Siste Made Tierras

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA SISTEMA DE TIERRAS APLICADO A UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA 230/23 kV. TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA PRESENTA RICARDO HERNÁNDEZ HERNÁNDEZ CARLOS ADÉN MEDINA MARTÍNEZ JUAN JOSÉ RABANAL ALCÁNTARA ASESOR: ING. JORGE LEÓN SÁNCHEZ BLANCO MÉXICO D.F. 2009 AGRADECIMIENTOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA AGRADECIMIENTOS  A Dios por llenarme de dicha, bendiciones y por permitirme llegar hasta este momento tan importante de mi carrera y lograr otra meta más en mi vida.  A mis padres Ana María y Arturo porque gracias a su cariño, guía y apoyo he llegado a realizar uno de los anhelos más grandes de mi vida, fruto del inmenso amor y confianza que en mi depositaron y con los cuales he logrado terminar mis estudios profesionales que constituyen el legado más grande que pudiera recibir y por lo que les viviré eternamente agradecido.  A mi hermano Arturo por su comprensión y confianza, haciéndole saber que mis logros son también suyos, hago de este un homenaje y quiero compartirlo por siempre con él.  A mi mama Luz, a mis hermanos, Héctor y Daniel, tíos y amigos por el cariño y confianza que me brindaron en todo momento, pero sobre todo, por estar cada uno a su manera, respaldándome para alcanzar mis objetivos.  A mis maestros y compañeros de la gloriosa ESIME Zacatenco que compartieron conmigo sus conocimientos y su gusto por la electricidad. Especialmente al Ing. Jorge León Sánchez Blanco quien nos brindó todo su apoyo para la realización de esta tesis. Gracias RICARDO HERNÁNDEZ HERNÁNDEZ AGRADECIMIENTOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA AGRADECIMIENTOS A MIS PADRES Dedico la presente como agradecimiento al apoyo brindado durante estos años de estudio y como un reconocimiento de gratitud. A MI PADRE EN ESPECIAL Por el cariño y apoyo que siempre me ha brindado, con el cual he logrado culminar mi esfuerzo, terminando así mi carrera profesional, que significa para mí la mejor prueba de cariño y lo mejor que me pudo haber otorgado. A MIS FAMILIARES Sabiendo que jamás encontraré la forma de agradecer su constante apoyo y confianza, sólo espero que comprendan que mis ideales, esfuerzos y logros han sido también suyos e inspirados en ustedes. A NUESTRO ASESOR Ing. Jorge León Sánchez Blanco por apoyarnos para la realización de este trabajo, ya que sin su ayuda no habríamos podido alcanzar este logro. A MI ESCUELA ESIME ZACATENCO por brindarme una formación profesional y prepararme para la vida actual. GRACIAS CARLOS A. MEDINA MARTÌNEZ AGRADECIMIENTOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA AGRADECIMIENTOS A Dios: Por darme salud y el amor de mis padres. A mi Madre: Por estar en cada momento a mi lado, por su apoyo incondicional que es mayor cada día, pero sobre todo por ser mi madre; a ti gracias, Lic. Josefina Alcántara Mondragón. A mis Padres: Por guiarme en el camino correcto y darme todo su amor, comprensión y paciencia para culminar este paso. A mis Amigos y Familiares: Por su ayuda y confianza ya que sin su apoyo no habría podido alcanzar este paso, en especial a Ricardo, Carlos y al ING. Jorge León Sánchez Blanco; y también a mis hermanas Sonia y Claudia. A mi Escuela: Al glorioso Instituto Politécnico Nacional, en especial a ESIME Zacatenco por las clases impartidas Gracias... Juan J. Rabanal Alcántara ÍNDICE INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA ÍNDICE I. INTRODUCCIÓN I II. OBJETIVO II III. JUSTIFICACIÓN III CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS 4 1.1. SISTEMA DE TIERRAS 4 1.1.1. DEFINICIÓN 1.1.2. IMPORTANCIA DE LOS SISTEMAS DE TIERRA 1.1.3. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TIERRA 5 1.1.3.1. SISTEMA DE TIERRA PARA PROTECCIÓN 6 1.1.3.2. SISTEMA DE TIERRA PARA FUNCIONAMIENTO 1.1.3.3. SISTEMA DE TIERRA PARA TRABAJO 7 1.1.4. FACTORES BÁSICOS A CONSIDERAR PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS 1.2. ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN SISTEMA DE TIERRAS 8 1.2.1. ELECTRODOS 1.2.1.1. COMPORTAMIENTO DE LOS ELECTRODOS DE TIERRA 13 1.2.1.2. CONFIGURACIÓN DE LOS ELECTRODOS 14 1.2.2. CONDUCTORES 15 1.2.2.1. MATERIAL 1.2.2.2. CALIBRE DEL CONDUCTOR 16 1.2.3. CONECTORES 19 1.2.3.1. CONECTORES A PRESIÓN 20 1.2.3.1.1. CORROSIÓN GALVÁNICA EN LAS CONEXIONES 21 1.2.3.2. CONECTORES SOLDABLES 22 1.2.3.3. BARRAS EQUIPOTENCIALES (EQUIPO DE CONEXIÓN AUXILIAR) 24 1.3. CONFIGURACIONES BÁSICAS DE LAS REDES DE TIERRA 25 1.3.1. SISTEMA RADIAL 1.3.2. SISTEMA EN ANILLO 1.3.3. SISTEMA DE RED O MALLA 26 1.4. CONSTRUCCIÓN DE UN SISTEMA DE TIERRAS 27 1.4.1. MÉTODO DE TRINCHERA 1.4.2. MÉTODO DEL CONDUCTOR ARADO 28 1.4.3. REGISTROS 1.4.4. INSTALACIÓN DE CONEXIONES, CONDUCTORES DE PUESTA A TIERRA Y VARILLAS DE TIERRA 29 ÍNDICE INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 1.5. ESTUDIO DEL TERRENO 30 1.5.1. RESISTIVIDAD DEL TERRENO 1.5.2. FACTORES QUE DETERMINAN LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO 31 1.5.3. RESISTENCIA DE LA MALLA DE TIERRAS 33 1.5.4. MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO 34 1.5.5. MÉTODOS PARA LA MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO 35 1.5.5.1. MÉTODO WENNER 1.5.5.2. MÉTODO SCHLUMBERGER-PALMER 37 1.5.5.3. PROCEDIMIENTO PARA MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD EN CAMPO 38 1.5.6. MÉTODOS DE MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DEL SISTEMA DE TIERRAS 40 1.5.6.1. MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL (62 %) 1.5.6.2. MÉTODO DIRECTO (DOS PUNTOS) 41 1.5.6.3. PROCEDIMIENTO PARA MEDICIÓN DE RESISTENCIA EN CAMPO 42 1.5.7. APARATOS PARA LA MEDICIÓN 43 1.5.8. MÉTODOS DE REDUCCIÓN DE VALORES DE RESISTENCIA DE LA RED DE TIERRAS Y RESISTIVIDAD DEL TERRENO 44 1.5.8.1. REDUCCIÓN DE LA RESISTENCIA DE LA RED DE TIERRA 1.5.8.2. REDUCCIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO 45 1.5.8.3. PRECAUCIONES A CONSIDERAR EN LA APLICACIÓN DE COMPUESTOS QUÍMICOS 47 1.5.9. USO DE LA CAPA DE MATERIAL SUPERFICIAL 48 1.6. CORRIENTES TOLERABLES POR EL CUERPO HUMANO 49 1.6.1. RAPIDEZ DE LIBRAMIENTO DE LA FALLA 51 1.6.2. RESISTENCIA DEL CUERPO HUMANO 52 1.6.3. TENSIONES PELIGROSAS 53 1.6.3.1. TENSIÓN DE PASO 54 1.6.3.2. TENSIÓN DE CONTACTO 55 1.6.3.3. TENSIÓN DE CONTACTO DE METAL A METAL 57 1.6.3.4. TENSIÓN DE TRANSFERENCIA 1.6.3.5. TENSIÓN DE MALLA MÁXIMA 58 1.6.3.6. TENSIÓN DE PASO MÁXIMA 59 1.7. MANTENIMIENTO AL SISTEMA DE TIERRAS 60 1.7.1. TIPOS DE MANTENIMIENTO 1.7.2. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE TIERRA ÍNDICE INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA CAPÍTULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS 63 2.1. FACTORES Y PARÁMETROS 63 2.1.1. FACTOR DE DECREMENTO 2.1.2. FACTOR DE CRECIMIENTO 2.1.3. FACTOR “K m ” 64 2.1.4. PARÁMETRO “n” 2.1.5. FACTOR “K ii ” 65 2.1.6. FACTOR “K h ” 2.1.7. PARÁMETRO “d” 2.1.8. FACTOR “K i ” 2.1.9. FACTOR “K s ” 66 2.2. CÁLCULO DE UN SISTEMA DE TIERRAS PARA UNA SUBESTACIÓN DE POTENCIA. 66 2.3. DESCRIPCIÓN DE PARÁMETROS PARA EL DISEÑO 81 CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS 83 3.1. DISEÑO 83 3.1.1. CARACTERÍSTICAS DEL TERRENO 3.1.1.1. RESISTIVIDAD 3.1.2. ELEMENTOS DE LA RED DE TIERRAS 3.1.2.1. CONDUCTORES 3.1.2.2. ELECTRODOS 3.1.2.3. CONECTORES 84 3.2. CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE TIERRAS 84 3.2.1. CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA DE TIERRAS 3.2.1.1. PROFUNDIDAD Y SEPARACIÓN DE LOS ELEMENTOS PRINCIPALES DE LA MALLA DE TIERRAS 3.2.1.2. CONEXIÓN DE LOS ELEMENTOS 85 3.2.1.3. TRINCHERAS 3.2.2. EQUIPOS QUE SE CONECTAN A LA RED DE TIERRAS 3.2.2.1. TRANSFORMADORES 86 3.2.2.2. INTERRUPTORES Y CUCHILLAS 3.2.2.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC’s) Y DE POTENCIAL (TP’s) 3.2.2.4. APARTARRAYOS 3.2.2.5. BANCOS DE TIERRA 87 ÍNDICE INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 3.2.2.6. BANCOS DE CAPACITORES 3.2.2.7. TABLEROS 3.2.3. ELEMENTOS QUE SE CONECTAN A LA RED DE TIERRAS 3.2.3.1. CABLES MENSAJEROS Y RETENIDAS 88 3.2.3.2. PARTES NO CONDUCTORAS DE CORRIENTE ELÉCTRICA 3.2.3.3. CERCAS METÁLICAS DE PROTECCIÓN 3.3. MEDICIONES DEL SISTEMA DE TIERRAS 88 3.3.1. RESISTIVIDAD 3.3.2. RESISTENCIA 89 3.4. PROTECCIÓN AMBIENTAL 89 3.5. SEGURIDAD E HIGIENE 89 CAPITULO 4. PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS 90 4.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIA 91 4.1.1. TANQUE DEL TRANSFORMADOR 4.1.2. NEUTRO DEL TRANSFORMADOR 4.1.3. GABINETE DE CONTROL DEL TRANSFORMADOR 4.2. INTERRUPTORES 92 4.2.1. INTERRUPTORES DE POLOS SEPARADOS 4.2.2. INTERRUPTORES CON UN SOLO CUERPO 4.2.3. GABINETE DE CONTROL DEL INTERRUPTOR 4.2.4. GABINETE AUXILIAR DEL INTERRUPTOR 4.3. CUCHILLAS 93 4.3.1. CUCHILLAS DE POLOS SEPARADOS 4.3.2. CUCHILLAS UNIDAS POR LA ESTRUCTURA 4.3.3. GABINETE DE CONTROL DE CUCHILLAS Y/O ACTUADORES 4.4. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC’s) 94 4.4.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 85, 230 Y 400 kV MONTADOS EN BASES TIPO PEDESTAL 4.4.2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 23 kV MONTADOS EN ESTRUCTURAS 95 4.5. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP’s) 95 4.5.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL DE 85, 230 Y 400 kV MONTADOS EN BASES TIPO PEDESTAL ÍNDICE INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 4.5.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL DE 23 kV MONTADOS EN ESTRUCTURAS 96 4.6. APARTARRAYOS 96 4.6.1. APARTARRAYOS DE 85, 230 Y 400 kV 4.6.2. APARTARRAYOS DE 23 kV 4.7. BANCOS DE CAPACITORES DE 23 kV 97 4.8. BANCOS DE TIERRA DE 85 kV 97 4.8.1. TANQUE DEL TRANSFORMADOR 4.8.2. NEUTRO DEL TRANSFORMADOR 4.9. TABLEROS 98 4.10. TRAMPA DE ONDA 98 4.11. AISLADOR SOPORTE EN BASE DE CONCRETO 99 4.12. AISLADOR SOPORTE EN BASE METÁLICA 99 4.13. ESTRUCTURA DE REMATE Y/O DE PASO CON PUNTAS, APARTARRAYOS O HILO DE GUARDA 99 4.14. ESTRUCTURA PARA SOPORTAR MUFAS DE 23 kV 100 4.15. POSTES 100 4.16. CONSIDERACIONES GENERALES 100 4.17. CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA LA PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS (SF 6 ) 102 4.17.1. PUESTA A TIERRA DE LAS ENVOLVENTES 103 4.17.2. ASPECTOS ESPECIALES EN LA PUESTA A TIERRA 104 CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS 107 5.1. SEGURIDAD DEL PERSONAL 107 5.1.1. EQUIPOS DE PROTECCIÓN 108 5.1.1.1. GUANTES DE PROTECCIÓN 5.1.1.2. CALZADO DE SEGURIDAD 109 5.1.1.3. CASCO DE PROTECCIÓN 110 5.2. PREVENCIÓN DE DAÑO AL EQUIPO 111 5.3. OPERACIÓN SATISFACTORIA DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN 111 5.4. IDENTIFICACIÓN DE LAS SEÑALES DE SEGURIDAD 112 ÍNDICE INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 5.4.1. DEFINICIONES 5.4.2. COLORES DE SEGURIDAD 5.4.3. FORMAS GEOMÉTRICAS 113 5.5. PROCEDIMIENTO DE SEGURIDAD PARA TRABAJOS Y MANIOBRAS EN INSTALACIONES DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN 114 5.5.1. GENERALIDADES 5.5.2. EJECUCIÓN DE TRABAJOS SIN TENSIÓN 5.5.2.1. EN LOS PUNTOS DE ALIMENTACIÓN 5.5.2.2. EN EL LUGAR DE TRABAJO 115 5.5.2.3. REPOSICIÓN DEL SERVICIO 5.6. REGLAS DE ORO DE SEGURIDAD, PARA TRABAJOS EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS 115 5.7. RECOMENDACIONES GENERALES DE SEGURIDAD ELÉCTRICA 116 CONCLUSIÓN 117 ANEXOS 118 ÍNDICE DE FIGURAS ÍNDICE DE TABLAS 119 DEFINICIONES 120 PLANO DE PROYECTO BIBLIOGRAFÍA 122 INTRODUCCIÓN INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA I INTRODUCCIÓN Al diseñar y realizar la construcción de Instalaciones Eléctricas, una de las preocupaciones de los ingenieros de diseño y de campo es la realización de un buen sistema de tierras basado en la normatividad vigente tanto nacional como internacional. Que pueda prevenir riesgos, causados por fallas en el sistema eléctrico o por causas naturales, algunas de estas son descritas a continuación:  Corto circuito entre un conductor energizado y cualquier otra parte metálica. (Minimizando el riesgo de electrocución).  Descargas atmosféricas inducidas, ya que estas deben ser descargadas a tierra. (Previniendo sobretensiones que puedan ser peligrosas en el equipo y en las carcasas de los mismos). Este problema existe en todos los campos de la Ingeniería Eléctrica, desde las bajas corrientes a tierra de los equipos electrónicos de estado sólido, hasta las altas corrientes a tierra de las grandes subestaciones en alta tensión. Anteriormente se analizaba solamente el peligro producido por tensiones peligrosas directas de línea a tierra, transitorias por descargas atmosféricas o por caída de líneas, y no se consideraban los efectos secundarios que producían las sobretensiones peligrosas y no se contemplaba el efecto producido por corrientes de falla al circular por el terreno, que era lo que producía los accidentes o la muerte del personal operativo. Este criterio costó muchas vidas humanas. En la actualidad uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones es la de disponer de una red de tierra adecuada, a la cual se conectan los neutros de los equipos, apartarrayos, cables de guarda, estructuras metálicas, tanques y todas aquellas partes metálicas que deben estar a potencial de tierra. OBJETIVO INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA II OBJETIVO Enfatizar la importancia que tiene un sistema de tierras dentro de un sistema eléctrico. El cual tiene, como función principal garantizar la protección de las personas, equipos e instalaciones eléctricas, cuando se presentan potenciales peligrosos causados por fallas de fase a tierra o descargas atmosféricas. Así como la elaboración de su diseño. JUSTIFICACIÓN INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA III JUSTIFICACIÓN Este trabajo tiene como finalidad, explicar los objetivos, cálculos y tipos de sistema de tierras que se diseñan e instalan en la actualidad, para lograr una adecuada y excelente protección de los circuitos y equipos eléctricos, así como del personal empleado en la industria. El sistema de tierras es parte fundamental del diseño de cualquier instalación eléctrica como pueden ser: centrales generadoras, subestaciones eléctricas, líneas de transmisión, etc. Y muchas veces, no se le da la seriedad necesaria. Otro aspecto importante es conocer los diferentes elementos que conforman el sistema de tierras, y mostrar la correcta puesta a tierra de los equipos o elementos que deben estar a un potencial de tierra. Así como los factores que pueden afectar o beneficiar, a que la red de tierras nos proporcione un medio de baja impedancia para el drenado de las fallas y como consecuencia poder permanecer con seguridad dentro de instalaciones eléctricas. El análisis se realizará basándose en las normas existentes de sistemas de tierras para obtener información, la cual se apegue a las características actuales. CAPÍTULO 1 SISTEMA DE TIERRAS CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 4 CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS 1.1. SISTEMA DE TIERRAS 1.1.1. DEFINICIÓN Un sistema de tierras es el conjunto de elementos interconectados que tiene como objetivo evitar diferencias de potencial peligrosas en una instalación eléctrica y que al mismo tiempo, permita el paso de las corrientes de falla o de las descargas atmosféricas a tierra, logrando con esto, proporcionar seguridad al personal, equipos e instalaciones eléctricas, asegurando una buena calidad de la energía. Bajo el nombre genérico de sistema de tierra se conoce tanto a la conexión a tierra del sistema de distribución, como a la conexión o puesta a tierra del equipo eléctrico y no eléctrico. 1.1.2. IMPORTANCIA DE LOS SISTEMAS DE TIERRA Una gran parte de los accidentes personales en la industria y en cualquier otra parte donde se tenga un sistema eléctrico, debidos a causas eléctricas, están relacionados con el contacto directo con partes metálicas. Se ha encontrado que la causa de estos accidentes, ha sido la falta de un sistema de tierra o sistemas de tierra adecuados. Estadísticamente el 10% de los incendios originados en las Instalaciones Eléctricas se deben a fallas en los sistemas de tierras. Por ésta razón, se deduce que desde el diseño de cualquier instalación eléctrica para plantas industriales, hospitales, oficinas edificios públicos, etc. se le debe dar gran importancia y atención al sistema de tierras. El disponer de una red de tierra adecuada es uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones en las subestaciones. A ésta red se conectan los neutros de los equipos eléctricos, pararrayos, cables de guarda y todas aquellas partes metálicas que deben estar a potencial de tierra. Las necesidades de contar con una red de tierra en las subestaciones es la de cumplir con las siguientes funciones: a) Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación de las corrientes de tierra, ya sea que se deban a una falla de cortocircuito o a la operación de un pararrayos. b) Evitar que, durante la circulación de éstas corrientes de falla, puedan producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestación (ya sea sobre el piso o con respecto a partes metálicas puestas a tierra), CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 5 significando un peligro para el personal, considerando que las tensiones tolerables por el cuerpo humano deben ser mayores que las tensiones resultantes en la malla. c) Facilitar la operación de los dispositivos de protección adecuados, para la eliminación de las fallas a tierra en los sistemas eléctricos. d) Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico. e) Evitar la aparición de potencial en el neutro en un sistema en estrella aterrizado. f) Proveer una conexión a tierra para el punto neutro de los equipos que así lo requieran (transformadores, reactores, etc.). g) Proporcionar un medio de descarga en los equipos, ya que estos almacenan energía por inducción magnética o capacitancia, antes de proceder a tareas de mantenimiento. La conducción de altas corrientes a tierra en instalaciones eléctricas, debidas a descargas atmosféricas o a fallas del equipo, obliga a tomar precauciones para que los gradientes eléctricos o las tensiones resultantes no ofrezcan peligro a los operadores. Intensidades del orden de miles de amperes, producen gradientes de potencial elevados en la vecindad del punto o puntos de contacto a tierra y si, además, se da la circunstancia de que algún ser viviente se apoye en dos puntos, entre los cuales existe una diferencia de potencial debida al gradiente arriba indicado, puede sufrir una descarga de tal magnitud que sobrepase el limite de su contractilidad muscular y provoque su caída. En tal situación, la corriente que circula por su cuerpo aumenta y si por desgracia ésta pasa por algún órgano vital como el corazón, puede originar fibrilación ventricular y sobrevenir la muerte. 1.1.3. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TIERRA  Sistema de tierra en Baja Tensión. El reglamento de instalaciones eléctricas exige a los usuarios de la energía eléctrica su propia conexión a tierra y dice: “En un sistema secundario de suministro puesto a tierra, cada servicio individual debe tener una conexión a un electrodo de tierra. Esta conexión debe hacerse como parte de la instalación del usuario, en el lado del abastecimiento del medio de desconexión principal y no en el lado de la carga”. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 6 Los sistemas de tierra en baja tensión, aparentemente son los más simples, ya que no se diseñan en base a potenciales de paso o de contacto, sin embargo, es un hecho que la mayor parte de los accidentes por este concepto ocurren en el hogar, en tinas de hidromasaje, equipos de baño, lavadoras, secadoras, etc.  Sistema de tierra en Media y Alta Tensión. Es común que en subestaciones de potencia se piensa que con tener una resistencia de tierra baja es suficiente para proteger los equipos y al personal, sin embargo, existen factores que son determinantes en el diseño de un sistema de tierras ya que se pueden presentar potenciales peligrosos al momento de una falla de corto circuito o descargas atmosféricas, algunos de estos factores son; la resistividad del terreno, la corriente de falla de corto circuito, tamaño del local de la subestación, duración de la falla, geometría de la malla, etc. El diseño se debe basar en la protección del personal y los equipos, disipando las corrientes de falla a tierra sin elevar el potencial que se presenta más allá del permisible. Es decir poner especial interés en los criterios de las tensiones de paso y contacto. 1.1.3.1. SISTEMA DE TIERRA PARA PROTECCIÓN Tiene como objetivo conectar eléctricamente a tierra todos los elementos metálicos que forman parte de la instalación eléctrica, que no se encuentran sujetos a tensión normalmente, pero que pueden tener diferencias de potencial a causa de fallas accidentales, estos pueden ser: tableros eléctricos, tanque de interruptor y transformador, carcasas de las máquinas eléctricas, estructura metálica de las subestaciones o líneas de transmisión y en general todos los equipos eléctricos. 1.1.3.2. SISTEMA DE TIERRA PARA FUNCIONAMIENTO Se refiere a que una parte del sistema eléctrico, requiere una conexión a tierra con el fin de mejorar el funcionamiento en: sistemas de distribución, neutros de los transformadores, generadores, bases de apartarrayos, etc. Es necesario hacer dos divisiones del sistema eléctrico, una de ellas concerniente al sistema de alimentación y/o de distribución de energía y la segunda al sistema de tierras de maquinaria y equipo eléctrico. La primera división repercute en el servicio normal de distribución, así como de su equipo. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 7 Proporcionando valores máximos a tierra, la distribución secundaria o de baja tensión, se realiza con transformadores de distribución monofásicos 2 ó 3 hilos y trifásicos 4 hilos. La distribución primaria o de mediana tensión, se realiza en conexión estrella aterrizada en la subestación. Si a partir de esta se lleva 3 conductores de fases, se tiene un sistema 3 fases-3 hilos. Si a partir de la subestación se llevan 3 conductores de fase y el neutro, se tiene un sistema de 3 fases-4 hilos, denominado también sistema multiaterrizado. La subtransmisión y transmisión se realiza en conexión estrella aterrizada en la subestación, teniéndose un sistema de 3 fases-3 hilos. Se puede decir que es un aspecto de diseño en el que intervienen factores tales como tipo de carga, protección del transformador, economía de la instalación, etc. La segunda división, relativa al sistema de tierras de equipo eléctrico tiene por el contrario un fin de protección "en falla" a diferencia de la anterior que opera constantemente para dar la tensión que requieren los elementos del sistema de alimentación y/o distribución de la energía. Este sistema proporciona protección únicamente al ocurrir una falla tal como de fase a tierra, de otra manera, no tiene intervención alguna en la instalación. Tan necesaria es una división como la otra, una para fijar tensiones de operación de equipo, como lámparas que operan a 220 V conectándose entre fases o a 127 V conectándose entre una fase y el neutro. La segunda división proporciona una trayectoria predeterminada de baja impedancia a corrientes de falla que conduzcan rápida y eficazmente la falla a los dispositivos operadores de protección y coloquen el equipo metálico a potencial de tierra, evitando riesgos de descargas al personal que opera las máquinas y del que circula cerca de ellas. 1.1.3.3. SISTEMA DE TIERRA PARA TRABAJO Con frecuencia durante las actividades de trabajo como son mantenimiento, reparaciones, etc. Es necesario realizar conexiones sólidamente aterrizadas con el fin de que sean accesibles y sin peligro para los trabajos a realizar. 1.1.4. FACTORES BÁSICOS A CONSIDERAR PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS Algunos de los factores que tienen un papel importante en el diseño del sistema de tierra son los siguientes: CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 8  LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO Esta cantidad se expresa en ohm-m y representa la resistencia de 1 m 3 de tierra, medida entre superficies opuestas.  TAMAÑO O EXTENSIÓN DEL SISTEMA DE TIERRAS Este es un factor importante, ya que si el sistema es muy pequeño para manejar grandes corrientes de falla, pueden existir gradientes de potencial sobre la superficie, haciendo riesgoso esto para el contacto. En forma ideal el concepto de un buen sistema de puesta a tierra, ha sido el de obtener una resistencia a tierra tan baja como sea posible. Sin embargo, en sistemas donde las corrientes de falla son excesivamente altas, puede ser imposible, mantener potenciales a tierra dentro de los límites de seguridad, aunque la resistencia de tierra se mantenga baja. 1.2. ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN SISTEMA DE TIERRAS Los elementos principales de un sistema de tierras son los siguientes:  Electrodos  Conductores  Conectores 1.2.1. ELECTRODOS Son elementos metálicos conductores, los cuales se clavan en el terreno y sirven para encontrar zonas húmedas y por lo tanto con menor resistividad eléctrica en el subsuelo. Con el fin de mantener un potencial de tierra en todos los conductores que estén conectados a ellos y de esta forma disipar en el terreno todas las corrientes de falla. Son especialmente importantes en terrenos sin vegetación y por lo tanto secos. Pueden ser fabricados de acero, acero galvanizado, acero inoxidable, cobre, aluminio, o una combinación de éstos (copperweld). La selección del material dependerá de las características del terreno. Para instalaciones eléctricas la NOM-001-SEDE-2005 en su artículo 250-84 establece que la resistencia de una varilla o electrodo de tierra no debe exceder de 25 Ω. Esto se toma como un límite superior. Los electrodos de tierra se pueden encontrar en diferentes tamaños, formas, y con diferentes características. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 9 A continuación se describen los tipos de electrodos más comunes: a) Varilla Copperweld Esta varilla es una de las más usadas, ya que es de bajo costo. Este tipo de electrodo es fabricado de acero cubierta de cobre (copperweld), el cual combina las ventajas del cobre con la alta resistencia mecánica del acero, su longitud es de 3.05 metros y los diámetros nominales más comerciales son: 5/8” y 3/4" o bien 14.3 mm 2 y 19 mm 2 . Esta varilla se debe enterrar en forma vertical y a una profundidad de por lo menos 2.4 metros, excepto si se encuentra roca, en cuyo caso el electrodo de puesta a tierra se debe clavar a un ángulo oblicuo que no forme más de 45° con la vertical o se acepta que la varilla vaya enterrada en forma horizontal, siempre y cuando sea en una zanja de mínimo 800 mm de profundidad. (Según Art. 250-83(c)(3) de la NOM- 001-SEDE-2005). (Ver figura 1.1). La varilla copperweld no tiene mucha área de contacto, pero sí una longitud considerable, con la cual es posible un contacto con capas de tierra húmedas, lo cual se obtiene un valor de resistencia bajo. Figura 1.1. Detalle de instalación de electrodo de tierra tipo varilla Copperweld Estas varillas combinan las ventajas del cobre con la alta resistencia mecánica del fierro; poseen una buena conductividad eléctrica, excelente resistencia a la corrosión y buena resistencia mecánica para ser clavadas en el terreno. b) Placa Debido a que este electrodo tiene una gran área de contacto es recomendado en terrenos que tengan alta resistividad. Según el artículo 250-83(d) de la NOM 001- SEDE-2005 debe tener un área de por lo menos 0.2 m² y un espesor mínimo de 6.4 mm y un mínimo de 1.52 mm en materiales no ferrosos. (Ver figura 1.2). CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 10 Figura 1.2. Electrodo de tierra tipo placa c) Anillo de tierra Este consiste en un anillo de tierra que rodee el edificio o estructura, en contacto directo con la tierra y a una profundidad bajo la superficie no inferior a 800 mm que conste como mínimo en 6 m de conductor de cobre desnudo de tamaño nominal no inferior a 33,6 mm2 (2 AWG). (Art. 250-81(d) de la NOM-001-SEDE-2005). (Ver figura 1.3). Figura 1.3. Anillo de tierra CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 11 d) Malla La malla se hace armando una red de conductores de cobre desnudos, esta malla se puede mejorar con algunos electrodos. Esta malla es muy utilizada en las subestaciones eléctricas, ya que reduce el riesgo de descargas. (Ver figura 1.4). Figura 1.4. Electrodo de tierra tipo malla. OBSERVACIÓN: A continuación se describen los electrodos no especificados por la NOM-001-SEDE-2005, pero existentes en el mercado. a) Rehilete Este electrodo se forma de dos placas de cobre cruzadas, las cuales van soldadas y estas a la vez a un conductor (cable de cobre) mediante soldadura exotérmica. Este tipo de electrodo es bueno para terrenos donde es difícil excavar, ya que tiene mucha área de contacto. (Ver figura 1.5). Figura 1.5. Electrodo de tierra tipo rehilete. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 12 b) Electrodos químicos Los electrodos químicos son aquellos electrodos a los que se les adiciona algún compuesto químico para aumentar la conductividad y de esta forma disminuir el valor de resistencia. (Ver figura 1.6). Figura 1.6. Electrodos de tierra de tipo químico. Disminuye la resistencia eléctrica de contacto a tierra por medio de su contenido químico, facilitando el paso de la corriente eléctrica, propia de la descarga atmosférica o bien de corto circuito, aumentando así su volumen de disipación y reduciendo el tiempo de respuesta. Actúa 10000 veces más rápido que el contacto metal-tierra, disipando la energía eléctrica de corto circuito o del rayo, estabilizando la tensión de su instalación eléctrica, permitiendo operar a tiempo los sistemas de protección. Los contenidos químicos más usuales para estos electrodos son: a) Carbón mineral (Coke).- Ha venido a sustituir al carbón vegetal por tener mejores cualidades aunque requiere una cierta medida de la humedad. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 13 b) Grafito rígido.- Al tratarse de un electrodo constituido enteramente por grafito, no se encuentra afectado intensamente por la corrosión a diferencia de lo que ocurre con los metales. En cuanto a los valores de resistencia a tierra en suelos de diferentes resistividades, su comportamiento es muy similar o incluso mejor al de las placas estrella, y mucho mejor al de las varillas convencionales. c) Sulfatos.- Son obsoletos debido a sus cualidades corrosivas sobre los metales en particular del cobre. d) Sales.- También, al igual que los sulfatos ya no se usan, además de ser corrosivas se diluyen fácilmente en el agua. La ventaja de este tipo de electrodos es que se puede obtener resultados favorables de inmediato, pero requieren ser vigilados o monitoreados cada semestre para garantizar que se encuentren en buenas condiciones para el logro de su efectividad, por lo tanto se les tiene que dar mantenimiento con mayor frecuencia. NOTA: De acuerdo a pruebas que se han realizado por el Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (LAPEM) de Comisión Federal de Electricidad, durante 2 años sobre el comportamiento de los diferentes tipos de electrodos de tierra prefabricados y electrodos de tierra con rellenos químicos (instalados en campo), efectuando mediciones cada semana, muestra resultados interesantes para la selección del electrodo de tierra más eficiente. Con base en los resultados se reporta que el mejor comportamiento corresponde a la varilla copperweld, siendo la más utilizada gracias a su gran eficiencia y bajo costo de material e instalación, en algunos casos para mejorar el comportamiento de esta puede combinarse con contra-antena, por el contrario los electrodos mas deficientes fueron los prefabricados de grafito (electrodos químicos). 1.2.1.1. COMPORTAMIENTO DE LOS ELECTRODOS DE TIERRA Los efectos más importantes a considerar en los electrodos son:  Efecto del aumento de la sección transversal de un electrodo Normalmente se gana poco en reducción de resistencia a tierra aumentando la sección transversal de los electrodos por sobre lo necesario de acuerdo a los requisitos mecánicos y por corrosión. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 14  Efecto de profundidad de enterramiento Este efecto proporciona sólo una reducción marginal en la impedancia, pero a un costo relativamente alto, de modo que normalmente no se considera. Debe recordarse sin embargo, que mientras mayor sea la profundidad de enterramiento, menores son los gradientes de potencial en la superficie del terreno.  Efecto de proximidad de electrodos Si dos electrodos de tierra se instalan juntos, entonces sus zonas de influencia se traslapan y no se logra el máximo beneficio posible. En realidad, si dos barras o electrodos horizontales están muy próximos, la impedancia a tierra combinada de ambos puede ser virtualmente la misma que de uno solo, lo cual significa que el segundo es redundante. El espaciamiento, la ubicación y las características del terreno son los factores dominantes en esto. 1.2.1.2. CONFIGURACIÓN DE LOS ELECTRODOS Cuando se conectan en paralelo varias varillas de tierra, el valor de resistencia a tierra que presenta el conjunto es menor que el valor de resistencia a tierra que presenta una sola varilla. Estos valores son mostrados en la tabla 1.1. Si se conecta a una varilla existente otra varilla en paralelo, el valor de resistencia a tierra de las dos no es la mitad del valor que tenga una de ellas, a menos que se encuentren separadas una distancia igual a varias veces la longitud de una varilla. El artículo 250-84 de la NOM 001-SEDE-2005 especifica que la distancia mínima de separación entre electrodos debe ser de 1.80 m entre sí; sin embargo indica que aumenta su eficiencia si se separa más la distancia. ELECTRODOS MÚLTIPLES VALORES ESPERADOS ARREGLO Dos electrodos en paralelo reducen el 55% de la resistencia de uno Tres electrodos en delta reducen al 38% Tres electrodos en línea recta reducen al 35% Cuatro electrodos en cuadro reducen al 28% CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 15 VALORES ESPERADOS ARREGLO Ocho electrodos en cuadro reducen a 17% Ocho electrodos en circulo reducen al 16% Nueve electrodos en cuadro solido reducen al 16% Doce electrodos en cuadro reducen al 12% Tabla 1.1. Tipos de arreglos y porcentajes de reducción de la resistencia del electrodo. Como se observa, se obtienen mejores resultados al instalar tres electrodos en línea que en triángulo y además se utiliza menos conductor en su interconexión, se recomienda solamente el arreglo de triángulo cuando no se tiene el espacio suficiente (6 m de longitud). 1.2.2. CONDUCTORES Sirven para formar el sistema de tierra y para conexión a tierra de los equipos. Los conductores empleados en los sistemas de tierra son generalmente cable concéntrico formado por varios hilos. El conductor que formará la malla de tierras debe seleccionarse de la siguiente manera. 1.2.2.1. MATERIAL Los materiales empleados en su fabricación son: cobre, cobre estañado, copperweld, acero, acero inoxidable, acero galvanizado o aluminio, en sí, cualquier elemento metálico, sin embargo, la mayoría de los metales comunes se corroen fácilmente, por lo que el cobre ha destacado en este aspecto ya que es muy resistente a la corrosión, sin embargo existen zonas cercanas a canales de aguas residuales en que el cobre es atacado por ácidos empleados en el tratamientos de aguas, en estos sitios se podría estudiar el caso y cambiar el material del sistema de tierra. (Ver tabla 1.2). CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 16 Descripción Conductividad del material (%) α r factor a 20 °C k (1/α 0 ) a 0°C Temperatura de fusión (0 °C) ρ r a 20 °C (μΩ/cm 3 ) TCAP Valor efectivo 3 ∙℃ Alambre de cobre suave estándar 100.0 0.00393 234 1083 1.7241 3.422 Alambre de cobre duro comercial 97.0 0.00381 242 1084 1.7774 3.422 Cobre estañado con alma de acero 40.0 0.00378 245 1084/1300 4.397 3.846 Cobre con alma de acero 30.0 0.00378 245 1084/1300 5.862 3.846 Alambre de aluminio comercial 61.0 0.00403 228 657 2.862 2.556 Aluminio aleación 5005 53.5 0.00353 263 660 3.2226 2.598 Aluminio aleación 6201 52.5 0.00347 268 660 3.2840 2.598 Alambre de aluminio estañado con alma de acero 20.3 0.00360 258 660/1300 8.4805 2.670 Alambre de acero cubierto con zinc 8.5 0.00320 293 419/1300 20.1 3.931 Acero inoxidable 2.4 0.00130 749 1400 72.0 4.032 Tabla 1.2. Tabla de constantes del material 1.2.2.2. CALIBRE DEL CONDUCTOR Este se debe seleccionar tomando en cuenta el esfuerzo mecánico y térmico a que esta expuesto. El esfuerzo térmico se puede calcular con la fórmula de Sverak. Para conductores en escala de mm 2 I = A T TCAP × 10 −4 t c α r ρ r ln K 0 + T m K 0 + T a Ecuación 1.1. Donde: I es la corriente de falla simétrica eficaz (kA); I = I f = 3I O A T es el área de la Sección transversal del conductor (mm 2 ) T m es la máxima temperatura permisible del material (°C) T a es la temperatura ambiente (°C) CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 17 T r es la temperatura de referencia para las constantes del material (°C) α 0 es el coeficiente de resistividad térmica a 0 °C (1/°C) α r coeficiente de resistividad térmica a la T r (1/°C) ρ r es la resistividad del conductor a tierra referido a la T r (μΩ-cm 3 ) K 0 es 1 α 0 o 1 α r − T r en °C T c es el tiempo del flujo de corriente en (s) TCAP es la capacidad térmica en Joules J cm 3 ∙℃ Si el calibre del conductor está en circular mils (CM) I = 5.07 × 10 −3 A kcmil TCAP t c α r ρ r ln K 0 + T m K 0 + T a Ecuación 1.2. Si se quiere conocer la sección o calibre requerido en función de la corriente de corto circuito se tiene: A T = A mm 2 = I TCAP × 10 −4 t c α r ρ r ln K 0 + T m K 0 + T a Ecuación 1.3. A kcmil = I 197.4 TCAP t c α r ρ r ln K 0 + T m K 0 + T a Ecuación 1.4. Simplificación de fórmulas Para calcular el calibre de conductor podemos hacer uso de la fórmula simplificada y la tabla 1.3 de constantes de materiales. Para obtener el área en mm 2 se emplea la siguiente fórmula: A mm 2 = I ∙ K f ∙ t c 1.97352 Ecuación 1.5. Para obtener el área en kcmil se emplea la siguiente fórmula: A kcmil = I ∙ K f ∙ t c CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 18 Ecuación 1.6. Donde: I es la corriente rms de falla en kA. t c es el tiempo de duración de la corriente de falla en segundos. K f es una constante para diversos materiales dada en la tabla 1.3 para diferentes valores de T m (temperatura de fusión o limite de temperatura del conductor) y usando una temperatura ambiente de 40° C (Ta). Material Conductividad (%) T m (° C) K f Cobre suave recocido 100 1083 7..00 Cobre duro comercial 97 1084 7.06 Cobre duro comercial 97 250 11.78 Cable de acero recubierto de cobre 40 1084 10.45 Cable de acero recubierto de cobre 30 1084 12.06 Varilla de acero recubierta de cobre 20 1084 14.64 Aluminio grado EC 61 657 12.12 Aluminio aleación 5005 53.5 652 12.41 Aluminio aleación 6201 52.5 654 12.47 Cable de acero recubierto de aluminio 20.3 657 17.20 Acero 1020 10.8 1510 15.95 Varilla de acero recubierta de acero inoxidable 9.8 1400 14.72 Varilla de acero recubierta de Zinc 8.6 419 28.96 Acero inoxidable 304 2.4 1400 30.05 Tabla 1.3. Constantes de materiales para fórmula simplificada. En la práctica los requerimientos de confiabilidad mecánica determinarán el calibre mínimo del conductor. Las primeras guías de la AIEE e IEEE recomiendan un calibre mínimo de 1/0 y 2/0 AWG para conductor de cobre con juntas soldadas y atornilladas respectivamente. Un reciente estudio realizado a nivel internacional ha mostrado que cerca del 66% de las utilizaciones cuestionadas usan conductor de calibre 4/0 AWG para la construcción de la red y aproximadamente el 16% restante prefiere usar conductores tan grandes como 500 kCM. Aunque en muchos casos el calibre del conductor esté sobrado, se ha justificado su instalación para darle mayor resistencia mecánica y evitar su afectación por efectos electromecánicos o de corrosión. (Ver figura 1.7). Por otro lado cerca del 25% de las utilizaciones reportan el uso de conductores de cobre tan pequeños como 1/0 AWG sin presentar problemas mecánicos. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 19 Figura 1.7. Tipo de conductores 1.2.3. CONECTORES Son los elementos que nos sirven para unir los conductores del sistema de tierra, para conectar los electrodos a los conductores y para la conexión de los equipos a través de conductores al sistema de tierra. Los conectores utilizados en los sistemas de tierra son principalmente de dos tipos: 1. Conectores a presión a) Conectores atornillados b) Conectores de compresión 2. Conectores soldables o exotérmicos Estos conectores deberán seleccionarse con el mismo criterio con el que se seleccionan los conductores a demás deberán de tener las siguientes propiedades:  Capacidad de conducción de corriente suficiente para soportar las severas condiciones de magnitud y duración de la corriente de falla.  Resistencia a la corrosión que retarde su deterioro en el ambiente en el que se instale.  Conductividad eléctrica que reduzca efectivamente las diferencias de tensión locales de la red de tierra.  Rigidez mecánica robusta para resistir los esfuerzos electromecánicos que puedan provocar daños físicos a la red.  Capacidad térmica que permita mantener una temperatura por debajo del conductor y así reducir el efecto del calentamiento. Todos los tipos de conectores deben poder soportar la corriente de la red de tierra en forma continua. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 20 1.2.3.1. CONECTORES A PRESIÓN Los conectores a presión son todos aquellos que mediante presión mantienen en contacto a los conductores. En este tipo están comprendidos los conectores atornillados o mecánicos y los de compresión. a) CONECTORES ATORNILLADOS Están formados generalmente por dos piezas, las cuales se unen por medio de tornillos. El material del conector es de bronce con alto contenido de cobre y el de los tornillos es de bronce al silicio que les da alta resistencia mecánica y a la corrosión. Su limitación máxima de temperatura es de 250 C. (Ver figura 1.8). Figura 1.8. Conectores atornillados b) CONECTORES DE COMPRESIÓN Los conectores de compresión se fabrican en una sola pieza y mediante herramientas especiales se colocan para la unión de conductores. Los conectores a presión deberán diseñarse para una temperatura máxima de 250 a 350° C. Los conectores de compresión dan mayor garantía de buen contacto y son ampliamente utilizados para interconectar la red de tierra, así como para la puesta a tierra de las estructuras metálicas y en general de las partes metálicas expuestas de los equipos eléctricos de la subestación. Los conectores a presión son más económicos, seguros y fáciles de instalar por lo que se usan con mucha frecuencia. (Ver figura 1.9). CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 21 Figura 1.9. Conectores a presión 1.2.3.1.1. CORROSIÓN GALVÁNICA EN LAS CONEXIONES Esto ocurre cuando metales diferentes se encuentran en contacto, ambos metales poseen potenciales eléctricos diferentes lo cual favorece la aparición de un metal como ánodo y otro como cátodo. La corriente galvánica se incrementa o disminuye de acuerdo a la salinidad del fluido (electrolito). (Ver figura 1.10). El Ánodo es aquel electrodo del cual fluye la corriente positiva en forma de iones hacia el electrolito. Aquí ocurre la "oxidación" la que implica la pérdida de metal. El Cátodo es aquel electrodo del cual fluye corriente negativa hacia el electrolito. Aquí ocurre la "reducción", la corriente llega desde el electrolito y el metal se protege. Electrolito es el medio en que el ánodo y cátodo están inmersos y que tiene capacidad para conducir corriente. Los electrolitos más habituales son agua dulce, agua de mar y la tierra. Una forma de evitar la corrosión galvánica que se presenta entre la unión de diferentes materiales es mediante el uso de conexiones con alto contenido del material a unir (si deseamos unir conductores de cobre se utilizan conectores de bronce (aleación de cobre con estaño) con alto contenido de cobre). CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 22 Figura 1.10. Corrosión galvánica entre una varilla de cobre y un conector de bronce. NOTA: Otra forma de evitar la corrosión galvánica que se presenta entre la unión de diferentes materiales es aplicar un compuesto sellador y retardador de la corrosión galvánica, esta compuesto por una base sintética con partículas de cobre, que asegura alta conductividad y no permite la formación de óxidos. Es utilizado para la unión de cobre a cobre y en todas las aplicaciones de tierras, a este compuesto se le conoce como Penetrox E. Actualmente este compuesto es utilizado en subestaciones eléctricas de Luz y Fuerza del Centro. 1.2.3.2. CONECTORES SOLDABLES Los conectores soldables son aquellos que mediante una reacción química exotérmica los conductores y el conector se soldan en una conexión molecular. Este tipo de conector, por su naturaleza soporta como mínimo la misma temperatura de fusión del conductor. Son muy empleados debido al ahorro de tiempo y costo que se obtiene al realizar muchas conexiones. Proporcionan una conexión permanente y eliminan la resistencia de contacto. Están libres de corrosión y permiten el uso de conductores de menor calibre, debido a su máxima limitación de temperatura (450°C). No se usan en presencia de atmósferas volátiles o explosivas. La forma y dimensiones de los conductores determinan la forma y el tamaño del molde. (Ver figura 1.11). Muchos ensayos efectuados sobre diferentes conexiones soldables, han permitido constatar las siguientes propiedades:  La conductividad es al menos igual que la de los propios conductores.  Como la sección de la soldadura es siempre mayor que la sección de los conductores, las sobrecargas y fuertes intensidades no tienen efecto sobre la conexión. Y por otra parte se ha demostrado que los conductores se funden antes que la soldadura. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 23  La fractura de la conexión no puede producirse ya que no existen esfuerzos mecánicos. De ello se deduce una duración mucho mayor. Figura 1.11. Paquete de conexión exotérmica Para fabricar una conexión exotérmica no es necesaria una fuente de energía externa. Al encender una chispa sobre el polvo ignitor, se inicia una reacción química, donde el óxido de cobre es reducido por el metal aluminio produciendo cobre fundido a unos 1400° C y escoria de aluminio. Este cobre fluye sobre los conductores soldándolos en la forma del molde de grafito, obteniendo una unión metálica sólida en unos 20 segundos. Es importante notar que una buena unión depende del ajuste del molde a los conductores. (Ver figura 1.12). Figura 1.12. Ejemplo de conexiones exotérmicas NOTA: Se recomienda que para la interconexión de los conductores de la red de tierra, se utilicen conectores de compresión y para enlazar los conductores a las varillas de tierra, se empleen conectores soldables o exotérmicos. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 24 1.2.3.3. BARRAS EQUIPOTENCIALES (EQUIPO DE CONEXIÓN AUXILIAR) En las líneas de tierra deberán existir los suficientes puntos de puesta a tierra, para ello hacemos uso de las barras equipotenciales, mediante estas barras es posible interconectar todas las puestas a tierra, esto permite un fácil acceso a las diferentes puestas a tierra, lo que facilita los mantenimientos y las mediciones de resistencia y equipotencialidad. (Ver figura 1.13). Una barra es una pletina de cobre pretaladrada, con dimensiones y separación de pernos y huecos. Debe ser dimensionado de acuerdo con los requisitos inmediatos de aplicación y teniendo en consideración futuros crecimientos, sus dimensiones mínimas son de 5 mm de espesor por 50 mm de ancho y longitud variable. Es preferible pero no imprescindible que sea recubierto con níquel, sí no lo es, debe limpiarse antes de unir los conectores. Deben utilizarse conectores certificados de compresión de dos huecos o soldadura exotérmica y debe ser aislada de su soporte, se recomienda una separación de 50 cm. La barra de unión y distribución de tierras da la función de distribuir hilos de tierra ya sea directa a los equipos a proteger o bien mediante la utilización de acopladores secundarios. Resulta ser un elemento de gran utilidad en diversas aplicaciones ya sea como punto de distribución de hilos de tierra. Figura 1.13. Barras equipotenciales CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 25 1.3. CONFIGURACIONES BÁSICAS DE LAS REDES DE TIERRA Una red de protección de tierra es usada para establecer un potencial uniforme en y alrededor de la estructura, está unida sólidamente a los electrodos de tierra. Para las redes de tierra se tienen básicamente tres disposiciones, que son las siguientes:  Sistema radial  Sistema en anillo  Sistema de red o malla 1.3.1. SISTEMA RADIAL Este sistema consiste en uno o varios electrodos de tierra, a los cuales se conectan las derivaciones de cada uno de los equipos. (Ver figura 1.14). Esta disposición es la más económica, pero la menos confiable, ya que al producirse una falla en un sistema o en el equipo, se generan grandes gradientes de potencial. Figura 1.14. Sistema radial 1.3.2. SISTEMA EN ANILLO Este sistema se obtiene colocando en forma de anillo un conductor de cobre de suficiente calibre alrededor de la superficie ocupada por el equipo de la subestación eléctrica y conectando derivaciones a cada uno de los equipos, mediante un conductor de un calibre menor. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 26 Es un sistema económico y eficiente, en el se eliminan las grandes distancias de descarga a tierra del sistema radial. Por su configuración, el sistema en anillo no limita potenciales, únicamente puede proporcionar, valores bajos de resistencia a tierra. (Ver figura 1.15). Este arreglo se emplea cuando la corriente de retorno de la falla a tierra circula únicamente por conductores, como es el caso de las subestaciones tipo pedestal cuya alimentación lleva un neutro corrido. Figura 1.15. Sistema de anillo 1.3.3. SISTEMA DE RED O MALLA El sistema de malla es el más usado actualmente en las subestaciones eléctricas. Consiste, como su nombre lo indica, en un arreglo de conductores perpendiculares formando una malla o retícula, a la cual se conectan las derivaciones de cada uno de los equipos. En el perímetro de la malla, generalmente se colocan varillas o electrodos de tierra. Cuando las corrientes de falla circulan por el terreno natural se generan potenciales que la red de tierras debe limitar para que no resulten peligrosos para el personal. El sistema de malla limita estos potenciales en el área de la subestación y además proporciona valores bajos de resistencia a tierra para el sistema eléctrico. Este sistema es el más eficiente, pero también el más caro de los tres tipos. (Ver figura 1.16). CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 27 Figura 1.16. Sistema de red o malla 1.4. CONSTRUCCIÓN DE UN SISTEMA DE TIERRAS El método para construcción o la combinación de métodos, dependerá de un cierto número de factores tales como: tamaño de la malla, tipo de suelo, calibre del conductor, profundidad de excavación, disponibilidad del equipo, costo del trabajo o restricciones de seguridad debidas a estructuras cercanas existentes o equipo energizado. Existen dos métodos comúnmente empleados para instalar la red de tierra. Estos son: método de trinchera y el método de conductor arado (plowing). Ambos métodos emplean máquinas. En donde no se emplean estas máquinas debido a falta de espacio, la red de tierras será instalada por excavación manual. 1.4.1. MÉTODO DE TRINCHERA Se colocan distintivos en el perímetro a lo largo de sus lados para identificar el espaciamiento entre conductores paralelos. Estos marcadores también sirven como una guía para la máquina con la cual se hará la trinchera. Se excavan las trincheras utilizando una máquina, generalmente a lo largo del lado que tiene el mayor número de conductores paralelos. Estas trincheras son excavadas a una profundidad específica (por lo general alrededor de 0.5m). Se instalan los conductores en estas zanjas y las varillas de tierra son enterradas y conectadas a los conductores. Las mechas (conductores de puesta a tierra de los equipos) se pueden conectar a estos conductores en este momento. Estas zanjas iníciales se cubren con tierra de relleno hasta arriba de la ubicación de las conexiones transversales. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 28 El siguiente paso es excavar zanjas para conductores transversales (a menudo a una profundidad menor), una vez más, utilizando marcadores como guía. Se debe tener cuidado al excavar estas zanjas para evitar dañar el conductor colocado en las zanjas transversales. Los conductores se instalan en las zanjas y las varillas de tierra restantes son enterradas y conectadas a los conductores. Las mechas restantes también son conectadas a estos conductores. Se realizan conexiones tipo cruz entre los conductores perpendiculares. Y por último las zanjas se cubren completamente con tierra de relleno. Un método alternativo consiste en confinar el trabajo a una pequeña sección del total del área y completar esta sección totalmente antes de pasar a una nueva área. En este caso, las trincheras se cavan todas a la misma profundidad antes de colocar cualquier conductor. El método de instalación de conductores y varillas de tierra son los mismos que se describen en los párrafos anteriores. 1.4.2. MÉTODO DEL CONDUCTOR ARADO Otro procedimiento para la instalación de los conductores de la red de tierra, que puede ser económico y rápido cuando las condiciones son favorables y el equipo adecuado está disponible, es el arado de conductores. Se utiliza un arado estrecho especial, que podrá ser colocado e impulsado por un tractor o camión, si hay suficiente margen de maniobra. El arado también puede ser desplazado por un cabrestante colocado en el borde del terreno. El conductor se puede colocar sobre el terreno frente al arado, o un carrete de conductor puede ser montado en el tractor o camión que tire frente al arado. El conductor se introducirá a lo largo del terreno en el fondo del corte de la hoja del arado. Otro método consiste en anexar a la parte inferior de la hoja de arado el conductor y colocarlo conforme avanza. En este caso, se debe tener cuidado de que el conductor no quede arriba del suelo blando. Los conductores cruzados se aran a una profundidad menor para evitar daños a los conductores previamente colocados. Los puntos de cruce o puntos en los que las varillas de tierra se van a instalar, están al descubierto y se realizan las conexiones. Con el equipo adecuado, y la ausencia de roca grandes, este método es adecuado para todos los calibres de conductor y para las profundidades que normalmente se utilizan. 1.4.3. REGISTROS Los registros también forman parte de la construcción del sistema de tierras y son muy importantes puesto que en el caso de las subestaciones, la norma especifica en el articulo 921-25(b) que deben hacerse mediciones periódicas para comprobar que los valores del sistema de tierras se ajustan a los valores de diseño. Por ello, se recomienda dejar registros en los electrodos. (Figura 1.17) CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 29 Figura 1.17. Registros para medición Como alternativa de los registros de fábrica, se pueden construir registros empleando un tubo de albañal, con la boca hacia arriba para que sirva de tope a una tapa de cemento. 1.4.4. INSTALACIÓN DE CONEXIONES, CONDUCTORES DE PUESTA A TIERRA Y VARILLAS DE TIERRA. Una vez que se coloquen los conductores en sus zanjas, se hacen las conexiones necesarias. Generalmente los puntos de cruce requieren una conexión tipo cruz, mientras que las conexiones en “T” se utilizan para conectar un conductor recto situado a lo largo del perímetro. Los tipos de conexiones son muy variados y dependen de la unión, del material que se une y de la utilidad en cuestión. Las mechas se dejan en lugares apropiados para las conexiones de puesta a tierra de estructuras o equipos. Estos conductores pueden ser del mismo calibre que el del conductor de la malla subterránea o ser de un calibre diferente según el número de tierras por equipo, la magnitud de la corriente de falla a tierra y las practicas de diseño de la instalación. Estas mechas quedan accesibles después de hacer el relleno, para hacer conexiones de alto grado. La instalación de las varillas de tierra generalmente es realizada por medio de un martillo hidráulico, martillo de aire, u otros dispositivos mecánicos. La unión de dos varillas de tierra se hace por cualquiera de los métodos, ya sea, utilizando el método exotérmico o un método de acople roscado o acople sin rosca. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 30 1.5. ESTUDIO DEL TERRENO Para conocer que tan buen conductor de la electricidad es el terreno, es necesario conocer su resistividad o resistencia específica, las rocas, la arena y suelos secos tienen alta resistividad, es decir, presentan mayor oposición al paso de la electricidad, caso contrario, los terrenos con alto contenido de humedad tienen baja resistividad. Por lo tanto, es necesario conocer la resistividad del terreno para poder efectuar un diseño adecuado del sistema de tierra. 1.5.1. RESISTIVIDAD DEL TERRENO La resistividad también conocida como resistencia específica, es la propiedad que tiene el terreno para conducir electricidad, la cual está determinada por el tipo de terreno, el contenido de humedad del mismo, su composición química y la temperatura entre otros factores. La resistividad se mide en Ω-m. Existen dos formas para determinarla, una es empírica mediante tablas y conocimiento del terreno y la otra efectuando la medición directamente en el terreno. Es muy importante la localización del terreno donde se construirá una subestación y depende del tipo de subestación y costos del terreno. Se debe hacer una investigación del lugar preseleccionado, observándose la composición general del suelo y determinar la característica del terreno desde el punto de vista de la ingeniería civil y eléctrica. Para determinar las características del suelo, normalmente se obtienen muestras hasta una profundidad razonable que pueda permitir juzgar la homogeneidad y condiciones de humedad o nivel de aguas “freáticas”. La clase del terreno es de vital importancia para un buen sistema de tierras. Existen un gran número de tablas que muestran los rangos de resistividad de varios tipos de suelos y piedra. Una clasificación general se muestra en la tabla 1.4. Basada en la norma IEEE Std. 80/2000. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 31 CLASE DEL TERRENO RESISTIVIDAD (ohm – m) EJEMPLOS Terreno pantanoso o húmedo 50 Tierra de labor, Tierra arcillosa 100 Tierra arenosa húmeda 200 Tierra arenosa seca 1000 Tierra guijarrosa o con cemento 1000 Suelo rocoso 3000 Roca compacta 10000 Tabla 1.4. Resistividad del terreno 1.5.2. FACTORES QUE DETERMINAN LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO La resistividad es dependiente de varios parámetros como son: clase de suelo, humedad, temperatura, y porcentaje de concentración de sales en el terreno, etc. a) Clase de suelo El suelo se comporta como un conductor y su resistencia va a depender del tipo de suelo que se tenga ya sea arena, roca, tepetate, arcilla, etc. b) Humedad del terreno Cuanto mayor sea la humedad del terreno, la resistencia eléctrica del terreno disminuye. Para un buen sistema de tierras, se elegirá un terreno suficientemente húmedo. La resistividad de los suelos se eleva abruptamente, cuando el contenido de humedad cae por debajo de 22% por peso. Esto se puede constatar en la curva 2 de la figura 1.18. Por lo tanto, siempre que sea posible, el sistema de electrodos deberá enterrarse a una profundidad tal que permita un contacto seguro con la tierra permanentemente húmeda. Las cubiertas con grava o piedra triturada, usualmente de ocho a diez centímetros de espesor, son útiles para retardar la evaporación de la humedad y por lo tanto limitan el reconocimiento de la capa superior durante periodos prolongados de sequía; así como también, sirve para reducir la magnitud de las corrientes de choque. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 32 c) Salinidad del terreno Al aumentar la salinidad del terreno, la resistencia eléctrica del terreno disminuye considerablemente. Esto se puede observar en la curva 1 de la figura 1.18. Para un buen sistema de tierras, conviene tratar el terreno con sal común ya que ayuda a conservar la humedad del terreno, aunque últimamente debido a problemas de corrosión se utilizan compuestos químicos con las mismas propiedades de las sales pero sin su poder corrosivo. También, para disminuir la resistividad del subsuelo, se le disuelven sustancias de alta conductividad en solución acuosa como son: Sulfato de cobre, cloruro de calcio, sulfato de magnesio, cloruro de sodio, azufre, rocas de sal combinadas con agua. d) Temperatura del terreno La temperatura del terreno es un factor importante, pues si la temperatura de un determinado tipo de suelo es de un valor elevado, a pesar de que se trate de una zona en donde el suelo absorba fácilmente la humedad, debido a la temperatura tan elevada del terreno la poca humedad retenida en el suelo se perderá, haciendo que el suelo adquiera un valor de resistividad muy alto. El agua a temperaturas extremadamente bajas es mala conductora y la resistividad de un terreno también está en función del contenido de humedad, por lo que en zonas frías la resistividad puede ser grande. Las temperaturas de 0° C o menores, congelan el agua contenida en el terreno aumentando su resistencia eléctrica. En la curva 3 de la figura 1.18 se ilustra la variación característica de la temperatura para un suelo determinado. La temperatura ideal es no menor de 10° C pero como no es práctico calentar el terreno, surge la necesidad de enterrar los electrodos hasta una profundidad que alcance capas menos frías de la tierra y por ello, fuera de la zona de congelación del agua. Cuanta más alta sea la temperatura del terreno, menor será su resistencia eléctrica. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 33 Figura 1.18. El efecto de la humedad, temperatura y sal, sobre la resistividad del suelo. 1.5.3. RESISTENCIA DE LA MALLA DE TIERRAS Este valor es tal vez el más importante de un diseño de una red de tierras, ya que, en una falla el potencial que se presenta está en función de la corriente de corto circuito y de la resistencia. La resistencia de la subestación depende en primera instancia del área que va a ser ocupada por el sistema de tierra, la cual es conocida desde el comienzo del diseño. La NRF-011-CFE-2005 indica que la estimación de la resistencia de tierra preliminar, debe efectuarse tomando en consideración los valores siguientes:  Para subestaciones de potencia en Alta Tensión a nivel de transmisión y subtransmisión, el valor de la resistencia de la malla de tierra debe ser alrededor de 1 Ω o menor.  Para subestaciones de potencia de Media Tensión el valor de la resistencia debe ser entre 1 a 4 Ω.  Para subestaciones de distribución de Media Tensión el valor de la resistencia de tierra debe ser como máximo de 5 Ω. Cuando se diseña la red se puede calcular la resistencia esperada mediante algunas fórmulas, una fórmula sencilla es la que considera una placa circular a cero profundidad, para esto es necesario medir la resistividad en forma previa. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 34 R t = ρ 4 π A Ecuación 1.7. Donde: R t es la resistencia a tierra de la subestación en Ω  es la resistividad del terreno en Ω-m A es el área que ocupa la red de tierra en m 2 En una segunda aproximación se puede recurrir a la fórmula Laurent y Niemann, donde se considera la longitud de los conductores de la malla (conductores horizontales) combinada con los electrodos de tierra. R t = ρ 4 π A + ρ L Ecuación 1.8. Donde: L es la longitud de los conductores enterrados en m Para una mayor exactitud, se adiciona la profundidad de la red de tierra, por lo tanto: R g = ρ 1 L T + 1 20 ∙ A 1 + 1 1 + h 20 A Ecuación 1.9. Donde: h es igual a la profundidad de la malla de tierra en m Para mallas sin varillas de tierra esta fórmula ha sido probada y ha dado resultados prácticamente idénticos. 1.5.4. MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO Las estimaciones basadas en la clasificación del suelo dan únicamente una aproximación de la resistividad. La prueba de resistividad es obligada en la actualidad. Esta deberá realizarse en varios lugares dentro del sitio. Son muy raros los lugares de la subestación en donde el suelo puede tener resistividad uniforme a través del área entera a una considerable profundidad. Generalmente, tienen varias capas, cada una con diferente resistividad. La variación de resistividad lateral es menor en comparación con la variación de la resistividad horizontal. Las pruebas de resistividad del suelo deberán de determinar alguna CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 35 variación importante de la resistividad con respecto a la profundidad. Como regla el número de lecturas realizadas deberán de ser tan grandes como las variaciones, especialmente si alguna de las lecturas tomadas es alta, que pueda ocasionar posiblemente problemas de seguridad. Si la resistividad varía apreciablemente con la profundidad, es recomendable incrementar en el rango de los espaciamientos de prueba. La idea es que podamos tener una estimación de manera muy exacta para grandes espaciamientos fijos por extrapolación. Esto es posible porque al incrementar el espaciamiento de la prueba, la fuente de corriente de la prueba penetra más y más a áreas distantes, en las direcciones horizontal y vertical, a pesar de la cantidad de trayectorias de corriente que se distorsionan debido a las variaciones de las condiciones del suelo. La investigación en campo del lugar en que se va a ubicar una planta subestación, es esencial para determinar la composición general del suelo y obtener algunas ideas básicas acerca de su homogeneidad. Las muestras de campo para los estudios de mecánica de suelos son muy útiles, ya que nos proporcionan información sobre las diferentes capas del subsuelo y los materiales que las componen, dándonos una idea del rango de su resistividad. El valor de la resistividad del suelo que se usará en el diseño de la red de tierras, generalmente se determina con pruebas de campo en el lugar donde se ubicará la planta o subestación. Debido a que existen variaciones en el sentido horizontal y vertical en la composición del suelo, es conveniente realizar las pruebas de campo en varios lugares del terreno. La mayor cantidad de datos obtenidos en las pruebas, nos permitirá seleccionar con mayor precisión el modelo de suelo a usar en el diseño de nuestra red. 1.5.5. MÉTODOS PARA LA MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO 1.5.5.1. MÉTODO WENNER El método más utilizado comúnmente es el de Frank Wenner denominado también “de los cuatro electrodos o cuatro puntos”. Consiste básicamente en 4 electrodos enterrados dentro del suelo a lo largo de una línea recta, a igual distancia “a” de separación, enterrados a una profundidad “b”. La tensión entre los dos electrodos interiores de potencial es medida y dividida entre la corriente que fluye a través de los otros dos electrodos externos para dar un valor de resistencia mutua (Ω). El equipo de medición es el Megger de tierra y la medición se efectúa como se muestra en la figura 1.19. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 36 Figura 1.19. Método Wenner de los cuatro puntos De donde obtenemos la siguiente ecuación: ρ = 4πaR 1 + 2a a 2 + 4b 2 − a a 2 + b 2 Ecuación 1.10. Donde:  es la resistividad aparente del suelo en Ω·m R es la resistencia medida en Ω a es la separación entre electrodos adyacentes en m b es la profundidad de los electrodos en m Analizando la ecuación (1.10) vemos que el valor de "b" con respecto a "a" es más pequeño, entonces la ecuación puede simplificarse como: ρ = 2πaR Ecuación 1.11. El método de Wenner a pesar de que se publicó en el año de 1915 continua vigente, y los métodos diferentes para medir la resistividad que se han desarrollado se basan en su teoría. Cabe aclarar que este método es para un suelo homogéneo, esto quiere decir que cuando el suelo es de una sola capa se pueden efectuar mediciones de resistividad con diferentes separaciones de electrodos y el valor de resistividad será el mismo. Si el suelo es heterogéneo, es decir, cambian sus propiedades a cierta profundidad en dos o más capas entonces la medición de resistividad cambiará con la separación de los electrodos. En la configuración de Wenner el arreglo de electrodos usual es (C 1 P 1 P 2 C 2 ), se puede tener otro arreglo de electrodos como se muestra en la tabla 1.5. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 37 ARREGLO DE ELECTRODOS FÓRMULA DE RESISTIVIDAD C 1 P 1 P 2 C 2 P 1 C 1 C 2 P 2 ρ 1 = 2πaR 1 C 1 C 2 P 1 P 2 P 1 P 2 C 1 C 2 ρ 2 = 6πaR 2 C 1 P 1 C 2 P 2 P 1 C 1 P 2 C 2 ρ 3 = 3πaR 3 Tabla 1.5. Configuración de los electrodos de prueba en el método Wenner 1.5.5.2. MÉTODO SCHLUMBERGER-PALMER Una desventaja del método Wenner es el decremento rápido de la magnitud de la tensión entre los dos electrodos interiores cuando su espaciamiento se incrementa a valores muy grandes. Para medir la resistividad con espaciamientos muy grandes entre los electrodos de corriente puede usarse este arreglo. (Ver figura 1.20). Figura 1.20. Método Schlumberger-Palmer La corriente tiende a fluir cerca de la superficie para pequeños espaciamientos entre los electrodos, considerando que la mayor parte de la corriente que penetra depende del espaciamiento entre los electrodos. Así se asume que la resistividad medida para un espaciamiento entre electrodos “a” representa la resistividad aparente del suelo a una profundidad “b”. La información de las mediciones de resistividad puede incluir datos de temperatura e información sobre las condiciones de humedad del suelo en el tiempo en que se realizó la medición. Todos los datos válidos sobre los conductores enterrados que ya se conocen o se suponen para el estudio de área deberán anotarse. Los conductores desnudos enterrados que se encuentran en contacto con el suelo pueden invalidar lecturas realizadas por el método descrito si están bastante juntos de manera que alteren la trayectoria del flujo de la corriente. Por ésta razón, las CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 38 mediciones de resistividad del suelo son de menor valor en un área en donde una malla de conductores ya ha sido instalada, excepto, tal vez para mediciones poco profundas dentro o cerca del centro de una gran malla rectangular. En tales casos una lectura poco aproximada deberá ser tomada a corta distancia fuera de la malla, con los electrodos en tal posición que minimicen el efecto de la malla sobre las trayectorias de flujo de corriente. Sin embargo no es necesario hacer dichas consideraciones dentro de la malla, tales anotaciones pueden ser usadas por medio de una aproximación, especialmente si hay una razón para creer que el suelo en la totalidad del área es razonablemente homogéneo. Los electrodos de potencial se localizan lo más cerca de los correspondientes electrodos de corriente, esto incrementa el potencial medido. La fórmula empleada en este caso se puede determinar fácilmente. Si la profundidad de los electrodos es pequeña comparada con la separación “d” y “c”, entonces la resistividad aparente puede calcularse como: ρ = πcc + dR d Ecuación 1.12. Además, con valores grandes de d/L, las variaciones de los valores medidos debidas a irregularidades en la superficie se reducen dando mediciones más precisas. 1.5.5.3. PROCEDIMIENTO PARA MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD EN CAMPO Se recomienda realizar las mediciones en la época de menor humedad anual. Los registros de mediciones de resistividad deben incluir datos de temperatura e información acerca de las condiciones de humedad del suelo o resequedad del mismo y la época en que se mide la resistividad. (NRF-011-CFE-2004 Sección 7.1.4) Paso 1. Se debe dividir el terreno en cuadros de 10 por 10 metros, cada cuadro va a formar una sección, se deben enumerar en un plano las secciones que resulten. Paso 2. Seleccionar aleatoriamente las secciones en donde se van a realizar las mediciones, de preferencia la mayor parte de las secciones seleccionadas deberán estar en la periferia del terreno. Paso 3. Trazar una diagonal en cada sección que va a ser muestreada. (Ver figura 1.21). CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 39 Figura 1.21. Direcciones y longitudes recomendadas para las mediciones de resistividad. Paso 4. Partiendo del centro de la diagonal colocar las cuatro varillas en el suelo a una profundidad mínima de 20 cm de acuerdo a las condiciones del terreno, formando una línea recta entre ellas, evitando la existencia de huecos alrededor de las varillas. Paso 5. Se traza una línea de prueba en diagonal al área bajo análisis, y comenzando al centro de la línea se procede a variar la separación de las puntas de prueba a 0.5, 1, 2 y 3 metros como mínimo. Paso 6. Las terminales de corriente del instrumento C1 y C2 se conectan a las varillas de los extremos y las de potencial P1 y P2 a las varillas intermedias. Paso 7. Se energiza el instrumento y se toman las lecturas respectivas de resistencia en Ω. Paso 8. Se calcula la resistividad mediante las fórmulas antes mencionadas. Paso 9. Las lecturas obtenidas se reportan en tablas. Paso 10. Se trazan las gráficas de resistividad (ρ) contra la separación “a” para cada sección. Paso 11. El valor de la resistividad media del terreno será el promedio del valor resultante obtenido en cada sección, sí estas no tienen una variación de más del 30%, en caso contrario se debe de calcular un promedio con el valor más alto y el valor más bajo de las resistividades promedio de las secciones. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 40 1.5.6. MÉTODOS DE MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DEL SISTEMA DE TIERRAS Existen dos tipos de pruebas fundamentalmente. Las demás son variaciones de éstas. Aunque muy parecidas, los resultados de las mediciones no son exactamente los mismos. Los métodos son: Método de Caída de Potencial y Método Directo, también conocido como: Dos Puntos 1.5.6.1. MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL (62 %) Figura 1.22. Método de Caída de Potencial (62 %) Este procedimiento involucra la utilización de dos electrodos auxiliares, uno de potencial y otro de corriente. Consiste en inyectar una corriente por (C 1 /P 1 ) en el electrodo bajo prueba y se hace regresar por el electrodo auxiliar de corriente (C 2 ). Al pasar la corriente por la tierra, una caída de tensión existirá entre (C 1 /P 1 ) y el electrodo auxiliar de potencial (P 2 ). Dentro del aparato se calcula la resistencia por medio de la ley de ohm. La figura 1.22, muestra el arreglo de las varillas. R = E I Ecuación 1.13. Donde: R = Resistencia a tierra E = Tensión leída entre el electrodo (C 1 /P 1 ) y el (P 2 ). I = Corriente de prueba inyectada por el instrumento. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 41 El método requiere que por lo menos exista un espaciamiento entre (C 1 /P 1 ) y (C 2 ) de 15 m, y que se grafiquen los valores de resistencia obtenidos contra la distancia de (0) a (P 2 ). La gráfica mostrara un incremento gradual de resistencia a tierra mientras (P 2 ) está en la zona cercana a (0). Cuando (P 2 ) sale de esa zona pero no ha entrado en la zona de (C 2 ), la gráfica mostrará una meseta en los valores. Este aplanamiento obtenido se ha demostrado teóricamente que se logra cuando (P 2 ) está localizado al 62% de la distancia entre (0) y (C 2 ) y es cuando obtenemos el valor de resistencia real del electrodo (R r ). Si la curva no presenta un tramo paralelo, quiere decir que la distancia escogida no es suficiente. (Ver figura 1.23). Figura 1.23. Gráfica del Método del 62 % Esta es la razón por la que también se le llama a este método el "de 62%". Sin embargo, este método tiene la limitante de que depende en gran medida de enterrar los electrodos en una zona alejada de objetos conductores. Por lo general, para medir mallas a tierra se emplea el método de caída de potencial mencionado arriba, con la variante, que los electrodos deben ser colocados a mayor distancia. 1.5.6.2. MÉTODO DIRECTO (DOS PUNTOS) Este método involucra únicamente el electrodo bajo prueba y un punto de referencia, presumiblemente en buen contacto con la tierra y por ello con valor cercano de resistencia a tierra de cero ohm. De ahí que el valor obtenido es aproximadamente la resistencia a tierra del sistema pequeño más la resistencia de los cables de prueba. (Ver figura 1.24). La limitación está en la elección del punto de referencia puesto que en muchos casos las tuberías aparentemente metálicas en toda su extensión, tienen partes de PVC. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 42 Figura 1.24. Medición de la resistencia de un electrodo 1.5.6.3. PROCEDIMIENTO PARA MEDICIÓN DE RESISTENCIA EN CAMPO Paso 1. Seleccionar la dirección en que se va a realizar las mediciones, evitando la influencia de líneas de transmisión es decir que la línea de acción sobre la cual vamos a realizar las mediciones no este debajo de líneas de transmisión. Paso 2. Las dos terminales (P 1 y C 1 ) del aparato de prueba se puentean para conectarse directamente al electrodo de la red de tierra que se pretende probar (este cable debe ser de longitud corta). Paso 3. Las varillas de prueba P 2 , C 2 deberán clavarse a una profundidad de 50 a 60 cm aproximadamente. La distancia (d) del electrodo bajo prueba de la red de tierra al electrodo de potencial (P 2 ) puede variar (3, 6, 10 mts.) de acuerdo con el criterio de la persona que efectúa la prueba y en cada punto se toma la lectura de resistencia. Paso 4. La distancia (L) a la que se debe clavar el electrodo de corriente C 2 debe ser igual o mayor a 10 veces la longitud del electrodo bajo prueba. Generalmente en Comisión Federal de Electricidad se utilizan electrodos (varillas de tierra) de tres metros de longitud y un diámetro de 19 mm. Por lo anterior la distancia del electrodo de prueba al electrodo de potencial es de 18 metros (62 % aprox.) y la distancia del electrodo bajo prueba al electrodo de corriente es de 30 metros. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 43 Paso 5. Se energiza el instrumento y se toman las lecturas respectivas de resistencia en Ω. Paso 6. En la última medición se cortocircuita el electrodo de potencial con el electrodo bajo prueba, el valor obtenido se resta al valor real de la resistencia. Paso 7. Se debe realizar esta medición en época de estiaje. 1.5.7. APARATOS PARA LA MEDICIÓN Los aparatos de mayor uso para la medición de la resistividad de la tierra son conocidos como megger de tierras. Y pueden ser del tipo analógico o digital. El megger es un instrumento de medición, en el que el valor de la resistencia que se mide se registra directamente sobre una escala y esta indicación es independiente de la tensión. El megger consta de dos partes principales: Un generador de corriente continua, y el mecanismo del instrumento por medio del cual se mide el valor de la resistencia que se busca. En la actualidad los instrumentos para la medición de la resistividad son digitales y nos proporcionan la lectura directamente en ohms, como lo muestra la figura. (Ver figura 1.25). a) b) Figura 1.25. a) Megger análogo, b) Megger digital CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 44 1.5.8. MÉTODOS DE REDUCCIÓN DE VALORES DE RESISTENCIA DE LA RED DE TIERRAS Y RESISTIVIDAD DEL TERRENO 1.5.8.1. REDUCCIÓN DE LA RESISTENCIA DE LA RED DE TIERRAS La resistencia a tierra se puede definir como la resistencia que ofrece un sistema de tierra al paso de la corriente eléctrica. Este valor de resistencia depende de la resistividad del terreno, las características físicas del electrodo a tierra (diámetro, área, longitud, etc.) y de la longitud y el área de los conductores. En áreas en donde el espacio de la subestación es reducido, como es el caso de subestaciones aisladas en gas, las cuales ocupan solamente una fracción del espacio ocupado por una subestación convencional, no es posible obtener un sistema de tierras de baja impedancia y esto a menudo hace difícil el control de los gradientes superficiales. Para lo cual algunas de las soluciones son:  El uso de varillas de tierra profundas y buenas perforaciones de tierra, en combinación con tratamientos químicos del suelo.  En lo que respecta al uso de tapetes de conductor, en áreas expuestas es factible combinar materiales aislantes y tapetes hechos de alambre mallado, metal expandido o parrillas; primero para igualar los gradientes cercanos a la superficie y después para reducir la conductancia desde la superficie hacia las estructuras metálicas debajo del suelo. Una aplicación practica de las mallas puede consistir de alambre de acero recubierto con cobre del calibre 6 AWG, en un arreglo de malla con separaciones de 0.6 x 0.6 m instalado debajo de la tierra a una profundidad de 0.05 a 0.15 m y sobre la malla de tierras principal, la cual esta instalada a mayor profundidad usualmente entre 0.3 y 0.5 m.  En donde sea factible, se pueden usar otros medios validos para reducir la resistencia del sistema de tierras, tales como conectar alambres estáticos y neutros a tierra. Generalmente se habilita el uso de elementos metálicos en estos lugares para que puedan servir como electrodos de tierra auxiliares o como ligaduras hacia otros sistemas. Las consecuencias de estas aplicaciones, tienen que ser cuidadosamente evaluadas.  Conexiones a mallas de tierras remotas y/o tierras adyacentes disponibles; un sistema combinado que utilice instalaciones separadas dentro de edificios, bóvedas subterráneas, etc. Un uso predominante de electrodos de tierras remotos requiere cuidadosas consideraciones sobre los potenciales transferidos, localización de apartarrayos y de otros puntos críticos. Una considerable caída de potencial puede desarrollarse entre el local y la tierra remota. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 45  Un dispositivo próximo de material de baja resistividad o de suficiente volumen puede ser usado para una malla extra (satélite). Esta malla satélite, cuando esta debidamente conectada a la malla principal, disminuirá la resistencia del sistema de tierras y por lo tanto la elevación del potencial de tierra de la malla. Este material próximo de baja resistividad puede ser un depósito de arcilla o parte de una gran estructura, tal como la mole de concreto de la represa de una hidroeléctrica. 1.5.8.2. REDUCCIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO La superficie de la tierra tiene una conductividad muy baja ya que dos de sus componentes principales; el óxido de silicio y el óxido de aluminio son excelentes aislantes eléctricos a ciertas temperaturas, sin embargo, la conductividad del terreno se debe a la cantidad de humedad y sales absorbidas por el terreno. Debido a la gran resistividad eléctrica de la tierra, todas las corrientes que fluyen por ella producen una caída de tensión considerable, por lo tanto, se hace necesario romper el concepto de que el potencial de la tierra es siempre cero. Por el contrario, pueden desarrollarse en su seno fuertes intensidades de campo eléctrico o gradientes de potencial que afecta a extensas regiones de la superficie terrestre, esto se acentúa en vista de que ésta no es homogénea y sufre variaciones estacionales (por lluvia, hielo, etc.) y otras causas que dificultan los cálculos con mayor precisión. A menudo es imposible conseguir la reducción de resistencia de tierra deseada mediante la adición de más conductores o varillas a la red de tierra. Una solución alternativa es mediante la modificación del suelo que rodea el electrodo. El depósito de suelo más cercano a los electrodos normalmente comprende la mayor parte de resistencia de los electrodos de tierra. De tal forma que la resistividad del terreno, se puede mejorar mediante tratamientos químicos, los cuales se mencionan a continuación:  Cloruro de Sodio, Cloruro de Calcio, Magnesio, Cobre y Sulfatos Sirven para aumentar la conductividad del suelo que rodea inmediatamente a un electrodo.  Cloruro de Sodio más Carbón Vegetal El Cloruro de Sodio forma una solución verdadera muy conductiva que se precipita fácilmente junto con el agua por efecto de filtración, y evapotranspiración; la solución salina tiene una elevada actividad corrosiva con el electrodo, reduciendo considerablemente su tiempo de vida útil, la actividad corrosiva se acentúa si el CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 46 electrodo es de hierro cobreado (copperweld). Si bien es cierto que el cloruro de sodio disuelto en agua no corroe al cobre (por ser un metal noble) no es menos cierto que la presencia de una corriente eléctrica convertirá al sistema, cobre-solución, en una celda electrolítica con desprendimiento de cloro y formación de hidróxido de sodio en cuyo caso ya empieza la corrosión del cobre. El objetivo de la aplicación del Carbón Vegetal molido, es aprovechar la capacidad de éste para absorber la humedad del medio y retener junto a ésta algunos de los electrolitos del cloruro de sodio que se filtran constantemente. Si un terreno es tratado con sales, este debe hacerse periódicamente y obliga a un seguimiento frecuente del comportamiento de los valores de resistencia de tierra, pues de lo contrario este regresa a su estado natural en 3 ó 4 años, ya que las sales pierden sus propiedades.  Bentonita La bentonita se usa como medio artificial para bajar la resistividad del terreno y a la vez reducir el valor de resistencia a tierra. No es corrosiva, tiene una resistividad de 2,5 ohm-m a 300% de humedad. Siempre con una cantidad suficiente de agua, se hincha hasta 13 veces su volumen en seco y se adhiere a casi cualquier superficie. Una vez instalada, la bentonita se basa en la presencia de humedad del suelo para mantener sus características. La mayoría de los suelos tienen suficiente humedad por lo cual no es una preocupación. Si se exponen a la luz solar directa, tiende a sellar, previniendo el proceso de secado de las partes más profundas. Puede no funcionar bien en un entorno muy seco, ya que al perder el agua, pierde conductividad y resta toda compactación, lo que deriva en la pérdida de contacto entre electrodos y el medio, elevándose la resistencia porque puede encogerse lejos del electrodo, aumentando así la resistencia del electrodo. Una vez que la bentonita se ha secado, su capacidad de absorber nuevamente agua, es casi nula. Básicamente el uso de ésta consiste en ocupar las grietas, aberturas y huecos que existen o se forman en el terreno, formando una gran superficie de contacto, facilitando el drenado de corrientes eléctricas a tierra. Los materiales como el magnesio, bentonita o carbón vegetal, usualmente retardan la evaporación de la humedad del suelo sobre todo en épocas prolongadas de estiaje, permitiendo abatir y conservar la resistividad. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 47 OBSERVACIÓN: En la actualidad existen diferentes compuestos para mejorar la resistividad del terreno los cuales son a base de geles o minerales, su uso esta restringido a instalaciones donde no se presentan grandes potenciales, hasta el momento no se conoce su utilización en la construcción de subestaciones eléctricas de potencia.  Gel Es un compuesto químico complejo, que se forma cuando se mezclan en el terreno las soluciones acuosas de sus 2 componentes. El compuesto químico resultante es una mezcla homogénea de dos o mas sustancias y es especial para el tratamiento químico electrolítico de las puestas a tierra, este componente viene usándose mayormente por sus buenos resultados, debido a que posee sales concentradas de metales que neutralizan la corrosión de las sales incorporadas, como también aditivos para regular el PH y acidez de los suelos.  Compuesto Mejorador de Tierras Está hecho a base de minerales naturales que no dañan el medio ambiente formado de grafito, carbón, cemento hidráulico, cuarzo de cristal y cloruro de calcio. NOTA: Estas soluciones se realizarán de acuerdo a las observaciones y/o recomendaciones de la Ley del Equilibrio Ecológico y la Protección Ambiental (LGEEPA) y la Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-2005, esto con el propósito de evitar cualquier tipo de multa o clausura temporal de la referida instalación en caso de tener alguna inspección por parte de la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA). 1.5.8.3. PRECAUCIONES A CONSIDERAR EN LA APLICACIÓN DE COMPUESTOS QUÍMICOS Se debe tener precaución al instalar en los electrodos o en la red, rellenos para aparentemente favorecer la disminución de la resistencia de tierra, debido a que las propias características químicas y físicas pueden corroer o sulfatar a los elementos que conforman la red o electrodos enterrados, e incrementar, con el tiempo, el valor de la resistencia de tierra, por lo cual se recomienda lo siguiente:  No utilizar carbón mineral sin molerse CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 48  No aplicar carbón mineral tipo coke como único material de relleno químico, debido a que no posee ningún aglutinante.  No emplear sal debido a que afecta a los electrodos y emigra hacia capas inferiores.  No utilizar rebabas o recortes metálicos, ya que aceleran la oxidación y la degradación de los electrodos  No es recomendable utilizar sólo el yeso o únicamente la bentonita como relleno químico, debido a que cuando pierden humedad dejan huecos y disminuyen la continuidad en la superficie de dispersión de corriente. 1.5.9. USO DE LA CAPA DE MATERIAL SUPERFICIAL Las cubiertas de grava o de cualquier otro material superficial usualmente de 0.08 a 0.15 m de espesor son muy útiles para retardar la evaporación de la humedad y de esta forma limitar la resequedad de las capas superiores del suelo durante prolongados periodos de sequia. También las cubiertas de materiales con alta resistividad son muy válidas para reducir las corrientes de contacto, ya que incrementan la resistencia de contacto entre el suelo y los pies del personal de la subestación. Si el terreno tiene una resistividad menor que la de la grava, solamente una parte de la corriente de la malla irá hacia la capa superior de la grava y la tensión superficial será muy próxima a la misma que se originaría si no existiera dicha capa. La corriente a través del cuerpo será considerablemente más baja con la adición de la capa de grava en la superficie, por la gran resistencia de contacto entre el terreno y los pies. Sin embargo esta resistencia puede ser considerablemente menor que aquella que presenta una capa de grava con un espesor suficiente para suponer resistividad uniforme en todas las direcciones. La reducción depende de los valores de la resistividad del suelo y del material superficial, así como el grosor del material superficial. Si el suelo de bajo de la capa superficial tiene una resistividad mayor que la de la capa superficial, entonces una gran cantidad de la corriente de malla se disipara a través de la delgada capa del material superficial. La ecuación empírica 1.14 nos proporciona el valor de el factor de reducción de la capa superficial “C S “. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 49 C S = 1 − 0.091 − ρ ρ S 2h S + 0.09 Ecuación 1.14. La tabla 1.6 nos da valores típicos de resistividad para diferentes tipos de materiales superficiales. DESCRIPCIÓN DEL MATERIAL Resistividad a 20°C (Ω-m) Ambar 5 x 10 14 Azufre 1 x 10 14 Baquelita 2x10 5 a 2x10 14 Cuarzo (fundido) 75 x 10 16 Ebonita 1x10 13 a 2x10 16 Madera 1x10 8 a 2x10 11 Mica 1x10 11 2x10 15 Vidrio 1x10 10 a 2x10 14 Grava de galeana (metal negro) 3 x 10 3 Granito gneis 25 x 10 3 Grava bolder 15 x 10 3 Piedra caliza 5 x 10 3 Grava moran 3 x 10 3 Concreto 1 x 10 6 a 1 x 10 9 Tabla 1.6. Valores típicos de resistividad de materiales empleados en la superficie de las subestaciones 1.6. CORRIENTES TOLERABLES POR EL CUERPO HUMANO La conducción de grandes corrientes a tierra en instalaciones eléctricas, debidas a disturbios atmosféricos o fallas del equipo, obliga a tomar precauciones para que los gradientes eléctricos o las tensiones resultantes no ofrezcan peligro a los operadores, o en general al personal que labora en las plantas. Para poder tomar precauciones, es necesario conocer los límites de corriente que tolera el cuerpo humano, los cuales se especifican a continuación. Los efectos fisiológicos más comunes de la corriente eléctrica sobre el cuerpo, indicados por el incremento de la magnitud de la corriente son: umbral de la percepción, contracción muscular, pérdida del conocimiento, fibrilación del corazón, obstrucción respiratoria y quemaduras. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 50  Corriente de 1 mA, es conocido generalmente como el umbral de percepción, que es, la magnitud de corriente con la cual una persona es capaz de detectar una ligera sensación de hormigueo en sus manos o en la punta de los dedos causada por la corriente que circula por su cuerpo en ese momento.  Corrientes de 1-6 mA, se catalogan a menudo como corrientes de liberación, aunque son desagradables de soportar, generalmente, no afectan la capacidad de una persona de controlar sus músculos para liberar un objeto energizado que este sosteniendo.  En el rango 9-25 mA, las corrientes son dolorosas y se dificulta o es casi imposible liberar objetos energizados sujetados con la mano. Debido a las corrientes elevadas, las contracciones musculares pueden dificultar la respiración. Este efecto no es permanente y desaparece cuando se interrumpe el flujo de corriente, a menos que la contracción sea muy severa y la respiración se detenga, no por segundos sino por minutos será necesario aplicar la resucitación artificial (primeros auxilios).  En magnitudes de corriente, del rango de 60-100 mA, se puede presentar la fibrilación ventricular, el paro respiratorio o el paro cardiaco, ocasionando algún daño o incluso la muerte.  Por consiguiente, se puede considerar que un valor seguro para un corazón sano es de 25 mA. A través de él, naturalmente es importante el tiempo de duración de dicha corriente que va desde 0.03-3 segundos. Si las corrientes tolerables pueden mantenerse por debajo de estos valores, con un sistema cuidadosamente diseñado a tierra, las lesiones o la muerte puede evitarse. Según el estudioso Dalziel, cuyas investigaciones fueron publicadas en la IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding IEEE Std 80 – 2000 (Revisión of IEEE Std 80 – 1986); desarrolló una relación empírica en base a la experiencia de voluntarios, concluyendo que de un 99.5% de los hombres participantes en los experimentos (sin fibrilación) respondía a la siguiente fórmula: S B = I B 2 t S Ecuación 1.15. S B es la constante empírica relacionada a la energía tolerada por cierto porcentaje de la población I B es la magnitud rms de la corriente a través del cuerpo humano (Amperes) t S es el tiempo de duración de la exposición a la corriente (segundos) El valor empírico de S B50 es de 0.0135; S B70 es de 0.0246 CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 51 Despejando las variables tenemos que la Corriente Máxima Admisible en el cuerpo humano es: I B50 = 0.116 t S , Ecuación 1.16. Para personas con un peso promedio de 50 kg I B70 = 0.157 t S Ecuación 1.17. Para personas con un peso promedio de 70 kg Valida en el rango de 0.03 a 3 segundos. 1.6.1. RAPIDEZ DE LIBRAMIENTO DE LA FALLA Considerando la importancia de la duración de la falla, e implícitamente el factor de exposición del accidente, la rapidez de libramiento de la falla a tierra es ventajosa por diversas razones: 1) La probabilidad de un choque eléctrico es enormemente reducida debido a la rapidez de libramiento de la falla, en contraste con situaciones en las cuales la corriente de falla puede persistir por algunos minutos o posiblemente horas. 2) Las pruebas y experiencias muestran que la probabilidad de un daño violento o la muerte es reducida si la duración de la corriente que fluye a través del cuerpo es muy corta. 3) Al librar de manera rápida la falla, los equipos y conductores sufren menor daño en sus aislamientos, ya que evita un calentamiento provocado por la misma. 4) El sistema eléctrico nacional se ve afectado al mantener por un tiempo prolongado la falla, esto ocasiona un desbalanceo e inclusive puede llegar a colapsar a éste. El valor de la corriente permisible puede sin embargo estar basado en el tiempo de libramiento de los dispositivos de protección primaria o de la protección de respaldo. Un caso excepcional tendría que ocurrir para que lo anterior, es decir el corto tiempo combinado probablemente con una falla en el relevador coincidieran con otros factores adversos necesarios para producir un accidente. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 52 Es más conservador escoger el tiempo de libramiento del relevador de respaldo para asegurar un margen de seguridad mayor. Un incentivo adicional para usar tiempos de apertura menores de 0.5 segundos es el resultado de las investigaciones realizadas, las cuales proveen evidencias que el corazón humano llega a incrementar la sensibilidad a fibrilación ventricular cuando el tiempo de exposición de ésta corriente se acerca al periodo de los latidos del corazón, pero que el peligro es mucho más pequeño si el tiempo de exposición de la corriente esta dentro del rango de 0.06 a 0.3 segundos. En realidad, los altos gradientes de tierra debido a fallas son usualmente infrecuentes, y los choque debido a esta causa son aún más. Además ambos eventos son a menudo de muy corta duración. 1.6.2. RESISTENCIA DEL CUERPO HUMANO Los efectos de la electricidad sobre el cuerpo humano, dependen esencialmente de los siguientes factores:  La intensidad de la corriente  El tipo de corriente (continuo, a la frecuencia industrial o de 60 Hz, o bien corrientes de alta frecuencia)  La trayectoria seguida por la corriente en el cuerpo humano  Las condiciones del individuo en el momento del contacto Para la corriente directa y para la corriente alterna a frecuencias de 50 Hz y 60 Hz, el cuerpo humano puede representarse por una resistencia. La resistencia está medida entre extremidades, esto es, entre una mano y ambos pies o entre un pie y otro. La resistencia interna del cuerpo es de aproximadamente 300 Ω, mientras que los valores de resistencia del cuerpo incluyendo la piel varía de 500 Ω a 3000 Ω, como sugiere Danziel. La resistencia del cuerpo humano disminuye con el daño o perforación de la piel en el punto de contacto. Sin embargo la resistencia de contacto de una mano húmeda puede ser muy baja a cualquier tensión. El valor de la resistencia de los zapatos es incierto, aunque éste puede ser mucho más bajo que para la piel húmeda. Para fines de cálculo se han hecho las siguientes consideraciones: 1. Las resistencias de contacto para las manos y los pies es igual a cero. 2. Las resistencias de guantes y zapatos es igual a cero. La resistencia del cuerpo humano según Dalziel y la estimación de la guía IEEE- Std.80/2000 es de: R B = 1000 Ω CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 53 Para representar el valor de resistencia del cuerpo humano, de una mano a ambos pies, entre mano y mano o entre un pie y el otro. La resistencia del terreno debajo de los pies, puede hacer fluctuar apreciablemente la resistencia del cuerpo humano. Los pies pueden ser considerados equivalentes a una superficie de un plato circular (electrodo) con un radio de 8 cm aproximadamente y la resistencia del terreno puede ser calculada en términos de resistividad (ohms - metro) del terreno ( s ) cerca de la superficie. Para propósitos prácticos, R f para cada pie puede ser asumida de 3  s . Esto ha determinado que la resistencia de dos pies en serie (contacto de paso) es aproximadamente 6  s y la resistencia de dos pies en paralelo (contacto de toque) es aproximadamente 1.5  s . 