UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA SEDE … de tensión de paso y de toque……….....91 10.12.4.-Calculo de la elevación de potencial

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA SEDE GUAYAQUIL

FACULTAD DE INGENIERÍAS

CARRERA: INGENIERÍA ELÉCTRICA

Seminario de Grado “En Sistemas Eléctricos de Potencia”

Previo a la obtención del Título De Ingeniero Eléctrico con Mención en Sistemas de Potencia y Diseño de Maquinarias.

TEMA: ANALISIS DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE LA CASA DE LA

CULTURA NUCLEO DEL GUAYAS

AUTORES: EDISON GABRIEL MORA VILLAGOMEZ CARLOS ENRIQUE MUÑOZ VALENCIA

DIRECTOR:

ING. CESAR CACERES GALAN

Guayaquil, Marzo del 2010

DECLARACION

Nosotros, EDISON GABRIEL MORA VILLAGOMEZ, CARLOS ENRIQUE MUÑOZ VALENCIA declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Universidad Politécnica Salesiana según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente

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EDISON GABRIEL MORA VILLAGOMEZ

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CARLOS ENRIQUE MUÑOZ VALENCIA

CERTIFICACION

Por medio del presente Proyecto certifico que el presente trabajo fue desarrollado por EDISON GABRIEL MORA VILLAGOMEZ, CARLOS ENRIQUE MUÑOZ VALENCIA bajo mi supervisión.

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Ingeniero Cesar Cáceres

DIRECTOR DE PROYECTO

AGRADECIMIENTO

Nuestros sinceros agradecimientos:

Agradecemos primero a Dios que nos dio la vida y la salud para poder concluir

esta etapa de nuestras vidas, para así convertirnos en unos profesionales dotados

de principios y ética.

A la Universidad Politécnica Salesiana sede Guayaquil, que me abrió las

puertas para que iniciara y culminara mis estudios académicos.

A nuestros Padres por su apoyo incondicional, que por medio de sus ejemplos han sido fundamental en nuestras vidas académicas.

A nuestros maestros que han compartido sus conocimientos y experiencias a lo

largo de todo este periodo académico para así poder sobreponernos a los

diferentes cambios de nuestra profesión.

DEDICATORIA

A Dios que me da la vida y fortaleza para la realización de este proyecto.

A mis padres, porque supieron conducirme por el buen camino, con grandes ejemplos de valores.

A mis familiares y amigos que me dan de una u otra manera contribuyeron generosamente en el desarrollo de mi investigación.

Edison Gabriel Mora Villagomez

DEDICATORIA

Dedico esta obra a Dios y a mis seres más amados que influyeron y son responsables de todos mis éxitos profesionales obtenidos.

Mi madre que con su sacrificio y esfuerzo, con su amor y su devoción, me mostro y enseño el trabajo, la perseverancia y la dedicación para obtener el éxito deseado, a ella dedico esta obra y toda mi carrera profesional.

A mis hermanos y hermana que con su ejemplo y apoyo incondicional me impulsaron a cumplir mis metas.

A mi esposa le agradezco por su apoyo incondicional en mis sueños y metas, por darme su amor, dedicación y por llenar de dicha cada día que paso junto a ella.

Carlos Enrique Muñoz Valencia

INDICE GENERAL

No Contenido Pág. 1.- Tema………………………………………………………………………….7 2.- Justificación………………….………………………………………………7 3.- Objetivos Generales…………...……………………………………………...8 4.- Objetivos Especifico……………….………………………………………...8 5.- Marco Teórico………………………………………………………………..8 6.- Marco Metodológico…………………………………………………………9 Capitulo 1 7.- Definiciones y conceptos de los sistemas de puesta a tierra……………..…...….9 7.1.- Introducción………………………………………………………..………..……9 7.2.- Definición de sistema de puesta a tierra…………………………………..….......9 7.3.- Conductor de puesta a tierra...………………………………………..……..…..10 7.4.- Electrodo de puesta tierra…………………………………………….……..…..11 7.5.- Tierra Física………………………………………...………………….………..11 7.6.- Tierra de Protección contra rayos…………………...………..……….………...12 7.7.- Tierra del equipo o tierra de seguridad……...………...……..……….…………13 7.8.- Conductor conectado a tierra…………………………...……..…….…………..14 7.9.- Tierra aislada……………………………………………...…….….…………...15 7.10.- Tierra de referencia de señal…………………………………….….…………...16 7.11.- Tierra de protección………………………………………………..………...….16 7.12.- Tierra de servicio…………………………………………………..…………....17 Capitulo 2 8.- Sistema de Puesta a Tierra en Subestaciones y puestos de transformación…….18 8.1.- Sistema de puesta a tierra en las subestaciones de distribución…..…………….18 8.2.- Factores fundamentales para el sistema de Puesta a Tierra…………..…………22 8.2.1.- Resistencia a Tierra…………………………………………...………..………..22 8.2.2.- Resistividad del Terreno…………………………………………...………..…..22 8.2.3.- Naturaleza de los suelos……………………………………………….........…...23 8.2.4.- Humedad...............................................................................................................24 8.2.5.- Tabla de Resistividad de Terrenos…………………………………………..…..25 8.2.6.- Temperatura del terreno…………………………………………….……..…….26 8.2.7.- Concentración de sales disueltas…………………………………………….….27 8.2.8.- Compactación del Terreno………………………….….………………………..27

8.2.9.- Estratificación del Terreno…………...………………..………………………..28 8.2.10.-Variaciones estacionales………………………………….………………..…...29 8.3.- Definiciones……………………………………………………………….……..30 8.3.1.- Puente de conexión o unión………………………………….........……….........30 8.3.2.- Conductor conectado a tierra…………………………………………..………..31 8.4.- Tierra en Puestos de transformación………………………………………..…..32 8.5.- Conexiones a Tierra en transformadores………………………………………..33 8.6.- Política de protección…………………………………….……………………..33 8.7.- Defectos a masa e influencia del régimen de neutro………….……...................34 8.8.- Esquema de conexión a tierra (ECT) en baja tensión…………….………...…...35 8.9.- Estudio de los esquemas de protección a Tierra……………………..…….……38 8.10.- Métodos para elegir el correcto esquema de conexión a tierra…………..…...…40 8.11.- Análisis del sistema sólidamente aterrizados…………………...........................42 8.12.- Normas estándar IEEE 142-1991………………….……………………………43 8.13.- Normas estándar IEEE 242-1986…………………….…………………………43 8.14.- Sistemas no aterrizados…………………………………....………………...….45 8.15.- Uso de trasformadores Zigzag………………………………..……..……..……45 8.16.- Distribución de corriente de falla……………..………………….……..………47 8.17.- Sistema aterrizado “falla de alta Impedancia”……………….………..………...48 Capitulo 3 9.- Auditoria del sistema de puesta a tierra de la casa de la cultura…………….......49 9.1.- Introducción………………………………………………………......................49 9.2.- Área utilizada en transformadores (Anexo 1)….……….……………………….50 9.3.- Transformadores de distribución existentes………….……………………..….. 51 9.4.- Plano de la vista superior del área total Inspeccionada (Anexo 2)……...………52 9.5.- Características, placas, conexiones de los Transformadores....…. ……….…….53 9.6.- Celda de Media Tensión………………………………..……………………......55 9.7.- Tableros de distribución principal…………..…………...………..……………..56 9.8.- Conexión del banco de transformador al breaker Principal...………………..….57 9.9.- Puesta a tierra y neutros del tablero principal……………..…..………….……..58 9.10.- Banco de condensadores……………………………………………….………..59 9.10.1.-Estado actual del banco de condensadores………………………………..…….59 9.10.2.- Recomendaciones para el banco de capacitores………………………………..60 9.11.- Mediciones elaboradas con cámara termograficas………………………….…...61 9.11.1.- Temperatura tomada en transformadores y tableros...………...…………..…..62 9.11.2.- Recomendaciones respecto a analisis termográfico……..…………………….63 9.12.- Puesta a Tierra en media tensión……………………………..………….………64 9.13.- Equipos y Normas de seguridad……………......…………..…….……………..64 9.14.- Equipo de medición a tierra Fluke 1625………………..………....…………….67 9.15.- Nuevas mediciones para nueva malla……………………………….….……….69

9.16.- Instalacion de picas y medición de la resistencia del terreno…………..………..71 9.17.- Plano general del estacionamiento (Anexo 3)…………………………………..74 9.18.- Curvas resistividad y resistencia vs distancia (Anexo 4)……………..............…75 Capitulo 4 10.- Cálculo para la malla de puesta a tierra………...….….....................................76 10.1.- Datos generales del sistema……………………………………….….……….76 10.2.- Procedimientos para el diseño de una malla de P.T….......................................77 10.3- Área a ocupar para la instalación de la malla……….........................................77 10.4.- Cálculo del radio equivalente del área seleccionada para la malla………........78 10.5.- Graficar un rectángulo sobre esta área…………………………………..…….78 10.6.- Insertar la malla dentro del área seleccionada………………………………....78 10.7.- Calcular la longitud del conductor requerido…………….................................79 10.8.- Medir la resistividad del terreno……………………………..…….……….....79 10.9.- Cálculo de la corriente de cortocircuito……………….....................................81 10.10.- Calculo de corriente máxima de falla ……………………………………...….84 10.11.- Cálculo del calibre del conductor de puesta a tierra…......................................85 10.12.- Diseño de la malla del sistema de puesta a tierra……………………..……….88 10.12.1.-Cálculos de la resistencia de la malla de puesta a tierra…………………....…88 10.12.2.-Cálculos de resistencia total del sistema……………………………………....90 10.12.3.-Calculo de tensión de paso y de toque………...................................................91 10.12.4.-Calculo de la elevación de potencial de tierra “GPR”……………….……….93 10.13.- Rediseño de la malla del sistema de puesta a tierra……………………….…..94 10.13.1.-Nuevo valor de la resistencia de la malla de puesta a tierra…………………...95 10.13.2.-Cálculos de resistencia total del nuevo sistema…………..……………….......96 10.13.3.-Calculo de tensión de paso y de toque…….. ……………….…………….......96 10.13.4.-Calculo de la elevación de potencial de tierra “GPR”………….………….....97 10.14.- Diseño final de la malla del sistema de puesta a tierra..…………….………...97 10.14.1.-Resistencia de la malla de puesta a tierra…………………..………….....……99 10.14.2.-Resistencia de las varilla de cobre………………………...............................100 10.14.3.-Cálculos de resistencia total del nuevo sistema………………..……..……...100 10.14.4.-Calculo de tensión de paso y de toque ……………………..…….…….…....100 10.14.5.- Calculo de la elevación de potencial de tierra “GPR”…………….……….101 10.15.- Calculo de los parámetros de seguridad en época invernal……….……..……101 10.15.1.-Resistencia de la malla de puesta a tierra………………………...………..…101 10.15.2.-Resistencia total del nuevo sistema………………………………….……….102 10.15.3.-Tensión de paso y de toque ………………………….....................................102 10.15.4.-Calculo del “GPR”…………………………………………….……….…….103 10.16.- Diagrama unifilar del sistema de puesta a tierra (Anexo 6)…....……………...104 10.17.- Conclusiones………………………………………………........……………105 10.18.- Recomendaciones…………………………………………….........…………105 11.- Cronograma de Actividades……………………………………………………..106

12.- Presupuesto…………………………………………………………………..….107 13.- Bibliografía……………………………………………………...........................108

