ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 2019. 4. 7. · Nosotros, Alvaro Patrici Delgado Gaibo y Alvaro r...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA ANÁLISIS DE PUESTAS A TIERRA DE PRIMARIOS URBANOS DE 22.8 kV Y 6.3 kV DE LA EEQ S.A. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO GAIBOR DELGADO ALVARO PATRICIO VALDIVIESO BURBANO ALVARO FERNANDO DIRECTOR: Ing. LUIS TAPIA Quito, Abril 2005
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ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
ANÁLISIS DE PUESTAS A TIERRA DE PRIMARIOS URBANOSDE 22.8 kV Y 6.3 kV DE LA EEQ S.A.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROELÉCTRICO
GAIBOR DELGADO ALVARO PATRICIO
VALDIVIESO BURBANO ALVARO FERNANDO
DIRECTOR: Ing. LUIS TAPIA
Quito, Abril 2005
DECLARACIÓN
Nosotros, Alvaro Patricio Gaibor Delgado y Alvaro Fernando Valdivieso
Burbano, declaramos bajo juramento que ei trabajo aquí descrito es de nuestra
autoría; que no ha sido previamente presentado 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 Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y
por la normatividad institucional vigente.
Alvaro Patricio
Gaibor Delgado
Alvaro Fernando
Valdivieso Burbano
f
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alvaro Patricio Gaibor
Delgado y Alvaro Femando Valdivieso Burbano, bajo mi supervisión.
x Jngr*£Tuis tapia
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
Nuestro agradecimiento especial al Ing. Luis Tapia, por la ayuda brindada para
la culminación de este trabajo, a nuestros padres por su apoyo incondicional, a
la EEQ S.A. por las facilidades prestadas, a nuestros profesores y amigos.
CONTENIDO
CAPITULO I 1
1.- INTRODUCCIÓN 1
1.1.-ANTECEDENTES 1
1,2.-OBJETIVOS 2
13.-ALCANCE 3
CAPITULO H 4
2.- CONCEPTOS GENERALES 4
2.1.-INTRODUCCIÓN 4
2.2.- CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UN SISTEMA DE PUESTA ATIERRA. 5
23.- CONCEPTOS BÁSICOS 62.3.1.-EFECTOS DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA EN EL ORGANISMO 6
2.3.1.1.-Efectos de la corriente 72.3.2.-FACTORES QUE INFLUYEN EN EL RIESGO ELÉCTRICO 7
2.3.2.1.-Intensidad de la corriente 72.3.2.2.-Duración del contacto eléctrico 102.3.2.3.-Irapedancia del cuerpo humano 112.3.2.4.-Voltaje aplicado y Voltajes de seguridad 132.3.2.5.- Frecuencia de la comente alterna, 152.3.2.6.- Recorrido de la comente a través del cuerpo 17
2.4.- MATERIALES CONDUCTORES EMPLEADOS EN SISTEMAS DEPUESTA A TIERRA 18
2.4.1.-INTRODUCCIÓN 182.4.2.-COBRE 192.4.3.-BRONCES 202.4.4.-CARACTERÍSTICAS INTERNAS DE LOS MATERIALES 21
2.4.4.1.-Enlaces Químicos 212.4.4.1.1.-Enlace metálico 212.4.4.1.2.-Enlace iónico 222,4.4.1.3.~ Enlace covalenie 22
2.4.4.2.-Potencial de Ionización y Afinidad Electrónica 232.4.4.2.1.-Potencial de ionización 232.4.4.2.2.-Afinidad electrónica (EA) 23
2.5.-SUELOS 252.5.1.-TIPOS DE SUELOS 262.5.2.- PROPIEDADES DE LOS SUELOS 29
2.5.2.1.-Resistividad del terreno 292.5.2.2.-Efecto del pH 322.5.2.3.-Potencial red-ox 33
2.5.3.-CORROSIÓN 332.5.3.1.-Protección contra la corrosión 34
2.5.4.- DISTRIBUCIÓN DE POTENCIALES Y CORRIENTES EN EL SUELO.38
2.5.4.1.- Corrientes vagabundas 402.5.5.-TRATAMIENTO QUÍMICO DEL SUELO 41
2.6.- COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA 45
2.7.-PERTURBACIONES ELECTROMAGNÉTICAS 472.7. l.-FLICKER (parpadeo) 472.7.2.-ARMÓNICAS 48
2.8.- ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UN SISTEMA DE PUESTA ATIERRA 49
2.8.1.-ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA 492.8.2.-CONDUCTORES DE TIERRA 502.8.3.-CONECTORES DE PUESTA A TIERRA 50
2.9.- RÉGIMEN DE NEUTRO 54
CAPITULO III 57
3.- TÉCNICAS DE MEDICIÓN DE PUESTAS A TIERRA 57
3.1- MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTAS A TIERRA 573.1.1.-MÉTODO INDIRECTO DE TRES PUNTOS 57
3.1.1.1.-Determinación de la Resistencia de Puesta a Tierra en el Electrodo Rl.58
3.1.2.-MÉTODO CLÁSICO DE CAÍDA DE POTENCIAL 593.1.2.1.- Determinación de la Resistencia de Puesta a Tierra del Electrodo (Raa)
603.1.2.2.-Determinación de las Distancias délos Circuitos de Medida 61
3.2.- MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD 633.2.1.-MÉTODO DE WENNER 633.2.2.- MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD UTILIZANDO MUESTRAS DESUELO ; 643.2.3.- MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD POR EL MÉTODO DE LOS DOSPUNTOS 65
3.3.- MEDICIONES DEL VOLTAJE DE TOQUE 65
3.4.- MEDICIONES DEL VOLTAJE DE PASO . 66
3.5.- INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN 673.5.1.-ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL AEMC 3711M 683.5.2.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL UNILAP GEOX NORMAGOER LEM 703.5.3.-ESPECIFICACIONES TÉCNICAS HANDYGEO 713.5.4.- PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN 72
CAPITULO IV 77
4.- ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE LA EEQ S.A 77
4.1.-INTRODUCCIÓN.. 77
4.2.- DESCRIPCIÓN DEL ESTADO OPERATIVO DE ALIMENTAD ORES. 79
4.3.- DATOS ESTADÍSTICOS DE SALIDAS DE PRIMARIOS PORDESCARGAS ATMOSFÉRICAS 82
4.4.-NIVELES CERAUNICOS 83
4.5.- NORMATIVA VIGENTE DE LA EEQ S.A. PARA PUESTAS A TIERRA84
4.6.- ANÁLISIS ESTADÍSTICO PARA LA OBTENCIÓN DE LA MUESTRA92
4.6.1.-TEORÍA BÁSICA DEL MUESTREO 924.6.1.1.-Métodos deselección demuestras 934.6.1.2.-Determinación de parámetros 94
4.6.2.- DETERMINACIÓN DEL UNIVERSO 964.6.3.-MÉTODO PARA LA SELECCIÓN DE LA MUESTRA 974.6.4.-DETERMINACIÓN DEL ESPACIOMUESTRAL 97
4.7.-MEDICIONES . 994.7.1.-PROBLEMAS PREVIOS A LA MEDICIÓN .100
4.7.1.1.- Contrastación de ios equipos de medida 1014.7.1.2.-Resultados de las pruebas 109
4.7.2.- EQUIPO A UTILIZAR 1104.7.3.-ANÁLISIS DE LAS MEDICIONES DE RPT 111
4.7.3.1.-Mediciones en el sector Norte. 1134.7.3.2,-Mediciones en el sector Sur 1144.7.3.3.-Mediciones en el sector Este 1154.7.3.4.-Mediciones en el sector Oeste 116
4.7.4.-ESTADO DE LAS PUESTAS ATIERRA 117'4.7.5.- MEDICIONES DE RESISTIVIDAD 118
CAPITULO V 121
5.- DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE LA EEQ S.A.121
5.1.-INTRODUCCIÓN, .„.. 121
5.2.-CÁLCULOS.. 1215.2.1.-CALIBRE DEL CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA 121
5.2.1.1.-Comentes de Cortocircuito en Baja potencia 1225.2.1.2.- Calibre del Conductor 124
5.2.2.-RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA 1265.2.2.1.-Valores Característicos de sistemas de puesta a tierra simples 127
5.2.2.1.L- Varilla Vertical 1275.2.2,1.2.-Electrodos en línea Recta (disposición vertical) 1285.2,2,1.3.-Cable horizontal 129
5.2.2.2.- Evaluación Y Propuestas De Mejoramiento De Sistemas De Puesta ATierra De La EEQ S.A 131
5.2.2.2.1.-Disposición ITipo Tl-1 1315.2.2.2.2.-Disposición II Tipo TI-2 1325.2.2.2.3.-Disposición III Tipo Tl-3 1375.2.2.2.4..- Costos asociados con las propuestas de mejoramiento 141
5.3.-INFLUENCIA EXPERIMENTAL DE LAS SOLUCIONES PROPUESTAS143
5.3.1.-PRUEBAS REALIZAD AS EN TRANSFORMADORES 144
5.4.- VALOR DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA 147
5.5.- INFLUENCIA DE LA PUESTA A TIERRA EN PARARRAYOS 149
5.6.- CONEXIONES EQUIPOTENCIALES 153
5.7.- INFLUENCIA DE LAS PUESTAS A TIERRA EN PERTURBACIONES.158
CAPÍTULO VI 162
6.- PROCEDIMIENTOS PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DESISTEMAS DE PUESTA A TIERRA 162
6.1.- NORMATIVA DE REFERENCIA PARA PUESTAS A TIERRA 1626.1.1.-IEEE Std 80-2000 1626.1.2.-REGLAMENTO DE SEGURIDAD NEC 1636.1.3.- REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS(RETTE) COLOMBIA CAPÍTULO n ARTÍCULO 15 "PUESTAS A TIERRA"
1696.1.4.- OTRAS PUBLICACIONES 170
6.2.- PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO DE DISEÑO E INSTALACIÓNDE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA 171
6.2.1.-SISTEMAS DE PUESTA ATIERRA 1716.2.1.2.-Diseño 171
CAPÍTULO VII 183
7.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES „ 183
7.1.-CONCLUSIONES ...183
7.2,-RECOMENDACIONES 186
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 183
ANEXOS 192
ANEXO N°l.- Recorrido de alimentad ores seleccionados para las medicionesANEXO N°2.- Mediciones de resistencia de puesta a tierra.ANEXO N°3.- Mediciones de resistividad.ANEXO N°4.- Curvas patrón de resistividadesANEXO N°5.- Distribución de zonas en función de resistividad.ANEXO N°6.- Tablas de materiales.ANEXO N°7.- Disposiciones tipo propuestasANEXO N°8.- Fotos de mediciones.ANEXO N°9.- Datos obtenidos del analizador de redes Memobox (Tierrasindependientes).ANEXO N°10.- Datos obtenidos del analizador de redes Memobox (Tierras unidas).