1.6.3. TENSIONES PELIGROSAS Cuando se toca el electrodo de tierra o bien la instalación de puesta a tierra sin aislar y un punto cualquiera de tierra, la persona queda sometida a una tensión de contacto en el caso de producirse un defecto. Es conveniente también, hacer notar que la resistencia eléctrica del cuerpo humano, es muy variable (de algunos cientos hasta miles de ohms); por lo que los valores de tensión que aplicados al cuerpo humano se consideran peligrosos, se deben definir en forma conservadora. Las instalaciones del sistema de tierras y protecciones adecuadas y coordinadas, constituyen el medio principal para limitar dicha tensión. (Ver figura 1.26). Figura 1.26. Situaciones básicas de choques eléctricos CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 54 1.6.3.1. TENSIÓN DE PASO (E paso ) Es la diferencia de potencial superficial que puede experimentar una persona con los pies separados un metro de distancia sin hacer contacto con algún objeto aterrizado. (Ver figura 1.27). Figura 1.27. Circuito equivalente de la tensión de paso Del circuito se obtiene la fórmula: E paso = R t ∙ I B Ecuación 1.18. La resistencia total del circuito es: R t = R B + 2R f Ecuación 1.19. Sustituyendo tenemos que: E paso = R B + 2R f ∙ I B Ecuación 1.20. Tomando en cuenta una resistencia del cuerpo R B = 1000 Ω. Y considerando los pies como electrodos podemos decir que la R f para cada pie es de 3  s Si ninguna capa protectora superficial es usada, entonces C S = 1 y  S =  Y la corriente máxima admisible I B es igual a: I B50 = 0.116 t S , I B70 = 0.157 t S Ecuación 1.16 y 1.17. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 55 Tenemos que la fórmula para la tensión de paso será: Para personas con un peso promedio de 50 kg E paso 50 = 1000Ω +6C S ∙ ρ S 0.116 t S Ecuación 1.21. Para personas con un peso promedio de 70 kg E paso 70 = 1000Ω +6C S ∙ ρ S 0.157 t S Ecuación 1.22. En donde:  es la resistividad del suelo en Ω-m  s es la resistividad de la capa superficial en Ω-m t s es el tiempo de duración de la exposición a la corriente (segundos) R t es la resistencia total: R t = 1000  + 6  s C s es el factor de reducción de la capa superficial determinada por la ecuación 1.14. h s es el espesor de la capa superficial en m, empleada en la ecuación 1.14. 1.6.3.2. TENSIÓN DE CONTACTO (E contacto ) Es la diferencia de potencial que podría experimentar una persona a través de su cuerpo cuando se presenta una corriente de falla en la subestación eléctrica y al mismo tiempo tiene una mano o parte de su cuerpo en contacto con una estructura puesta a tierra. (Ver figura 1.28). NOTA: Bajo condiciones normales, la tierra del equipo eléctrico opera a potenciales de tierra cercanos a cero, esto es el potencial de un conductor neutro aterrizado es próximo o idéntico al potencial de la tierra remota. Durante una falla a tierra, la porción de corriente de falla que es conducida por la malla de tierras de la subestación hacia la tierra causa una elevación de potencial con respecto a la tierra remota. Figura 1.28. Circuito equivalente de la tensión de contacto CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 56 Del circuito se obtiene la fórmula: E contacto = R t ∙ I B Ecuación 1.23. La resistencia total del circuito es: R t = R B + R f 2 Ecuación 1.24. Sustituyendo tenemos que: E contacto = R B + R f 2 ∙ I B Ecuación 1.25. Tomando en cuenta una resistencia del cuerpo R B = 1000 Ω. Y considerando los pies como electrodos podemos decir que la R f para cada pie es de 3  s Si ninguna capa protectora superficial es usada, entonces C S = 1 y  S =  Y la corriente máxima admisible I B es igual a: I B50 = 0.116 t S , I B70 = 0.157 t S Ecuación 1.16 y 1.17. Tenemos que la fórmula para la tensión de paso será: Para personas con un peso promedio de 50 kg E contacto 50 = 1000Ω +1.5C S ∙ ρ S 0.116 t S Ecuación 1.26. Para personas con un peso promedio de 70 kg E contacto 70 = 1000Ω +1.5C S ∙ ρ S 0.157 t S Ecuación 1.27. En donde:  es la resistividad del suelo en Ω-m  s es la resistividad de la capa superficial en Ω-m R t es la resistencia total: R = 1000  + 1.5  s CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 57 t s es el tiempo de duración de la exposición a la corriente (segundos) C s es el factor de reducción de la capa superficial determinada por la ecuación 1.14. h s es el espesor de la capa superficial en m, empleada en la ecuación 1.14. 1.6.3.3. TENSIÓN DE CONTACTO DE METAL A METAL (E mm ) Es la diferencia de potencial entre los objetos metálicos o estructuras, dentro del sitio de la subestación, este puede ser puenteado por contacto directo mano a mano o mano a pies. Los límites de tensión de contacto de metal a metal son derivados de las ecuaciones de tensión de contacto. El contacto de metal a metal, tanto de mano a mano y mano a pies, resultara que  s = 0. Por lo tanto, la resistencia total del circuito accidental es igual a la resistencia del cuerpo, R B . Con la substitución de  s = 0 en los términos de la resistencia de pie, el límite de la tensión de contacto de metal a metal es: Para personas con un peso promedio de 50 kg E mm−contacto 50 = 116 t S Ecuación 1.28. Para personas con un peso promedio de 70 kg E mm−contacto 70 = 157 t S Ecuación 1.29. En donde: E mm es la tensión de contacto de metal a metal en Volts t s es el tiempo de duración de la exposición a la corriente (segundos) Valida en el rango de 0.03 a 3 segundos. Las tensiones reales de paso, contacto, contacto de metal a metal, deberían ser menor que la tensión máxima respecto a los límites aceptables de seguridad. 1.6.3.4. TENSIÓN DE TRANSFERENCIA (E trrd ) Es un caso especial de la tensión de contacto, donde una tensión es transferida hacia dentro o fuera de la subestación. (Ver figura 1.29). CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 58 Generalmente, el caso de la tensión transferida ocurre cuando una persona esta parada dentro del área de la subestación tocando un conductor aterrizado en un punto remoto o una persona parada en un punto lejano tocando un conductor conectado a la malla de tierras de la subestación. Durante condiciones de falla, el potencial resultante de tierra puede ser igual o exceder la elevación de potencial de tierra (GPR) de una malla de tierra un poco más que la fracción de la tensión total encontrada en las situaciones de contacto ordinarias. La elevación del potencial de tierra (GPR): es el máximo potencial eléctrico que una red de tierra puede alcanzar con relación a un punto de tierra distante, asumiendo que esté al potencial de la tierra remota. Este potencial GPR es igual a la corriente máxima de la red de tierra por la resistencia de dicha red. E trrd ≈ GPR Figura 1.29. Situación típica del aumento de potencial transferido 1.6.3.5. TENSIÓN DE MALLA MÁXIMA (E m ) Es la máxima tensión de contacto dentro de la malla de una red de tierra. Esta tensión es mayor conforme la malla está más alejada del centro de la red, por lo que la tensión de malla máxima se tendrá en las mallas de las esquinas de la red del sistema de tierra. Este incremento depende del tamaño de la red, número y localización de varillas de tierra, separación entre conductores paralelos, diámetro y profundidad de los conductores y perfil de la resistividad del terreno. Debido a que la máxima tensión de malla se tiene en la mallas de las esquinas de la red, en el diseño de un sistema de tierra solo se considera esta tensión de malla en el estudio y se puede calcular con la siguiente ecuación: E malla = ρ ∙ K m ∙ K i ∙ I T L c Ecuación 1.30. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 59 Donde: E malla es la tensión de malla en V K i es el factor de ajuste de la geometría de la red K m es el factor de espaciamiento para la tensión de malla L c es la longitud efectiva de los conductores de la red en m I T es la corriente de falla que circula en la red del sistema de tierra en A Para redes con varillas de tierra en las esquinas, como también a lo largo del perímetro y distribuidos en el área de la red, la longitud efectiva de los conductores enterrados incluyendo las varillas, la tensión de malla está determinada por: E malla = ρ ∙ K m ∙ K i ∙ I T L c + 1.55 + 1.22 L r L x 2 + L y 2 ∙ L R Ecuación 1.31. Donde: L r es la longitud de cada electrodo de tierra en m L R es la longitud total de electrodos de tierra en m L x es la longitud máxima de conductor de la red paralelo al eje x en m L y es la longitud máxima de conductor de la red paralelo al eje y en m 1.6.3.6. TENSIÓN DE PASO MÁXIMA (E S ) La tensión de paso máxima, es la tensión de paso entre un punto sobre el exterior de una de las esquinas de la red y un punto diagonalmente a un metro fuera de la red. Las tensiones de paso son menos peligrosas que las tensiones de malla. Pero cuando la seguridad del sistema de tierra solo se consigue colocando sobre la superficie una capa de material de alta resistividad y dicha capa no se prolonga al exterior de la red, los potenciales de paso fuera de la red pueden resultar peligrosos. Por lo que se recomienda que la tensión de paso se compare con la tensión de paso tolerable, una vez que en el estudio se haya obtenido una tensión de malla menor que la de toque tolerable. En caso de que se obtenga en este punto un potencial de paso mayor que el tolerable, se puede evitar extendiendo la capa de material de alta resistividad hacia fuera de la cerca, eliminando esquinas o proyecciones agudas en la red apropiadamente. La tensión de paso se determina con la siguiente ecuación: E s = ρK s K i I T L s Ecuación 1.32. Para mallas de tierras con o sin varillas de tierra, la longitud enterrada efectiva, (L s ) se obtiene mediante la ecuación siguiente: CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 60 L s = 0.75L C + 0.85L R Ecuación 1.33. Donde: K i es el factor de ajuste de la geometría de la red I T es la corriente de falla que circula en la red del sistema de tierra en A ρ es la resistividad del terreno en Ω-m K s es el factor de espaciamiento para la tensión de paso L s es la longitud efectiva en función de L c y L R en m L c es la longitud efectiva de los conductores de la red en m L R es la longitud total de electrodos de tierra en m 1.7. MANTENIMIENTO AL SISTEMA DE TIERRAS El mantenimiento eléctrico es una actividad enfocada a conservar en buen funcionamiento y estado de las instalaciones, para garantizar la adecuada operación, con alta confiabilidad y seguridad. 1.7.1. TIPOS DE MANTENIMIENTO Existen básicamente tres tipos de mantenimiento: 1. Mantenimiento predictivo.- Es el mantenimiento resultante de una adecuada planeación, que permite prever con anticipación el reemplazo necesario de algún equipo, dispositivo o material de un sistema, en función de su vida útil, proceso o medio de operación. 2. Mantenimiento correctivo.- Es el resultado de reparar inmediato alguna falla presentada en el sistema para obtener nuevamente la normalidad. Ante el imprevisto, se corre el riesgo de no contar con los elementos adecuados para efectuar las correcciones en su totalidad y operar el sistema en forma provisional con un alto riesgo. 3. Mantenimiento preventivo.- Es la revisión periódica y rutinaria para descubrir oportunamente cualquier anormalidad en el sistema. 1.7.2. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE TIERRA El mantenimiento del sistema de tierra es una actividad muy importante como lo es en otro tipo de instalaciones, ya que con esta actividad se logrará la confiabilidad operativa de los equipos y sobre todo la seguridad de las personas. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 61 Normalmente se piensa, en forma errónea, que un sistema de tierra dura toda la vida o al menos un tiempo semejante a la instalación eléctrica y se le da poca importancia porque parte de los conductores de tierra comparten las mismas canalizaciones que los conductores de energía; pero es necesario recordar que al sistema de tierra lo conforman además de los conductores descritos los electrodos o malla que están directamente en contacto con el terreno, cuya composición química generalmente se desconoce y en muchos casos puede afectarlos por corrosión, incrementando la resistencia o hasta el grado de desaparecer los elementos. Por esta razón, aunque los electrodos están enterrados no hay que olvidarlos, pues no son la parte muerta de la instalación sino la parte medular del funcionamiento de la misma. El mantenimiento de un sistema de tierra es relativamente sencillo y se efectúa realizando las siguientes actividades: a) Inspección ocular de la instalación, revisando que en principio los elementos estén en buenas condiciones (cable, conectores, barras, uniones, etc.). b) Verificar que el apriete de la tornillería, conectores y puntos de conexión sea el adecuado. c) Comprobar que no existan rasgos de arqueos, carbonizaciones, temperatura adicional a la del ambiente en los conductores de tierra o puntos de conexión. d) Revisar que las áreas de contacto se encuentren libres de pintura, barniz, aislantes, oxidaciones o sulfataciones. e) Verificar por medio de un equipo (óhmetro) la continuidad del sistema de tierra. f) Constatar que no circule corriente en los conductores del sistema de tierra en condiciones normales de operación, a través de un ampérmetro. g) Comprobar que la diferencia de potencial (tensión) entre el conductor neutro y el conductor de tierras en diferentes puntos o salidas de la instalación eléctrica sea muy pequeño o prácticamente cero. h) Ratificar la correcta conexión del conductor neutro y del conductor de tierra en un solo punto (generalmente a la salida del secundario del transformador o en el interruptor general de baja tensión posterior al equipo de medición). i) Verificar que los desarrollos del conductor neutro y del conductor de tierra sean independientes y no se interconecten en ningún tablero derivado o cualquier otro punto. j) Comprobar que no se invierta la polaridad o la conexión del conductor neutro con la del conductor de tierra. Particularmente se presenta en los contactos monofásicos. CAPÍTULO 1. SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 62 k) Ratificar que el tamaño o sección transversal de los conductores del sistema de tierra siguen siendo los adecuados para las condiciones actuales de operación, ya que es muy frecuente el crecimiento natural de las cargas y sus demandas de una instalación eléctrica. l) Es recomendable identificar las barras de conexión de los diferentes sistemas de tierra con simbologías y letreros para evitar conexiones inadecuadas, operaciones y daños catastróficos. m) Verificar, por medio de un equipo de medición, que el valor máximo de resistencia a tierra sea igual o menor al valor normativo o recomendado por el distribuidor del equipo al que está conectado. n) Es necesario efectuar mediciones cada año, particularmente en la época de estiaje o sequía (condición crítica), ya que la época de lluvia favorece la conductividad, por lo que no es representativa del comportamiento promedio anual. o) Comprobar que el cable de bajada de los pararrayos (protección contra rayos), se desarrolle directamente hacia el terreno y no tenga derivaciones para interconexión con otros sistemas o equipos, a menos que estén estos últimos ubicados en el techo y cercanos a menos de 1.8 metros. p) Verificar que los diferentes sistemas de tierra (energía eléctrica, sistemas de cómputo y pararrayos, etc.) se interconecten, única y exclusivamente en la malla, electrodo o sistemas de electrodos que estén en contacto con el terreno. CAPÍTULO 2 DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 63 CAPÍTULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS Existen diferentes factores y coeficientes que se deben considerar en el diseño de un sistema de tierras, los cuales se describen a continuación: 2.1. FACTORES Y PARÁMETROS 2.1.1. FACTOR DE DECREMENTO “D f ” Es necesario calcular ya sea manual o computacionalmente la corriente simétrica de falla a tierra. Para ello es necesario considerar algunos factores de corrección. En los estudios de cortocircuito los valores que se obtienen son las magnitudes de la corriente simétrica eficaz, pero en el diseño de un sistema de tierras se debe considerar la corriente asimétrica, por lo que se requiere tomar en cuenta un factor de decremento, el cual considera el efecto del desplazamiento de la componente de corriente directa, aunado al valor de la corriente de falla simétrica obtenido. En la siguiente tabla se muestran algunos valores del factor de decremento. Duración de la falla y del choque eléctrico T(s) Factor de decremento D f 0.08 1.65 0.10 1.25 0.20 1.20 0.25 1.10 Mas de 0.50 1.00 Tabla 2.1. Factor de decremento D f 2.1.2. FACTOR DE CRECIMIENTO “f c ” Cuando sea pertinente considerar los aumentos de corriente de falla a tierra debidas al crecimiento del sistema eléctrico, se debe hacer el producto del crecimiento a futuro del sistema por la corriente de falla del sistema, por ejemplo, si se considera un 50% de crecimiento, el factor será: f c = 1.5. CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 64 2.1.3. FACTOR “K m ” Este factor toma en cuenta el efecto del número de conductores paralelos “n”, el espaciamiento “D”, el diámetro “d” y la profundidad de enterramiento “h” de los conductores que forman la red y se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación: K m = 1 2π ln D 2 16hD + D + 2h 2 8Dd − h 4d + K ii K h ln 8 π2n − 1 Ecuación 2.1 2.1.4. PARÁMETRO “n” Es el número efectivo de conductores paralelos “n” en una red dada, ya sea cuadrada, rectangular o irregular: n = n a ∙ n b ∙ n c ∙ n d Ecuación 2.2 Donde: n a = 2 ∙ L c L p Ecuación 2.3 n b =1 para redes cuadradas n c =1 para redes cuadradas y rectangulares n d =1 para redes cuadradas, rectangulares y en forma de L De lo contrario: n b = L p 4A Ecuación 2.4 n c = L x L y A 0.7A L x L y Ecuación 2.5 n d = D m L x 2 + L y 2 Ecuación 2.6 CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 65 2.1.5. FACTOR “K ii ” Factor de ajuste para los efectos de los interiores en la malla de una de las esquinas de la red. Donde: K ii para mallas con varillas es igual a 1 K ii para mallas sin varillas es: K ii = 1 2n 2 n Ecuación 2.7. 2.1.6. FACTOR “K h ” Factor que enfatiza los efectos de la profundidad de la red. K h = 1 + h h 0 Ecuación 2.8 Donde: h 0 es igual a 1m (referencia de la profundidad de la malla) 2.1.7. PARÁMETRO “d” Es el diámetro del conductor de la red en metros d = 4A T π Ecuación 2.9 2.1.8. FACTOR “K i ” Factor de ajuste de geometría o irregularidad de la red K i en función de “n” está definido como: K i = 0.644 + 0.148n Ecuación 2.10 CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 66 2.1.9. FACTOR “K s ” Factor de espaciamiento para la tensión de paso. Considerando al potencial de paso a un metro fuera de la esquina mas alejada de la red y al conductor enterrado a una profundidad de 0.25 m < ℎ < 2.5 , K s se puede determinar con la siguiente ecuación: K s = 1 π 1 2h + 1 D + h + 1 D 1 − 0.5 n−2 Ecuación 2.11 2.2. CÁLCULO DE UN SISTEMA DE TIERRAS PARA UNA SUBESTACIÓN DE POTENCIA. Para el diseño de tierra se requiere contar con la siguiente información:  Planta general de la subestación para visualizar cual es la disposición del equipo y de las estructuras, así como del área que ocupan y de esta manera definir la superficie que ocupará el sistema de tierra.  Resistividad del terreno: Medición de resistividad del terreno.  Corriente de falla en la subestación: Magnitud de corriente de cortocircuito simétrica eficaz para fallas de fase a tierra I f = 3I 0 , que se pueden presentar en las subestaciones. En este proyecto se desea construir una red de tierras para una subestación de distribución, con relación de 230/23 kV, las dimensiones del local que albergará la subestación son de 190 × 70 m, y esta localizado sobre un terreno de tierra de labor, con una resistividad promedio de 73.451 Ω-m, la corriente de corto circuito (I cc ) será calculada a partir de la potencia de corto circuito de 1200 MVA, la cual fue proporcionada por la compañía suministradora Debido a que la condición más crítica de corriente de corto circuito en la subestación es producida por una falla de fase a tierra en la barra de 23 kV, la I cc será calculada con la siguiente ecuación. I cc = MVA cc 3 ∙ kV = 1200000 kVA 3 ∙ 23 kV = 30123.50 A = 30.1235 kA El siguiente diagrama de flujo (figura 2.1), ilustra la secuencia de pasos que se deben realizar para el diseño de un sistema de tierra. Los parámetros indicados en el diagrama de flujo se describen en la Tabla 2.2. CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 67 Figura 2.1. Diagrama de flujo. CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 68 PASO 1. Cálculo de la corriente de falla simétrica eficaz considerando el factor de crecimiento a futuro del sistema: Crecimiento a futuro del sistema, se considera un 40%, es decir f c = 1.4. Por lo tanto, la corriente de falla simétrica eficaz para el diseño de la red es: I f = f c ∙ I cc I f = 1.4 ∙ 30123.50 A = 42172.9 A = 42.1729 kA PASO 2. Cálculo de la sección transversal del conductor: La sección transversal del conductor para un sistema de tierra requerida, en función de la elevación de temperatura de corto tiempo, la magnitud y el tiempo de duración de la falla y cuando se conocen las constantes del material del conductor, se puede determinar con la siguiente ecuación 1.1: I = A T TCAP × 10 −4 t c α r ρ r ln K 0 + T m K 0 + T a La corriente de falla 3I 0 utilizada para determinar la sección transversal del conductor para la red del sistema de tierra, debe ser la esperada considerando las expansiones futuras del sistema. Se obtiene el diámetro del conductor a partir de su sección transversal. Para conductores de cobre a cierta temperatura de referencia y con conductividad de 97%, se tienen los siguientes valores: (Ver tabla 1.2. Constantes del material). α r = 0.00381 1 °C con T r = 20 °C ρ r = 1.78 μΩ− cm con T r = 20 °C K 0 = 242 °C TCAP = 3.42 J cm 3 °C T m = 1084 °C T a = 20 °C Despejando el área de la sección transversal del conductor A T . Ecuación 1.3. A T = I f TCAP × 10 −4 t c α r ρ r ln K 0 + T m K 0 + T a A T = 42.1729 3.42 × 10 −4 0.5 ∙ 0.00381 ∙ 1.78 ln 242 + 1084 242 + 20 = 104.285 mm 2 CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 69 Con la sección transversal mínima obtenida se puede seleccionar un conductor con sección transversal nominal de 107.2 mm 2 (4/0 AWG), siendo este calibre el más empleado por su resistencia mecánica. Se utiliza el cobre por su mejor conductividad tanto eléctrica como térmica y sobre todo por ser resistente a la corrosión debido a que es catódico respecto a otros materiales que pudieran estar enterrados cerca de él. PASO 3. Se procede a calcular los potenciales de paso y contacto, considerando una duración de la falla de 0.5 s. y resistividad promedio del suelo de 73.451 Ω-m. Para el diseño preliminar se considera que no se tiene capa superficial por lo que: ρ S = ρ y C S = 1.0 Fórmula de tensión de paso para 50 kg. Ecuación 1.21. E paso 50 = 1000Ω+6C S ∙ ρ S 0.116 t S Sustituyendo: E paso 50 = 1000Ω +6 ∙ 1 ∙ 73.451 0.116 0.5 = 236.346 V Fórmula de tensión de paso para 70 kg. Ecuación 1.22. E paso 70 = 1000Ω+6C S ∙ ρ S 0.157 t S Sustituyendo: E paso 70 = 1000Ω +6 ∙ 1 ∙ 73.451 0.157 0.5 = 319.882 V Fórmula de tensión de contacto para 50 kg. Ecuación 1.26. E contacto 50 = 1000Ω +1.5C S ∙ ρ S 0.116 t S Sustituyendo: E contacto 50 = 1000Ω +1.5 ∙ 1 ∙ 73.451 0.116 0.5 = 182.123 V CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 70 Fórmula de tensión de contacto para 70 kg. Ecuación 1.27. E contacto 70 = 1000Ω +1.5C S ∙ ρ S 0.157 t S Sustituyendo: E contacto 70 = 1000Ω +1.5 ∙ 1 ∙ 73.451 0.157 0.5 = 246.494 V PASO 4. Cálculo del área del terreno. A = L x ∙ L y Sustituyendo: A = 190 ∙ 70 = 13300 m 2 PASO 5. Determinación de la longitud del conductor de la red. Para determinar en forma preliminar la longitud del conductor de la red se debe procurar que las mallas formen lo más aproximado posible un cuadrado, por lo que la relación entre el número de mallas sobre el eje “ X” y el número de mallas sobre el eje “Y” debe corresponder aproximadamente a la relación entre el largo y el ancho