INDICE DE FIGURAS Figura1…………………………………………………………………...…………9 Figura 2………………………………………………………………...............…10 Figura 3………………………………………………………...………...…….....11 Figura4………………………………………………………...………...………...12 Figura5………………………………………………………...………...………...13 Figura6………………………………………………………...………...………...14 Figura7………………………………………………………...………...………...14 Figura8………………………………………………………...………...………...15 Figura9………………………………………………………...………...………...15 Figura10……………………………………………………...………...………….16 Figura11……………………………………………………...………...………….17 Figura12……………………………………………………...………...………….17 Figura13……………………………………………………...………...………….18 Figura 14……………………………………………………...………...………….19 Figura 15……………………………………………………...………...………….20 Figura 16……………………………………………………...………...………….22 Figura 17……………………………………………………...………...………….23 Figura 18……………………………………………………...………...………….24 Figura 19……………………………………………………...………...………….26 Figura 20……………………………………………………...………...………….27 Figura 21……………………………………………………...………...………….28 Figura 22……………………………………………………...………...………….28 Figura 23……………………………………………………...………...………….29 Figura 24……………………………………………………...………...………….30 Figura 25……………………………………………………...………...………….30 Figura 26…………………………………………………………………………...31 Figura 27………………………………………………………...…………………32 Figura 28………………………………………………………………...…………33 Figura 29……………………………………………………………………...……34 Figura 30…………………………………………………………………………...36 Figura 31……………………………………………………...………...………….37 Figura 32……………………………………………………...………...………….38

Figura 33……………………………………………………...………...………….39 Figura 34……………………………………………………...………...………….40 Figura 35……………………………………………………...………...………….40 Figura 36……………………………………………………...………...………….44 Figura 37……………………………………………………...………...………….46 Figura 38……………………………………………………...………...………….46 Figura 39……………………………………………………...………...………….47 Figura 40……………………………………………………...………...………….47 Figura 41…………………………………………………………………………...48 Figura 42………………………………………………………...…………………50 Figura 43………………………………………………………………...…………51 Figura 44……………………………………………………………………...……52 Figura 45……………………………………………………...………...………….53 Figura 46……………………………………………………...………...………….54 Figura 47……………………………………………………...………...………….54 Figura 48……………………………………………………...………...………….55 Figura 49……………………………………………………...………...………….56 Figura 50……………………………………………………...………...………….57 Figura 51……………………………………………………...………...………….57 Figura 52……………………………………………………...………...………….58 Figura 53……………………………………………………...………...………….59 Figura 54……………………………………………………...………...………….60 Figura 55……………………………………………………...………...………….61 Figura 56……………………………………………………...………...………….62 Figura 57……………………………………………………...………...………….63 Figura 58……………………………………………………...………...………….65 Figura 59……………………………………………………...………...………….65 Figura 60…………………………………………………………………………...66 Figura 61…………………………………………………………..….……………67 Figura 62………………………………………………………………...…………67 Figura 63……………………………………………………………………...……68 Figura 64…………………………………………………………...…...………….69 Figura 65…………………………………………………………...…...………….70 Figura 66…………………………………………………………...…...………….71 Figura 67…………………………………………………………...………...…….71 Figura 68…………………………………………………………...……….…..….72 Figura 69…………………………………………………………...……….…..….72 Figura 70…………………………………………………………...……….…..….73 Figura 71…………………………………………………………...……….…..….75

Figura 72…………………………………………………………...……….…..….75

INDICE DE TABLA

Tabla 1………………………………………………………...………...….……….23 Tabla 2………………………………………………………...………...…..………25 Tabla 3………………………………..………………………...………...…………68 Tabla 4………………………………………………………...………...……….….73 Tabla 5………………………………………………………...………...……….….76 Tabla 6…………………………….…………………………...………...…….……76 Tabla 7………………………………………………………...………...…….…….79 Tabla 8…………………………………………………………………………...….80 Tabla 9………………………………………………………...………...…………..82 Tabla 10………………………….…………………………...……….....……..…...86 Tabla 11………………………………………………………...……….…...……...87 Tabla 12…………………………………………………………………………....105

1 ANALISIS DEL SISTEMA PUESTA A TIERRA

1.- TEMA: ANALISIS DEL SISTEMA PUESTA A TIERRA DE LA CASA DE LA CULTURA 2.- JUSTIFICACION

La importancia de entender el comportamiento de la electricidad y cuáles son sus aplicaciones, hoy en día es un hecho que todas las personas se ven involucradas de cualquier modo con electricidad tanto en sus casas como en el trabajo. De ahí surge la importancia que tiene las protecciones tanto para el hombre como para los aparatos eléctricos.

Este trabajo está enfocado solo a una parte muy importante de las protecciones de electricidad como son las protecciones de puesta a tierra.

Como se verá en los capítulos de este trabajo existen normas que fiscalizan la importancia de la puesta a tierra y tienen por misión entregar parámetros a los usuarios para asegurar una buena puesta a tierra.

También se conocerán conceptos básicos como son los términos y lenguaje de ésta parte de la electricidad.

Por la importancia de los sistemas de puesta a tierra, es necesario conocer la mayor cantidad de factores que hacen variar la resistencia del sistema. Algunos de estos factores pueden ser: las condiciones climatológicas, estratigrafía, compactación del terreno, características físicas del electrodo de conexión a tierra, etc.

Debido a lo antes mencionado es que surge la necesidad de crear mejores sistemas de puesta a tierra y mejores instrumentos que midan las características del terreno en donde se va a instalar un sistema de puesta a tierra.

Es muy importante contar con instrumentos de alta precisión para poder entender cuál es el comportamiento de la tierra. Por eso este trabajo primero hace una mención de los elementos y la importancia de un sistema de puesta a tierra, así como algunos de los métodos más usados para poder realizar mediciones de la resistencia del terreno.

Otro tema importante mencionado en este trabajo son las características de los diferentes tipos de electrodos que hay para la conexión a tierra, así como las configuraciones de electrodos más usadas para la instalación de un sistema de puesta a tierra.

También se mencionaran los esquemas de conexión a tierra.

Otro aspecto importante que se menciona en este trabajo son las características que debe tener el conductor de sistema a tierra, como son: la sección transversal, longitud, material, etc.


3.- OBJETIVO GENERAL

Realizar el Análisis Técnico del Sistema de Puesta Tierra de la Casa de la Cultura Núcleo del Guayas, complementado con el Informe Técnico respectivo direccionado a las autoridades de la Institución quienes tomaran las decisiones del caso que crean convenientes.

4.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Investigar Origen, causa, efecto y tipos de problemas por un inadecuado Sistema de Puesta a Tierra en las instalaciones eléctricas.

• Elaborar un estudio profundizado para el Diseño del Sistema de Puesta a Tierra de la Casa de la Cultura con el propósito de minimizar los riesgos eléctricos posibles.

5.- MARCO TEÓRICO

Un Sistema de Puesta a Tierra, llamado a veces sencillamente “puesta a tierra”, es el conjunto de medidas que se han de tomar para conectar un equipo eléctricamente conductor a tierra.

El Sistema de puesta a tierra es una parte esencial de las redes de energía, tanto en los niveles de alta como de baja tensión. Se necesita un buen sistema de puesta a tierra para:

1. La protección de edificios e instalaciones contra rayos; 2. la seguridad de vidas humanas y animales, limitando las tensiones de paso y de

contacto a valores seguros; 3. la compatibilidad electromagnética (EMC), esto es, para la limitación de las

perturbaciones electromagnéticas; 4. el correcto funcionamiento de la red de suministro de electricidad y para asegurar

una buena calidad de la energía.

Todas estas funciones las ha de canalizar un adecuado Sistema de Puesta a Tierra, que deberá diseñarse para cumplir todos los requisitos. Algunos elementos de un sistema de puesta a tierra pueden disponerse para que cumplan una finalidad específica, pero sin embargo forman parte de un único sistema de puesta a tierra.


Las Normas exigen que todos los elementos de puesta a tierra de una instalación estén conectados entre sí, formando un sistema común. 6.- MARCO METODOLÓGICO Se realizara:

• La Auditoria Eléctrica de la Sub estación de distribución de energía

• Auditoria del sistema eléctrico interno de las instalaciones a fin de conocer, ubicar las protecciones, puesta a tierras de los paneles y equipos eléctricos.

• Diseño del Sistema de Puesta a Tierra de la Sub estación.

CAPITULO 1

7.- DEFINICIONES Y CONCEPTOS DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

7.1.- Introducción:

En este capítulo se darán las definiciones de los conceptos más esenciales que se deben conocer para poder entender el lenguaje de un sistema de puesta a tierra.

FIGURA 1.- Tratamiento del terreno

A continuación se presentan los conceptos más comunes, de acuerdo a la NOM-001- SEDE-1999: 7.2.- Definición de sistema de puesta a tierra

Es un conjunto de conductores eléctricos directamente enterrados en el suelo y distribuidos a través de una instalación expresamente diseñada para soportar corrientes excepcionales en caso de cortocircuito o descarga atmosférica. El sistema de puesta a tierra es una parte esencial de las redes de energía, tanto en los niveles de alta como de baja tensión. Se necesita un buen sistema de puesta a tierra para:


1. la protección de edificios e instalaciones contra rayos

2. La seguridad de vidas humanas y animales, limitando las tensiones de paso y de contacto a valores seguros

3. La compatibilidad electromagnética (EMC), esto es, para la limitación de las

perturbaciones electromagnéticas

4. El correcto funcionamiento de la red de suministro de electricidad y para asegurar una buena calidad de la energía.

Todas estas funciones las ha de desarrollar un único sistema de puesta a tierra, que deberá diseñarse para cumplir todos los requisitos. Algunos elementos de un sistema de puesta a tierra pueden disponerse para que cumplan una finalidad específica, pero sin embargo forman parte de un único sistema de puesta a tierra.

Las normas exigen que todos los elementos de puesta a tierra de una instalación estén conectados entre sí, formando un sistema.

Para la primera parte tenemos como conceptos generales,

7.3.- Conductor de puesta a tierra.

Es aquel conductor de un circuito que se conecta a tierra intencionalmente. Este conductor garantiza la conexión física entre las partes metálicas expuestas a alguna falla y la tierra. Por medio de este conductor circula la corriente no deseada hacia la tierra. Finalmente el propósito de puesta a tierra es proteger a las personas y a los equipos eléctricos. Los tipos de tierra se clasifican de la siguiente manera: FIGURA 2.- Conductor puesta a tierra desde las estructuras metálicas directamente conectado a tierra.


7.4.- Electrodo de puesta a tierra Es un cuerpo metálico conductor desnudo que va enterrado y su función es establecer el contacto con la tierra física.

FIGURA 3.- Varillas cooperweld

7.5.- Tierra física O también llamada sistema de electrodo de tierra, es la conexión física a un sistema a un electrodo bajo tierra, el cual cubre el sistema del electrodo de tierra y todas las conexiones hechas para realizar un sistema de puesta a tierra efectiva. Esta es solo una parte del sistema, pues es decir, la tierra del circuito y la tierra de seguridad están arriba de la tierra. Se cree a menudo que con tener baja resistencia en el electrodo de tierra se tiene un buen sistema a tierra. Sin embargo es imperativo considerar el sistema completo de tierra de una instalación eléctrica con sus tres componentes principales, tierra física, tierra del circuito, tierra del equipo. El sistema electrodo de tierra puede consistir en una varilla, tubería u otro electrodo aprobado por el código y debe tener un contacto directo a tierra.


La tierra del circuito es el conductor conectado a tierra o conductor neutro, el cual tiene la función, en caso de un cortocircuito o falla a tierra. FIGURA 4.- Electrodo puesta a tierra de seguridad personal o de los equipos

7.6.- Tierra de proteccion contra rayos Como función específica de este sistema es drenar la energía del rayo a tierra, en forma controlada, por medio de la varilla pararrayos, un conductor bajante y un conductor de tierra separada. La energía del rayo puede consistir en altas intensidades de corriente generada por un rayo puede alcanzar niveles de 200000 Amperios y mayor en otras ocasiones. Si tenemos un sistema de tierra de protección tiene una resistencia de 10 ohm, el voltaje seria de 2000000 de voltios a estos niveles si los sistemas de tierra, el del edificio y el de protección contra rayos, no estuvieran interconectados, existiría una diferencia de potencial entre ellos. Produciendo saltos de arcos o chispas ocasionando grandes daños e incluso la muerte de las personas. También pudiera ocurrir que si una persona tocara en el momento del rayo un objeto metálico y el conductor bajante dl sistema, estaría expuesto a dos millones de voltios por unos cuantos microsegundos, esta interconexión es por razones de seguridad.