RESUMEN
En el capítulo 1 del presente proyecto se presenta los antecedentes, objetivos
y alcances, los cuales están encaminados a mejorar los sistemas de puesta a
tierra.
En el capítulo 2 se tiene una recopilación de información concerniente a los
conceptos generales de un sistema de puesta a tierra.
En el capítulo 3 se hace un estudio de técnicas de mediciones de resistencia
de puesta a tierra y resistividad, describiéndose los instrumentos de medición
que se utilizarán.
El capítulo 4 contiene el análisis del sistema de puesta a tierra de la EEQ S.A.,
se describe el procedimiento para la obtención del tamaño de la muestra, su
distribución en zonas, la selección del equipo a utilizar, resumen de las
mediciones de resistencia de puesta, resistividad, y un análisis de su estado
actual.
En el capítulo 5 se realiza el diagnóstico de ios sistemas de puesta a tierra de
la EEQ S.A., donde se evalúan sus disposiciones tipo, y se presentan
propuestas para su mejora.
En el capítulo 6 se desarrolla una propuesta para el diseño y construcción de
sistemas de puesta a tierra, en base a estándares internacionales aplicables a
nuestro medio.
Finalmente en el capítulo 7 se presentan las conclusiones y recomendaciones
obtenidas en el desarrollo del presente proyecto.
CAPITULO I
1.- INTRODUCCIÓN
1.1.-ANTECEDENTES.
El Sistema de Puesta a Tierra tiene primordial importancia en los sistemas
eléctricos especialmente en el Sistema de distribución, debido a que la
Instalación incorrecta de la misma implica un alto grado de riesgo en la
seguridad de las personas, así como operaciones incorrectas, y daños a los
distintos equipos e instalaciones.
El crecimiento de las redes eléctricas y el desarrollo de los equipos
eléctricos y electrónicos exige un estudio más detallado de los sistemas de
puesta a tierra que permitan garantizar la seguridad en la operación y la
continuidad en el suministro de energía eléctrica.
Los sistemas eléctricos de distribución presentan un comportamiento
variable debido principalmente a los siguientes aspectos:
• Fenómenos de resonancia.
• Energizaciones.
» Maniobras.
• Inserción de transformadores.
• Conmutación del flujo de maquinas eléctricas rotativas.
• Cortocircuitos.
• Oscilaciones por conmutación.
• Inducción electrostática y electromagnética.
• Arcos.
• Interrupción.
• Propagación de ondas viajeras.
• Descargas atmosféricas.
2
Ante ello, y la ausencia de regulaciones específicas en la normativa vigente
de la EEQ se ha considerado oportuno desarrollar una guía que permita
sugerir procedimientos para el diseño y la construcción de sistemas de
puesta a tierra de tal forma que puedan ser seguidas por la empresa y
contratistas.
La normatividad actual indica que el diseño de un sistema de puestas a
tierra debe tomar en cuenta la revisión de los siguientes parámetros:
» Medición de la Resistividad del suelo en el sitio de instalación de las
puestas a tierra
• Medición de las Resistencias de puesta a tierra de los equipos
conectados a los alimentadores primarios.
• Verificación de voltajes de contacto y paso que salvaguarden la
vida de las personas.
• Compatibilidad entre los materiales utilizados para la construcción.
• Evaluar las propiedades del suelo, que influyen en las puestas a
tierra.
• Calcular las corrientes máximas de falla a tierra.
El presente proyecto, pretende tomar en cuenta todos estos parámetros y
resumirlos en una guía práctica que sea de utilidad tanto para empresas
eléctricas de distribución e ingenieros contratistas.
1.2.- OBJETIVOS
General:
• Establecer una guía con procedimientos necesarios para el diseño y
dímensionamiento de las puestas a tierra en un Sistema de
Distribución.
Específicos:
* Efectuar mediciones en alímentadores ubicados en zonas que
presenten diferencias de resistividad y nivel ceráunico, realizando un
análisis estadístico basándose en una muestra del total de equipos
aéreos existentes en el sistema de distribución de la Empresa Eléctrica
Quito.
Realizar una guía para e! diseño y construcción de sistemas de puesta
atierra con las respectivas justificaciones técnicas.
1.3-.r. ALCANCE
• Se procederá a revisarlas metodologías de diseño y construcción de
puestas a tierra en sistemas de distribución.
• Estudiar y analizar normas y reglamentaciones estandarizadas que
puedan.seraplicadas en nuestro medio.
• Identificar las condiciones actuales de los equipos, realizando un
estudio aleatorio de diferentes primarios.
• Obtener una muestra del número total de alimentadores urbanos
existentes en el sistema de distribución de la EEQ, basándose en un
estudio estadístico, que permita establecer condiciones generales del
sistema.
• Realizar mediciones de resistencias de puesta a tierra y de
resistividad e inspecciones del estado actual de las conexiones de
puesta a tierra de La muestra a obtener,
• Implementar procedimientos estandarizados necesarios para diseñar
e instalar puestas a tierra.
4
CAPITULO II
2.- CONCEPTOS GENERALES
2.1.- INTRODUCCIÓN
Los Sistemas de Puesta a Tierra constituyen un soporte fundamental del
sistema eléctrico, ya que permiten una correcta distribución de potenciales y
corrientes hacia el suelo debidas a descargas atmosféricas, fallas en el
sistema, cargas estáticas, etc. Además permite tener un nivel de voltaje
referencial en el sistema.
Un sistema de puesta a tierra debe poseer capacidad de dispersión y
disipación de las fallas, sin que se presenten potenciales peligrosos en la
superficie, garantizando así seguridad a la integridad física de las personas, y
al estado operativo de los equipos.
En una instalación, la puesta a tierra constituye la unión eléctrica de elementos
conductores en contacto eléctrico con el suelo o una masa metálica de
referencia común, que permiten mantener un mismo nivel de potencial.
El sistema de puesta a tierra tiene relación con la operación de protecciones en
caso de fallas de ahí que la finalidad de las puestas a tierra, es despejar la
falla en el menor tiempo posible, reduciendo las probabilidades de lesiones o
danos, lográndose esto mediante una baja resistencia de puesta a tierra, la
cual se la puede obtener instalando varillas, mallas de puesta a tierra, etc.,
dependiendo de las características del suelo y el tamaño de la instalación,
"Con las puestas a tierra se busca que las corrientes de falla a tierra
encuentren un camino más fácil, que el que ofrecería el cuerpo de una persona
que tocara la carcasa metálica con voltaje".
2.2.- CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UN SISTEMA DEPUESTA A TDERRA.
Las principales características que permiten definir un Sistema de Puesta a
Tierra son:
• La finalidad para los cuales se construye un sistema de puesta a tierra.
• La funciones que realiza.
• Los parámetros que debe cumplir para una correcta operación.
En breves palabras podemos empezar diciendo que el propósito de un sistema
de puesta a tierra se simplifica en dos aspectos generales:
• Seguridad de las personas: Reduciendo las diferencias de potencial
entre las partes que no transportan corriente y tierra.
• Protección de Equipos: Permitiendo operar los dispositivos de
sobrecorriente durante una falla a tierra.
• Control de sobrevoltaje.
Por requerimientos del NEC Art 250, un sistema de puesta a tierra debe ser
capaz de limitar el voltaje a tierra, y facilitar la operación de dispositivos de
protección contra sobrecargas y los interruptores del circuito.
Bajo esta perspectiva, se debe señalar las funciones generales que debe
realizar dicho sistema, para cumplir con los objetivos señalados:
• Permitir un despeje de fallas inmediato por medio de los equipos de
protección.
• Mantener un nivel de referencia para el sistema eléctrico.
• Presentar trayectorias por donde se pueda disipar las corrientes de falla
a tierra.
• Limitar el voltaje debido a; Descargas atmosféricas y sobrevoltaje
transitorios.
• Estabilizar el voltaje durante operaciones normales.
Los factores adecuados de un sistema de puesta a tierra, en general son los
siguientes:
• Valor de la resistencia de puesta a tierra según el tipo de instalación.
• Alta tolerancia ante la corrosión.
• Vida útil de la instalación alta.
• Permitir accesibilidad para su mantenimiento.
