones. Los documentos técnicos deben ser revisados de conformidad con esta norma y de acuerdo con el plan presentado previamente. La inspección visual debe ser realizada para determinar que: - El diseño esté conforme con los parámetros establecidos, - EL SPT esté en buena condición operativa, - No hay discontinuidad en las conexiones y no hay roturas accidentales en las

conexiones o en los conductores. - Estén intactas todas las conexiones. - Estén inalterados todos los conductores visibles y los componentes que dan protección

mecánica (operacionalmente en funcionamiento) y en el lugar correcto. - Se requiera protecciones adicionales. - Estén intactas los puentes equipotenciales y en funcionamiento. - Sean mantenidas las distancias de separación, - Sean revisadas las rutas de cables. 10.2 PRUEBAS Las pruebas en el SPT incluyen también las inspecciones visuales y deben ser complementadas con las siguientes acciones:


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- Realizar ensayos de continuidad o equipotencialidad. - Medir resistencia del sistema de puesta a tierra. Los resultados de las mediciones

deben quedar consignados en los reportes de inspección. Si hay un incremento significativo en el valor de la resistencia, deben hacerse investigaciones adicionales para determinar la razón del incremento y tomar medidas para mejorar la situación.

- Debe entregarse un registro fotográfico. - Rediseñar o proponer mejoras del SPT 10.3 REGISTROS DE LA INSPECCIÓN Deben preparase guías o procedimientos de inspección del SPT para facilitar el trabajo. Ellas deben preverse para contener la suficiente información sobre todas las áreas importantes que deben ser documentadas. EL inspector debe presentar el informe, el cual debe ser mantenido junto con el de diseño y compilado con otros reportes de mantenimiento e inspección. EL registro de inspección del SPT debe contener al menos la siguiente información: - Condiciones generales de los conductores del sistema. - Nivel general de corrosión y la condición de la protección contra corrosión. - Seguridad de las uniones de los conductores y componentes. - Valores de resistencia. - Desviaciones de los requisitos respecto de esta norma. - Documentación de todos los cambios. - Los resultados de las pruebas realizadas. 10.4 DOCUMENTACIÓN DEL MANTENIMIENTO Debe tenerse un archivo de todos los procedimientos de mantenimiento. Deben tenerse formatos de inspección con listas de verificación. Los registros de mantenimiento deben incluir las acciones preventivas y correctivas. Debe llevarse un consecutivo de reportes de fallas. La documentación debe permitir evaluar los componentes y su instalación, así como la actualización del programa.


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CAPÍTULO 11. MEJORAMIENTO DE PUESTA A TIERRA Una puesta a tierra con buenas características, es fundamental para proporcionar seguridad a las personas y un adecuado funcionamiento a las instalaciones eléctricas. Una de las formas para reducir el valor de resistencia a tierra, es construyendo puestas a tierra complementarias y unidas (equipotencializadas) con la que se quiere mejorar, teniendo para ello presente que en las complementarias, también se debe hacer un control de las tensiones de contacto y de paso permisibles. A menudo, es imposible lograr la reducción deseada en la resistencia a tierra por adición de más conductores o varillas a la malla. Una solución alterna es efectivamente incrementar el diámetro equivalente de los conductores ó de los electrodos, por modificaciones del suelo que rodea al electrodo ó a los conductores (a través de tratamientos físicos o químicos), puesto que el volumen de suelo más cercano al electrodo comprende la mayor parte de la resistencia a tierra del electrodo. De acuerdo con lo establecido en la IEEE 142, la resistividad del suelo podrá ser reducida por cualquier tratamiento desde el 15 % hasta el 90 %, dependiendo del tipo y textura del suelo circundante. Existe una gran cantidad de medios físicos y químicos para ello, tales como: cloruro de sodio, sulfato de magnesio, sulfato de cobre, siendo los más comunes las sales y el sulfato de magnesio. Los químicos son generalmente aplicados en una trinchera circular alrededor del electrodo. Cuando el tratamiento realizado al suelo no permanece por largos períodos, puede acelerarse saturando con agua el área tratada o puede ser renovada periódicamente la sustancia química. 11.1 PROCEDIMIENTOS ACEPTADOS Y NO ACEPTADOS Para modificar las condiciones del suelo que rodea al electrodo, se puede aplicar una sustancia adicional de baja resistividad, que ayude a disminuir la resistencia de puesta a tierra. Básicamente, para el tratamiento de suelos se utilizan varios tipos de materiales, unos naturales como la bentonita y otros preparados industrialmente como los geles, cementos conductivos o tratamientos químicos artificiales. Su aplicación depende de las instrucciones del fabricante, pues aún no existen normas internacionales. No se deben usar sales de cloruro y de sulfato para incrementar la conductividad del suelo circundante al electrodo, debido a la lixiviación que puede contaminar las áreas vecinas, además de aumentar la corrosión. Tampoco se debe usar material que tenga limadura de hierro, debido a que con el tiempo esta se corroe afectando el electrodo. No se recomienda usar carbón de coque, puesto que puede destruir rápidamente el electrodo por corrosión grafítica. En la Tabla 16 se presenta los niveles de referencia admisibles, tomados de una norma Holandesa con los niveles máximos permisibles de metales en suelos.