FIGURA 5.- Tierra protección contra rayos

7.7.- Tierra del equipo o tierra de seguridad Esta está destinada a la seguridad del personal y el equipo contra falla y cortocircuito, interconecta las partes metálicas que usualmente no acarrean corrientes, para mantenerlos a una referencia cero o planos equipotenciales. Este sistema no utiliza el electrodo a tierra, el código exige que estas conexiones sean efectivas, es decir, que acuerdo con el código tenga continuidad y pueda transportar la corriente de falla con seguridad. El conductor de tierra debe ser tratado de acuerdo con el código, para cumplir con el requisito de impedancia. Este sistema previene peligros para las personas, pues en caso de un contacto entre un conductor de fase y la carcasa metálica del equipo, lo mantiene a la misma referencia a tierra, al no existir diferencia de potencial, no se genera corrientes peligrosas que podrían ser mortales para las personas.


FIGURA 6.- Tierra de protección personal

7.8.- Conductor conectado a tierra O también conocido conductor neutro de acuerdo con la definición del código eléctrico. Este sistema tiene la función de transportar la corriente de retorno del conductor de fase para un sistema monofásico y el retorno de la corriente de fase que no se cancelaron, para un sistema trifásico y monofásico de fase dividida o sistema monofásico de tres hilos. El conductor conectado a tierra, llamado conductor neutro, de acuerdo al código, es la referencia a tierra debido a que, en un sistema conectado a tierra, se conecta a tierra en el transformador de la empresa suministradora de energía y este conductor conectado a tierra se trae a nuestros equipos de servicio a la entrada del edificio por que así lo exige. En este punto se establece la unión neutro-tierra, en la barra de la tierra, y se conecta al conductor del electrodo de tierra el conductor neutro. Es decir el neutro es conductor conectado a tierra. FIGURA 7.- Punto de conexión neutro – tierra en un transformador


7.9.- Tierra aislada Este sistema ofrece un sistema libre de ruido eléctrico de ruido eléctrico para equipos electrónicos sensibles y se usan especialmente en salas de computadores, equipos de medición electrónica. A principios de los años empresas grandes ubicadas EEUU experimentaban problemas de ruido eléctrico e interferencia de alta frecuencias en los conductores metálicos que protegían los cables de señal o servían de conductores de tierra, como conductor serado, aislado del conductor, diferente del conductor de seguridad, con la exclusiva función de proporcionar una tierra libre de ruido, separada de la tierra contaminada del sistema.

FIGURA 8.- Conexión tierra aislada en toma corrientes polarizados

FIGURA 9.- Diagrama Unifilar de tierras aisladas desde el transformador hacia la carga.


7.10.-Tierra de referencia de señal Este fue un sistema creado por los fabricantes de equipos electrónicos, ya que eran los más perjudicados en cuanto a sus equipos, esto se lo realizo con la finalidad de proporcionar una tierra libre de contaminación. Para cumplir el código, el electrodo de la tierra de señal debería interconectarse con el sistema de tierra del sistema. A esta tierra se le ha designado muchos nombres: tierra de señal, tierra de ruido, tierra electrónica, aunque sean buenas las intensiones para proteger el equipo, su instalación puede producir una violación al código. Cuando los equipos se encuentran a 30 mt o mayor del tablero principal, se conectan a la estructura metálica del sistema. FIGURA 10.- Diagrama de conexión a tierra referencia de señal

7.11.- Tierra de proteccion

La tierra de protección es la malla de tierra donde se conectan todas las partes metálicas de los equipos que conforman un sistema eléctrico, que normalmente no están energizados, pero que en caso de fallas pueden quedar sometidos a la tensión del sistema.

Los valores de resistencia de la malla de protección están limitados por condiciones de seguridad de los equipos y de las personas que operan el sistema de potencia. Las tensiones de paso, de contacto y de malla máximas definidas por normas internacionales, definen el valor de la resistencia de la malla.

Es común usar la misma malla de tierra de una subestación tanto como malla de servicio como malla de protección. En la medida que se cumplan las condiciones de seguridad


esto no es problema. No está permitido conectar a la misma malla sistemas de tensiones diferentes.

FIGURA 11.- Conexión de carcasas estructuras metálicas hacia la malla de protección.

7.12.- Tierra de servicio

La tierra de servicio es la malla de tierra donde se conecta el punto neutro de un transformador de potencia o de una máquina eléctrica. La resistencia de la malla de servicio depende exclusivamente del valor de corriente de falla monofásica que se desea tener en el sistema.

FIGURA 12.- Tierra de servicio, punto de referencia del transformador


CAPITULO 2

8.- SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES Y PUESTOS DE TRANSFORMACIÓN

A su vez el objetivo de este capítulo es conocer los diferentes métodos que utilizan los sistemas de puesta a tierra para los centros de transformación y distribución.

8.1.- Sistema de puesta a tierra en las subestaciones de distribución

En las subestaciones de distribución de 13.8/4.16 kV, generalmente se tienen dos transformadores de potencia conectados en delta/estrella c/u. La operación normal de los transformadores es operarlos en forma independiente, aunque se tiene la opción de cerrar el interruptor de enlace para trabajarlos en paralelo. Un esquema típico de una subestación de distribución se muestra en la figura de abajo.

FIGURA 13.- Imagen típica de una subestación de distribución


FIGURA 14.-Arreglo típico de una subestación industrial

En este esquema, un transformador es capaz de alimentar la carga total de los dos transformadores.

El lado primario de los transformadores de potencia conectados al sistema de generación aterrizado en un solo punto, constituye un sistema aterrizado. Del lado secundario (4.16 kV), los transformadores pueden conectarse sólidamente a tierra o a través de resistencias de bajo valor (1.5 a 10Ω). Generalmente la operación de los transformadores es que cada uno alimente su carga en forma radial con el interruptor de enlace abierto. La capacidad de cada transformador es que pueda alimentar la carga total de los dos transformadores. En algunos centros industriales, un transformador es aterrizado y el otro se encuentra flotado, por consiguiente, se tienen dos sistemas diferentes de puesta a tierra.


FIGURA 15.- Sistema eléctrico industrial donde se indican las zonas aterrizadas y las zonas flotantes no aterrizadas.

Para el sistema que queda flotado, aún cuando se presente una falla a tierra no existirá circulación de corriente al neutro. En este esquema es importante conocer los parámetros de las reactancias de secuencia positiva, negativa y cero (X1, X2 Y X0). De acuerdo con la magnitud y polaridad de la relación X0/X1 del circuito equivalente en el punto de falla, se pueden presentar sobre tensiones hasta seis o más veces la tensión de fase a tierra en las fases no falladas. Una segunda falla posterior a una falla a tierra, se puede presentar debido a que estas sobre tensiones debilitan paulatinamente a los aislamientos hasta presentarse una segunda falla.


El problema de los sistemas no aterrizados es la dificultad para localizar el punto de falla y las sobre tensiones mencionadas. Para estos sistemas, se dan recomendaciones para efectuar la puesta a tierra con alta resistencia.

Debido a la capacitancia a tierra, en realidad el sistema no es completamente aislado, se han dado casos de fallas a tierra con arco sin que se detecte la falla hasta que se produce una falla entre fases provocando severos daños materiales.

Por consiguiente, se recomienda aterrizar el neutro con una alta resistencia tal que permita una circulación de corriente mayor a la corriente capacitiva.

Del circuito equivalente de secuencia cero de este arreglo, la resistencia a tierra y la capacitancia del sistema quedan en paralelo y si las dos impedancias son iguales (Rg y C) la constante de tiempo es un radián, permitiendo la descarga automática de la energía almacenada en el sistema.

La selección del valor de la resistencia dependerá de la corriente de carga capacitiva, la cual puede medirse directamente en el circuito eléctrico o calcularse.

Típicamente el límite de la corriente de falla a tierra es del orden de 10 A. Las ventajas de utilizar una alta resistencia en comparación con un sistema flotado, son las siguientes:

• Se reducen las sobre tensiones en las fases no falladas

• La magnitud de la corriente de falla a tierra es mínima tal que no se presentan daños en el punto de falla

• Se puede localizar el punto de falla a tierra

• La corriente de falla no es suficiente para operar la protección, permitiendo continuar el servicio.


8.2.- Factores fundamentales para sistemas de puesta a tierra en subestaciones y puestos de transformación

8.2.1.- Resistencia de tierra Es la resistencia que nos ofrece el terreno hacia la corriente en un sistema de puesta a tierra, esta resistencia depende de la resistividad del terreno y área de los conductores.

FIGURA 16.- Medición típica del electrodo puesta a tierra

8.2.2.- Resistividad del terreno Es la propiedad del terreno que se opone al paso de la corriente eléctrica, la resistividad varía de acuerdo a las características del terreno.

La resistividad del terreno se define como la resistencia que presenta 1 m3 de tierra, y resulta de un interés importante para determinar en donde se puede construir un sistema de puesta a tierra.


FIGURA 17.- Capas y composición del terreno

Los factores que determinan la resistividad del suelo son:

• La humedad • La naturaleza de los suelos • La temperatura del terreno • La concentración de sales disueltas • La compactación del terreno • La estratificación del terreno

8.2.3.- Naturaleza de los suelos

• Se determina de acuerdo a su composición, Esta se refiere a que la resistividad varía según el tipo de terreno, es decir se tiene una resistividad más elevada en un terreno rocoso que en uno donde haya arena.

TABLA 1.- Naturaleza del terreno


8.2.4.- Humedad La resistividad que presenta un terreno está en relación directa a los porcentajes de humedad contenida en él.

• Aquí varia la resistividad según la humedad del terreno, mientras mas húmedo sea éste más baja será la resistividad del terreno y mientras mas seco este el terreno mayor será la resistividad de éste, es por esta razón que debe procurarse un terreno un poco más húmedo para obtener mejores valores

FIGURA 18.- Curva características de resistividad del terreno


8.2.5.- Tabla de resistividad del terreno

De acuerdo a la constitución del terreno en este varia su resistividad

TABLA 2.- Resistividad del terreno


8.2.6.- Temperatura del terreno

• Aquí también la temperatura afecta en las mediciones ya que el calor crea una resistencia en el terreno, ya que es como si se tuviera un terreno seco. Y por el contrario a temperaturas muy bajas la poca humedad que hay en el terreno puede congelarse (solo la superficie del agua), y como se sabe el hielo no es un buen conductor por lo que se eleva la resistividad del terreno.

La característica térmica del terreno depende de: • Su composición. • De su grado de compactación. • Del grado de humedad.

FIGURA 19.- Curva de comportamiento de resistividad del terreno vs temperatura


8.2.7.- Concentración de sales disueltas

Como se sabe el agua por sí sola no conduce la electricidad pero con sales se convierte en un excelente conductor, es por esto que mientras más sales contenga el terreno y este húmedo más bajo serán los valores de resistividad.

Mayor concentración de sales disueltas en un terreno, mejora notablemente la conductividad y por lo tanto la resistividad.

FIGURA 20.- Curva de concentración de sales del terreno vs resistividad

8.2.8.- Compactación del terreno Cuando la compactación del terreno es grande, disminuye la resistividad. Es recomendable que exista un buen contacto entre electrodo y el terreno; por lo tanto, es necesaria una compactación.

• Aquí la resistividad disminuye mientras más compactado este un terreno ya que cuando no está bien compacto hay pequeños espacios de aire los cuales impiden que la corriente eléctrica se pueda esparcir por el terreno.


FIGURA 21.- Compactación del terreno vs resistividad

8.2.9.- Estratificación del terreno. Para considerar que es la estratificación del terreno damos el concepto de esta rama que es la estratigrafía. La estratigrafía es la rama de la geología que trata del estudio e interpretación de las rocas sedimentarias estratificadas, y de la identificación, descripción, secuencia, tanto vertical como horizontal; cartografía y correlación de las unidades estratificadas de rocas.

• El suelo está formado por capas (estratos) que tienen diferentes resistividades. • La resistividad del terreno no es uniforme y depende de la característica de los

estratos. FIGURA 22.- Capas para el estudio de la estratigrafía


8.2.10.- Variaciones Estaciónales:

• Las estaciones también intervienen en el valor de la resistividad de un terreno ya que en una estación calurosa como lo es primavera el terreno estará mas seco que si se tuviera una estación con muchas lluvias y por esto los valores cambiarían según la estación del año en que nos encontremos es por esto que se recomienda hacer varias mediciones en diferentes estaciones del año para determinar la resistividad promedio.