2.3.-CONCEPTOS BÁSICOS.
2.3.1.- EFECTOS DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA EN EL ORGANISMO1'1.
La instalación de un sistema de puesta a tierra permite la protección de las
personas y los bienes contra los efectos de las caídas de rayos, descargas
estáticas, señales de interferencia electromagnética y comentes de fugas a tierra.
Por lo tanto, la ejecución correcta de la misma brinda importantes beneficios al
evitar pérdidas de vidas.
En este punto se tratará los efectos ocasionados por el paso de la corriente
eléctrica a través de nuestro organismo.
En vista de la gran dependencia actual de la energía eléctrica y los riesgos que
conlleva la utilización y manipulación de la misma se han realizado estudios que
permiten hacernos una idea de los efectos que produce el paso de la electricidad
por el cuerpo de personas en condiciones fisiológicas normales.
L1 TIERRAS Soporte de la Seguridad Eléctrica 2e<±, Favio Casas Ospína, Bogotá Colombia,2003
2.3.1.1.- Efectos de la corriente
El paso de la comente por el cuerpo pueden ocasionar desde lesiones físicas
secundarias (golpes, caídas, etc.), hasta la muerte por fibrilación ventricular.
Una persona se electrocuta cuando la comente eléctrica circula por su cuerpo,
es decir, cuando la persona forma parte del circuito eléctrico, pudiendo, al menos,
distinguir dos puntos de contacto: uno de entrada y otro de salida de la corriente.
La fibrilación ventricular consiste en el movimiento alterado del corazón, el cual,
deja de enviar sangre a los distintos órganos y, aunque esté en movimiento, no
sigue su ritmo normal de funcionamiento.
La tetanización es el movimiento involuntario de ios músculos como
consecuencia del paso de la energía eléctrica,
El paso de la corriente eléctrica por el organismo puede afectar al centro nervioso
alterando la función respiratoria lo que ocasiona la asfixia, y consecuentemente el
paro respiratorio.
Además pueden producirse otros factores ftsiopatológicos como contracciones
musculares, aumento de la presión sanguínea, dificultades de respiración, parada
temporal del corazón, etc.
2.3.2.- FACTORES QUE INFLUYEN EN EL RIESGO ELÉCTRICO^
2.3.2,1.- Intensidad de la corriente
Es uno de los factores que más inciden en los efectos y lesiones ocasionados por
el accidente eléctrico.
12 httpr/Av«w-org.nTtas.es/lnshtíntp/rTtp_400.htm (Riesgos de la corriente eléctrica).
Existen varios efectos asociados a la intensidad de la corriente los cuales afectan
en cierto grado al ser humano y se los conoce como umbrales de soportabiüdad.
Umbral de percepción: es el valor mínimo de la corriente que provoca una
sensación en una persona. En corriente alterna esta sensación de paso de la
corriente se percibe durante todo el tiempo de paso de la misma; sin embargo,
con corriente continua solo se percibe cuando varía la intensidad, se considera
un valor de 0,5 mA en corriente alterna y 2 mA en corriente continua, cualquiera
que sea el tiempo de exposición.
Umbral de reacción: es el valor mínimo de la corriente que provoca una
contracción muscular
Umbral de no soltar: cuando una persona tiene sujetos unos electrodos, es el
valor máximo de la comente que permite a esa persona soltarlos. En corriente
alterna se considera un valor máximo de 10 mA , cualquiera que sea el tiempo de
exposición.
En corriente continua, es difícil establecer el umbral de no soltar ya que solo el
comienzo y la interrupción del paso de la corriente provoca el dolor y las
contracciones musculares.
Umbral de fibrilación ventricular: es el valor mínimo de la corriente que puede
provocar la fibrilación ventricuiar. En comente alterna, el umbral de fibrilación
ventricular decrece considerablemente si la duración del paso de la corriente se
prolonga más allá de un ciclo cardíaco.
La figura 2.1, muestra las curvas de soportabiüdad para seres humanos a
corriente de tipo industria! en función del tiempo de exposición, normalizado por
IEC.
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Figura 2.1 .-Curvas de soportabilidad (ca) LZ
Según la curva se diferencian cuatro zonas en función de la gravedad que
produce el paso de la corriente eléctrica por el organismo
- Zona 1: habitualmente ninguna reacción.
- Zona 2: habitualmente ningún efecto fisiológico peligroso.
- Zona 3; habitualmente ningún riesgo de fibrilación-
- Zona 4: riesgo de fíbrilación ventricular.
Sobre !a base de que trabajamos con CA. en bajo voltaje, hasta 1000 Vea y
frecuencia de línea comprendidas entre 15 y 100 Hz, teniendo en cuenta
contactos eléctricos entre ambas manos o entre una mano y los pies, vemos
sintéticamente ios efectos producidos;
10
Umbral de corriente
>(mA)
0.5
10
20
30
Efectos fisiológicos
Percepción-Cosquilleo
Tetanización - Contractura
muscular
Asfixia
Fibrilación Ve ntricular Fatal
Reversibilidad del
efecto
Espontánea
Espontánea
Espontánea (A)
No espontánea (B)
Tabla 2.1.- Efectos fisiológicos a diferentes niveles de circulación de comente
eléctrica:1*
Notas sobre reversibilidad del efecto:
(A): Si bien la reversibilidad puede ser espontánea, se necesita una rápida y
eficiente atención debido a los graves efectos que produce la falta de oxígeno
cerebral.
(B): La atención debe ser inmediata con masaje cardíaco o mediante impulsos
externos, desfíbrilador.
2.3.2.2.- Duración del contacto eléctrico
Junto con la intensidad es el factor que más influye en el resultado del accidente.
Por ejemplo, en corriente alterna y con intensidades inferiores a 100 mA, la
ftbrilación puede producirse .si el tiempo de exposición es superior a 500 ms.
En estudios recientes el ingeniero Biegelmeier estableció la relación entre I2.ty los
efectos fisiológicos, tal como aparece en la tabla 2.2.
11
Energía específica
A2.s.(10^J
4 a 8
10 a 30
15 a 45
40 a 80
70a 120
Reacciones fisiológicas
Sensaciones leves en dedos y en tendones de los pies
Rigidez muscular suave en dedos muñecas y codos
Rigidez muscular en dedos muñecas, codos y hombros.
Sensación en las piernas
Rigidez muscular y dolor en manos y piernas
Rigidez muscular, dolor y ardor en brazos, hombros y piernas
Tabla 2.2- Relación entre energía específica y efectos fisiológicos u
2.3,2.3.- Impedancia del cuerpo humano
La ¡mpedancia del cuerpo humano depende de los siguientes aspectos:
- Voltaje de contacto.
- Frecuencia.
- Duración del paso de la corriente.
- Temperatura.
- Grado de humedad de la piel.
- Superficie de contacto.
- Presión de contacto.
- Dureza de la epidermis, etc.
Durante el paso de la electricidad la impedancia de nuestro cuerpo se comporta
como una suma de tres impedancias en serie:
- Impedancia de la piel en la zona de entrada.
- Impedancia interna del cuerpo.
- Impedancia de la piel en ía zona de salida.
La impedancia interna del cuerpo puede considerarse esencialmente como
resistiva, con la particularidad de ser la resistencia de los brazos y las piernas
12
mucho mayor que la del tronco. Además, para voltajes elevados la impedancia
interna hace prácticamente despreciable la impedancia de la piel.
La impedancia interna del cuerpo varía en función de la trayectoria que toma la
corriente a! pasar por el mismo, la figura 2.2, muestra el porcentaje del total de la
impedancia interna del cuerpo.
f^;^-\-'
i(- -kuu
:'IOO%'
Vi!>i ¡B'I U
25%
Figura 2.2.- Impedancia interna del cuerpo LZ
En las tablas 2.3 y 2.4 se Indican unos valores de la Impedancia total del cuerpo
humano en fundón del voltaje de contacto, tanto para corriente alterna y continua,
respectivamente.
Voltaje deContacto (V)
25
50
75
100
125
220
700
1000
Valor asintótico
Trayectoria mano-mano, piel seca, c.alterna,firecuencía50-60Hz,
superficie de contacto 50-1 00 cm2
Impedancia total(Q) de cuerpo humano que no sonsobrepasados por el
5% de las personas1750
1450
1250
1200
1125
1000
750
700
650
50%de las personas3250
2625
2200
1875
1625
1350
1100
1050
750
95% de las personas6100
4375
3500
3200
2875
2125
1550
1500
850
Tabla 2,3.- Impedancia del cuerpo humano frente a la comente alterna'L2
13
Voltaje deContacto (V)
25
50
75
100
125
220
700
1000
Valor asintótico
Trayectoria mano-mano, piel seca, c.continua
superficie de contacto 50-1 00 cm2
Impedancia total(Q) de cuerpo humano que no sonsobrepasados por el
5% de las personas2200
1750
1510
1340
1230
1000
750
700
650
50%de las personas3875
2990
2470
2070
1750
1350
1100
1050
750
95% de las personas8800
5300
4000
3400
3000
2125
1550
1500
850
Tabla 2.4.- Impedancia de cuerpo humano frente a la comente continua1-2
2.3.2.4.- Voltaje aplicado y Voltajes de seguridad.
a) Voltaje aplicado
El voltaje aplicado resulta peligrosa cuando la ¡mpedancía de! cuerpo humano es
tan baja que produce una corriente elevada.
La relación entre la intensidad y e! voltaje no es lineal ya que la impedancia del
cuerpo humano varía con el voltaje de contacto.
b) Voltajes de segundad
Los principales voltajes que se producen en una instalación y que pueden resultar
peligrosos para ¡asegundad de seres humanos son:
- Voltaje de contacto.