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Tabla 16. Umbrales de concentración de metales que se consideran excesivos (mg /Kg)

Metal Nivel normativo de referencia (mg/kg)

Cr 100 Co 20 Ni 50 Cu 50 Zn 200 As 20 Mo 10 Cd 1 Sn 20 Ba 200 Hg 0,5 Pb 50

La toxicidad de un suelo debido a los metales pesados y elementos asociados, es una consecuencia directa de sus concentraciones en las fases bioasimilables, es decir, las que están en solución y las fácilmente disponibles. La concentración en la fase asimilable es una medida directa de la peligrosidad real o presente, mientras que la concentración total es válida para evaluar la peligrosidad potencial o futura y sólo representa de una manera indirecta y aproximada la toxicidad actual de un suelo. 11.2 CARACTERÍSTICAS DE SUELOS ARTIFICIALES Sobre tratamientos químicos y suelos artificiales, aún no existe un consenso suficiente que haya permitido la elaboración de una norma internacional y es en buena parte por esto, que sólo se hará referencia a algunas características mínimas que deben cumplir. Con respecto a los metales, se debe rechazar aquellos que representen riesgo ambiental, tales como el cadmio, plomo, níquel, cinc, mercurio, cromo, manganeso y cobalto, ya que éstos son tóxicos a bajas concentraciones. Los sólidos totales son la suma de los sólidos volátiles (compuestos orgánicos) más los sólidos fijos (compuestos inorgánicos), siendo estos últimos más estables desde el punto de vista de degradación. Por lo tanto, los tratamientos utilizados para disminuir la resistencia de puesta a tierra, deben tener al menos el 90 % de sólidos fijos o sea que, en su inmensa mayoría estén compuestos por material inorgánico el cual es mucho más estable a la degradación. Los suelos artificiales deben tener preferiblemente una resistividad inferior a 1 Ω.m y un pH entre 7 y 9. Debe absorber y retener la humedad (higroscópico), tener un bajo nivel de corrosión, bajo nivel de lixiviación y alta estabilidad, alta temperatura de fusión, no debe ser tóxico, ni contaminar el medio ambiente. Los fabricantes deben realizar estudios que correlacionen la conductividad electrolítica, capacidad de intercambio iónico y catiónico, pH, potencial redox y su resistividad a diferentes frecuencias, porque la conductividad electrolítica y la capacidad de intercambio iónico influyen en la resistividad, pero también incide la conductividad de electrones tal como lo hacen los materiales conductores. El pH y el potencial redox influyen en el incremento de la capacidad de intercambio iónico y en la conductividad electrolítica.


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11.3 MODELAMIENTO DE UNA PUESTA A TIERRA CON TRATAMIENTO La norma Británica BS 7430 establece que en sitios especiales o difíciles se puede tratar o reemplazar el terreno para mejorar la resistencia del electrodo en contacto. La migración y la lixiviación de químicos aplicados durante algún tiempo reducen progresivamente la eficiencia del suelo y exigen monitoría constante, así como el reemplazo de los aditivos. Es necesario tener en cuenta las consideraciones ecológicas antes de iniciar tal tratamiento y también cualquier efecto perjudicial del material del electrodo. Sin embargo, algunas instalaciones eléctricas en áreas de alta resistividad del suelo, pueden ser el método más económico para obtener contacto satisfactorio a tierra durante un período corto. Si se prevé mayor permanencia, puede ser conveniente reemplazar la tierra alrededor del electrodo por un material de menor resistividad, por ejemplo: a) Un material arcilloso natural como la bentonita. La resistividad de la bentonita es de