• Debido a la uniformidad del terreno, cuando se mide la resistividad del terreno en un punto, por cualquier método, el valor que se obtiene es llamado resistividad media o aparente. Por esto se recomienda hacer varias mediciones en el terreno en diferentes posiciones y después sacar un promedio de estas para obtener un valor de resistividad más exacto.

FIGURA 23.- Ejemplo de un terreno en cualquier estación

El presente documento muestra las definiciones de los diferentes términos que abarca la puesta a tierra en centros de transformación y distribución.


8.3.- Definiciones

8.3.1.- Puente conexión o unión Este puente es un conductor que nos sirve para proporcionar la conductividad eléctrica entre partes de metal que requieren ser conectadas eléctricamente.

FIGURA 24.- Conexión unión del transformador a la carcasa del tablero.

FIGURA 25.- Conexión unión del transformador a la tierra de servicio


8.3.2.- Conductor conectado a tierra

O también conocido conductor neutro de acuerdo con la definición del código eléctrico. Este sistema tiene la función de transportar la corriente de retorno del conductor de fase para un sistema monofásico y el retorno de la corriente de fase que no se cancelaron, para un sistema trifásico y monofásico de fase dividida o sistema monofásico de tres hilos.

FIGURA 26.- neutro de transformador puesto a tierra

El conductor conectado a tierra, llamado conductor neutro, de acuerdo al código, es la referencia a tierra debido a que, en un sistema conectado a tierra, se conecta a tierra en el transformador de la empresa suministradora de energia y este conductor conectado a tierra se trae a nuestros equipos de servicio a la entrada del edificio porque así lo exige. En este punto se establece la unión neutro-tierra, en la barra de la tierra, y se conecta al conductor del electrodo de tierra el conductor neutro. Es decir el neutro es conductor conectado a tierra.


8.4.- Tierra en puestos de transformación En los Puestos de Transformación aéreos, especialmente cuando el neutro del secundario está conectado a tierra, se podrá tener una tierra única de protección y de servicio.

No obstante, si de este puesto parten líneas aéreas de baja tensión, se recomienda conectar en el puesto de transformación de, cuba de transformador y las estructuras metálicas de los elementos de operación al sistema de tierra de protección, y en los postes vecinos la tierra de servicio.

FIGURA 27.- Transformador aéreo monofásico conectado a tierra.

En los puestos de transformación a Nivel o Subterráneo se utilizará una tierra común de protección y de servicio, la cual podrá estar constituida por una cañería metálica de agua, o uno o más electrodos de tierra dentro del mismo lugar.


FIGURA 28.- Transformador trifásico de potencia

8.5.- Conexiones de tierra para transformadores En el sistema subterráneo, el neutro debe ser corrido desde la subestación hasta el lugar de la instalación del transformador, con conductor de cobre desnudo semiduro, calibre No. 2, 1/0 ó 3/0, según la capacidad del circuito. En el sistema residencial subterráneo se deberá tener cuidado que esté conectado el puente del neutro de la boquilla de baja tensión (Xo) del transformador al conector de tierra en el tanque.

8.6.- Política de protección El diseñador de la red es el responsable de definir las medidas de protección que hay que aplicar en cada transformador, en función de los criterios de continuidad y de calidad del servicio, de costes de inversión y explotación, de seguridad de bienes y de personas así como del nivel de riesgo admisible. Las soluciones aplicadas son siempre un compromiso entre estos diversos criterios, siendo muy importante que el compromiso de equilibrio adoptado entre ventajas e inconvenientes esté perfectamente identificado.


Por ejemplo, un mismo explotador o distribuidor de energía puede aplicar soluciones muy diferentes en una parte de la red, urbana o rural, puesto que los criterios de potencia unitaria, de coste, de consecuencias en caso de incidente, no son los mismos. La gran fiabilidad de los transformadores es un elemento determinante en la elección que hacen los distribuidores en cuanto al coste unitario de los órganos de protección que pueden asociarse. 8.7.- Defectos a masa e influencia del régimen de neutro o esquema de conexión a tierra. Los defectos entre arrollamientos MT y masa tienen su origen más frecuente en la perforación del aislamiento como consecuencia de una sobretensión. Sin embargo, como ya se ha visto, también pueden ser consecuencia de defectos de tipo mecánico o debido a la evolución de un defecto eléctrico. Las características de un defecto a masa, así como las posibilidades de diagnóstico dependen del modo de puesta a tierra de la red de alimentación y de la ubicación del defecto en el transformador.

FIGURA 29.- Defecto entre arrollamiento primario secundario en un transformador

En el caso de un neutro no distribuido en MT, conectado a tierra por una impedancia, el defecto hará aparecer una corriente a tierra función de la impedancia de neutro y de la posición del defecto en el arrollamiento. En el caso de una corriente de defecto muy baja, se corre el riesgo de que se produzca una elevación muy lenta de la presión, como en los defectos entre espiras. Una detección muy sensible de la corriente a tierra será un


medio de protección eficaz, pero, no siempre es posible realizar, técnica o económicamente, una protección de este tipo. En el caso de una red con neutro sintonizado (puesta a tierra mediante una bobina de Peterson) el defecto de aislamiento de un transformador de inmersión tendrá un efecto de auto extinción recurrente. El bajo valor de la corriente de defecto permite su extinción espontánea en el aceite y la recuperación progresiva de la tensión, característica de una red con neutro sintonizado, pero se producirá un recebado unos milisegundos más tarde. La frecuencia del fenómeno va aumentando si hay una degradación progresiva debido a los sucesivos recebados del arco que van deteriorando la rigidez dieléctrica. En el caso de una red con neutro conectado directamente a tierra y distribuido (red de 4 conductores, de tipo norteamericano) la presencia de una corriente de neutro es normal, debido a la existencia de cargas monofásicas; y la aparición de un defecto hará aumentar esta corriente (en función de la impedancia de la parte de arrollamiento no cortocircuitado). La situación es entonces similar a un autotransformador en cortocircuito. La corriente de defecto será siempre significativa y exigirá una rápida intervención, ya que hay peligro de explosión. Sin embargo, se corre el riesgo de que esta corriente de neutro no sea vista por las protecciones de red que están ajustadas para admitir una corriente de neutro importante (hasta el 40% de la corriente nominal de la línea). Por tanto, debe de ser la protección del transformador la que debe de poder actuar. Una parte significativa de los defectos afecta a la masa del transformador, y por tanto a tierra. Por consiguiente, es útil una protección contra defectos a tierra. En condiciones normales la corriente a tierra será nula (salvo en las redes con neutro a tierra y distribuido); esta protección puede ajustarse a un valor bajo, por ejemplo 10% de la corriente asignada con una temporización de 100 ms, en el caso de utilización de transformadores de corriente, y algunos amperios en el caso de utilización de un captador de corriente residual. 8.8.- Esquema de conexión a tierra (ECT) en baja tensión El ECT en BT determina la forma de conectar a tierra el secundario del transformador en MT/BT y las diversas maneras de poner a tierra las masas de la instalación. La identificación de los tipos de esquema se expresa con dos letras: La primera para la conexión del neutro del transformador (con 2 casos posibles):

• T para «conectado» a tierra

• I para «aislado» de tierra

La segunda identifica el tipo de conexión de las masas de los receptores (con 2 casos posibles):

• T para «masa conectada directamente» a tierra


• N para «masa conectada al neutro» en el origen de la instalación

Dicha instalación que ha de estar conectada a tierra.

FIGURA 30.- Tipos de conexión a tierra en baja tensión

Modo de conexión a tierra del neutro de un transformador; y modo de conexión de las masas de los receptores electricos La combinación de estas dos letras da tres configuraciones posibles:

• TT: neutro del transformador T y masa T

• TN: neutro del transformador T y masa N

• IT: neutro del transformador I y masa T Nota 1: El esquema TN, según IEC 60364 y la Reglamentación AEA/02 implica varios subes quemas:

• TN-C: si los conductores del neutro N y el conductor de protección PE coinciden (PEN).

• TN-S: si los conductores del neutro N y el conductor de protección PE están

separados.

• TN-C-S: utilización de un TN-S aguas abajo de TN-C, (al revés, está prohibido).


Hay que destacar que, si se utiliza el TN, es obligatorio el TN-S para redes que tengan conductores de sección menor o igual que 10 mm2 de cobre. Nota 2: Cada ECT puede aplicarse a todo el conjunto de una instalación eléctrica de BT; pero también pueden coexistir varios ECT en una misma instalación; ver, por ejemplo, la figura mostrado abajo.

FIGURA 31.- Ejemplo de coexistencia entre los diversos ECT

Nota 3: En Francia, según la norma NF C 13-100 que se refiere a los centros de distribución, para saber los riesgos que tienen su origen en MT, el ECT en BT se expresa con la ayuda de una letra suplementaria según la interconexión de las diferentes tomas de tierra.

Conexión de las tomas de tierra en baja tensión con la celda del centro de transformación MT/BT


8.9.- Estudio de los esquemas de proteccion a tierra Los tres ECT normalizados a nivel internacional se tratan actualmente en un buen número de normas nacionales: en Francia, por la norma de instalación BT NF C 15-100. Estos tres regímenes de neutro se estudian con detalle en el Cuaderno Técnico nº 172, incluyendo para cada uno la presentación de riesgos y la aparamenta de protección asociada. No obstante conviene recordar sucintamente sus principios de protección. ESQUEMA TN

• El neutro del transformador está puesto a tierra • Las masas de los receptores eléctricos están conectadas al neutro.

FIGURA 32.- Esquemas TN-C (a) y TN-S (b)

El defecto de aislamiento se transforma en cortocircuito y la parte en defecto es desconectada mediante la protección contra los cortocircuitos (DPCC). La tensión de defecto Ud entre masa y tierra profunda, conocida como de «contacto directo» es aproximadamente igual a Uo/2 si la impedancia del circuito «ida» es igual a la del circuito «retorno». Superior a la tensión límite convencional (UL), cuyo valor es,


generalmente, de 50 V; necesita una desconexión tanto más rápida como mayor sea Ud frente a UL . ESQUEMA TT

FIGURA 33.- El neutro del transformador está puesto a tierra.

Las masas de los receptores eléctricos también están conectadas a una toma de tierra. La corriente de defecto de aislamiento está limitada por la impedancia de las tomas de tierra y la parte en defecto está desconectada por medio de un Dispositivo Diferencial Residual (DDR). La tensión de defecto es:

RARBRAUoUc+

=

Superior a la tensión UL, el DDR entra en acción a partir de que

RaUlId =≥

ESQUEMA IT El neutro del transformador no está conectado a tierra. Teóricamente está aislado; de hecho, está conectado a tierra por las capacidades parásitas de la red y /o por una impedancia de alto valor ≈ 1 500 ohmios.


Las masas de los receptores eléctricos están conectadas a tierra. Si se produce un defecto de aislamiento, se desarrolla una pequeña corriente debida a las capacidades parásitas de la red. (Grafico a). FIGURA 34.- Esquema de conexión a FIGURA 35.- Esquema de conexión Tierra con resistencia limitadora. Tierra defecto doble.

La tensión desarrollada en la toma de tierra de las masas (a lo sumo algunos voltios) no presenta peligro. Si aparece un segundo defecto (grafico b) cuando el primer defecto no ha sido aún eliminado, se produce un cortocircuito y serán los DPCC quienes aseguran la protección necesaria. Las masas de los receptores implicados se llevan al potencial desarrollado por la corriente de defecto en su conductor de protección (PE). 8.10.- Métodos para elegir el correcto esquema de conexión a tierra Los tres ECT mundialmente utilizados y normalizados por la CEI 60364 tienen como objetivo común la búsqueda de la mayor seguridad posible. En el terreno de la protección de personas, los tres regímenes son equivalentes, si se respetan todas las reglas de instalación y utilización. Dadas las características específicas de cada régimen, no puede hacerse una elección apriorística.