- Voltaje de Paso.
14
Voltaje de contacto.- Es la diferencia de potencial que se produce
durante una falla entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto
de la superficie del terreno a una distancia de 1 metro. Esta distancia
horizontal es equivalente a la máxima que se puede alcanzar al extender
un brazo.
tierra
Figura 2.3.~ Voltaje de contacto1
Según los diferentes organismos reguladores se ha propuesto los siguientes
valores de voltaje que puede soportar el ser humano sin daños mayores en
función del tiempo de exposición.
5 kV
0.5
O.H
0.1
0.06 0.1. 0,5 1 seg
Figura 2.4.-Valores máximos de voltaje de contactoL1
15
Símbolo
1
2a
2b
3a
3b
4
Organismo
IEEE (70 kg)
VDE(<110kV)
VDE(>110kV)
Finlandia (<110kV)
Finlandia (>110kV)
Suecia
Tabla 2.5.-Valores máximos de voltaje de contacto según
diferentes organismos1-1
• Voltaje de paso.- Es la diferencia de potencial que se produce durante una
falla entre 2 puntos de la superficie del terreno, separados por un paso
(aproximadamente 1 metro), en la dirección del gradiente de voltaje
máximo.
Figura 2.5.- Voltaje de pasoL1
2.3,2:5.- Frecuencia de la corriente;alterna
Expenmentalmente se han realizado medidas de las variaciones de impedancía
total del cuerpo humano con voltajes comprendidos entre 10 y 25 Voltios en
corriente: alterna, y variaciones de frecuencias entre 25 Hz y 20 kHz.
16
A partir de estos resultados se han deducido las curvas representadas en la figura
2.6, para voltajes de contacto comprendidos entre 10 y 1.000 Voltios y para un
trayecto de la corriente mano-mano o mano-pie.
IMPEOANCI A-TOTAL DEL CUERPO <K<T¿}
' "O" .-,. —
Figura 2.6.- I m pe dañe ¡a total en función del voltaje y la frecuencia1-2
Para voltajes de contacto de algunas decenas de voltios, la ¡mpedancía de la piel
decrece proporclonalmente cuando aumenta la frecuencia. Por ejemplo, a 220 V
con una frecuencia dé 1.000 Hz la ¡mpedancía de la piel es ligeramente superior a
la mitad de aquella a 50 Hz. Esto es debido a la influencia del efecto capacitivo de
la piel.
Sin embargo, a muy altas frecuencias disminuye el riesgo de fibrilación ventricular
pero prevalecen los efectos térmicos. Con fines terapéuticos, es usual, en
medicina el empleo de altas frecuencias para producir un calor profundo en el
organismo. A partir de 100.000 Hz no se conocen valores experimentales que
definan ni los umbrales de no soltar ni los umbraies de fibrilación; tampoco se
conoce ningún incidente, salvo las quemaduras provocadas por intensidades de
algunos amperios y en función de la duración del paso de la corriente.
17
2.3.2.6.- Recorrido de la corriente a través del cuerpo
La gravedad del accidente depende del recorrido de la corriente a través del
cuerpo. Una trayectoria de mayor longitud tendrá, en principio, mayor resistencia y
por tanto menor intensidad; sin embargo, puede atravesar órganos vitales
(corazón, pulmones, hígado, etc.) provocando lesiones mucho más graves.
Aquellos recorridos que atraviesan el tórax o la cabeza ocasionan los mayores
daños.
La figura 2.2 indicaba los efectos de la intensidad en función del tiempo de
aplicación; con respecto a una trayectoria de mano izquierda a los dos pies.
Para otros trayectos es necesario considerar el factor de corriente de corazón F,
que permite calcular la equivalencia del riesgo de las corrientes que teniendo
recorridos diferentes atraviesan e¡ cuerpo humano.
1.5 1.3,
ft ti
0.7
1.0f"1!
mffl
J0.: Q.8
A
0.7.11Fi.i
a0.3
Figura 2.7.- Factor de corriente de corazón " F « L2
La mencionada equivalencia se calcula mediante la expresión:
Ih =_fref
F
Donde:
lh = comente que atraviesa el cuerpo por un trayecto detenninado.
Iref^ corriente mano izquierda-pies.
F = factor de corriente de corazón.
Observándose que mientras menor sea el factor F la corriente que atraviesa el
cuerpo es mayor, aumentando el riesgo para el individuo.
2.4.- MATERIALES CONDUCTORES EMPLEADOS EN SISTEMASDE PUESTA A TIERRA.
2.4.1.- INTRODUCCIÓN--
Al momento de realizar un trabajo de ingeniería se debe considerar la selección
del materia! adecuado capaz de satisfacer ciertas condiciones requeridas por una
aplicación específica.
En la aplicación de la ingeniería eléctrica, es de suma importancia establecer la
utilización de materiales conductores y sus aleaciones, específicamente en
sistemas de puesta a tierra donde se requiere una alta conductividad en sus
elementos constitutivos, con la finalidad de drenar a tierra las corrientes de falla.
La principal característica que permite discriminar entre un material y otro es su
estructura interna, es así que se define como materiales metálicos a aquellos que
poseen una estructura cristalina. Muchas de las propiedades de los metales tales
como conductividad eléctrica y calorífica están relacionadas con el tipo de enlace.
Para el caso particular; el cobre y sus aleaciones como el bronce son los
materiales mas usados para la elaboración de varillas conductores y conectores
utilizados en sistemas de puesta a tierra, por lo cual es conveniente realizar un
breve estudio de su estructura interna, enlaces y propiedades que lo caracterizan.
19
2,4.2.- COBRE li3
El cobre es el metal más utilizado en aplicaciones de electricidad debido a que
sus características físicas y mecánicas son óptimas y las eléctricas y de
conducción del calor son sólo superadas por las de la plata, sin embargo su costo
es más conveniente.
El cobre no es atacado por el agua, sometido a los agentes atmosféricos,
humedad, calor e impurezas, forma en su superficie una película verdosa de
impurezas que avanza muy lentamente (1 p /año). Sometido a calor se oxida a
partir de los 120 °C superficialmente; en ia totalidad de la masa el fenómeno se
generaliza a partir de los 500 °C.
El cobre se emplea bajo diferentes formas originadas por procedimientos de
elaboración logrando que así se produzca una oxidación menos agresiva.
El óxido aumenta la superficie de contacto, para evitarlo se los protege con un
plateado.
La principal aplicación del cobre en sistemas de puesta a tierra está en la
elaboración de varillas y conductores.
Cobre electrolítico
Obtenido por refinado electrolítico. Se alcanza un 99,9 % de pureza (resistencia a
la tracción 15 a 20 kg/mm2)
Cobre recocido
Se utiliza para la fabricación de conductores eléctricos que no estén sometidos a
grandes esfuerzos mecánicos (resistencia a la tracción 22 a 28 kg/mm2).
Cobre semiduro
Se utiliza en líneas aéreas (resistencia a la tracción 28 a 34 kg/mm2).
11http:/Avww.efn.unaedu.ar/departamentDS/elBctrQtecnia/cat/eye.htm (Unidad N° 3 "CONDUCTORES
AISLADOS")
20
Cobre duro
Se obtiene por trabajado en frío y se emplea para conductores en lineas eléctricas
exteriores sometidas a esfuerzos mecánicos elevados (resistencia a la tracción 35
a 45 kg/mm2).
2.4.3.- BRONCES1-3
Con esta denominación genérica se caracterizan ias aleaciones de cobre con
estaño (Sn), haciéndose extensiva esta denominación a todas las aleaciones de
cobre con metales (excepto zinc - latón), y admitiendo la incorporación de mas
componentes en menores proporciones (temarios, complejos), tales como los
bronces fosforosos, silícosos.
La gran diversidad de posibilidades de aleaciones de cobre con otros
componentes hacen de los bronces una enorme gama de posibilidades de
empleo, así tenemos:
• Bronces silicosos: 80% Cu, 8% Sn, 2% Zn, 4% Si, 0,8%, Piezas mecánicas
portaescoblllas.
• Bronces fosforosos: 89% a 98% Cu, 1% a 11% Sn, 0,03% a 0,3% P.
• Bronces al manganeso (manganina): 80% Cu, 12% Win, 2% Ni. Se usa
para la fabricación de resistencias por su buen comportamiento mecánico y
a ia oxidación, además posee una baja variación de la resistencia con la
temperatura.
• Bronces al níquel (comercia I mente alpaca): 55% Cu, 45% Ni o 60% Cu y
40% Ni. Se lo utiliza para resistencias.
• Bronces al berilio (llamado constantán): Posee excelentes propiedades
mecánicas, sobre todo un elevado módulo de elasticidad.
La principal aplicación del bronce en sistemas de puesta a tierra es en la
elaboración de conectores.
21
2.4.4.- CARACTERÍSTICAS INTERNAS DE IX>S MATERIALES."
Debido a que en los sistemas de puesta a tierra se usan materiales de cobre y
bronce, los cuales tienden a sufrir un proceso de corrosión cuando están
interactuando con el suelo, surge la necesidad de conocer ciertas características
internas de materiales que determinen el grado de corrosividad.
A continuación presentaremos los distintos tipos de enlaces con la finalidad de ver
la disposición que toman los átomos de [os materiales, y las propiedades que
influyen en el proceso corrosivo como el potencial de ionización y afinidad
electrónica,
2.4.4.1.- Enlaces Químicos1"'*
Al interactuar diferentes materiales se producen reacciones, originando un cambio
en sus configuraciones electrónicas debido a la formación de enlaces químicos.