2,5 Ω.m con 300 % de humedad, es higroscópica y absorberá la humedad mediante un proceso mecánico. Si se secara, debido a la falta total de humedad en el suelo circundante, su resistividad aumenta en forma apreciable y se solidificará alejándose del electrodo.

b) Concreto. La gama de resistividad del concreto está entre 30 Ω.m y 100 Ω.m. c) Cemento conductivo formado por agregados granulares carbonados calibrados en vez

de arena o el agregado convencional. Cuando se perforan los huecos para insertar electrodos verticales a tierra, o cuando se colocan platinas o flejes en forma radial (contrapesos) a poca profundidad, las cuales se sobreponen a estratos rocosos, un tratamiento adecuado reducirá la resistencia al contacto con respecto de la masa general del terreno. La resistencia R, expresada en ohmios (Ω), de un electrodo vertical rodeado de un material de relleno como la bentonita, o el concreto, se obtiene aproximadamente con las siguientes ecuaciones:

¿? en donde

p = es la resistividad del suelo, en ohmios metro (Ω.m). pC = es la resistividad del material de relleno, en ohmios metro (Ω.m). d = es el diámetro del electrodo en metros (m). D = es el diámetro del relleno, en metros (m). L = es la longitud enterrada del electrodo en metros (m).

De otro lado, el artículo “Earthing grid parameters whit conductor surrounded by an additional substance” IEE Proc-Gener. Trans. Distrib. Vol147 N° 1, January 2000, propone lo siguiente: La sustancia adicional en un foso, es una sección transversal se trata como la sección transversal de un circuito equivalente, este radio es:

πγ bd

o⋅

=


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b

d

Substancia adicional

Conductor

TratamientoConductor

rOrC

rerO

P2

P1

P2

P2

Conductorequivalente

Γ

Figura 46. en donde

req = Radio equivalente rc = Radio del conductor p1 = Resistividad del material de tratamiento p2 = Resistividad del terreno

Conductor cilíndrico La tensión entre una malla de tierra y un punto límite de un conductor Γ es:

crr

LnU 011 2 π

ρλ⋅⋅

=

Donde rc es el radio del conductor y λ es la densidad de corriente a lo largo del conductor. La tensión entre el equivalente cilíndrico del conductor y el equivalente cilíndrico de la superficie de radio r0 es:

crr

LnU 022 2 π

ρλ⋅⋅

=

La influencia de una sustancia adicional en se puede incluir fácilmente en el diseño de mallas de puesta a tierra, antes de usar los paquetes de programa existentes es necesario computar al radio del conductor cilíndrico equivalente. Se ha demostrado que el radio exacto equivalente se puede computar usando un método analítico simple aproximado. La influencia de la sustancia adicional en la malla de puesta a tierra es relativamente pequeña. Para subestaciones la posibilidad de que decrezca la resistencia de la malla de puesta a tierra es menor al 10 %, sin embargo, el voltaje de toque decrece significativamente.


95

La resistividad de la sustancia adicional es cinco veces menor que la resistividad del suelo, la tensión de contacto en el borde respecto al centro decrece en un 40 %. Una sustancia adicional ideal es una que tenga resistividad cero, así la tensión de contacto decrecería hasta 50 %, por lo tanto, no es necesario usar un tipo espacial de sustancia adicional y costosa con resistividad mucho menor. La solución óptima es usar una resistividad cinco veces menor a la resistividad del suelo. Así una sustancia puede ser fácilmente utilizada, especialmente en tierra rocosa la cual tiene resistividades muy altas y causa altas tensiones de contacto, ya que el costo de la construcción de una malla de tierra aumenta con la resistividad del terreno. 11.4 VERIFICACIÓN DEL MEJORAMIENTO Una vez aplicado el tratamiento, con la puesta a tierra cubierta y sin unir a otras tierras o a neutros, se debe medir la resistencia a tierra para verificar la efectividad del tratamiento, según lo anunciado por el fabricante. Para que la puesta a tierra en que se utilizó tratamiento permanezca con el grado de confiabilidad diseñado, se debe inspeccionar y medir cada año, preferiblemente al final de la época de verano. Se debe llevar un registro de las diferentes revisiones y medidas realizadas, para evaluar su comportamiento en el tiempo. También debe existir una planeación de la renovación del tratamiento, si su comportamiento se degrada con el tiempo ó por recomendación del fabricante.


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ANEXOS PREPARADO POR: ____________________________

FRANCY RAMÍREZ rrc.

proyecto de norma tÉcnica colombiana ntc de …parcialmente en otras normas como ntc 4552, ntc...

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