Esta elección debe de ser el resultado de un acuerdo entre el usuario y el diseñador de la red (oficina técnica del instalador...), sobre:

• Las características de la instalación • Las condiciones e imperativos de explotación.

Es ilusorio querer utilizar una red con neutro aislado en una parte de una instalación que, por naturaleza, tiene un mal nivel de aislamiento (sólo algunos miles de ohm): instalaciones viejas, muy extensas, con líneas a la intemperie... Del mismo modo sería incongruente elegir una explotación con puesta al neutro en una industria donde son esenciales la continuidad del servicio o la productividad, e importante el riesgo de incendio. Antes de empezar no hay que olvidar que pueden coexistir los tres ECT en una misma instalación eléctrica, lo que es una garantía de poder obtener la mejor respuesta a las necesidades de seguridad y de disponibilidad. Además, hay que asegurarse que la elección no venga ya recomendada o impuesta por las normas o la legislación (Decretos y Reglamentos de los Ministerios). Después, se tiene que escuchar al usuario o cliente para conocer sus exigencias y sus medios:

• necesidad de continuidad en el servicio • servicio atenido o no • riesgo de incendio.

Generalizando:

• Para la continuidad en el servicio y servicio atendido: la solución es el IT

• Para la continuidad en el servicio y servicio no atendido: ninguna solución es totalmente satisfactoria: preferir el TT con el que la selectividad al disparo es más fácil de instalar y que minimiza los daños respecto al TN. Las ampliaciones son fáciles de hacer (sin cálculos). continuidad en el servicio no obligatoria y servicio de mantenimiento competente: preferir el TN-S (reparación y extensiones rápidas y ejecutadas según las normas)

• continuidad en el servicio no obligatoria y sin servicio de mantenimiento: preferir el TT

• riesgo de incendio: IT si hay servicio de mantenimiento y se emplea DDR de 0,5

A, o TT.

• tener en cuenta la especificidad de la red o de los receptores:


• redes muy extensas o con una gran corriente de fuga: preferir el TN-S

• utilización de alimentaciones de emergencia y de socorro: preferir el TT

• receptores sensibles a grandes corrientes de defecto (motores): preferir el TT o el

IT • receptores con bajo aislamiento natural (hornos) o con filtros de HF importantes

(grandes ordenadores): preferir el TN-S • alimentación de sistemas de mando y control: preferir el IT (continuidad en el

servicio) o el TT (mejor equipotencialidad de los aparatos de comunicaciones). 8.11.- Analisis del sistema sólidamente aterrizado En sistemas sólidamente aterrizados, la tierra es común a todos los elementos y una falla a tierra se determina por la corriente que circula por ella. Lo anterior no siempre se cumple. En sistemas industriales grandes o en redes de distribución, esto es común. La razón principal es el costo elevado que esto implica. Por qué es conveniente poner a tierra el neutro de los sistemas?

• Limitar la corriente máxima de falla a valores que no resulten perjudiciales a los generadores, transformadores y demás equipos del sistema.

Razones Principales para Reducir las Corrientes de Falla a Tierra.

• Reducir el riesgo de incendio de equipos eléctricos (cables, transformadores, máquinas rotatorias).

• Reducir riesgos de descarga eléctrica al personal causado por las corrientes circulantes en la trayectoria de retorno por tierra.

• Permitir el control de sobre-voltaje transitorio.

• Reducir el riesgo de explosión o flameo por arco al personal que pudiese estar expuesto a la Corriente de Falla.

La puesta a tierra del neutro, deberá permitir un flujo de corriente de falla suficiente para que las alarmas o relevadores de protección operen. Existen dos tipos de resistencia para la puesta a tierra del neutro.


Baja Resistencia, limita la corriente al nivel mínimo (> 50 A) que permita que operen los relevadores de protección. Alta Resistencia, ésta se dimensiona de manera que permita una corriente de falla máxima mayor que la corriente de carga capacitiva a tierra del sistema (usualmente 5A para sistemas menores de 1kV). Sobre la Puesta a Tierra por Baja Resistencia. 8.12.- Estándar IEEE 142-1991 Prácticas Recomendadas para la Puesta a Tierra de Sistemas de Potencia Industriales y Comerciales. Este método tiene la ventaja de liberar en forma selectiva e inmediata el circuito puesto a tierra. Requiere que la mínima corriente de falla sea suficiente para operar el relevador de falla a tierra. 8.13.- Estándar IEEE 242-1986 Prácticas Recomendadas para la Coordinación y Protección de Sistemas de Potencia Industriales y Comerciales. La magnitud de la resistencia de puesta a tierra debe ser tal que permita circular corriente suficiente para que los relevadores de falla a tierra la detecten y liberen el circuito fallado. En los casos en que el Sistema no está sólidamente aterrizado, la falla a tierra se determina por el desbalance en la corriente de carga. En condiciones normales de operación las protecciones no deben actuar por desbalance, ya que desde el punto de vista práctico este no debe ser mayor al 30% del valor nominal de la carga. En casos como el restablecimiento de “zonas oscuras” en sistemas de distribución, el desbalance suele “verse” como una falla a tierra. En sistemas industriales se presentan casos similares, en arranques de planta principalmente de cargas monofásicas. Puesta del Neutro a “Tierra Sólida” VS. “Tierra a través de Baja Resistencia”


Los sistemas sólidamente aterrizados son una mejora respecto a los “flotantes” y agilizan la localización de fallas. No permiten limitar la corriente de falla como en los sistemas en que la puesta a tierra del neutro se realiza a través de baja resistencia. La naturaleza del arco por falla a tierra en sistemas sólidamente aterrizados es conocida por la cantidad de energía disipada durante la falla. Una medida aproximada de la energía disipada puede ser obtenida calculando los KWC (Kilowatt Ciclo) disipados en el arco utilizando la siguiente expresión; KWC=Ifg*Tiempo/10 La siguiente tabla presenta una relación entre magnitud de la energía disipada y sus evidencias en el sistema.

FIGURA 36.- Tabla de energía disipada

Ejemplo comparativo. Considere un sistema con las siguientes características, 480 V, 2000 kVA y una corriente de falla a monofásica disponible de 30,000 A Sí el sistema este sólidamente aterrizado y considerando que el interruptor abre en 10 ciclos, KWC = 30000*10/10= 30,000 Sí el sistema se aterriza con baja resistencia y se limita la corriente de falla a 400A se tiene que KWC = 400*60/10 = 2,400


8.14.- Sistemas no aterrizados Ventajas

• Magnitudes de corrientes de falla a tierra bajas.

• No riesgos de arco eléctrico en fallas a tierra.

• Operación continúa después de la primera falla a tierra. Desventajas

• Se dificulta la localización de las fallas a tierra, por lo tanto los costos que involucra la eliminación de manera permanente de la falla en general son altos.

• Riesgo de sobrevoltajes transitorios severos durante una falla a

• Una segunda falla a tierra da como resultado una falla entre líneas. 8.15.- Uso de Transformadores en Zig-ZAg Se emplean en sistemas tipo DELTA y su objetivo es crear una tierra “artifial” en este tipo de sistemas. Permite detectar y liberar en forma selectiva fallas a tierra en este tipo de sistemas. La detección se realiza conectando un relé51N entre el punto de tierra y el neutro del transformador. La selectividad se puede lograr de la manera siguiente; Normalmente en los circuitos fallados existen o pueden existir protecciones de falla a tierra (Casi todos los relés electrónicos multifunción tienen esta función) en el caso de la configuración en Delta esta función normalmente está inhibida.


Al disponerse de una trayectoria para las corrientes de falla a tierra creado artificialmente por el TR Zig-Zag se activa la función y se coordina con el 51N conectado entre tierra y el neutro del transformador.

FIGURA 37.- Sistemas sólidamente aterrizado


8.16.- Distribución de la corriente de falla Un valor grande de la corriente de falla causará daños severos. Si los dispositivos de protección de sobre corriente se coordinan adecuadamente liberaran la falla de manera adecuada y el daño se considera aceptable.

FIGURA 38.- Diagrama de distribución de la corriente de falla

Estos datos fueron tomados con un osciloscopio.

FIGURA 39.- Muestra en Osciloscopio de corrientes de falla


8.17.- Sistema aterrizado, “falla de alta impedancia” Corriente de falla baja, los dispositivos de protección no operan y se pueden causar serios daños al equipo.

FIGURA 40.- Diagrama de falla de alta impedancia

FIGURA 41.- Oscilaciones en corrientes de falla en mili segundos


CAPITULO 3

9.- AUDITORIA DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE LA CASA DE LA CULTURA NUCLEO DEL GUAYAS.

9.1.- Introducción:

En el siguiente capítulo se describe las principales observaciones que se encontraron en una inspección preliminar de todo el sistema eléctrico actual de la casa de la cultura de Guayaquil ubicado en av. Quito y 9 de octubre al centro de la ciudad.

Este capítulo tiene por objeto la recopilación de datos eléctricos del sistema.

Levantamiento general del sistema Datos eléctricos : Placas de equipos Planos generales. Planos del área de transformadores, ubicación Inspección visual del sistema de alta y baja tensión Pruebas de medición de resistividad Medición de Impedancias y resistencias

PUESTA A TIERRA DE SISTEMAS ELECTRICOS

Levantamiento del sistema eléctrico Planos de sistemas de tierra disponible Datos del sistema eléctrico unifilares y trifilares Tipos de puesta a tierra del neutro Nivel de cortocircuito Protecciones eléctricas Sistemas derivados Identificación de caminos de retorno de falla Alambrado puesta a tierra existente


9.2.- Área utilizada en cuarto de transformadores

Anexo 1

FIGURA 42.- Plano vista superior cuarto de transformadores


9.3.- Transformadores de distribución

Ubicada en una area de 28 m2 ubicada a lado al lado posterior de la casa de la cultura en direccion de la av. Quito, se encontro tres transformadores monofasicos de distribucion dos de 167 KVA y un tercero de 250 KVA dando un total de 584 KVA Fabricados por ECUATRAN S.A.

Las conexiones del transformador del lado de alta tensiones es en estrella y baja tensión es en delta.

FIGURA 43.- Muestra fotográfica banco de transformadores


9.4.- Vista superior del area total inspeccionada

Anexo 2

FIGURA 44.- Plano vista superior planta baja de la Casa de la Cultura


9.5.- Características, placas, conexiones de los Transformadores Transformador con bobinas sumergidas en aceite 7620 / 13200 Y – 120/240 V. Frecuencia 60 Hz

Polaridad Aditiva

65 C. continuos

Con 5 posiciones de taps en Media Tension

1A - 105.0% 2B - 102.5% 3C - 100.0% 4D - 97.5% 5E - 95.0% FIGURA 45.- Placa de identificacion y datos en los transformadores de 167KVA

Las conexiones del transformador del lado de baja tensión 120/240 V. Se encuentra con platinas de cobre de 100X10mm con terminales tripes para conductor 500 MCM.


Los conductores viajan en bandejas porta cables tipo escalera de 40X15 cmt.

FIGURA 46.- Muestra fotográfica del lado de baja tensión del banco de transformadores

Las conexiones del lado de media tensión del transformador están protegidos con tira fusibles de 40 Amperios, estas son conectadas hasta la celda de media tensión atreves de bandejas porta cable.

FIGURA 47.- Muestra fotográfica del lado de media tensión


9.6.- Celda de media tensión

Conexión hasta el tablero de celda en aire. Las celdas tiene las siguiente medidas 2000x900x110 cm., fabricado en plancha negra de 1.4mm con tapas y puertas desmontables, pintura en polvo electroestática. Contiene tres resortes y tres fusibles.

La capacidad de los fusibles no se pudo determinar ya que no se encuentran a simple visión, y para poder revisar es necesario desconectar la celda.

FIGURA 48.- Muestra fotográfica de la Celda existente de media tensión

Interruptor de maniobra seccionador, uso interior disparo automático.

• Norma IEC 694 • Marca SOCOL S.A

Recomendaciones:

Lo recomendado por el fabricante con una carga de 584 KVA los fusibles para las tres líneas deben ser de 60 Amperios.