Cuando dos o más átomos se acercan lo suficiente, se puede producir una fuerza
de atracción entre los electrones de los átomos individuales y el núcleo de otro u
otros átomos.
2.4.4.1.1.-Enlace metálico.
El cobre, un metal típico, consiste en una formación regular de átomos de cobre
que han perdido cada uno un electrón para formar un ion cobre. Los electrones
negativos se distribuyen por todo el metal formando enlaces no direccionales o
deslocalizados con los iones cobre positivos. Esta estructura, conocida como
enlace metálico, explica las propiedades características de los metales: son
buenos conductores de la electricidad a! estar los electrones libres para moverse
de un sitio a otro, y resultan maleables porque sus iones positivos se mantienen
unidos porfuerzas no direccionales.
http:/Avww.mendoza,edu.ar/íecnología/¡ndex.html
22
En metales en estado sólido, los átomos se encuentran empaquetados
relativamente muy juntos en una ordenación sistemática o estructura cristalina.
Por ejemplo la disposición de los átomos de cobre en el cobre cristalino consiste
que los átomos están tan juntos que sus electrones externos de valencia son
atraídos por los núcleos de sus numeroso vecinos.
2.4.4'J.2.-Enlace iónico
Los enlaces iónicos se pueden formar entre elementos muy electropositivos
(metálicos) y elementos muy electronegativos (no metales). En el proceso de
ionización los electrones son transferidos desde los átomos de los elementos
electropositivos a los átomos de los elementos electronegativos, produciendo
cationes cargados positivamente y aniones cargados negativamente.
Las fuerzas de enlace son debidas a la fuerza de atracción electrostática o
culombiana entre iones con carga opuesta.
Los enlaces iónicos se forman entre Iones opuestamente cargados por que se
produce una disminución neta de la energía potencial para los iones enlazados
2.4.4.1.3.- Enlace covalente
En un enlace covalente, los dos átomos enlazados comparten electrones. Si los
átomos de! enlace covaiente son de elementos diferentes, uno de ellos tiende a
atraer a los electrones compartidos con más fuerza, y los electrones pasan más
tiempo cerca de ese átomo; a este enlace se le conoce como covalente polar.
Cuando los átomos unidos por un enlace covalente son iguales, ninguno de los
átomos atrae a los electrones compartidos con más fuerza que el otro; este
fenómeno recibe el nombre de enlace covaiente no polar o apolar
23
2.4.4.2.- Potencial de Ionización y Afinidad Electrónica
Los materiales utilizados en sistemas de puesta a tierra con determinadas
características de potencial de ionización y afinidad electrónica reaccionan con los
componentes del suelo dando origen a la corrosión galvánica cuando ínteractúan
en un medio electrolítico activo.
2.4,4.2.1.-Potencial de ionizador^5
El potencia! de ionización es el trabajo o energía de ionización standard de un
átomo o potencial eléctrico.
La energía de ionización de un átomo de un elemento metálico es la energía que un
átomo gaseoso debe absorber para que un electrón sea arrancado dé! átomo.
También se puede definir como la tendencia del elemento a pasara solución en forma
de catión.
El potencial de ionización del cobre es de 746 kJ /mol
2.4.4.2.2.-Afinidad electrónica
La afinidad electrónica es una medida del cambio de energía que ocurre cuando un,
átomo gaseoso gana un electrón:
Por ejemplo:
VF( EA=-328kJ/mol
(el igno .negativo denota que el proceso es exotérmico, que se desprende energía)
En estado gaseoso incluso los metales pueden ganar electrones:
15 gilí,, p. 126-,petrucci & harwood,, 1997,, p. 327, 331
24
EAl=-59,6kJ/moll
Considerando la ganancia de un segundo electrón por un átomo no metálico
encontramos afinidades electrónicas positivas. Aquí el electrón se acerca a un anión y
sufre una fuerte repulsión. Cuando el electrón es atrapado la energía del sistema
aumenta:
O^ -he' -»OV EAl=-141kJ/mol
O"® + e' -» O=(e) EA2 = + 744 kj/mol
Ei valor positivo tan alto de EA2 hace muy improbable que exista Oz gaseoso.
En general, los diferentes valores de electronegativldad de los átomos determinan
el tipo de enlace que se formará en la molécula que los combina. Así, según la
diferencia entre las electronegatividades de éstos se puede determinar
(convencional mente) si el enlace será, según la escala de Pauling:
- Iónico (diferencia superior o igual a 2)
- Covalente polar (diferencia entre 2 y 0.4)
- Covalente no polar (diferencia inferior a 0.4)
Cuanto más pequeño es el radio atómico, mayor es la energía de ionización y
mayor la electronegativldad.
La afinad electrónica de! cobre es de 1.9 Pauling.
De este breve análisis se deduce que al reaccionar elementos que poseen bajo
potencial de ionización (como el cobre) y alta afinidad electrónica (como e!
bronce) en un medio electrolítico (como él suelo) hace que la corrosión galvánica
sea inevitable, factor que tomaremos en cuenta en las siguientes secciones
cuando se hable de corrosión.
25
2.5.- SUELOS.*
El suelo procede de la interacción de dos mundos diferentes, la litosfera y la
atmósfera, y biosfera.
El suelo resulta de la descomposición de la roca madre, por factores climáticos y
la acción de los seres vivos. Esto implica que el suelo tiene una fracción mineral y
otra biológica.
De acuerdo con el origen de sus elementos, los suelos se dividen en dos amplios
grupos; suelos cuyo origen se debe a la descomposición física o química de las
rocas, o sea de los suelos inorgánicos, y los suelos cuyo origen es principalmente
orgánico.
Si en los suelos inorgánicos el producto del ¡ntemperísmo de las rocas permanece
en el sitio donde se formó, da origen a un suelo residual; en caso contrario, fonma
un suelo transportado, cualquiera que haya sido el agente transportador.
• gravedad: talud;
• agua: aluviales o lacustres;
• viento: eólicos;
• glaciares: Depósitos glaciares
En cuanto a los suelos orgánicos, ellos se forman casi siempre in situ. Muchas
veces ia cantidad de materia orgánicas, ya sea en forma de humus o de materia
no descompuesta o en estado de descomposición, es tan alta con relación a la
cantidad de suelo inorgánicos que las propiedades que pudiera derivar de la
porción mineral quedan eliminadas. Esto es muy común en las zonas pantanosas
en las cuales los restos de vegetación acuática llegan a formar verdaderos
I fthttp://www.ucn.d/FacultadeslnstrtJtos/laboratorio/mecan¡ca2.htm (Suelos)
26
depósitos de gran espesor, conocidos con el nombre genérico de turbas. Se
caracterizan por su color negro o café oscuro por su poco peso cuando están
secos y su gran compresibilidad y porosidad. La turba es el primer paso de la
conversión de la materia vegetal en carbón.
2.5.1..- TIPOS DE SUELOSLfí
A continuación se describen los suelos más comunes con los nombres
generalmente utilizados por el profesional, para.su identificación.
Gravas
Las gravas son acumulaciones sueltas de fragmentos de rocas, y que tienen mas
de dos milímetros de diámetro. Dado el origen, cuando son acarreadas por las
aguas las gravas sufren desgaste en sus aristas y son, por lo tanto, redondeadas.
Como material suelto suele encontrársele en los lechos, en los márgenes y en los
conos de deyección de los ríos, también en muchas depresiones de terrenos
rellenadas por el acarreo de los ríos y en muchos oíros lugares a los cuales las
gravas han sido retransportadas. Las gravas ocupan grandes extensiones, pero
casi siempre se encuentran con mayor o menor proporción de cantos rodados,
arenas, limos y arcillas. Sus partículas varían desde 7.62 cm (3") hasta 2.0 mm.
La forma de !as partículas de las gravas y su relativa frescura mineralógica
dependen de la historia de su formación, encontrándose variaciones desde
elementos rodados a los poliédricos.
Arenas
La arena es el nombre que se le da a ios materiales de granos finos procedentes
de la denudación de las rocas o de su trituración artificial, y cuyas partículas
varían entre 2 mm y 0.05 mm de diámetro.
El origen y la existencia de las arenas es análoga a la de las gravas; las dos
suelen encontrarse juntas en el mismo depósito. La arena de río contiene muy a
27
menudo proporciones relativamente grandes de grava y arcilla. Las arenas
estando limpias no se contraen al secarse, no son plásticas, son mucho menos
compresibles que la arcilla y si se aplica una carga en su superficie, se
comprimen casi de manera instantánea.
Limos
Los limos son suelos de granos finos con poca o ninguna plasticidad, pudiendo
ser limo inorgánico como el producido en canteras, o limo orgánico como el que
sueSe encontrarse en los ríos, siendo en este último caso de características
plásticas. El diámetro de las partículas de ios limos esta comprendido entre 0.05
mm y 0.005 mm. Los limos sueltos y saturados son completamente inadecuados
para soportar cargas por medio de zapatas. Su color varía desde gris claro a muy
oscuro. La permeabilidad de los limos orgánicos es muy baja y su
compresibilidad muy alta. Los limos, de no encontrarse en estado denso, a
menudo son considerados como suelos pobres para cimentar.