de la red. eje x eje y = largo de la red ancho de la red = 190 70 = 2.71 Si en forma tentativa se consideran 17 mallas sobre el eje “x”, el número de mallas sobre el eje “y” será: mallas eje y = 17 2.71 ≈ 6 Por lo que en forma preliminar la red estará constituida por 18 conductores transversales (paralelos al eje y) y 7 conductores longitudinales (paralelos al eje x), tomando en cuenta que el diseño preliminar no considera varillas, la longitud total (L T ) va a ser igual a la longitud total del conductor (L c ) para la red: L c = a ∙ L x +b ∙ L y L c = 7 ∙ 190 +18 ∙ 70 L T = L c = 2590 m Con una separación preliminar entre conductores paralelos de: D = 2L x L y L c −L x − L y CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 71 D = 2 ∙ 190 ∙ 70 2590 − 190 − 70 D = 11.41 m Área = 190 x 70 m, D=11.41 m, 17 mallas en x, 6 mallas en y Figura 2.2. Forma preliminar de la malla de tierras sin varillas. PASO 6. Cálculo de la resistencia de la red, enterrada a una profundidad (h) de 0.5m. Ecuación 1.9. R g = ρ 1 L T + 1 20 ∙ A 1 + 1 1 + h 20 A Sustituyendo: R g = 73.451 1 2590 + 1 20 ∙ 13300 1 + 1 1 +0.5 ∙ 20 13300 = 0.3104 Ω PASO 7. La corriente máxima de la red se calcula aplicando el factor de decremento a la corriente de cortocircuito I f , se le aplica el factor de decremento D f (Ver tabla 2.1) para obtener la corriente asimétrica eficaz I T . I T = D f ∙ I f I T = 1.0 ∙ 42172.9 A = 42172.9 A = 42.1729 kA PASO 8. Durante las condiciones de falla, la tensión de transferencia resultante puede ser igual o exceder a la máxima elevación de tensión de la red E R . La máxima elevación de tensión de la red es el máximo potencial eléctrico que se puede tener entre un punto de la red del sistema de tierra de una subestación y un punto que está al mismo potencial de un sistema de tierra de una subestación remota. Esta tensión se determina con la siguiente expresión: CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 72 E R = R g ∙ I T E R = 0.3104 ∙ 42172.9 = 13090.468 V Por lo cual 13090.468 V > 246.494 V Es decir E R > E contacto 70 Si E R < E contacto70 el diseño es seguro y finaliza. Como la condición no se cumple es necesario continuar con el análisis. PASO 9. Cálculo de la longitud total del perímetro (L p ). L p = (2L x + 2L y ) L p = 2 ∙ 190 +2 ∙ 70 = 520 m PASO 10. Cálculo de “n” (Número de conductores paralelos de la malla). Ecuaciones 2.2, 2.3, 2.4. n a = 2 ∙ L c L p Sustituyendo: n a = 2 ∙ 2590 520 = 9.9615 n b = L p 4A Sustituyendo: n b = 520 413300 = 1.0617 Para el cálculo preliminar se considera la forma, para esta caso se tiene una malla rectangular, por lo tanto n c y n d son igual a 1. n = n a ∙ n b ∙ n c ∙ n d Sustituyendo: n = 9.9615 ∙ 1.0617 ∙ 1 ∙ 1 = 10.5761 CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 73 PASO 11. Cálculo del diámetro del conductor de la red en m. Ecuación 2.9. d = 4A T π Sustituyendo: d = 4 ∙ 107.2 π = 11.682 mm = 0.0116 m PASO 12. Cálculo del factor de ajuste para los efectos de los interiores en la malla de una de las esquinas de la red. Ecuación 2.7. Donde: K ii para mallas con varillas es igual a 1 K ii para mallas sin varillas es: K ii = 1 2n 2 n Sustituyendo: K ii = 1 2 ∙ 10.5761 2 10.5761 = 0.5615 PASO 13. Cálculo del factor que enfatiza los efectos de la profundidad de la red. Ecuación 2.8. K h = 1 + h h 0 Sustituyendo: h 0 es igual a 1m (referencia de la profundidad de la malla) K h = 1 + 0.5 1 = 1.2247 PASO 14. Cálculo del factor de espaciamiento para la tensión de malla. Ecuación 2.1. K m = 1 2π ln D 2 16hD + D + 2h 2 8Dd − h 4d + K ii K h ln 8 π2n − 1 CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 74 Sustituyendo: K m = 1 2π ln 11.41 2 16 ∙ 0.5 ∙ 11.41 + 11.41 +2 ∙ 0.5 2 8 ∙ 11.41 ∙ 0.0116 − 0.5 4 ∙ 0.0116 + 0.5615 1.2247 ln 8 π2 ∙ 10.5761 − 1 K m = 0.6310 PASO 15. Cálculo del factor de corrección por geometría o de irregularidad de la red K i en función de “n” está definido como: Ecuación 2.10. K i = 0.644 + 0.148n Sustituyendo: K i = 0.644 +0.148 ∙ 10.5761 = 2.2092 PASO 16. Cálculo de la tensión de malla máxima. Ecuación 1.30. E malla = ρ ∙ K m ∙ K i ∙ I T L c Sustituyendo: E malla = 73.451 ∙ 0.6310 ∙ 2.2092 ∙ 42172.90 2590 = 1667.231 V PASO 17. Comparación de la tensión de malla máxima en la red del sistema de tierra con la tensión de contacto tolerable por el cuerpo humano a 70 kg. E malla > E contacto 70 1667.231 V > 246.494 V Como la tensión de malla máxima es mayor que la de contacto tolerable por el cuerpo humano, es necesario corregir el diseño. REDISEÑANDO LA MALLA Debido a que la tensión máxima de malla debe ser menor a la tensión de contacto tolerable por el cuerpo humano, es necesario rediseñar la malla y se procede a disminuir los espaciamientos entre conductores de la malla, implementación de varillas en las esquinas y perímetro. CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 75 PASO 18. Longitud mínima del conductor de la red. El primer paso es verificar que la longitud de conductor de la red utilizada es mayor que la longitud mínima requerida, para que la tensión máxima de malla sea menor que la tensión de contacto tolerable por el cuerpo humano. L c min = ρK m K i I T t f (157 + 0.235C s ρ s ) L c min = 73.451 ∙ 0.6310 ∙ 2.2092 ∙ 42172.90 ∙ 0.5 (157 +0.235 ∙ 1 ∙ 73.451) = 17521.868 m 17521.868 ≫ 2590 Como la longitud mínima requerida de conductor de la red es mucho mayor que la utilizada en el diseño preliminar, por lo que sería muy costoso su instalación, entonces se recomienda utilizar otro método, que consiste en colocar una capa de 15 cm de espesor de grava en la superficie que cubre la red del sistema de tierra. Normalmente se considera que esta capa de grava, tiene una resistividad de 3000 Ωm (Ver Tabla 1.6). Para incrementar la resistencia en serie con el cuerpo humano. PASO 19. Cálculo del factor que relaciona el valor de la resistividad de la capa superficial ρ s con el valor de la resistividad del terreno ρ. Capa superficial de grava 3000 Ω-m. Ecuación 1.14. C s = 1 − 0.09 1 − ρ ρ 0 2h s + 0.09 Sustituyendo: C s = 1 − 0.09 1 − 73.451 3000 2 ∙ 0.15 + 0.09 = 0.7748 PASO 20. Procedimiento para recalcular las tensiones tolerables por el cuerpo humano al agregar una capa superficial ρ s de 3000 Ω-m, se toman en cuenta solo las tensiones a 70 kg debido a que se considera un peso promedio. Tensión de contacto para 70 kg. Ecuación 1.27. E contacto 70 = 1000 Ω+1.5C S ∙ ρ S 0.157 t S Sustituyendo: E contacto 70 = 1000 Ω+1.5 ∙ 0.7748 ∙ 3000 0.157 0.5 = 996.16 V CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 76 Tensión de paso para 70 kg. Ecuación 1.22. E paso 70 = 1000Ω+6C S ∙ ρ S 0.157 t S Sustituyendo: E paso 70 = 1000Ω +6 ∙ 0.7748 ∙ 3000 0.157 0.5 = 3318.57 V PASO 21. Determinación de la nueva longitud del conductor de la red eje x eje y = largo de la red ancho de la red = 190 70 = 2.71 Si en forma tentativa se consideran 25 mallas sobre el eje “x”, el número de mallas sobre el eje “y” será: mallas eje y = 25 2.71 ≈ 9 PASO 22. Determinación de la longitud del conductor de la red. En forma preliminar la red ahora estará constituida por 26 conductores transversales (paralelos al eje y) y 10 conductores longitudinales (paralelos al eje x), teniéndose una longitud total de conductor para la red de: L c = a ∙ L x +b ∙ L y L c = 10 ∙ 190 +26 ∙ 70 L c = 3720 m La longitud total será la suma de la longitud del conductor L c mas la longitud de las varillas L R . L T = L c + L R Sustituyendo: L T = 3720 + (24 varillas ∙ 3 metros ) = 3792 m Con una separación preliminar entre conductores paralelos de: D = 2L x L y L c −L x − L y CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 77 D = 2 ∙ 190 ∙ 70 3720 − 190 − 70 D = 7. 68 m Área = 190 x 70 m, D= 7.68 m, 25 mallas en x, 9 mallas en y Figura 2.3. Forma final de la malla del sistema de tierras con varillas. PASO 23. Cálculo de la resistencia de la red. Ecuación 1.9. R g = ρ 1 L T + 1 20 ∙ A 1 + 1 1 + h 20 A Sustituyendo: R g = 73.451 1 3792 + 1 20 ∙ 13300 1 + 1 1 +0.5 ∙ 20 13300 = 0.3014 Ω PASO 24. Calculo de “n” (Número de conductores paralelos de la malla). Ecuaciones 2.2, 2.3, 2.4. n a = 2 ∙ L c L p Sustituyendo: n a = 2 ∙ 3720 520 = 14.30 n b = L p 4A Sustituyendo: n b = 520 413300 = 1.0617 CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 78 Para el cálculo se considera una malla rectangular, por lo tanto n c y n d son igual a 1. n = n a ∙ n b ∙ n c ∙ n d Sustituyendo: n = 14.30 ∙ 1.0617 ∙ 1 ∙ 1 = 15.18 PASO 25. Cálculo del factor de espaciamiento para la tensión de malla. Ecuación 2.1. Los factores siguientes no se ven afectados en el rediseño de la malla: K h = 1.2247 d = 0.0116 K ii = 1 para mallas con varillas K m = 1 2π ln D 2 16hD + D + 2h 2 8Dd − h 4d + K ii K h ln 8 π2n − 1 Sustituyendo: K m = 1 2π ln 7. 68 2 16 ∙ 0.5 ∙ 7. 68 + 7. 68 +2 ∙ 0.5 2 8 ∙ 7. 68 ∙ 0.0116 − 0.5 4 ∙ 0.0116 + 1 1.2247 ln 8 π2 ∙ 15.18 − 1 K m = 0.4085 PASO 26. Cálculo del factor de corrección por geometría o de irregularidad de la red K i en función de “n” está definido como: Ecuación 2.10. K i = 0.644 + 0.148n Sustituyendo: K i = 0.644 +0.148 ∙ 15.18 = 2.8906 PASO 27. Cálculo de la tensión de malla máxima, considerando las varillas. Ecuación 1.31. E malla = ρ ∙ K m ∙ K i ∙ I T L c + 1.55 + 1.22 L r L x 2 + L y 2 ∙ L R Sustituyendo: E malla = 73.451 ∙ 0.4085 ∙ 2.8906 ∙ 42172.90 3720 +1.55 + 1.22 3 190 2 + 70 2 ∙ 72 = 954.297 V CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 79 PASO 28. Comparación de la tensión de malla máxima en la red del sistema de tierra con la tensión de contacto tolerable por el cuerpo humano E malla < E contacto 70 954.297 V < 996.16 V PASO 29. Longitud mínima del conductor de la red. Se verifica que la longitud de conductor de la red propuesta sea mayor que la longitud mínima requerida, cuando se emplea una capa superficial. L c min = ρK m K i I T t f (157 + 0.235C s ρ s ) Sustituyendo: L c min = 73.451 ∙ 0.4085 ∙ 2.8906 ∙ 42172.90 ∙ 0.5 (157 + 0.235 ∙ 0.7748 ∙ 3000) = 3677.87 m 3677.87 < 3720 Como la longitud mínima requerida de conductor de la red es menor que la propuesta en el diseño, se continúa con el siguiente paso. PASO 30. Cálculo de la longitud efectiva de los conductores de la red con o sin varillas de aterrizaje en (m), para la tensión de paso. Ecuación 1.33. L s = 0.75L C + 0.85L R Sustituyendo: L s = 0.75 ∙ 3720 +0.85 ∙ 72 = 2851.2 m PASO 31. Factor de espaciamiento para la tensión de paso. Considerando al potencial de paso a un metro fuera de la esquina más alejada de la red y al conductor enterrado a una profundidad de 0.25 m < h <2.5 m, K s se puede determinar con la siguiente ecuación: Ecuación 2.11. K s = 1 π 1 2h + 1 D + h + 1 D 1 − 0.5 n−2 K s = 1 π 1 2 ∙ 0.5 + 1 7.68 + 0.5 + 1 7.68 1 − 0.5 15.18−2 = 0.5057 PASO 32. Cálculo de la tensión de paso máxima de la red. Ecuación 1.32. E s = ρK s K i I T L s CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 80 Sustituyendo: E s = 73.451 ∙ 0.5057 ∙ 2.8906 ∙ 42172.90 2851.2 = 1588.12 V PASO 33. Comparando la tensión de paso máxima de la red con la tensión de paso tolerable con el cuerpo humano a 70 kg. se observa que: E s < E paso 70 1588.12 V < 3318.57 V PASO 34. Análisis de resultados  Se comprueba que las tensiones calculadas en la malla y en su periferia, no sobrepasen a las tensiones tolerables al cuerpo humano. E malla < E contacto 70 E s < E paso70 954.297 V < 996.16 V 1588.12 V < 3318.57 V SE CUMPLEN AMBAS CONDICIONES  Se verifica que la longitud del conductor del sistema de tierras calculado, no sobrepase a la longitud previamente propuesta. L Calculado L Propuesto 3677.87 m 3792 m SE CUMPLE LA CONDICIÓN Con los resultados obtenidos, la red es segura por lo que solo es necesario incluir en el diseño del sistema de tierra, los conductores para la puesta a tierra de los equipos como los neutros de los transformadores de potencia y de instrumento, apartarrayos, etcétera. Las técnicas para una correcta puesta a tierra de los equipos se podrán realizar con la ayuda del Capitulo 4. “Puntos de Conexión a la Red de Tierras”. En la Figura. 2.1, se indica el sistema de tierra resultante del presente ejemplo, en la Subestación de Distribución 230/23 kV. CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 81 2.3. DESCRIPCIÓN DE PARÁMETROS PARA EL DISEÑO Símbolo Descripción Unidad ρ Resistividad del terreno Ω-m ρ s Resistividad de la capa sobre la superficie del terreno Ω-m a Número de conductores en paralelo al eje X A Área total ocupada por la red del sistema de tierras m 2 A T Área de la sección transversal del conductor de la red mm 2 b Número de conductores en paralelo al eje Y C s Factor que relaciona el valor al nominal de la resistividad de la capa superficial ρ s con el valor de la resistividad del terreno ρ d Diámetro del conductor de la red m D Espaciamiento entre conductores paralelos m D f Factor de decremento para determinar la corriente de falla asimétrica eficaz E contacto50 Tensión de contacto tolerable por un cuerpo humano de 50 kg de peso V E contacto70 Tensión de contacto tolerable por un cuerpo humano de 70 kg de peso V E malla Tensión de malla máxima V E paso50 Tensión de paso tolerable por un cuerpo humano de 50 kg de peso V E paso70 Tensión de paso tolerable por un cuerpo humano de 70 kg de peso V E R Máxima elevación de tensión de la red del sistema de tierras V E s Tensión de paso máxima V h Profundidad de los conductores horizontales del red del sistema de tierras m h s Espesor de la capa de material de alta resistividad sobre la superficie m I cc Corriente de corto circuito simétrica A I f Corriente de falla simétrica eficaz A I T Corriente de tierra máxima que circula entre una red del sistema de tierras y el terreno que la rodea A K h Factor que enfatiza los efectos de la profundidad de la red K i Factor de corrección por geometría o de irregularidad de la red en función de “n” K ii Factor de ajuste para los efectos de los interiores en la malla de una de las esquinas de la red K m Factor de espaciamiento para la tensión de malla K s Factor de espaciamiento para la tensión de paso L c Longitud total del conductor de la red del sistema de tierras m L p Longitud total del perímetro m L r Longitud de cada electrodo de tierra m L R Longitud total de electrodos de tierra m L s Longitud efectiva en función de L c y L R para determinar la tensión de paso m L T Longitud efectiva total del conductor del sistema de tierras, incluyendo el de la red y los electrodos de tierra m n Factor geométrico compuesto por los factores n a , n b , n c y n d R g Resistencia del sistema de tierra Ω t f Tiempo de liberación de la falla s Tabla 2.2 Descripción de parámetros para el diseño CAPITULO 2. DISEÑO DE UN SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 82 Figura 2.4. Proyecto Subestación de Distribución 230/23 kV. CAPÍTULO 3 NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 83 CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS En éste capítulo se enuncian, los artículos de las normas vigentes, utilizadas para este proyecto, cabe recalcar que la aplicación correcta de éstas, ayuda a tener un mejor funcionamiento de los sistemas. 3.1. DISEÑO En el diseño de un sistema de tierras se consideran diferentes aspectos como son: 3.1.1. CARACTERÍSTICAS DEL TERRENO 3.1.1.1. RESISTIVIDAD En cuanto a la resistividad del terreno se refiere, la Norma IEEE Std. 80-2000 en su apartado 13.2 muestra una clasificación general de los tipos de terreno y sus valores de resistividad determinados empíricamente. 3.1.2. ELEMENTOS DE LA RED DE TIERRAS 3.1.2.1. CONDUCTORES La NOM-001-SEDE-2005 establece en su Artículo 250-91 (a) el material a utilizar en los conductores de puesta a tierra. La Norma IEEE Std. 80-2000. En su apartado 11.2 nos da una descripción completa de los materiales con los que se fabrican los conductores y los problemas de corrosión que se puedan presentar en ellos. El Artículo 921-10 (e) de la NOM-001-SEDE-2005 nos indica el limite de la capacidad de conducción de la corriente de falla a tierra y resistencia mecánica del conductor. En el apartado 11.3 de la Norma IEEE Std. 80-2000 nos indica los factores a considerar en el cálculo del calibre del conductor. 3.1.2.2. ELECTRODOS El Artículo 250-84 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona que la distancia mínima entre electrodos es de 1.80 m, ya sea de un mismo sistema de puesta a tierra o entre distintos sistemas de puesta a tierra. CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 84 Por otra parte el inciso (c) en el subinciso (2), nos da a conocer el diámetro mínimo de la varilla según el material del cual esta construida. Si se trata de un electrodo tipo placa el inciso d) indica el área de contacto con el suelo y el espesor de la placa. En este mismo Artículo en el inciso e) nos da a conocer que los electrodos de Aluminio no están permitidos. El Artículo 250-84 establece que la resistencia de una varilla o electrodo de tierra no debe exceder de 25 Ω. Esto se toma como un límite superior. La especificación 56100-16 de CFE establece las características técnicas con las deben cumplir los electrodos de tierra tipo varilla. 3.1.2.3. CONECTORES En la NRF-011-CFE-2004 en su punto 5.4.3 indica que en cada cruce de conductores de la red de tierra, éstos deben conectarse rígidamente mediante conectores y también donde se encuentren con electrodos verticales. Las conexiones a emplear deberán satisfacer los siguientes criterios: conductividad eléctrica, resistencia a la corrosión, capacidad de la corriente de carga y fuerza mecánica, los cuales están establecidos en la Norma IEEE Std. 837-1989. El Artículo 921-9 de la NOM-001-SEDE-2005, establece que la conexión del conductor de puesta a tierra y los diferentes elementos a que está unido, debe hacerse por medios que igualen las características del propio conductor y que sean adecuados para la exposición ambiental. 3.2. CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE TIERRAS 3.2.1. CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA DE TIERRAS 3.2.1.1. PROFUNDIDAD Y SEPARACIÓN DE LOS ELEMENTOS PRINCIPALES DE LA MALLA DE TIERRAS En la NRF-011-CFE-2004 en el punto 5.1 de elementos principales del sistema de tierra a), indica que para la malla de tierra se debe profundizar de 0.3 a 0.5 metros, dependiendo del tipo de terreno. CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 85 El Artículo 250-83 de la NOM-001-SEDE-05, en el subinciso (3) del inciso (c), establece la forma, profundidad y ángulos que se utilizan al enterrar los electrodos tipo varilla cuando se tiene un suelo rocoso. 3.2.1.2. CONEXIÓN DE LOS ELEMENTOS El Artículo 250-112 de la NOM-001-SEDE-2005, establece que la conexión de un conductor al electrodo de puesta a tierra debe ser accesible y debe asegurar una puesta a tierra eficaz y permanente. El Artículo 250-113 de la NOM-001-SEDE-2005, establece la conexión de los conductores de puesta a tierra y los cables de puentes de unión se deben hacer mediante conectores aprobados. Para conectar los conductores de puesta a tierra a los envolventes no deben utilizarse pijas. En el Artículo 250-115 de la NOM-001-SEDE-2005, nos indica que el conductor de puesta a tierra se debe conectar al electrodo de puesta a tierra por medio de soldadura exotérmica, zapatas conectores a presión, abrazaderas o por otro medio siempre y cuando este aprobado. El Artículo 250-119 de la NOM-001-SEDE-2005, nos hace notar que las terminales de conexión de puesta a tierra pueden identificarse de distintas formas, las cuales se mencionan en este artículo. Así como su símbolo normalizado. El punto 18.3 de la Norma IEEE Std. 80-2000. Se hace referencia al tipo de conexiones que se emplean durante la construcción de la red de tierras, según se requiera, puesto que existen muchos tipos de conexiones y la selección de ésta depende de la unión, material a unir y utilidad. 3.2.1.3. TRINCHERAS En el punto 18.1 y 18.2 de la Norma IEEE Std. 80-2000. Se mencionan los diferentes métodos que se emplean para la construcción de las trincheras. Así como los equipos a utilizar en los mismos. 3.2.2. EQUIPOS QUE SE CONECTAN A LA RED DE TIERRAS Para este apartado se enuncian los Artículos relacionados a la conexión de los equipos que conforman la subestación eléctrica con la malla de tierras. El Artículo 250-155 de la NOM-001-SEDE-2005, nos menciona que todas las carcasas de equipo fijo, móvil o portátil y de sus correspondientes cercas, CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 86 alojamientos, envolventes y estructuras de soporte por las que no pase corriente eléctrica normalmente, deben ser puestas a tierra. 3.2.2.1. TRANSFORMADORES El Artículo 450-10 de la NOM-001-SEDE-2005, nos menciona que las partes metálicas de las instalaciones de transformadores, que no transporten corriente y estén expuestas, se deben poner a tierra. El Artículo 250-153 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona los sistemas con neutro puesto a tierra a través de impedancia, describe la ubicación, identificación, aislamiento, conexión y tipo de conductores que se emplean. El Artículo 470-19 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona que los gabinetes metálicos o cajas de las resistencias o reactores deben estar puestos a tierra. 3.2.2.2. INTERRUPTORES Y CUCHILLAS En el apartado 17.2 de la IEEE Std. 80-2000 se mencionan las prácticas de como se debe aterrizar el eje del interruptor, las manivelas y las placas de los mismos para seguridad de los operadores. El Artículo 380-12 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona que los envolventes metálicos de desconectadores e interruptores automáticos, se deben poner a tierra. 3.2.2.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC’s) Y DE POTENCIAL (TP’s) El Artículo 250-122 de la NOM-001-SEDE-2005, nos menciona que las carcasas o armazones de transformadores de instrumentos deben ser puestos a tierra siempre que sean accesibles a personas no calificadas. El Artículo 250-124 de la NOM-001-SEDE-2005, nos indica que cuando los instrumentos, medidores y relevadores contengan partes conductoras a 1 kV o más a tierra, se deben aislar elevándolas o protegiéndolas por medio de barreras adecuadas puestas a tierra en las partes metálicas, cubiertas aislantes o protectores aislantes. 3.2.2.4. APARTARRAYOS El Artículo 280-29 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona en su inciso (a) que la conexión de puesta a tierra debe ser lo más directamente posible. CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 87 Y en inciso (b) nos indica que cuando no sea posible el resguardo de los apartarrayos, su estructura y partes metálicas que no conducen corriente eléctrica, deben ser puestos a tierra. El Artículo 921-10 (c) de la NOM-001-SEDE-2005, menciona la Capacidad de conducción de corriente y resistencia mecánica del conductor individual de puesta a tierra de un apartarrayos y la conexión del punto de referencia de tierra del apartarrayos. Indicando que el tanque del transformador no debe utilizarse como un medio de puesta a tierra. 3.2.2.5. BANCOS DE TIERRA El Artículo 450-5 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona las conexiones de los Autotransformadores (transformadores conectados en zigzag) para conexión a tierra en sistemas trifásicos de tres hilos de fase, con el propósito de obtener un sistema de distribución de tres fases, cuatro hilos, o para proveer una referencia de neutro para fines de puesta a tierra. En el inciso (a) (1) se menciona como debe interconectarse el transformador a los conductores de fase no puestos a tierra. 3.2.2.6. BANCOS DE CAPACITORES El Artículo 460-27 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona que en el caso de que los gabinetes metálicos y neutros de los capacitores estén puestos a tierra, se debe cumplir con lo dispuesto en el Artículo 250. 3.2.2.7. TABLEROS El Artículo 384-11 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona que los marcos de los tableros de distribución y las estructuras que soporten los elementos de desconexión, deben estar puestos a tierra. El Artículo 384-12 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona que los instrumentos, relevadores, medidores y transformadores de instrumentos instalados en los tableros de distribución se deben poner a tierra. 3.2.3. ELEMENTOS QUE SE CONECTAN A LA RED DE TIERRAS En esta sección se mencionan los Artículos relacionados a la conexión hacia la red de tierras de elementos que forman parte de la subestación como son: sus CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 88 correspondientes cercas, alojamientos y estructuras de soporte por las que no circula corriente eléctrica. 3.2.3.1. CABLES MENSAJEROS Y RETENIDAS El Artículo 921-21 (a) y (b) de la NOM-001-SEDE-2005, hace referencia a los intervalos máximos para la puesta a tierra de cables mensajeros y retenidas. 3.2.3.2. PARTES NO CONDUCTORAS DE CORRIENTE ELÉCTRICA El Artículo 921-28 (c) de la NOM-001-SEDE-2005, menciona que toda estructura de acero que forme parte de la subestación debe ser puesta a tierra. 