9.7.- Tablero de distribución principal:

• El tablero de distribución principal tiene las siguientes medidas 2000 Alto X 300 X 50 cm. fabricado en plancha negra de 1.4mm con tapas y puertas desmontables estructuras de 2mm, pintura en polvo electroestática

El tablero de distribución principal consta de un Breaker 3P-1600 Amp regulable 900-1600 Amp., marca Siemens, este alimenta a sus derivaciones, dentro del tablero se encuentran tres medidores para tres diferentes cargas.

Dos de clase 20 trifásico y uno de clase 200 trifásico

Cabe indicar que este tablero de distribución principal alimenta todo la carga general.

Dentro del levantamiento se determino las siguientes novedades:

• Tapas, puertas, cerraduras del tablero en mal estado • Impurezas en el tablero. • Falta de rótulos de seguridad en el interior y exterior del tablero • Ventilación en el sitio • Bandejas porta cables que transportan a los conductores de fuerza desoldadas

algunos puntos debido al tiempo y la falta de mantenimiento del lugar.

FIGURA 49.- Muestra fotográfica de los tableros de distribución principal


9.8.- Conexión del banco de los transformadores al breaker principal:

La Instalación del breaker principal con 5 ternas de 500MCM 600 Voltios por fase, ubicada en el breaker principal de 3P - 1600 Amp. Que se encuentra conectado desde banco de transformadores hasta el tablero principal.

FIGURA 50.- Muestra fotográfica del breaker principal

FIGURA 51.- Muestra fotográfica del número de líneas por fase en el breaker principal


9.9.- PUESTA A TIERRA Y NEUTROS DEL TABLERO PRINCIPAL:

Los conductores Tierra y Neutro están conectados a dos barras diferentes lo cual no están conectados a ningún punto referencial, es decir que son puntos flotantes.

Los equipos de la casa de la cultura están conectados referencialmente en este punto lo cual no les garantiza seguridad en equipos.

FIGURA 52.- Muestra fotográfica de neutros y tierras del tablero de distribución principal.


9.10.- Banco de condensadores:

Del lado frontal derecho del tablero principal se localiza el tablero de corrección de factor de potencia de 6 pasos 60 KVAR A 220V., que se encuentra fuera de servicio.

• Breaker principal 3P-225 Amp en estado inactivo • Breakers 3P-100 Amp Sobre puesto GE en estado inactivo • Contactores 80 Amp bobina 220V. Togamin Electric • Cables desconectados en los condensadores de 10KVAR a 230 Volt. • Automático de 6 pasos en mal estado • El tablero de condensadores se encuentra deshabilitado

9.10.1.- Estado actual del banco de condensadores

El banco de condensadores se encuentra inhabilitado debido a un corto circuito un uno de sus condensadores, motivo por el cual los encargados de mantenimiento decidieron desconectarlo.

Figura 53.- Muestra fotográfica del tablero de condensadores inhabilitado


FIGURA 54.- Inspección del estado actual del banco de condensadores

Sin embargo este banco de condensadores no abastecería toda la demanda general.

9.10.2.- Recomendaciones para el banco de capacitores Con una carga de 580 KVA. Es necesario un nuevo banco de condensadores de 175 KVAR a 230 Volt.


9.11.- MEDICIONES ELABORADAS CON LA CAMARA TERMOGRAFICA:

• La serie Ti20 de Fluke representa un enorme avance en la termo grafía no sólo por lo avanzado de su tecnología sino por situarse al alcance de casi cualquier bolsillo. Diseñados para aplicaciones industriales, la serie Ti 20 pone las ventajas y versatilidad de la termografía al alcance de los profesionales de mantenimiento y servicio técnico, que son los que mejor conocen el equipo y las instalaciones industriales.

CARACTERISTICAS:

• Imágenes inmediatas de las medidas de temperatura sin contacto para detectar rápidamente puntos calientes

• Radiometría completa para realizar análisis de temperatura detallados y supervisar los componentes principales

• Solución completa con el software InsideIR para la realización de análisis, informes y rutinas.

En el área de transformadores a 2.5 m sobre el nivel del suelo se realizo las mediciones de termo graficas en los tres transformadores en donde se puede encontrar los posibles puntos calientes.

FIGURA 55.- Toma de imágenes termograficas del banco de transformadores


Las medicines realizadas se las tomo a una distancia entre 2.8 y 3 mt con respecto a los transformadores. Estas mediciones fueron factibles con la cámara termo graficas TI 20 marca Fluke. Este procedimiento se lo realizo con el objetivo de monitorear posibles puntos calientes dentro del sistema eléctrico de fuerza de la casa de la cultura. En el área del cuarto de transformadores se encontraron las siguientes novedades:

9.11.1.- Temperatura tomada en transformadores y tableros de la casa de la cultura núcleo del guayas.

En el área de transformadores no se encontraron puntos calientes la temperatura más alta que se encontró fue de 43 grados centígrados.

FIGURA 56.- Resultados obtenidos en el análisis termográficos en los transformadores


En el tablero principal se encontró una línea con una ligera recarga con una las líneas del breaker principal 3P-100 Amp

L1: temperatura de 42C. L2: temperatura de 33C L3: temperatura de 32C FIGURA 57.- Resultados obtenidos en el análisis termográficos por fase en la salida del breaker principal

9.11.2 Recomendaciones respecto a analisis termográfico

• Medir L1, L2, L3 del breaker principal a máxima carga. • Realizar un balaceo de cargas (alivio de carga) • Distribuir de manera correcta las cargas de tal forma que las tres corrientes estén

dentro del rango permisible.


9.12.- PUESTA A TIERRA DEL LADO DE MEDIA TENSION Una vez realizado la inspección en el tablero de distribución, se pudo determinar que no se encuentra algún tipo de tierra en el tablero. Encontrándose solamente varillas a tierra en el lado de alta tensión del transformador con dos electrodos copperway lo cual sus conductores 4/0 viajan atreves de tuberías metálica de ¾” uno electrodo es para la línea de fuerza del transformador y la segunda para cable apantallado.

9.13.- EQUIPOS Y NORMAS DE SEGURIDAD El equipo utilizado fue el FLUKE 1625, este instrumento sirve para realizar mediciones según las normas IEC1024, ENV61024, DIN VDE 0185 y OVE 49. Este dispositivo de medición solo debe operarlo y instalarlo personal cualificado y de acuerdo con los datos técnicos, de conformidad con las precauciones de seguridad y normas. Además el uso de este equipo requiere la conformidad con todas las normas legales y de seguridad de cada norma específica. CARACTERISTICAS: Medición de resistencia de masa tierra en diferentes instalaciones como torres de alto voltaje, sistema de conexión a masa de mantenimiento eléctrico, estaciones de comunicaciones móviles etc. Supervisión y planificación de sistema de protección contra rayos. Mediciones de resistencia con electrodos de masa. Área general donde se encuentran ubicaciones de puesta a tierra y donde se ara el estudio para la nueva malla a tierra de la Casa de la Cultura Núcleo del Guayas.


FIGURA 58.- Muestra fotográfica del área a instalar la malla de puesta a tierra

Lugar de ubicación de la varillas a tierra y donde se ubicara la nueva malla a tierra, esto se encuentra ubicado en el parqueadero publico a lado de la Casa de la Cultura núcleo del Guayas. FIGURA 59.- Muestra fotográficas del actual sistema de puesta a tierra de las instalaciones de la Casa de la Cultura


FIGURA 60.- Mediciones de la resistencia del actual sistema de puesta a tierra

Para poder obtener una excelente lectura en equipo fluke 1625 los ganchos tienen que estar separados a una distancia aproximada a 10 cmt en posición 3 pole conectando los tres cables en terminales H,S,T del equipo. El terreno en donde se encuentran enterradas estos electrodos es húmedo y fangoso las cuales tubo las siguientes medidas de resistividad. Resistencia medida en varilla 1 = 21.7 Cable 8 Resistencia medida en varilla 2 = 21.9 Cable 4/0 Esto quiere decir que la resistividad actual no es buena


FIGURA 61.- Equipo de medición a tierra Fluke 1625

FIGURA 62.-Metodo para la toma de datos con equipo Fluke 1625


Lectura obtenida en los electrodos existentes en el sistema de puesta a tierra de la casa de la cultura núcleo del guayas.

TABLA 3.- Resistividad del terreno

resistencia de los electrodos instalados

cable desnudo # 4/0 + varilla cooperweld 5/8 21.7 ohmios

cable desnudo # 8 + varilla cooperweld 5/8 21.9 ohmios

FIGURA 63.- Lecturas de resistencia de tierra (izquierda) lado de media tensión del banco de transformadores (derecha) Apantallado de las líneas de media tensión.


9.15.- Nuevas mediciones de resistencia para implementar la nueva malla de puesta a tierra. Procedimiento y mediciones para instalación de la nueva malla. Todo el procediendo fue realizado mediante el método de Wenner de los cuatro polos, se realizo mediciones cada metro como especifica el método.

FIGURA 64.- Método de Wenner para la medición de la resistencia de tierra

1. Cuatro puntas de masa de la misma longitud se colocan en el terreno en Línea recta y separado a distancias iguales entre sí. Las puntas de masa no deben enterrarse más profundamente que un máximo de máxima de1/3 de “a”. 2. Gire el selector giratorio central hasta la posición “RE 4pole”. El cableado del instrumento debe realizarse de acuerdo con la imagen y las .Advertencias que aparezcan en la pantalla. Un destello de los símbolos de conexión EFGH o B, señala una conexión incorrecta o incompleta del cable que se está midiendo. 3. Presione el botón “START TEST”.

4. Lea el valor medido de RE.

A partir del valor de resistencia RE, se calcula la resistividad del terreno según la ecuación:


ρE = 2π .a.RE ρE ...... valor medio de resistividad del terreno (Ωm) RE ...... resistencia medida (Ω) a ...... distancia de sonda (m) El método de medición según Wenner determina la resistividad del terreno a una profundidad de, aproximadamente, la distancia “a” entre dos puntas de masa. Si se aumenta “a”, se pueden medir y comprobar la homogeneidad de estratos más profundos. Cambiando “a” varias veces, se puede medir un perfil a partir del cual es posible determinar un electrodo de masa adecuado. Según la profundidad que se va a medir, se selecciona “a” entre 2 y 30 m. Este procedimiento produce curvas que se muestran en el gráfico siguiente.

FIGURA 65.- Curva característica del funcionamiento del equipo fluke 1625


9.16.- Instalacion de picas y medición de la resistencia del terreno Se realizo la instalacion de las picas, a su vez se tomaron las medidas de la resistencia del terreno. Este ejercicio se lo realizo a distancias de un metro por cada medición.

FIGURA 66.- medición de la resistencia del terreno (1m)

FIGURA 67.- Posición de las picas para la medición de la resistencia del terreno


FIGURA 68.- medición de la resistencia del terreno mayor distancia ( 4m)

FIGURA 69.- Perforación del terreno previo a la instalación de las picas


La capa superficial del terreno está constituida de concreto motivo por el cual se tuvo que perforar con un cincel para poder instalar las picas, una vez instaladas las picas se procedió a compactar el terreno alrededor de esta para obtener una correcta lectura de resistencia.

FIGURA 70.- Lectura obtenida a una distancia de 4m

TABLA4.- Resultado del análisis realizado al terreno.

medida de resistencia metodo wenner distancia resistencia resistividad

1 mts 40.3 ohmios 253.21 ohmios metro 2 mts 18.03 ohmios 226.57 ohmios metro 3 mts 5.85 ohmios 110.269 ohmios metro 4 mts 0.97 ohmios 24.63 ohmios metro


9.17.- Plano general del estacionamiento, donde se instalara la nueva malla ANEXO 3

FIGURA 71.- Plano vista superior general del estacionamiento.


9.18.- Curvas resistividad y resistencia vs distancia

Anexo 4

FIGURA 71.- Curvas de Resistencia elaborada en exel

FIGURA 72.- Curvas de resistencia elaborada en exel


CAPITULO 4

10.- CÁLCULO PARA LA MALLA DE PUESTA A TIERRA

10.1.- Datos generales del sistema

Acometida principal= trifásica constituida por banco de 3 transformadores monofásicos

TABLA 5.- Datos principales del banco de transformadores

DATOS PRINCIPALES DEL BANCODE TRANSFORMADORES

Identificación Impedancia (z) Potencia (kVA) Volt. Lado M.T. Volt. Lado B.T.