Arcillas
Se da el nombre de arcilla a las partículas sólidas con diámetro menor de 0.005
mm y cuya masa tiene la propiedad de volverse plástica a! ser mezclada con
agua. Químicamente es un silicato de alúmina hidratado, aunque en pocas
ocasiones contiene también silicatos de hierro o de magnesio hidratados. La
estructura de estos minerales es, generalmente, cristalina y complicada y sus
átomos están dispuestos en forma laminar. De hecho se puede decir que hay dos
tipos clásicos de tales láminas: uno de ellos del tipo silíceo y el otro del tipo
alumíníco.
El tipo sílice se encuentra formada por un átomo de sílice rodeado de cuatro
átomos de oxigeno. La unión entre partículas se lleva a cabo mediante un mismo
átomo de oxigeno. Algunas entidades consideran como arcillas a las partículas
menores a 0.002 mm.
El tipo alumínico esta formada por un átomo de aluminio rodeado de seis átomos
de oxígeno y de oxígeno e hidrógeno.
28
Caliche
El término caliche se aplica a ciertos estratos de suelo cuyos granos se
encuentran cementados por carbonates calcáreos. Parece ser que para la
formación de ¡os caliches es necesario un clima semiárido. La marga es una
arcilla con carbonato de calcio, más homogénea que el caliche y generalmente
muy compacta y de color verdoso.
JLoess
Los Ioess son sedimentos eólícos uniformes y cohesivos. Esa cohesión que
poseen es debida a un cementante del tipo calcáreo y cuyo color es generalmente
castaño claro. El diámetro de las partículas de los Ioess esta comprendido entre
0.01 mm y 0.05 mm. Los Ioess se distinguen porque presentan agujeros verticales
que han sido dejados por raíces extinguidas. Los Ioess modificados son aquellos
que han perdido sus características debido a procesos geológicos secundarios,
tales como inmersión temporaria, erosión y formación de nuevos depósitos. Los
Ioess son colapsables, aunque disminuye dicha tendencia al incrementársele su
peso volumétrico.
Diatomita
Las diatomitas o tierras diatomaceas son depósitos de polvo silícico,
generalmente de color blanco, compuesto total o parcialmente por residuos de
díatomeas. Las diatomeas son algas unicelulares microscópicas de origen marino
o de agua dulce, presentando las paredes de sus células características silícicas.
Cumbo
Es un suelo arcilloso fino, generalmente libre de arena y que parece cera a la
vista; es pegajoso, muy plástico y esponjoso. Es un material difícil de trabajar.
Teapete
Es un material pulvurento, de color café compuesto de arcilla, limo y arena en
proporciones variables, con un cementante que puede ser la misma arcilla o el
29
carbonato de calcio. La mayoría de las veces el origen deriva de la
descomposición y alteración, por ¡ntemperismo, de cenizas volcánicas basálticas.
También suelen encontrarse lentes de piedra pómez dentro del teapete.
Turba
La turba es un material orgánico compacto, de color pardo oscuro y muy rico en
carbono, que se forma como resultado de la putrefacción y carbonización
parciales de la vegetación en el agua acida de las turberas.
La vegetación formadora de turba está compuesta en su mayoría por musgos. La
formación de turba constituye la primera etapa del proceso por el que la
vegetación se transforma en carbón.
Tiene excelentes propiedades de retención de agua, y se usa mucho en jardinería
para cubrir y mejorar suelos
Suelos cohesivos y no cohesivos
Una característica que hace muy distintivos a diferentes tipos de suelos es la
cohesión. Debido a ella los suelos se clasifican en "cohesivos" y " no cohesivos".
Los suelos cohesivos poseen la propiedad de la atracción intermolecular, como
las arcillas. Los suelos no cohesivos son los formados por partículas de roca sin
ninguna cementación, como la arena y la grava.
2.5.2.- PROPIEDADES DE LOS SUELOS?7
2.5.2.1.-Resistividad del terreno
Uno de los factores más relevantes al momento de diseñar un sistema de puesta
a tierra es la resistividad del terreno; por eso es importante considerar que tipo de
suelo existe en el sitio de instalación, y que características de conducción posee.
Si bien es cierto e! tipo de suelo es un factor importante; la temperatura, la
http:/Avww.procaÍnsa.com/noticÍas/í>eria-actualidad.html (lacotrosion.htm)
30
humedad y otros factores ambientales condicionan el valor de resistividad del
suelo; teniéndose el caso de que en tiempo de sequía, un terreno puede tener tal
resistividad que no pueda ser empleado en ei sistema de tierras. Por ello, el
sistema debe ser diseñado tomando en cuenta la resistividad en las peores
circunstancias climáticas.
E! suelo presenta una composición de capas no uniformes; teniéndose que con la
longitud de una varilla típica, se encuentran al menos dos capas diferentes de
suelos. Generalmente ia capa superior puede ser más conductora si existe
suficiente humedad durante todo el año, pero también puede ser lo contrario.
La base de un buen sistema de puesta a tierra comienza con el ensayo del suelo
que rodeará a la toma, y la elección del lugar ideal de instalación, procurando
localizar el área con la más baja resistividad.
El tipo de suelo, la temperatura, la humedad, etc.., son parámetros que
determinan la resistividad del terreno, pero además existe una estrecha
dependencia entre el valor de resistividad y la corrosívidad de un suelo. Se ha
constatado en numerosas ocasiones una relación directa entre esta propiedad y la
corrosión, de tal forma que la corrosión es mayor cuanto menor sea ia
resistividad, como se puede observar en la tabla 2.6.
Aumento de
Temperatura
Salinidad
Humedad
Porosidad
Resistividad
Baja
Baja
Baja
Aumenta
Corrosión
Aumenta
Aumenta
Aumenta
Baja
Tabla 2.6.- Relación entre Resistividad y Corrosión
en función del estado del suelo Ls.
Lfl http://www.procainsa.com/p-integral/p-integr.htm (protección de estaciones.htm)
31
Dependiendo de los valores de resistividad que tome un terreno, se establecen
unas equivalencias de corrosividad, que se muestran en la tabla 2.7, al mismo
tiempo se Indica la necesidad de protección catódica en dichas instalaciones
enterradas o sumergidas y revestidas:
RESISTIVIDADQx m
<99 a 23
23 a 5050 a 100100a250
>250
CORROSIVIDAD DELSUELOSeveraAlta
SignificativaModerada
LeveBaja
PROTECCIÓNCATÓDICA
SISISISI
DependeDepende
Tabla 2.7.- Equivalencias de corrosividad y resistividad.'L7
Se puede observar que para valores de resistividad en él orden de hasta 10OO.m,
es necesario realizarla protección catódica para evitarla corrosión del sistema de
puestas a tierra.
En la tabla 2.8, se muestra los niveles de resistividad correspondientes a la
naturaleza de suelos.
NATURALEZA DEL TERRENO
Terrenos pantanososLimosHumus
Turba húmedaArcilla plásticaMargas y arcillas compactasMargas del JurásicoArena arcillosaArena silíceaSuelo pedregoso cubierto de céspedSuelo pedregoso desnudoPiedras calizas blancasPiedras calizas compactasPiedras calizas agrietadasPizarras
RESISTIVIDAD(Q.m)2 a 30
20 a 10010a 1505 a 100
50100a20030 a 4050 a 100
200 a 3,000300 a 500
1.500 a 3.000100 a 300
1.000 a 5.000500 a 1 .000
50 a 300
32
Rocas de mica y cuarzoGranitos y areniscas poco alteradosGranitos y areniscas muy alteradosAgua de marMineral conductorAluviones con agua dulceAluviones secosAluviones con agua salada
8001.500a 10.000
100 a 6001
0,120 a 20050a 100
1 a5
Tabla 2.8.- Resistividad de Suelos17
2.5.2.2.- Efecto del pHL7
La naturaleza del suelo no sólo depende de la composición de la roca original,
sino de otros factores tales como presencia de materia orgánica, abonos
químicos, contaminación Industrial o doméstica, etc., con lo cual las
características primitivas de un suelo pueden cambiar extraordinariamente.
En muchos casos su presencia condiciona una alta corrosividad, como por
ejemplo un suelo pantanoso, ácido, con mucha materia orgánica, o bien suelos
muy alcalinos que atacan metales como Zn, Al, Pb. Por todo ello, la medida del
pH del suelo también proporciona un criterio de selección de su agresividad.
La tabla 2,9 indica la relación entre el pH y la corrosividad:
PH
<4,04,0-4,54,5 - 5,05,0 - 6,06,0 - 6,56,5 - 7,57,5-8,5
> 8,5
Medio
Acido muy fuerteMuy ácido
ÁcidoModeradamente ácido
Poco ácidoNeutro
Poco alcalinoMuy alcalino
CORROSIVIDAD
Muy agresivoMuy agresivoMuy agresivoMuy agresivo
AgresivoNo AgresivoNo agresivo
Condicionado
PROTECCIÓNCATÓDICA
SISISISISI
DEPENDEDEPENDEDEPENDE
Tabla 2.9.- Relación entre el pH y la CorrosividadL7
33
Para valores de potencial hidrógeno menor a 6.5, es recomendable realizar la
protección catódica para evitarla corrosión del sistema de puestas a tierra.
L72.5.2.3.- Potencial red-or
El potencial de oxídacíón-reduccíón (red-ox) de un suelo ha servido para predecir
el riesgo de corrosión anaerobia que puede sufrir una estructura enterrada y
especialmente para los casos de corrosión bacteriana, pero no para dictaminar
sobre otros tipos de corrosión.
A continuación se indican los valores de potencial red-ox en función del posibie
riesgo de corrosión anaerobia del suelo.