3.2.3.3. CERCAS METÁLICAS DE PROTECCIÓN El Artículo 921-26 de la NOM-001-SEDE-2005, nos indica la puesta a tierra de las cercas metálicas que delimitan nuestro predio, esta conexión va a depender de la posición de la periferia del sistema de tierra. El Artículo 921-29 de la NOM-001-SEDE-2005, nos hace referencia a la conexión a tierra de las cercas metálicas cuando exista un cruce de líneas suministradoras. 3.3. MEDICIONES DEL SISTEMA DE TIERRAS El Artículo 921-25 (b) NOM-001-SEDE-2005, especifica que deben hacerse mediciones periódicas para comprobar que los valores del sistema de tierras se ajustan a los valores de diseño. 3.3.1. RESISTIVIDAD Los valores obtenidos en las mediciones se verán afectados por la clase del terreno y la época en la que se realicen éstas. Existen diferentes métodos para la medición de resistividad, los más utilizados son el Método Wenner y el Método Schlumburger-Palmer, estos se describen en el apartado 13.3 de la IEEE Std. 80-2000. CAPÍTULO 3. NORMATIVIDAD DEL SISTEMA DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 89 3.3.2. RESISTENCIA Para el valor de la resistencia de la red de tierras, la NRF-011-CFE-2004 en el apartado 5.4.3 en el paso 5 nos da una estimación de los valores preliminares considerables en el diseño. El Artículo 921-3 de la NOM-001-SEDE-2005, nos dice que para realizar la medición de la resistencia del sistema de tierra, debe efectuarse desconectando el electrodo, del neutro del sistema. Para la medición de la malla de tierras se utilizan diversos métodos, los más utilizados son el Método de Caída de Potencial y el Método de Dos Puntos, estos métodos se describen en los apartados 19.1.1 y 19.1.5 respectivamente, de la norma IEEE Std. 80-2000. 3.4. OBSERVACIONES Y/O RECOMENDACIONES DE LA PROCURADURÍA FEDERAL DE PROTECCIÓN AMBIENTAL (PROFEPA). Referente al tratamiento del terreno por medio de la aplicación de compuestos químicos la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección Ambiental (LGEEPA) y la Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-2005, establecen ciertos lineamientos en cuanto al daño que se pudiera ocasionar al subsuelo, esto con el propósito de evitar cualquier tipo de multa o clausura temporal de la referida instalación en caso de tener alguna inspección por parte de la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA). 3.5. SEGURIDAD E HIGIENE Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo. En las instalaciones eléctricas permanentes o provisionales de los centros de trabajo deberán diseñarse e instalarse con los dispositivos y protecciones de seguridad, así como señalizarse de acuerdo a la tensión y corriente de la carga instalada, atendiendo a la naturaleza de las actividades laborales y procesos industriales. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 90 CAPÍTULO 4. PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS La construcción del sistema de tierras, requiere diversas conexiones utilizando conductores y conectores de suficiente capacidad de conducción de corriente, así como una alta resistencia a los esfuerzos electromecánicos esperados. En general las diversas conexiones a la red de tierra para equipos y estructuras, se realizan con cable desnudo de cobre electrolítico suave de siete hilos, con sección transversal de 107.2 mm 2 (4/0 AWG). Para conducir altas corrientes, se utilizan en su caso dos conductores en paralelo para la puesta a tierra, instalados en direcciones opuestas para evitar contaminación en la conducción de las corrientes de falla. Esta condición no se aplica en la puesta a tierra de transformadores de instrumento, para evitar circulación de corrientes indeseables que afecten la operación de los relevadores asociados. Considerando lo anterior, a continuación se describen las conexiones para diversos equipos y estructuras. Figura. 4.1. Red de Tierras La red de tierra de la subestación, se realiza con cable de cobre desnudo, interconectando por medio de conectores las mallas y varillas de tierra que la conforman. Para la interconexión de los conductores de la red de tierra, en general se utilizan conectores de compresión y para enlazar los conductores a las varillas de tierra, se emplean conectores soldables (Ver Figura. 4.1.). CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 91 4.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIA 4.1.1. TANQUE DEL TRANSFORMADOR El tanque del transformador se debe conectar a la red de tierra en dos puntos distintos con dos cables de cobre desnudos (Ver Figura. 4.2.). 4.1.2. NEUTRO DEL TRANSFORMADOR La conexión del neutro del transformador ya sea sólidamente o por medio de una reactancia, se realiza con dos cables de cobre desnudos conectados a diferentes ramas de la red. La impedancia se elige normalmente para que limite la intensidad de una corriente eléctrica de falla a tierra, a un valor igual o ligeramente superior a la carga capacitiva del sistema. Ese valor de impedancia debe limitar también las sobretensiones transitorias a valores seguros. 4.1.3. GABINETE DE CONTROL DEL TRANSFORMADOR Cuando éste se encuentre separado del transformador, se conecta a la red de tierra con un cable de cobre desnudo. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 92 Figura 4.2. Puesta a tierra del transformador de potencia. 4.2. INTERRUPTORES 4.2.1. INTERRUPTORES DE POLOS SEPARADOS Cada uno de los polos se conecta a la red de tierra con un cable de cobre desnudo. (Ver Figura. 4.3. a)). 4.2.2. INTERRUPTORES CON UN SOLO CUERPO El cuerpo del interruptor se conecta a la red de tierra con dos cables de cobre desnudo en puntos diferentes (Ver Figura. 4.3. b)). 4.2.3. GABINETE DE CONTROL DEL INTERRUPTOR Cuando se encuentre separado del interruptor, se conecta a la red de tierra con un cable de cobre desnudo 4.2.4. GABINETE AUXILIAR DEL INTERRUPTOR Se conecta a la red de tierra con un cable de cobre desnudo. a) CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 93 b) Figura 4.3. Puesta a tierra del interruptor de potencia. 4.3. CUCHILLAS 4.3.1. CUCHILLAS DE POLOS SEPARADOS Cada una de las fases de las cuchillas se conecta a la red de tierra al pie de la estructura con un cable de cobre desnudo. (Ver Figura. 4.4.). 4.3.2. CUCHILLAS UNIDAS POR LA ESTRUCTURA Se conectan a la red de tierra al pie de la estructura en dos puntos diferentes con cable de cobre desnudo. 4.3.3. GABINETE DE CONTROL DE CUCHILLAS Y/O ACTUADORES Se conecta a la red de tierra con un cable y/o cintilla de cobre desnudos. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 94 Figura 4.4. Puesta a tierra de las cuchillas. 4.4. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC’s) 4.4.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 85, 230 Y 400 kV MONTADOS EN BASES TIPO PEDESTAL Cada uno de los TC’s se conecta a la red de tierra mediante un cable de cobre desnudo considerando lo siguiente: a) Si la base es de concreto, el cable de cobre desnudo se dirige hasta el TC. (Ver Figura. 4.5.). b) Si la base es de estructura, el cable de cobre desnudo se dirige hasta el TC y se fija a la estructura con un conector al nivel de la base y abrazaderas. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 95 4.4.2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 23 kV MONTADOS EN ESTRUCTURAS Cada juego de TC’s se conectan en un solo punto de la red, mediante un cable de cobre desnudo, con las derivaciones necesarias para cada TC. Figura 4.5. Puesta a tierra de los transformadores de corriente y/o transformadores de potencial. 4.5. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP’s) 4.5.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL DE 85, 230 Y 400 kV MONTADOS EN BASES TIPO PEDESTAL Cada uno de los TP’s se conectan a la red de tierra mediante un cable de cobre desnudo considerando lo siguiente: a) Si la base es de concreto, el cable de cobre desnudo se dirige hasta el TP. (Ver Figura. 4.5.). b) Si la base es de estructura, el cable de cobre se dirige hasta el TP y se fija a la estructura con un conector al nivel de la base y abrazaderas, en forma similar que para los TC’s. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 96 4.5.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL DE 23 kV MONTADOS EN ESTRUCTURAS Cada juego de TP’s se conectan en un solo punto de la red con cable de cobre desnudo, con las derivaciones necesarias para cada TP. Cuando los TP’s estén conectados en estrella, su neutro se conecta también a la red de tierra con cable de cobre desnudo y la conexión entre ellos se realiza con solera de cobre de 6.35 x 25.4 mm (1/4 x 1’’). 4.6. APARTARRAYOS 4.6.1. APARTARRAYOS DE 85, 230 Y 400 kV Se conectan a la red de tierra en diferentes ramas, con dos cables de cobre desnudos. A los apartarrayos de 230 y 400 kV que se les instalen contadores de descarga, la conexión entre los apartarrayos y sus contadores se hace con dos cables de cobre de sección transversal de 107.2 mm2 (No. 4/0), con aislamiento de policloruro de vinilo (PVC). (Ver Figura. 4.6.). 4.6.2. APARTARRAYOS DE 23 kV La conexión entre ellos se realiza con solera de cobre de 6.35 x 50.8 mm (1/4 x 2’’) bajando hasta el punto donde se localiza la puesta a tierra del tanque del transformador. Figura 4.6. Puesta a tierra de apartarrayos CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 97 4.7. BANCOS DE CAPACITORES DE 23 kV En la configuración correspondiente a bancos conectados en estrella con el neutro derivado a tierra, la conexión a tierra de los capacitores en las tres fases se hace a la base de la estructura, con un conductor de cobre con calibre mínimo de 4/0 AWG y a su vez empleando solera de cobre de 6.35 x 50.8 mm (¼ x 2’’), terminando con dos cables desnudos de 4/0 AWG a diferentes ramas de la red. (Ver Figura. 4.7.) Figura 4.7. Puesta a tierra del banco de capacitores. 4.8. BANCOS DE TIERRA DE 85 kV Consiste en un transformador cuya función principal es conectar a tierra el neutro de un sistema y proporcionar un circuito de retorno a la corriente de cortocircuito de fase a tierra. Existen dos tipos de bancos de tierra:  Transformador de tierra, conexión estrella con neutro a tierra en el lado de alta tensión y delta en el lado de baja tensión.  Transformador de tierra, conexión zig-zag. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 98 4.8.1. TANQUE DEL TRANSFORMADOR El tanque del transformador se debe conectar a la red de tierra en dos puntos distintos, con dos cables de cobre desnudos. 4.8.2. NEUTRO DEL TRANSFORMADOR La conexión del neutro del transformador se efectúa con dos cables de cobre desnudos, continuando por el cuerpo del transformador con solera de cobre de 6.35 x 50.8 mm (¼ x 2’’) y terminando con dos cables de cobre desnudo a diferentes ramas de la red. 4.9. TABLEROS Los tableros de control, protección y medición se conectan a la red de tierra mediante dos cables de cobre desnudos, colocados en los extremos de un tramo de solera de cobre de 6.35 x 25.4 mm (¼ x 1 plg.). La solera se fija con separadores de cobre a una canal de 101.6 mm (4 plg), para facilitar la conexión de los secundarios de los TC’s y TP’s. (Ver Figura. 4.8.) Figura 4.8. Puesta a tierra de tableros. 4.10. TRAMPA DE ONDA Se conecta a la red de tierra en un solo punto, con cable de cobre desnudo. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 99 4.11. AISLADOR SOPORTE EN BASE DE CONCRETO La conexión a la red de tierra se hace desde la base del aislador soporte con un cable de cobre desnudo. 4.12. AISLADOR SOPORTE EN BASE METÁLICA La conexión a la red de tierra se realiza desde la base de la estructura con cable de cobre desnudo. 4.13. ESTRUCTURA DE REMATE Y/O DE PASO CON PUNTAS, APARTARRAYOS O HILO DE GUARDA La estructura se conecta a la red de tierra desde aproximadamente la altura de la propia estructura, con un cable de cobre desnudo (Ver Figura. 4.9.). CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 100 Figura 4.9. Puesta a tierra en estructuras. 4.14. ESTRUCTURA PARA SOPORTAR MUFAS DE 23 kV La conexión a la red de tierra se realiza con un cable desnudo continuando sobre la estructura hasta una solera de cobre de 6.35 x 25.4 mm (¼ x 1 plg), a la cual se conectan las puntas de las mufas. 4.15. POSTES La conexión a la red de tierra se realiza desde la base del poste, con un cable de cobre desnudo. 4.16. CONSIDERACIONES GENERALES Para contar con la seguridad necesaria en las instalaciones de las subestaciones, en general, se requiere realizar las conexiones a la red de tierra que a continuación se describen: a) En las cercas metálicas que pueden ubicarse dentro o fuera de la periferia del sistema de tierra, debido a que los gradientes de potencial son muy altos, se pueden tener las siguientes situaciones: (Ver Figura. 4.10.). 1º. Cuando la cerca se encuentra dentro del área de la red de tierra de la subestación y se conecta a esta. (El sistema es seguro) 2º. Cuando la cerca coincide con el perímetro de la red de tierra y se conecta a esta. (El sistema es seguro) 3º. Cuando la cerca se encuentra fuera del área de la red de tierra de la subestación y se conecta a esta. (No es seguro, ya que se pueden presentar potenciales de transferencia) CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 101 4º. Cuando la cerca se encuentra fuera del área de la red de tierra de la subestación. (Es seguro, siempre y cuando se coloque a una distancia mínima de 2 m, sin conectar a la red de tierras de la subestación) Figura 4.10. Localización de la cerca de protección. Toda cerca metálica que se cruce con líneas aéreas en lugares no urbanizados, debe conectarse a tierra, a uno y otro lado del cruce. En caso de existir una o más puertas o cualquier otra condición que interrumpa la continuidad de la cerca, ésta debe aterrizarse en el extremo más cercano al cruce con la línea. (Ver Figura. 4.11.) Figura 4.11. Puesta a tierra de la cerca de protección. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 102 b) Las cubiertas metálicas de los cables de potencia que estén enterrados dentro del área de la subestación, deben conectarse a la red de tierra en varios puntos. Por otra parte, los cables de control deben contar con un blindaje adecuado (pantalla) que tenga la capacidad de conducir la corriente de falla. Este blindaje debe ponerse a tierra en ambos extremos para eliminar las posibles tensiones inducidas. c) Las partes metálicas expuestas que no conducen corriente eléctrica, y las cubiertas metálicas de equipo eléctrico, deben conectarse a la red de tierra. Cuando se cuente con resguardos para las partes metálicas tales que impidan que se puedan tocar las partes metálicas mencionadas y simultáneamente algún otro objeto puesto a tierra, las partes metálicas que no conducen corriente pueden no conectarse a tierra. d) Todas las fuentes de corriente de fallas a tierra deben conectarse a tierra, tales como pueden ser apartarrayos, banco de capacitores, transformadores, neutros de máquinas y circuitos de alumbrado y fuerza. Se debe evitar tener puestas a tierra aisladas de neutros en baja tensión para evitar, cuando existe una falla a tierra, que fluya corriente que provoque transferencia de tensión peligrosa en la subestación. e) Los electrodos de tierra utilizados en la red, deben interconectarse entre sí por medio de conductores desnudos. f) Los rieles de escape de ferrocarril que entran a una subestación, no deben conectarse al sistema de tierra de la subestación. Se debe aislar uno o más pares de juntas de los rieles donde estos salen del área de la red de tierra para evitar gradientes de potencial desde la subestación hacia un punto remoto durante una falla a tierra. La práctica de realizar sistemas separados, es decir sin realizar la interconexión con la red de tierra de la subestación, no es una solución adecuada, debido a que se tienen altas resistencias que pueden producir tensiones de transferencia indeseables y no se logra mantener gradientes de tensión bajos cuando existen fallas y pueden presentarse potenciales peligrosos entre puntos aterrizados, debido al desacoplamiento entre ellos. 4.17. CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA LA PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS (SF 6 ). En la instalación de subestaciones en SF 6 se debe tener especial precaución en la ubicación de las conexiones a tierra, debido a las corrientes inducidas. Debido al reducido espacio que ocupan, la dificultad para abatir la resistencia del sistema de tierra se acrecienta y adicionalmente es necesario conducir hacia la tierra CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 103 las corrientes de cierta magnitud que se inducen en las envolventes de la subestación, la velocidad de ruptura del gas al operar los dispositivos de apertura y cierre, o en condiciones de falla, generan sobretensiones transitorias de frente muy rápido que pueden ser repetitivas, las cuales provocan interferencia electromagnética en la subestación. Por las características particulares de construcción del equipo en la subestación en SF 6 , resulta difícil obtener un adecuado aterrizamiento por medios convencionales, por lo cual es necesario tomar en cuenta algunas consideraciones especiales para conducir las corrientes de falla a la red general de tierra de la subestación, que permitan proteger al personal de operación contra cualquier riesgo y al equipo contra daños e interferencia electromagnética. 4.17.1. PUESTA A TIERRA DE LAS ENVOLVENTES Las envolventes continuas de la subestación en SF 6 , en condiciones normales de operación, permiten una trayectoria de regreso a las corrientes inducidas, de tal manera que el conductor en conjunto con la envolvente forman un par concéntrico que neutraliza efectivamente el campo interno hacia la envolvente. Sin embargo bajo condiciones de falla asimétrica, debido a la componente de corriente directa no se produce el blindaje adecuado y se provoca una caída de tensión externa por la resistencia de la propia envolvente. Para reducir las tensiones de paso y de contacto a valores no peligrosos, dentro del área de la subestación en SF 6 , es necesario aterrizar y realizar puentes unión adecuados en las envolventes, considerando lo siguiente:  Todas las envolventes metálicas deberán operar normalmente al nivel de tensión de tierra (superficies equipotenciales).  Cuando se pongan a tierra las envolventes en los diversos puntos seleccionados de la red de tierra, deberá asegurarse que no existan diferencias de tensión significativas entre secciones individuales de envolventes separadas por aisladores estanco y que las estructuras soporte o cualquier parte de la red de tierra se contamine con el flujo de corrientes inducidas indeseables.  No se deben permitir corrientes de retorno en las envolventes que por alguna causa, circulen a través de TC’s instalados externamente a ellas. Generalmente para contar con una trayectoria de baja impedancia, se coloca un conductor adicional conectado a la envolvente, por encima de los TC’s (Detalle Constructivo Ver Figura. 4.12.). CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 104 Figura 4.12. Puente de continuidad de las envolventes.  Es deseable contar en la subestación en SF 6 con una barra principal de tierra conectada al sistema general de tierra de la subestación, que facilite la puesta a tierra de todos los componentes metálicos. Esta barra de tierra puede estar formada por uno o varios conductores los cuales usualmente proporciona el fabricante de la subestación en SF 6 , tomando como base las necesidades de puesta a tierra especificadas por el usuario. 4.17.2. ASPECTOS ESPECIALES EN LA PUESTA A TIERRA Es necesario en las subestaciones en SF 6 , tomar las precauciones requeridas para prevenir corrientes inducidas excesivas en las estructuras soporte o refuerzos metálicos, que por medio de otros equipos de la subestación, tales como transformadores o equipos de maniobra con cargas atrapadas, puedan provocar corrientes circulantes indeseables. Como se indicó con anterioridad, se debe tener especial precaución al poner a tierra las discontinuidades que existan en la subestación. Todos los elementos aislados en la subestación en SF 6 , deben ser adecuados para soportar las diferencias de potencial que puedan ocurrir entre el sistema de tierra local y algún sistema externo. En algunas ocasiones los transitorios rápidos generados por operaciones de maniobra, pueden causar tensiones transitorias altas que se descargan en las discontinuidades, por lo cual requiere especial cuidado la puesta tierra en la proximidad de las discontinuidades de las envolventes de salida para conectar transformadores de potencia, así como en los puntos de conexión con equipo convencional para evitar corrientes circulantes en interruptores y en el tanque metálico del transformador. Otro aspecto importante que se debe considerar, es la puesta a tierra de las cimentaciones de la subestación (Ver Figura 4.13.), debido a que la trayectoria a tierra de las corrientes esta determinada por la posición relativa de objetos conductores que están en la tierra. En el espacio que limita la subestación, gran CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 105 parte de este lo ocupan las cimentaciones de concreto que pueden causar irregularidades en la trayectoria de descarga de corrientes de falla; pero si la cimentación que cuenta con varillas de refuerzo de acero se pone a tierra uniéndola a la barra principal de la subestación, se contribuye en la disipación de las corrientes actuando como un electrodo auxiliar, así tanto las envolventes de la subestación en SF 6 como el acero estructural dentro y sobre la cimentación tendrán aproximadamente el mismo nivel de potencial. Debido a que las varillas de acero estructural se encuentran más cercanas que los propios conductores de la malla de tierra, permiten uniformizar los potenciales dentro del piso y en la superficie. Figura 4.13. Puesta a tierra de las cimentaciones de la subestación. Adicionalmente, en la puesta a tierra y diseño de la red de tierra de la subestación en SF 6 , es necesario considerar lo siguiente:  El material de las envolventes debe ser no-magnético con objeto de limitar la inducción de corrientes parásitas y debe tener alta conductividad que permita reducir las pérdidas por efecto Joule. Asimismo, el material debe poseer la resistencia mecánica necesaria para soportar las sobretensiones debidas a fallas en el interior de las envolventes.  Las envolventes metálicas deben estar provistas con los accesorios necesarios para garantizar la continuidad eléctrica en todas las envolventes que conforman la subestación, de manera que constituya un conjunto equipotencial que evite elevadas sobretensiones y eventuales descargas externas durante la ocurrencia de fenómenos transitorios.  Se debe contar con juegos de cuchillas de puesta a tierra para realizar los trabajos de mantenimiento con seguridad. CAPÍTULO 4 PUNTOS DE CONEXIÓN A LA RED DE TIERRAS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 106  La puesta a tierra de los gabinetes de control, las envolventes metálicas y las estructuras soporte, debe realizarse de manera que constituya un conjunto equipotencial. Para este efecto la instalación debe incluir un sistema de tierra con conductores de cobre de sección suficiente, que se conecten a la red de tierra general de la subestación. Las interconexiones de los componentes de la subestación deben hacerse por medio de barras de cobre.  Se deben realizar las puestas a tierra de las envolventes, estructuras soporte y equipos de la subestación en varios puntos para minimizar las tensiones de paso y contacto, y se deben mantener tan cortas y directas como sea posible ya que los dobleces en los conductores de cobre, también producen mayores reactancias a altas frecuencias.  Es necesario separar de las envolventes de la subestación, los cables de control, protección y comunicación, los cuales deben contar con un adecuado blindaje (pantallas continuas).  Cuando se instalan equipos en diversos niveles de un inmueble, cada nivel debe contar con una red de tierra mallada, las cuales se interconectan entre si y a la red general de tierra de la subestación, procurando realizar el mayor número de interconexiones entre las redes, que permitan disipar por diversos caminos de baja impedancia la corriente de falla. NOTA: Los tubos metálicos para agua, gas, se tienen que conectar a un sistema de tierras independiente e interconectarse a la red general. CAPÍTULO 5 SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 107 CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS Este capítulo tiene como objetivo establecer las medidas necesarias de prevención de los accidentes de trabajo y daños a equipos eléctricos, logrando que la prestación del trabajo se desarrolle en condiciones de seguridad, higiene y medio ambiente adecuados para los trabajadores, conforme a lo dispuesto en la Ley Federal del Trabajo y la Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005). Conforme al Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo, se tiene que:  Las instalaciones eléctricas permanentes o provisionales de los centros de trabajo deberán diseñarse e instalarse con los dispositivos y protecciones de seguridad, así como señalizarse de acuerdo a la tensión y corriente de la carga instalada, atendiendo a la naturaleza de las actividades laborales y procesos industriales.  