T1 1,9% 167 KVA 13200VAC 120/240VAC

T2 6% 250 KVA 13200VAC 120/240VAC

T3 1,9% 167 KVA 13200VAC 120/240VAC

TABLA 6.- Lecturas obtenidas en los tableros principales

Trafo Fase - fase Volt. L - l Fase - neutro Volt. L - n

T1 A - B 234.2 VAC A - N 115.5 VAC

T2 B - C 232.3 VAC B - N 203.3 VAC

T3 A - C 230.9 VAC C - N 115.7 VAC

La alimentación al tablero principal cuanta con una terna de TW 5 x 500MCM por fase


10.2.- Procedimientos para el diseño de una malla de puesta a tierra

• Área a ocupar para la instalación de la malla • Cálculo del radio equivalente del área seleccionada para la malla • Graficar un rectángulo sobre esta área • Insertar la malla dentro del área seleccionada • Calcular la longitud del conductor requerido • Medir la resistividad del terreno • Cálculo de la corriente de cortocircuito • Calculo de corriente máxima de falla • Cálculo del calibre del conductor de puesta a tierra • Cálculos de la resistencia de la malla de puesta a tierra • Cálculos de resistencia total del sistema • Calculo de tensión de paso y de toque según la IEEE Std 80 - 2000 • Calculo de la elevación de potencial de tierra “GPR”

10.3- Área a ocupar para la instalación de la malla

Para la instalacion de la malla de puesta a tierra utilizaremos el estacionamiento y para realizar el cálculo empezaremos con un área de las siguientes dimensiones

Largo= 6mts y Ancho= 6mts

Puesto que para los diseños de mallas de puesta a tierra se trabaja sobre el área de la construcción esta vez, se construirá la malla en un estacionamiento contiguo al edificio, debido a que en la base del edifico se encuentra construida una cisterna de agua con lo cual nos deja muy limitada el área a ocupar para la malla.


236m(6mts) x (6mts)A L LA ==⇒×=

10.4.- Cálculo del radio equivalente del área seleccionada para la malla

πAr

πArr πA 22 =⇒=⇒×=

3.385m π

36mrπAr

2

==⇒=

10.5.- Graficar un rectángulo sobre esta área

Como estamos en el estacionamiento el sitio seleccionado es el área de dimensión de la malla a diseñar 6metros de largo por 6 metros de ancho.

Área total = 36 mts cuadrados

10.6.- Insertar la malla dentro del área seleccionada

Insertamos la malla de 6 x 6 la cual se divide en retículas de 1metro x 1 metro


10.7.- Calcular la longitud del conductor requerido

84mts 6(7) 7(6) (Lt) Total Longitud =+=

Para construir esta malla necesitaremos 84 metros de conductor

10.8.- Medir la resistividad del terreno

Se realizaron 4 tomas de acuerdo al método wenner, a su vez se calculo la resistividad con la formula correspondiente al método.

Rd ××= π2ρ

Donde:

d= distancia en metros de cada medición

R= resistencia obtenida con la medición

Con lo que al realizar las mediciones obtuvimos la siguiente tabla:

TABLA 7.- Datos obtenidos del terreno en el análisis realizado

Medida de resistencia método wenner

distancia resistencia resistividad

1 mts 40.3 ohmios 253.21 ohmios metro




Mediante el método de suelo uniforme, podremos obtener la resistividad equivalente de acuerdo al número de mediciones realizadas.

m153.67Ω4

(24.63)(110.27)(226.27)(253.21)ρ4

ρ4ρ3ρ2ρ1ρ −=+++

=⇒+++

=


Entonces para efectos de cálculo trabajamos con una resistividad de m153.67Ω −

Cabe mencionar que estamos en la estación invernal por lo que al realizar las mediciones el suelo se encontraba húmedo por ende obtendremos una buena resistividad, para evitar errores de diseño, asumimos el cálculo en época de verano, donde el suelo permanece seco y por ende su resistividad aumenta.

De acuerdo al tipo de suelo en esa zona se considero un tipo de suelo seco con una resistividad de m−Ω 800

En las instalaciones se encontraban dos varillas de cobre las cuales están haciendo la proteccion del sistema de puesta a tierra del apantallado de las líneas de media tensión del sistema y del neutro de la estrella del lado de media tensión.

Se realizo el analisis de la resistencia de las dos varillas obteniendo los siguientes resultados:

TABLA 8.- Resistencia de los electrodos instalados

resistencia de los electrodos instalados

cable desnudo # 4/0 + varilla cooperweld 5/8 21.7 ohmios

cable desnudo # 8 + varilla cooperweld 5/8 21.9 ohmios


10.9.- Cálculo de la corriente de cortocircuito

Obteniendo la impedancia total del banco de transformadores

( )

( )

( )

( ) ( )

( )( ) %68.2

44.217584

44.217167250167

%1

44.21789.8766.4189.87%1

89.87%9.1

167%1

66.41%6

250%1

89.87%9.1

167%1

3

2

1

==++

⇒=

=++=

==

==

==

KVAKVA

KVAiccPg

PGVccG

KVAiccPg

KVAiccP

KVAiccP

KVAiccP

T

T

T

Bajo la norma ANSI/IEEE 141-1986 del IEEE

ICC max en el lado de baja tensión

A88.1404240Vx 31000 x 584Isec

Ex 31000KVA x Isec

==

=

La corriente de cortocircuito simétrica máxima (ICC max) será:


A 52420.89 1404.88A x 2.68

100%max ICC

Isec x Z%

100%max ICC

==

=

La corriente de cortocircuito asimétrica será:

Icc-asim = ICC max x Df

Df = factor de asimetría (factor que depende de la relación X/R en el punto de falla de acuerdo al capítulo 15 sección 15.10, de la norma IEEE Std 80 – 2000)

TABLA 9.- Valores típicos del factor de asimetría (Df)

Entonces obtenemos para una relación X/R = 10 y para una falla de tiempo 1 segundo de 60 ciclos

Icc-asim = ICC max (BT) x 1.013

Icc-max = 52420.89 x 1.013 = 53102.36 amperes asimétricos


ICC max en el lado de media tensión

A54.2513200Vx 3

1000 x 584Isec

Ex 31000KVA x Isec

==

=

La corriente de cortocircuito simétrica máxima (Icc-max) será:

A 3755.8 25.54A x 2.68

100%max ICC

Isec x Z%

100%max ICC

==

=

La corriente de cortocircuito asimétrica será:

Icc-asim = ICC-max (MT) x Df

Icc-max = 3755.8 x 1.013 = 3804.62 amperes asimétricos


10.10.- Calculo de corriente máxima de falla

La corriente máxima que circulara por la malla se calcula de acuerdo con:

IG = Df x Ig

En donde:

• Df = factor de asimetría • Ig = corriente simétrica de falla inyectada a la malla de tierra • IG= máxima corriente de falla asumida por la malla

Luego: Ig = Sf x If Donde:

• Sf = factor divisor de corriente de falla • If = corriente rms simétrica de falla a tierra

El factor de división de corriente (SF) es el porcentaje de corriente que disipara la malla de tierra, el resto retornara el sistema hasta ser despejada. Para efectos de calculo trabajamos con un valor de Sf= 0.20 Ig = 0.20 x 53102.36 = 10620.47 El valor de Df se lo calcula de acuerdo a la tabla Nº 10 de la norma IEEE Std 80 – 2000 dependiendo de la relación X/R para una falla de tiempo 0.05 segundo de 3 ciclos Entonces:

IG = Df x Ig = 1.013 x 10620.47 = 10758.53


10.11.- Cálculo del calibre del conductor de puesta a tierra

El cálculo del conductor de puesta a tierra para plantas industriales y subestaciones se puede calcular de la siguiente manera:

+

+−

=1

Ta234Ta Tm log

33sA I

En donde:

A= área del conductor en milésimas de circulares (cmils)

I= corriente máxima de falla a tierra en amperes

S= tiempo durante el cual fluye la corriente de falla

Tm= temperatura máxima de fusión en ºC, véase tabla A-2.

Ta= temperatura ambiente en ºC

El factor Tm, temperatura máxima de fusión, se puede obtener de la tabla 7


TABLA 10.- Temperatura máxima de fusión

Descripción Temperatura de fusión

Alambre de cobre recocido 1083

Alambre de cobre duro 1084

Núcleo de acero con revestimiento de cobre 1084/1300

Alambre de aluminio 657

Aleación de aluminio 660

Alma de acero con recubrimiento de aluminio 660/1300

Alma de acero con cubierta de zinc 419/1300

Acero inoxidable 1400

MILS122410.34C 1

3523435 1084 log

3 x 33(10220.6)A1

Ta234Ta Tm log

33sIA =

+

+−

=⇒

+

+−

=


De acuerdo al resultado, basado en la tabla # 8 del NEC 2005 NFPA70, obtenemos un conductor de calibre # 2/0 (133100 CMILS)

La norma IEEE std 80 - 2000 recomienda como calibre mínimo el AWG número 4/0.

Ahora realizamos el cálculo de acuerdo a la norma IEEE Std 80 – 2000 la cual utiliza la siguiente formula simplificada.

cfKcmils t K IA ××=

Donde:

A Kcmil = área del conductor en Kcmil

I = corriente de falla en KA

Tc = tiempo de duración de la falla

Kf = constante obtenida de la tabla #2 para varios materiales a distintas temperaturas

TABLA 11.- Constante Kf para diferentes tipos de electrodos y temperatura


Kcmils 124.97 A3 7.06 (10.22)A

t K IA

Kcmils

Kcmils

cfKcmils

=××=

××=

Nuevamente según la tabla # 8 del NEC 2005 NFPA70 y tomando el inmediato superior para 124.97Kcmils obtenemos un conductor de calibre # 2/0 (133100 CMILS)

Entonces para nuestra malla de tierra necesitaremos un conductor # 2/0 de cobre

10.12.- Diseño de la malla del sistema de puesta a tierra Se realiza primer diseño de la malla del sistema de puesta a tierra 10.12.1- Cálculos de la resistencia de la malla de puesta a tierra

Los siguientes cálculos se realizaron asumiendo los datos más críticos para la época de verano

LARg ρπρ

+=4

En donde:

Rg= resistencia de la red de tierra en ohm

ρ = resistividad promedio en mΩ −

A= área ocupada por la malla

L= longitud total del conductor enterrado

LtAρπρ

+×=4

R g

Ω=⇒−Ω

+×−Ω

= 58.646R84

800385.34

800R gg mtsm

mtsm π


Con el efecto de cumplir con el artículo # 250 – 56 el cual determina:

Que el electrodo de puesta a tierra deberá tener igual o menor a 25 ohmios,

Con la finalidad de cumplir el articulo 250 - 56 colocamos varillas de cobre cooperwerld de acero con recubrimiento de cobre que tienen una longitud mínima de 2.44m, un diámetro de 5/8” de pulgada para varillas de hierro, acero y cobre.