POTENCIAL RED-OX< 100 mV1 00 - 200 mV200- 400 mV> 400 mV
CORROSIVIDAD SUELOMuy agresivoModeradamente agresivoDébilmente agresivoNo agresivo
PROT. CATÓDICASISiSI
DEPENDE
Tabla 2.10.- Relación entre el Potencial Red-ox y la conrosividad17
Los suelos que requieren la instalación de protección catódica , son aquellos cuyo
potencial red-ox Inferiores a 400mV.
2.5.3.- CORROSIÓN.LS
Los materiales, y en especial los metales, son obtenidos a partir de especies
minerales estables en las condiciones naturales. Portante, al ser expuestos a las
condiciones ambientales, una vez extraídos, tienden a estabilizarse química y
energéticamente. El paso espontáneo de estos materiales a su estado natural
combinado, es llamado corrosión.
Por consiguiente, este fenómeno, es el responsable directo de la destrucción de
materiales constructivos, de los daños indirectos que esta falta provoca.
34
Por tanto, la corrosión es un proceso a veces inevitable, cuya prevención es difícil,
y donde es posible y practicable un control y una protección contra el mismo.
En la mayoría de medios naturales, la presencia de agua es un factor destacable.
Por tanto, el estudio de los procesos de corrosión naturales deberá centrarse en
el de las reacciones en medios acuosos.
Una buena aproximación para el estudio del comportamiento de los distintos
materiales en medio acuoso lo constituyen los diagramas de Potencial de
reducción (En) contra Acidez (pH), o también llamados de Pourbaix, en honor a
quien los introdujo. En éstos, se observan distintas zonas de estabilidad, entre las
que cabe distinguir las de inmunidad, de corrosión activa y de pasividad.
La zona de inmunidad, o zona de predominio de las reacciones de reducción,
corresponde a la zona donde el material se encuentra en condiciones estables.
La zona de corrosión activa se caracteriza por el predominio de las reacciones de
oxidación, que causan la destrucción por combinación o disolución continuada del
material. El fímíte entre la zona de inmunidad y la de corrosión activa es gradual,
al igual que con la de pasividad»
La zona de Pasívación, corresponde a una zona de corrosión, donde la fase
formada constituye una película protectora, que evita e! avance del proceso de
corrosión. La formación de imperfecciones en la misma (pasivación imperfecta)
conlleva ¡a aparición de corrosiones locales (por ejemplo, de picaduras).
2.5.3.1.- Protección contra la corrosión7'8
Son muchas las técnicas empleadas para la protección contra la corrosión, ya que
se adaptan a la complejidad de las reacciones que intervienen en tales procesos.
Entre los principales tipos de protección contra la corrosión tenemos los
siguientes:
35
a) Protección pasiva
b) Protección activa
c) Protección catódica
a) PROTECCIÓN PASIVA
Los sistemas más empleados para protección pasiva se basan en el aislamiento
de los elementos constructivos a proteger mediante materiales dieléctricos,
evitándoles entraren contacto con el medio conductor (agua, suelo, aire húmedo).
Este método, constituye el más empleado para la salvaguarda de materiales en
cualquier medio, siendo prácticamente el único utilizado para evitar la corrosión
ambiental.
Las pinturas, los recubrimientos plásticos, encintados, etc, son parte de estos
innumerables sistemas de protección.
b) PROTECCIÓN ACTIVA
Dado que los procesos de corrosión constituyen procesos de intercambio de
electrones, se pueden construir sistemas de protección basados en aportar
corrientes de protección capaces de eliminar la corrosión.
La generación de una corriente a través de un ánodo de sacrificio, retomando por
las estructuras a proteger, consigue modificar el potencial de éstas respecto a!
medio, y situarlas en la zona de Inmunidad, eliminando las reacciones de
corrosión, y por tanto, protegiéndolas catódicamente (se protege al cátodo de la
pila).
c) PROTECCIÓN CATÓDICA
La protección catódica constituye el método más importante de todos los que se
han intentado para conseguir el control de la corrosión.
36
La técnica genera una corriente eléctrica exterior que reduce vlrtualmente la
corrosión a cero, pudiéndose mantener una superficie metálica en un medio
corrosivo sin sufrir deterioro durante un tiempo indefinido. El mecanismo de
protección se centra en la generación de la corriente externa suficiente que,
entrando por toda la superficie del elemento a proteger, elimina la tendencia de
los iones metálicos de éste a entrar en disolución.
En la práctica se puede aplicarla protección catódica para proteger metales como
acero, cobre, plomo, latón, aceros inoxidables y aluminio, contra la corrosión en
todos los tipos de suelos, y medios acuosos.
De la misma forma, e! método permite un control muy fácil de esta protección,
mediante la medida de los potenciales naturales respecto a pilas de referencia
estándares. Las pilas de referencia comúnmente empleadas se muestran en la
tabla siguiente, al Igual que los potenciales recomendados de protección catódica
para distintos materiales.
La protección catódica requiere una fuente de corriente continua y un electrodo
auxiliar o ánodo por donde se inyecta la corriente al medio donde se encuentra la
estructura a proteger.
Los sistemas de protección catódica contra la corrosión, pueden aplicarse para
proteger las siguientes instalaciones:
- Elementos enterrados o sumergidos de sistemas eléctricos, como las
armaduras de cables, puestas a tierra, etc.
- Exterior de tuberías enterradas o sumergidas, que transporten cualquier
tipo de fluido o producto sólido, líquido o gaseoso.
En función del tipo de fuente de la corriente continua usada para la protección se
pueden distinguir distintos sistemas:
• Protección por ánodos de sacrificio o
• Protección por corriente impresa.
37
En manera general las condiciones para las cuales resulta indispensable la
instalación de la protección catódica se resume en la tabla 2.11.
Resistividad
Potencial Hidrógeno
Potencial RED-OX
<loon.m
<6.5
<400mV
Tabla 2.11.-Condiciones para protección catódica
PROTECCIÓN POR ÁNODOS DE SACRIFICIO
La técnica consiste en añadir un ánodo cuyo potencial de reducción sea mucho
menor al del elemento a proteger, y por un simple efecto de pila galvánica, se
obtiene la protección de dicho elemento, al destruirse el ánodo (que se sacrifica).
Los metales más usados como ánodos de sacrificio son el Zinc y el Aluminio para
el agua de mar, y el Magnesio o el Zinc para suelo o agua dulce.
Las principales ventajas del empleo de ánodos de sacrificio son:
• Funcionan independientemente de una fuente de energía eléctrica.
• Su instalación es simple.
• Nunca pueden estar incorrectamente unidos a la estructura.
• Difícilmente se dan problemas por sobreprotección.
• Es fácil obtener distribuciones uniformes de potencial en una estructura.
Las desventajas por contra radican en:
• Sólo se pueden emplear en medios de bajas resistividades.
• Son necesarios grandes cantidades de ánodos para proteger grandes
superficies.
38
- En instalaciones enterradas, la sustitución al cabo de los años supone un
elevado coste de obra civil.
- En general, los ánodos de sacrificio se emplean en instalaciones de
reducidas dimensiones, en medios de resistividad baja (< 30 O.m), y en
estructuras bien recubiertas que necesiten bajas corrientes de protección.
PROTECCIÓN POR CORRIENTE IMPRESA
La protección catódica por comente impresa consiste en obtener la comente
eléctrica DC de protección, a partir de una fuente extema, ya sea de un suministro
de energía eléctrica en AC, a través de un transformador-rectrficador, o ya sea de
energía fotovoltalca o eólica.
Una instalación de protección por corriente impresa consta de:
- Un transformador-rectificador o unidad central de potencia (UCP).
- Un lecho de ánodos dispersor de la corriente en el medio conductor (suelo,
agua).
- Unos conductores de unión para polo positivo del rectificador hasta el lecho
de ánodos, y desde el polo negativo hasta tos elementos a proteger.
2.S.4.- DISTRIBUCIÓN DE POTENCIALES Y CORRIENTES EN EL SUELO.L1
La finalidad de instalar un sistema de puesta a tierra es drenar a tierra las
corrientes consideradas de falla, que pueden dañar el equipo y ser peligrosas en
una instalación.
Esto ocurre a través de la impedancia de la Puesta a Tierra parámetro
representado en ohmios, cual si fuera una resistencia pura. La trayectoria tomada
por la corriente produce tres caídas de tensión antes de llegar a tierra remota; en
el electrodo de puesta a tierra (conductor conectado a tierra) ,en el relleno, y en el
suelo natural por ser un elemento con propiedades conductoras
39
En el electrodo y el suelo natural se genera la mayor calda de potencial,
dependiendo, de la resistencia del conductor, y la resistividad del suelo; en este
sentido, la dispersión de corrientes en el suelo, de un sistema de puesta a tierra
depende del régimen de la Corriente.
• Dispersión de Corriente Continua.- La corriente continua no varía con el
tiempo por lo cual en su dispersión, solo se considera la componente
resistiva, de tal forma que no existe restricciones en la forma del electrodo
enterrado.
. Dispersión de Corriente Alterna, En esta caso la corriente es variable de
forma periódica en régimen permanente, en cuya dispersión predomina la
componente resistiva y tiene menor incidencia las componentes inductivas
y capacitivas, siendo mínimas las restricciones del electrodo.
• Dispersión de Corrientes Oscilatorias. Las comentes oscilatorias
poseen comportamiento variable asimétrico, originando en su dispersión
una componente inductiva que amortigua la corriente con una velocidad de
amortiguación de constante L/R , requiriendo longitudes pequeñas de
conductor enterrado y si es posible una componente capacitiva.