Los circuitos de los tableros de distribución de energía eléctrica deberán estar señalizados e identificados.  Los centros de trabajo en que se manejen materiales inflamables, explosivos o bien, que estén ubicados en terrenos con descargas eléctricas atmosféricas frecuentes, deberán estar dotados con un sistema de pararrayos, el cual será independiente de los sistemas de tierras para motores, cargas estáticas y sistema eléctrico en general.  En los centros de trabajo donde la electricidad estática represente un riesgo para el personal, instalaciones y procesos productivos, se deberá contar con un sistema de protección.  La operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas de los centros de trabajo, solamente se realizarán por personal capacitado. 5.1. SEGURIDAD DEL PERSONAL Es esencial que tanto en condiciones de falla como normales, no circule ninguna corriente que pudiera ser mortal a través del equipo al cual tenga acceso el personal. La tensión que pudiera existir entre la carcasa de un equipo con respecto a tierra, no es una medida de peligro existente; el criterio que se debe seguir y tomar en cuenta, es la diferencia de potencial entre dos puntos cualesquiera que pudieran ser tocados simultáneamente por una persona. CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 108 Por lo tanto, se debe asegurar que exista una conexión efectivamente de muy baja impedancia y de capacidad de corriente adecuada entre los puntos que puedan ser tocados simultáneamente por una persona y diseñar un arreglo de tal forma que la principal corriente de falla a tierra no fluya únicamente entre tales puntos. 5.1.1. EQUIPOS DE PROTECCIÓN El Equipo de Protección Personal le puede proteger de peligros físicos y a la salud. El Equipo de Protección Personal que usted use depende de la naturaleza del peligro. Los Peligros Físicos incluyen:  Objetos que caen, se mueven o vuelan  Calor o frío  Equipo o partes en movimiento  Objetos filosos Los Peligros a la Salud incluyen:  Exposición a productos químicos  Materiales que pueden inhalarse o irritar sus ojos o su piel  Descargas eléctricas 5.1.1.1. GUANTES DE PROTECCIÓN Los guantes de protección mantendrán sus manos libres de lesiones. (Ver Figura 5.1). Los guantes de piel, carnaza y goma, le protegerán contra choques eléctricos. Los guantes de algodón absorben la sudoración evitando que el guante dieléctrico resbale por efecto de la humedad. Figura 5.1. A) Guante de algodón, B) Guante de dieléctrico (Goma), C) Guante de carnaza. Existen diferentes tipos de guantes dieléctricos: CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 109  Guante de piel con puño corto de carnaza Para trabajos considerados como ligeros, especial para linieros, electricistas y operadores.  Guante de carnaza con puño largo y refuerzo tipo pistola en la palma del guante Especial para soldadores, esmeriladores, caldereros y remachadores.  Guante de piel con puño corto de carnaza y refuerzo tipo pistola en la palma del guante Para trabajo considerado como pesado o rudo en áreas de construcción, operación, mantenimiento, almacenes y bodegas.  Guante de goma Especial para niveles de media y alta tensión.  Guante de piel o carnaza con puño largo Especial para protección del guante dieléctrico. 5.1.1.2. CALZADO DE SEGURIDAD El calzado de protección protege sus pies contra muchos peligros. (Ver Figura 5.2). Figura 5.2. Calzado dieléctrico. Y se clasifican como:  Calzado de protección con puntera metálica. Destinado a proteger los dedos de los pies del usuario en áreas o actividades donde exista el riesgo de agentes físicos de acción mecánica.  Calzado de protección con puntera no-metálica (dieléctrica). CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 110 Destinado a proteger los dedos de los pies del usuario en zonas donde existen riesgos de descargas eléctricas y de agentes físicos de acción mecánica.  Calzado de protección con puntera metálica más plantilla metálica. Destinado a evitar la afección de la planta del pie del usuario debido a la incrustación directa de ciertos objetos punzocortantes que traspasan la suela del calzado y de agentes físicos de acción mecánica. 5.1.1.3. CASCO DE PROTECCIÓN Se utilizará siempre que las condiciones de trabajo obliguen a ello por la existencia de riesgo de caída del operario, caída de objetos sobre él o contacto eléctrico. Su uso es personal y obligatorio, este se deberá cambiar al sufrir algún impacto violento. (Ver Figura 5.3). Figura 5.3. Casco de protección. Con el casco de seguridad el trabajador se protege de:  Caída de objetos.  Golpes en la cabeza.  Contactos eléctricos. Los cascos de protección se clasifican: Por su uso  CLASE G: Cascos para protección de tensión eléctrica hasta 2200 V y contra impactos: Tensión eléctrica soportable, absorción de agua, impacto, penetración y combustión. CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 111  CLASE E: Cascos para protección de tensión eléctrica hasta 20000 V y contra impactos: Impacto, tensión eléctrica soportable, perforación, absorción de agua, penetración y combustión.  CLASE C: Cascos para protección contra impactos: Absorción de agua, impacto y penetración. Por su forma: (Ver Figura 5.4).  Cascos con ala completa.  Cascos sin ala y con visera (en forma de cachucha).  Cascos de otras formas. Figura 5.4. Partes del casco de protección. 5.2. PREVENCIÓN DE DAÑO AL EQUIPO Es deseable bajo condiciones de falla, limitar tanto como sea posible, la tensión que aparece entre las carcasas de los equipos y la malla principal de tierras cuando circula una corriente de falla. 5.3. OPERACIÓN SATISFACTORIA DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN Los circuitos y equipos eléctricos conectados a una red y situados en zonas peligrosas, se deben equipar con protecciones para asegurar su desconexión automática en el menor tiempo posible. En caso de sobrecarga, cortocircuito y de fallas a tierra, se desconectará solamente la parte de la instalación averiada, sin la posibilidad de la reconexión automática. Siempre que se tengan equipos de protección y que se utilice la corriente de falla a tierra para su operación, se debe de considerar la intensidad de la misma, ya que de esta depende su correcto funcionamiento y con esto la eliminación adecuada de las fallas en los sistemas para obtener una mejor calidad en el servicio. CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 112 5.4. IDENTIFICACIÓN DE LAS SEÑALES DE SEGURIDAD Es muy importante valorar las señales de seguridad que se encuentran dentro del área de trabajo, esto con el fin de prevenir el riesgo de accidentes, para ello debemos conocer, como identificar las señales de seguridad, así como el significado de estas. Esto se realizará con la ayuda de colores y formas geométricas. 5.4.1. DEFINICIONES Color de seguridad: es aquel color de uso especial y restringido, cuya finalidad es indicar la presencia de peligro, proporcionar información, o bien prohibir o indicar una acción a seguir. Color contrastante: es el que se utiliza para resaltar el color de seguridad. Señal de seguridad e higiene: sistema que proporciona información de seguridad e higiene. Consta de una forma geométrica, un color de seguridad, un color contrastante y un símbolo. Símbolo: representación de un concepto definido, mediante una imagen. 5.4.2. COLORES DE SEGURIDAD Los colores de seguridad, su significado y ejemplos de aplicación se establecen en la tabla 5.1. COLOR DE SEGURIDAD SIGNIFICADO INDICACIONES Y PRECISIONES ROJO Paro Alto y dispositivos de desconexión para emergencias. Prohibición Señalamientos para prohibir acciones específicas. Material, equipo y sistemas para combate de incendios Identificación y localización. AMARILLO Advertencia de peligro Atención, precaución, verificación. Identificación de fluidos peligrosos. Delimitación de áreas Límites de áreas restringidas o de usos específicos. Advertencia de peligro por radiaciones ionizantes Señalamiento para indicar la presencia de material radiactivo. VERDE Condición segura Identificación de tuberías que conducen fluidos de bajo riesgo. Señalamientos para indicar salidas de emergencia, rutas de evacuación, zonas de seguridad y primeros auxilios, lugares de reunión, regaderas de emergencia, lavaojos, entre otros. AZUL Obligación Señalamientos para realizar acciones específicas. Tabla 5.1. Colores de seguridad, significado e indicaciones y precisiones. CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 113 5.4.3. FORMAS GEOMÉTRICAS Las formas geométricas de las señales de seguridad e higiene y su significado asociado se establecen en la tabla 5.2. SIGNIFICADO FORMA GEOMÉTRICA DESCRIPCIÓN DE FORMA GEOMÉTRICA UTILIZACIÓN PROHIBICIÓN Circulo con banda circular y banda diametral oblicua a 45° con la horizontal, dispuesta de la parte superior izquierda a la inferior derecha. Prohibición de una acción susceptible de provocar un riesgo OBLIGACIÓN Circulo Descripción de una acción obligatoria PRECAUCIÓN Triangulo equilátero. La base deberá ser paralela a la horizontal Advierte de un peligro INFORMACIÓN Cuadrado o rectángulo. La base medirá entre una a una y media veces la altura y deberá ser paralela a la horizontal Proporciona información para casos de emergencia Tabla 5.2. Formas geométricas para señales de seguridad e higiene y su significado Ejemplos de señales de prohibición, obligación, precaución e información. Figura 5.5. Señales de prohibición, obligación, precaución e información. CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 114 5.5. PROCEDIMIENTO DE SEGURIDAD PARA TRABAJOS Y MANIOBRAS EN INSTALACIONES DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN 5.5.1. GENERALIDADES a) Todo trabajo o maniobra en MT o AT deberá estar expresamente autorizado por el Responsable del Trabajo, quien dará las instrucciones referentes a disposiciones de seguridad y formas operativas. b) Toda instalación de MT o AT será siempre considerada como energizada, hasta que se compruebe lo contrario con detectores apropiados y se aterrize. c) Cada equipo de trabajo deberá contar con el material de seguridad necesario para el tipo de tarea a efectuar, los equipos de protección y un botiquín de primeros auxilios para el caso de accidentes. Todo el material de seguridad deberá verificarse visualmente antes de cada trabajo, además de las inspecciones periódicas que realice el personal del Servicio de Higiene y Seguridad en el Trabajo. Todo elemento que no resulte apto no podrá ser utilizado. 5.5.2. EJECUCIÓN DE TRABAJOS SIN TENSIÓN Se efectuarán las siguientes operaciones: 5.5.2.1. EN LOS PUNTOS DE ALIMENTACIÓN a) Se abrirán con corte visible todas las fuentes de tensión, mediante interruptores y seccionadores que aseguren la imposibilidad de su recierre intempestivo. Cuando el corte no sea visible en el interruptor, deberán abrirse los seccionadores a ambos lados del mismo, asegurándose que todas las cuchillas queden bien abiertas. b) Se enclavarán o bloquearán los equipos de corte y seccionamiento. En los lugares donde ello se lleve a cabo, se colocarán carteles de señalización fácilmente visibles. c) Se verificará la ausencia de tensión con detectores apropiados, sobre cada una de las partes de la línea, instalación o equipo que se va a consignar. d) Se pondrá a tierra y en cortocircuito, con elementos apropiados, todos los puntos de alimentación de la instalación. Se prohíbe usar la cadena CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 115 de eslabones como elemento de puesta a tierra o en cortocircuito. Si la puesta a tierra se hiciera por seccionadores de tierra, deberá asegurarse que las cuchillas de dichos equipos se encuentren todas en la posición de cierre correcta. 5.5.2.2. EN EL LUGAR DE TRABAJO a) Se verificará la ausencia de tensión. b) Se descargará la instalación. c) Se pondrá a tierra y en cortocircuito, a todos los conductores y partes de la instalación que accidentalmente pudieran ser energizadas. Estas operaciones se efectuarán también en las líneas aéreas en construcción o separadas de toda fuente de energía. d) Se delimitará la zona protegida. 5.5.2.3. REPOSICIÓN DEL SERVICIO Se restablecerá el servicio solamente cuando se tenga la seguridad de que no queda nadie trabajando en la instalación. Las operaciones que conducen a la puesta en servicio de las instalaciones, una vez finalizado el trabajo, se harán en el siguiente orden: a) En el lugar de trabajo: Se retirarán las puestas a tierra y el material de protección complementario y el Responsable del trabajo, después del último reconocimiento, dará aviso que el mismo ha concluido. b) En los puntos de alimentación: Una vez recibida la comunicación de que se ha terminado el trabajo, se retirará el material de señalización y se desbloquearán los equipos de corte y maniobra. 5.6. REGLAS DE ORO DE SEGURIDAD, PARA TRABAJOS EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS 1 a Regla de Oro: “Libranza de todas las fuentes de tensión mediante interruptores, seccionadores que aseguren la imposibilidad de su recierre inesperado”. 2 a Regla de Oro: “Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los equipos de corte y señalización en el mando de estos”. CAPÍTULO 5. SEGURIDAD DEL PERSONAL Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 116 3 a Regla de Oro: “Reconocimiento de la ausencia de tensión”. 4 a Regla de Oro: “Puesta a tierra y en corto circuito de todas las posibles fuentes de tensión”. 5 a Regla de Oro: “Colocar las señales de seguridad adecuadas delimitando la zona de trabajo”. 5.7. RECOMENDACIONES GENERALES DE SEGURIDAD ELÉCTRICA La información sobre seguridad que aparece a continuación le puede ayudar a evitar peligros y choques eléctricos.  Siempre use tomacorrientes con conexión a tierra.  Nunca quite la terminal de tierra de las clavijas con conexión a tierra para conectarlo en un tomacorriente de dos entradas.  Nunca trabaje cerca de electricidad si usted o sus herramientas se encuentran mojadas.  Revise todos los cables de extensión para asegurarse de que no estén dañados, cortados, partidos o rotos.  Mantenga todas las herramientas eléctricas limpias y en buena condición.  Nunca use equipo eléctrico en escaleras de aluminio ya que estas conducen electricidad.  No trabaje encima o cerca de equipos eléctricos, a menos que esté seguro que nadie más lo puede energizar.  No intente limpiar la maquinaria mientras esté conectada.  No intente reparar herramientas eléctricas descompuestas. Póngales una etiqueta de “Fuera de Servicio” e informe a su supervisor.  Nunca deje máquinas conectadas mientras no estén siendo supervisadas.  Mantenga su área de trabajo limpia y seca. C0NCLUSIÓN INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 117 CONCLUSIÓN Los Ingenieros de campo y/o de diseño que participen en el proyecto, construcción y pruebas, para un adecuado sistema de tierras deben considerar los siguientes factores:  La resistividad del terreno.  La corriente que va a ser drenada a la red.  Tensiones peligrosas.  La superficie total del terreno. De la misma forma se pueden considerar métodos para mejorar el funcionamiento del sistema de tierras como son:  Electrodos para llegar a capas del subsuelo con mayor humedad.  Uso de capas superficiales para limitar los potenciales peligrosos en la superficie del suelo.  Tratamientos para disminuir la resistividad del terreno. Así mismo tener en cuenta el propósito de incrementar significativamente la seguridad del personal, continuidad en el sistema, protección de los equipos y confiabilidad de las instalaciones. En cuanto al proyecto del sistema de tierras para una subestación de 230/23 kV, se concluye que aunque ya existen softwares especializados para realizar esta función, es muy importante tener los conocimientos necesarios, para introducir los parámetros correctos y de esta forma poder optimizar los resultados obtenidos por dicho software, debido a que existen ciertas discrepancias en cuanto a los resultados obtenidos por medio de cálculos y los obtenidos computacionalmente. Por último, este trabajo de investigación (tesis), aporta información actualizada, recomendaciones y métodos para la elaboración del diseño de sistemas de tierras, basándose en las normatividades oficiales vigentes nacionales y extranjeras, que son de gran ayuda e interés para todo aquel que realice alguna consulta. ANEXOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 118 ANEXOS ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1. Detalle de instalación de electrodo de tierra tipo varilla Copperweld. 9 Figura 1.2. Electrodo de tierra tipo placa. 10 Figura 1.3. Anillo de tierra. 10 Figura 1.4. Electrodo de tierra tipo malla. 11 Figura 1.5. Electrodo de tierra tipo rehilete. 11 Figura 1.6. Electrodos de tierra de tipo químico. 12 Figura 1.7. Tipo de conductores. 19 Figura 1.8. Conectores atornillados. 20 Figura 1.9. Conectores a presión. 21 Figura 1.10 Corrosión galvánica entre una varilla de cobre y un conector de bronce. 22 Figura 1.11. Paquete de conexión exotérmica. 23 Figura 1.12. Ejemplo de conexiones exotérmicas. 23 Figura 1.13. Barras equipotenciales. 24 Figura 1.14. Sistema radial. 25 Figura 1.15. Sistema de anillo. 26 Figura 1.16. Sistema de red o malla. 27 Figura 1.17. Registros para medición. 29 Figura 1.18. El efecto de la humedad, temperatura y sal, sobre la resistividad del suelo. 33 Figura 1.19. Método Wenner de los cuatro puntos. 36 Figura 1.20. Método Schlumberger-Palmer. 37 Figura 1.21. Direcciones y longitudes recomendadas para las mediciones de resistividad 39 Figura 1.22. Método de Caída de Potencial (62 %) 40 Figura 1.23. Gráfica del Método del 62 %. 41 Figura 1.24. Medición de la resistencia de un electrodo. 42 Figura 1.25. a) Megger análogo, b) Megger digital. 43 Figura 1.26. Situaciones básicas de choques eléctricos. 53 Figura 1.27. Circuito equivalente de la tensión de paso. 54 Figura 1.28. Circuito equivalente de la tensión de contacto. 55 Figura 1.29. Situación típica del aumento de potencial transferido. 58 Figura 4.1. Diagrama de flujo. 67 Figura 4.2. Forma preliminar de la malla de tierras sin varillas. 71 Figura 4.3. Forma final de la malla del sistema de tierras con varillas. 77 Figura 4.4. Proyecto Subestación Reductora 230/23 kV. 82 Figura 4.1. Red de Tierras 90 Figura 4.2. Puesta a tierra del transformador de potencia. 91 ANEXOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 119 Figura 4.3. Puesta a tierra del interruptor de potencia. 92-93 Figura 4.4. Puesta a tierra de las cuchillas. 94 Figura 4.5. Puesta a tierra de los transformadores de corriente y/o transformadores de potencial. 95 Figura 4.6. Puesta a tierra de apartarrayos 96 Figura 4.7. Puesta a tierra del banco de capacitores. 97 Figura 4.8. Puesta a tierra de tableros. 98 Figura 4.9. Puesta a tierra en estructuras. 99-100 Figura 4.10. Localización de la cerca de protección. 101 Figura 4.11. Puesta a tierra de la cerca de protección. 101 Figura 4.12. Puente de continuidad de las envolventes. 104 Figura 4.13. Puesta a tierra de las cimentaciones de la subestación. 105 Figura 5.1. A) Guante de algodón, B) Guante de dieléctrico (Goma), C) Guante de carnaza. 108 Figura 5.2. Calzado dieléctrico. 109 Figura 5.3. Casco de protección. 110 Figura 5.4. Partes del casco de protección. 111 Figura 5.5. Señales de prohibición, obligación, precaución e información. 113 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1. Tipos de arreglos y porcentajes de reducción de la resistencia del electrodo. 14-15 Tabla 1.2. Tabla de constantes del material. 16 Tabla 1.3. Constantes de materiales para fórmula simplificada. 18 Tabla 1.4. Resistividad del terreno. 31 Tabla 1.5. Configuración de los electrodos de prueba en el método Wenner. 37 Tabla 1.6. Valores típicos de resistividad de materiales empleados en la superficie de las subestaciones. 49 Tabla 2.1. Factor de decremento D f Tabla 2.2. Descripción de parámetros para el diseño. Tabla 5.1. Colores de seguridad, significado e indicaciones y precisiones. 112 Tabla 5.2. Formas geométricas para señales de seguridad e higiene 113 y su significado ANEXOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 120 DEFINICIONES Aterrizamiento: Conector a tierra de sistemas, circuitos o aparatos con el propósito de establecer un circuito de retorno por el suelo y para mantener su potencial a potencial del suelo Conductor aislado: Conductor rodeado de un material de composición y espesor indicados por la norma NOM como aislamiento eléctrico. Conductor del electrodo de puesta a tierra: Conductor utilizado para conectar el(los) electrodo(s) de puesta a tierra al conductor de puesta a tierra del equipo, al conductor puesto a tierra o a ambos a la acometida en cada edificio o a la estructura donde esté alimentado desde una acometida común o a la fuente de un sistema derivado separadamente Conductor desnudo: Conductor que no tiene ningún tipo de cubierta o aislamiento eléctrico. Conductor de puesta a tierra: Conductor utilizado para conectar un equipo o el circuito puesto a tierra de un sistema de alambrado al electrodo o electrodos de puesta a tierra. Conductor de puesta a tierra de los equipos: Conductor utilizado para conectar las partes metálicas no conductoras de corriente eléctrica de los equipos, canalizaciones y otras envolventes al conductor del sistema puesto a tierra, al conductor del electrodo de puesta a tierra o ambos, en los equipos de acometida o en el punto de origen de un sistema derivado separadamente. Conductor puesto a tierra: Conductor de un sistema o circuito intencionadamente puesto a tierra. Conector o conectador: Dispositivo metálico que establece una conexión electromecánica y continua entre partes de un mismo conductor o entre dos o más conductores o a una terminal. Conector a presión: (sin soldadura) Dispositivo para establecer una conexión entre dos o más conductores o entre uno o más conductores y una terminal por medio de presión mecánica, sin uso de soldadura. Corriente de falla a tierra: Es el valor máximo de la corriente de corto circuito que fluye durante una falla de línea o fase a tierra. Corriente de falla asimétrica: Es el valor rms de la onda de la corriente asimétrica, integrada sobre el intervalo de duración de la falla ANEXOS INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 121 Electrodo para tierra: Conductor embebido en el suelo y utilizado para colectar la corriente a tierra o para disipar la corriente de tierra hacia el suelo. Equipo: Término general que incluye dispositivos, aparatos electrodomésticos, luminarios, aparatos y productos similares utilizados como partes de, o en conexión con una instalación eléctrica. Factor de decremento: Es un factor de ajuste que se usa conjuntamente con los parámetros de la corriente simétrica de falla a tierra en los cálculos de aterrizaje orientados con seguridad. Determina el equivalente rms de la onda de corriente asimétrica para una duración de falla dada t f . Puesto a tierra: Conectado al terreno natural o a algún cuerpo conductor que pueda actuar como tal. Puesto a tierra eficazmente: Conectado al terreno natural intencionalmente a través de una conexión o conexiones a tierra que tengan una impedancia suficientemente baja y capacidad de conducción de corriente, que prevengan la formación de tensiones eléctricas peligrosas a las personas o a los equipos conectados. Sobrecorriente: Cualquier corriente eléctrica en exceso del valor nominal de los equipos o de la capacidad de conducción de corriente de un conductor. La sobrecorriente puede ser causada por una sobrecarga, un cortocircuito o una falla a tierra. Sólidamente puesto a tierra: Conexión a tierra en la cual no se inserta una impedancia en forma intencional. Tensión eléctrica a tierra: En los circuitos puestos a tierra, es la tensión eléctrica entre un conductor dado y aquel punto o el conductor del circuito que es puesto a tierra. En circuitos no puestos a tierra es la mayor diferencia de potencial entre un conductor determinado y otro conductor de referencia del circuito. BIBLIOGRAFÍA INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA 122 BIBLIOGRAFÍA o DE LA VEGA ORTEGA, Miguel. “Problemas de Ingeniería de Puesta a Tierra”. Editorial Limusa, 2ª Edición, 2001. o ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “Elementos de Diseño en Subestaciones Eléctricas”. Editorial Limusa, México, 1983. o ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “Fundamentos de Instalaciones Eléctricas de Mediana y Alta Tensión”. 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