Calculamos la resistencia por varilla:

−= 18ln

2var

dL

LillaR

πρ

En donde:

ρ = resistividad del suelo

L= longitud de la varilla

d= diámetro de la varilla

Ω=⇒

−

×Ω

=

−×=

25.77R1

85

(2.44) 8ln(2.44m) 2

m- 800R

1dL 8ln

L 2πρR

VV

V

π

Aumentamos la longitud y bajamos la resistencia del sistema agregando 4 varillas en el contorno de la malla


Sumamos la longitud total de las varillas de cobre:

LT= Lt1 + Lt2 = 84mts + (4 x 2.44mts c/u) = 93.76mts

El Nuevo valor de la Resistencia de la malla será:

Ω=⇒−Ω

+×−Ω

= 15.615R76.93 800

385.34 800R gg mts

mmts

m π

10.12.2.- Cálculos de resistencia total del sistema

Ω=

Ω+

×

Ω

=

+

×

⇒

+=

72.18

15.15614

77.251

1R

R14

R1

1

R1

R1

1R

total

mallavarillasmallavarillas

total


Con este valor de resistencia cumplimos con la norma requerida de un máximo de 25 ohmios

10.12.3.- Calculo de tensión de paso y de toque según la norma IEEE Std 80 - 2000

Determinamos el voltaje de paso y toque para una persona de 50Kg de peso en un tiempo de duración determinado de falla

st0.116 = 50Kg

El valor tolerable del voltaje de paso es:

( )s

ssp t0.116ρ C 6 1000V ×+=

Donde:

1000 = resistencia del cuerpo humano en ohmios

Cs = factor de resistencia de aumento contacto por adición de material superficial

Vp = voltaje de paso

Ps = resistividad de la capa de material superficial

P = resistividad de la primera capa del suelo

Ts = tiempo de duración de la falla

Calculando obtenemos:

( )s

ssp t0.116ρ C 6 1000V ×+=


( )

( )

V 29.3201V3

0.116(10000) (0.78) 6 1000V

78.0C09.0)15.0(2

10000800109.0

1C09.02

109.01C

t0.116ρ C 6 1000V

p

p

sss

sssp

=

×+=

=⇒

+

−Ω−Ω

−−=⇒

+

−

−=

×+=

mm

m

hs

sρρ

Para los valores de resistividad de la capa superficial de terreno trabajamos con un valor de m−Ω10000 puesto que la primera capa consiste de concreto seco, o piedra picada de ¾” con un espesor de 15cm.

Igualmente la resistividad de la capa superficial del suelo se tomo un valor de m−Ω800 asumiendo el cálculo en época de verano.

El valor tolerable del voltaje de contacto es:

( )

( )

V 55.850V3

0.116(10000) (0.78) 5.1 1000V

78.0Ct

0.116ρ C 5.1 1000V

c

c

s

sssc

=

×+=

=

×+=


10.12.4.- Calculo de la elevación de potencial de tierra “GPR”

Con el fin de brindar (bajo condiciones de falla) una conexión segura a tierra para el voltaje de paso, el gradiente de potencial expresado en volts/metro (GPR) sobre la superficie del suelo no debe exceder los valores de los voltajes de paso y contacto.

La elevación del potencial de tierra se determina así:

GPR = IG x Rg

En donde:

Rg = resistencia de la red de tierra

IG = corriente máxima de falla

GPR = (10758.53) x (18.72) = 201399.8V

850.55V 201399.8VV GPR3201.29V 201399.8VV GPR

contacto

paso

⟩⇒⟩

⟩⇒⟩

Con lo cual concluimos que el sistema no es seguro

Corregiremos los siguientes puntos para rediseñar el sistema de puesta a tierra y que los voltajes de paso y de contacto estén en los valores permisibles

• reducción de la resistencia del sistema de puesta a tierra mediante aumento de la longitud y área de la malla existente, a su vez varillas de cobre en paralelo

• aumento de la resistividad de la capa superficial construyendo una gruesa capa de concreto de 0.25mts de grosor.


10.13.- Rediseño de la malla de sistema de puesta a tierra

Se aumento la longitud de la malla a un área de 8 x 8; con la cual tenemos una nueva área de 64 metros cuadrados y reticulada cada metro.

Radio equivalente de la nueva malla de tierra

πAr

πArr πA 22 =⇒=⇒×=

4.513m π

64mrπAr

2

==⇒=

Longitud total del conductor utilizado en la malla

144mts 8(9) 9(8) Lt1 =+=


Con el fin de nuevamente obtener una resistencia mínima a tierra aumentamos varillas de cobre en cada retícula.


LT= Lt1 + Lt2 = 144mts + (81 x 2.44mts c/u) = 341.64mts

10.13.1.- Nuevo valor de la resistencia de la malla de puesta a tierra

Ω=⇒−Ω

+×−Ω

= 61.348R64.341

80051.44

800R gg mtsm

mtsm π


10.13.2.- Cálculos de resistencia total del nuevo sistema

Ω=

Ω+

×

Ω

=

+

⇒

+=

951.0

61.483181

77.251

1R

R1

R1

1

R1

R1

1R

total


total

10.13.3.- Calculo de tensión de paso y de toque según la norma IEEE Std 80 - 2000

Aumentando la resistividad de la capa superficial de material de mΩ 10000 − a mΩ 50000 − y con un nuevo espesor de esta, el nuevo valor tolerable de los voltajes

de paso y contacto son:

( )

( )

V 9.17124V3

0.116(50000) (0.849) 6 1000V

849.0C09.0)25.0(2

50000800109.0

1C09.02

109.01C

t0.116ρ C 6 1000V

p

p

sss

sssp

=

×+=

=⇒

+

−Ω−Ω

−−=⇒

+

−

−=

×+=

mm

m

hs

sρρ


A su vez el valor tolerable del voltaje de contacto es:

( )

( )

V 45.4331V3

0.116(50000) (0.849) 5.1 1000V

849.0Ct

0.116ρ C 5.1 1000V

c

c

s

sssc

=

×+=

=

×+=


GPR = (10758.53) x (0.951) = 10220.6

4331.45V 6.02201V GPR

17124.9V 6.02201V GPR

contacto

paso

⟩⇒⟩

⟨⇒⟨

VV

Con lo cual concluimos que el sistema no es seguro para los valores de voltaje de contacto

10.14.- Diseño final de la malla del sistema de puesta a tierra

Se aumento la longitud de la malla a un área de 10 x 10; con la cual tenemos una nueva área de 64 metros cuadrados y reticulada cada metro.

A su vez disminuimos la resistividad de la capa del suelo y aumentamos la profundidad de la capa superficial de material a 30cm para los voltajes de paso y contacto


Radio equivalente de la nueva malla de tierra

πAr

πArr πA 22 =⇒=⇒×=

5.64m π

100mrπAr

2

==⇒=

Longitud total del conductor utilizado en la malla

LT1 = (10 x 11) + (10 x 11) = 220m

Con el fin de nuevamente obtener una resistencia mínima a tierra aumentamos varillas de cobre en cada retícula.



LT= Lt1 + Lt2 = 220m + (121 x 2.44mts c/u) = 515.24m

10.14.1.- Resistencia de la malla de puesta a tierra

Ω=⇒−Ω

+×−Ω

= 48.154R24.515

00564.54

005R gg mm

mm π


10.14.2.- Resistencia de las varilla de cobre

Ω=⇒

−

×Ω

=

−×=

28.48R1

85

(2.44) 8ln(2.44m) 2

m- 500R

1dL 8ln

L 2πρR

VV

V

π

10.14.3.- Cálculos de resistencia total del nuevo sistema

Ω=

Ω+

×

Ω

=

+

⇒

+=

397.0

48.1541121

28.841

1R

R1

R1

1

R1

R1

1R

total


total

10.14.4.- Calculo de tensión de paso y de toque

Tensión de paso

( )

( )

V 82.17546V3

0.116(50000) (0.87) 6 1000V

87.0C09.0)3.0(2

50000500109.0

1C09.02

109.01C

t0.116ρ C 6 1000V

p

p

sss

sssp

=

×+=

=⇒

+

−Ω−Ω

−−=⇒

+

−

−=

×+=

mm

m

hs

sρρ


Tensión de contacto

( )

( )

V 93.4436V3

0.116(50000) (0.87) 5.1 1000V

87.0Ct

0.116ρ C 5.1 1000V

c

c

s

sssc

=

×+=

=

×+=


GPR = (10758.53) x (0.397) = 4271.13

4436.93V 13.4271V GPR

17546.82V 13.4271V GPR

contacto

paso

⟨⇒⟨

⟨⇒⟨

VV

El sistema es totalmente seguro

10.15.- Calculo de los parámetros de seguridad en época invernal

A continuación se realizaran los cálculos para determinar los valores de seguridad en la época invernal

10.15.1.- Resistencia de la malla de puesta a tierra

Ω=⇒−Ω

+×−Ω

= 52.35R24.515 53.671

64.54 53.671R gg mts

mmts

m π


10.15.2.- Resistencia total del nuevo sistema

Ω=

Ω+

×

Ω

=

+

⇒

+=

394.0

52.351121

28.841

1R

R1

R1

1

R1

R1

1R

total


total

10.15.3.- Tensión de paso y de toque

Voltaje de paso

( )

( )

V 14.17546V3

0.116(50000) (0.869) 6 1000V

869.0C09.0)3.0(2

5000067.153109.0

1C09.02

109.01C

t0.116ρ C 6 1000V

p

p

sss

sssp

=

×+=

=⇒

+

−Ω−Ω

−−=⇒

+

−

−=

×+=

mmm

hs

sρρ

Voltaje de toque

( )

( )

V 91.4431V3

0.116(50000) (0.869) 5.1 1000V

869.0Ct

0.116ρ C 5.1 1000V

c

c

s

sssc

=

×+=

=

×+=


10.15.4.- Calculo del “GPR”

GPR = (10758.53) x (0.394) = 4238.86V

V 431.914 86.4238V GPR

V 14.17546 86.4238V GPR

contacto

paso

⟨⇒⟨

⟨⇒⟨

VV

El sistema también es seguro en época invernal


10.16.- Diagrama unifilar del sistema de puesta a tierra a instalar Anexo 6

Figura 74.- Diagrama unifilar del sistema de puesta a tierra


10.17.- Conclusiones:

Para los valores calculados tenemos la siguiente tabla

TABLA 12.- Resultado obtenidos para épocas de verano e invierno

VERANO INVIERNO

Resistividad m−Ω500 m−Ω67.153

Resist. De malla 0.397Ω 0.39Ω

Vpaso 17546.82V 17546.14V

Vcontacto 4436.93V 4431.91

GPR 4271.13 4238.86

• el cálculo de cortocircuito se lo realiza con la ICC max asimétrica por ser el tipo de falla mas critica

• los cálculos se deben realizar en época de verano con la finalidad de tener los valores de resistividad más críticos para realizar los cálculos.

• Con la finalidad de garantizar los voltajes de paso y contacto se deberá colocar sobre la malla una capa superficial de 30cm de profundidad

• La capa superficial estará constituida de concreto o pierda chispa de ¾ para garantizar una resistividad de m−Ω50000

• Se requerirá realizar tratamiento a la primera capa del suelo natural y si lo requiere deberá realizarse tratamiento para garantizar una resistividad no mayor a

m−Ω500

10.18.-Recomendaciones:

• El área donde se instalara la malla será bajo la bodega donde se almacena la chatarra (mostrada en las fotos de la auditoria),para que la circulación vehicular dentro del garaje no afecte el desempeño y diseño de la malla


11.-CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES.


12.- PRESUPUESTO ESTIMADO DEL DISEÑO DE LA MALLA

TABLA 11.- Presupuestos general de la nueva instalación del sistema puesta a tierra de la Casa del la Cultura.

ITEM CANT DESCRIPCION PRECIO U. PRECIO T. 1 121 Varilla cooperweld 5/8 + Grillete $6.24 $755.04 2 515 Cable desnudo 4/0 7 hilos $11.56 $5957 3 1 Construcción de Pozo para malla $370 $370 4 3 Kit para soldadura exotérmica $55 $165 5 10 k Soldadura exotérmica $4 $40 TOTAL $7307.04

Nota: Cotización realizada en Electroleg Norte de Guayaquil

Tlf 04-2260890 / 2290190


13.- BIBLIOGRAFIA.- Soluciones practicas para la puesta a tierra de Sistemas Eléctricos de

Distribución. - Ing. Felipe castro – Ing. Pablo Díaz. Introducción a los Sistemas de puesta a tierra de los sistemas eléctricos de

potencia – Ing. Paulo de Oliveira. Aspectos Teóricos y Prácticos de Sistemas de Puesta a tierra – Ing. Juvencio

Molina. Norma Técnica NEC 2005 NFPA70 Norma Técnica IEEE Std 80 – 2000 Norma Técnica IEEE Std 141-1993 Norma Técnica IEEE Std 241 - 1990 www.wikipedia.com

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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA SEDE … de tensión de paso y de toque……….....91 10.12.4.-Calculo de la elevación de potencial