Experimentalmente se han obtenido las siguientes aproximaciones relacionadas
con el comportamiento de los dispersores, en función con la resistencia de
dispersión en baja frecuencia:
- R>1 n prevalece un comportamiento resistivo.
- R<0.5 O prevalece el carácter inductivo de la impedancía.
En las siguientes figuras se puede observar como se distribuyen en el suelo las
corrientes de falla.
40
•SUELOS MO. HOMOGÉNEOS.
Figura 2,8.- Distribución de corrientes en el sueloLl
Esta distribución presenta variaciones, las cuales se tienen desde la condición
ideal hasta la interferencia, la cua¡ se produce cuando se tienen electrodos
bastante cercanos.
La función de la tierra respecto a sistemas eléctricos, puede ser comparada a la
desempeñada por e! mar en un sistema hidrográfico; que idealmente puede recibir
cualquier caudal de agua sin elevar su nivel, puesto que su capacidad de carga
eléctrica es del orden de 5200 culombios.
2.5.4.1.- Corrientes vagabundas
Comentes vagabundas o erráticas son aquellas corrientes eléctricas que circulan
a través de un electrolito fuera de los circuitos previstos o por caminos no
conocidos.
La fuente de las corrientes vagabundas puede ser natura! o generada por el
hombre, siendo la de mayor agresividad la de corriente continua.
41
Es importante notar que donde la corriente entra en la estructura enterrada no se
produce corrosión, pero en el punto donde retoma al electrolito o suelo sí la hay.
Para evaluar los criterios de corrosión por comentes vagabundas hay que conocer
no sólo la presencia de éstas en el momento antes y después de la instalación de
las estructuras enterradas, sino que también debe conocerse la presencia de
posibles fuentes próximas ya que es normal que existan modificaciones en los
pasos o caminos que estas corrientes vagabundas siguen entre antes y después
del montaje de la instalación metálica enterrada, y durante su vida.
Tomando como referencia el electrodo de Cu/Cu(SO4) saturado, la tabla 2,12
muestra la clasificación de las comentes vagabundas de acuerdo con el gradiente
de potencial que presentan.
Gradiente Potencial< 0,5 mV/m0,5-5 mV/m> 5 mV/m
Corriente VagabundaDébilesMedianamente intensasIntensas
ProtCatódicaDependeSiSi
Tabla 2.12.-Clasificación de corrientes vagabundas1"7
Como se puede observaren la tabla 2.12, un valor de gradiente de potencial por
encima de los 0.5mV/m, produce corrientes vagabundas cuya intensidad exige
realizar la protección catódica.
2.5.5.- TRATAMIENTO QUÍMICO DEL SUELO1"9
El tratamiento químico del suelo surge como un medio de mejoras y disminución
de la resistividad del terreno.
Existen varios tipos de tratamientos químicos para reducir la resistividad de un
terreno como son:
Lfl http://www. para-rayos.com/w2. htm
42
- Cloruro de sodio + carbón vegetal
- Bentonita
- Compuestos químicos patentados (GEL)
Ninguna sal en estado seco es conductiva, por lo que los electrolitos de las sales
se deben convertir en soluciones verdaderas o en seudo soluciones, (desde el
punto de vista termodinámico, por ejemplo el cloruro de sodio en agua forma una
solución verdadera).
a) Cloruro de Sodio + Carbón Vegetal
El cloruro de sodio forma una solución verdadera pero tiene como inconveniente
que se precipita fácilmente junto con el agua por efecto de la precolación,
capílaridad y evapotranspiración, otro inconveniente es la elevada corrosión a la
que se expone el electrodo, reduciendo significativamente su tiempo de vida útil.
SÍ bien es cierto que el cloruro de sodio disuelto en agua no corroe at cobre, no es
menos cierto que la presencia de una corriente eléctrica convertirá al sistema Cu-
solución cloruro de sodio en una celda electrolítica con desprendimiento de cloro y
formación de hídróxído de sodio, en cuyo caso empieza la corrosión del cobre.
El objetivo de la aplicación del carbón vegetal molido es aprovechar la capacidad
de este para absorberla humedad del medio y retener junto a esta algunos de los
electrolitos de! cloruro de sodio que se percolan constantemente.
b) Bentonita
Las bentonitas constituyen un grupo de sustancias arcillosas que no tienen
composición mineralógica definida y deben su nombre al hecho de haberse
descubierto el primer yacimiento cerca de Fort Benton en los estratos cretáceos
de Wyoming en 1848; Aún cuando las distintas variedades de bentonitas difieren
mucho entre si en lo que respecta a sus propiedades respectivas, es posible
clasificarlas en dos grandes grupos:
43
Bentonita Sódica.- En las que el ¡on sodio es permutable y cuya característica
mas importante es una marcada tumefacción o hinchamiento que puede alcanzar
en algunas variedades hasta 15 veces su volumen y 5 veces su peso. Tiene una
resistividad de 2.5 ohm-m con humedad de! 300%.
Bentonita Calcica.- En las que e! ion calcio es permutable, tiene menor
capacidad para absorber agua y por consiguiente solo se hinchan en la misma
proporción que las demás arcillas.
Las bentonitas molidas retienen las moléculas del agua, pero la pierden con
mayor velocidad con la que la absorben debido a la contracción provocada por un
pequeño aumento en la temperatura ambiente, al perder el agua pierden
conductividad y restan toda compactación lo que deriva en la pérdida de contacto
entre el electrodo y el medio, elevándose la resistividad de! suelo notoriamente.
c) Compuestos Químicos Patentados
Como ejemplo de compuesto químico patentado se citará el THOR-GEL Este es
un compuesto químico complejo que se forma cuando se mezclan en el terreno
las soluciones acuosas de sus dos componentes.
El compuesto químico resultante tiene naturaleza coloidal, formando una malla
tridimensional micelar, cuyos espacios vacíos pueden ser atravesados por ciertas
moléculas, pero, no por otras; esto lo convierte en una membrana semipermeable,
que facilita el movimiento de ciertos iones dentro de la malla, de modo que
puedan cruzarlo en uno u en otro sentido; convirtiéndose en un excelente
conductor eléctrico.
Tiene una gran atracción por el agua, de modo que puede aprisionarla
manteniendo un equilibrio con el agua superficial que la rodea; esto lo convierte
en una especie de reservorio acuífero.
44
Esta condición se irá perdiendo con el tiempo (4 años) siendo posible reactivar e]
suelo que se esta tratando, adicionalmente por disolución nuevamente los
compuestos químicos que vienen en una dosis de thor-gel.
Este compuesto contiene sustancias anticorrosivas por lo que la vida medía de la
puesta a tierra con este producto será de 20 a 25 años manteniéndola cada 4
años.
Método de aplicación.-
La cantidad de dosis por metro cúbico de tierra del suelo a tratarse, varía de 1 a 3
y esta en función a la resistividad natural del terreno, como se muestra en la
siguiente tabla:
Resistividad ohm.m50 a 200200 a 400400 a mas
Dosificación1 dosis x md
2 dosis x md
3 dosis x md
Tabla 2.13.- Dosis recomendable para la aplicación de thor-gel.L9
La saturación en el tratamiento químico se presenta en la tercera dosis por m3.
En la siguiente tabla se muestra el porcentaje de reducción de la resistencia
aplicado el compuesto thor-gel
% de Reducción de la Resistencia con THOR-GELResistencia Inicial (Q)
600300100502010
% de Reducción958570605040
Resistencia Final (Q)30453020106
Tabla 2.14.- Porcentaje de reducción de la resistencia con thor-gel.L9
45
La siguiente tabla muestra el comportamiento de la resistencia del terreno cuando
se aplica thor-gel en e! tiempo
Comportamiento de la resistencia en el tiempo con THOR GELTiempo de aplicación
(meses)3816203440525456
Resistencia(Q)6
6.486
6.366.496.17.9311.8921.41
% de Incremento y reducción dela resistencia (O)
—
+8-8+6+2-6
+30+50+80
Tabla 2.15.- Comportamiento de la resistencia en el tiempo con thor-gel.LS
2.6.- COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICALIO
La compatibilidad electromagnética es la armonía que se presenta en un
ambiente electromagnético, en el cual operan equipos receptores cumpliendo con
sus funciones satisfactoriamente. E¡ desarrollo de componentes electrónicos y su
aplicación en forma masiva, ha impuesto niveles más exigentes en el diseño de
instalaciones. De ahí la importancia de diseñar y construir los sistemas de puesta
a tierra dentro de! marco de la compatibilidad electromagnética-
La definición de la estrategia de contención de los disturbios inició desde que la
alimentación eléctrica se afirmó como servicio generalizado, esencialmente bajo
uo Engíneering Hectromagnetic Compatibility ; Princ¡ple,Measurement,and technologies;V.Prasad.Kodal¡;IEEE Electromagnetic Compatibíilily Socíety,Sponsor,1996
46
forma de criterios de conexión de cargas particulares, cuya tipología se ha ido
progresivamente ampliando.
Actualmente ías normas internacionales están encarando el encuadre en forma
coherente para todos los disturbios, y se esta procediendo de la siguiente forma:
• Definición de ambientes típicos, indicando para cada tipo de disturbio un
nivel de compatibilidad entendida como nivel de referencia que tiene cierta
probabilidad de ser superado (redes publicas, redes industriales,
instalaciones de edificios civiles).
• Fijar limites de emisión, es decir Sos niveles máximos de disturbios que un
aparato utüízador puede generar o inyectar en el sistema de alimentación.
• Introducir el concepto de inmunidad, que indica el máximo nivel de disturbio
que un aparato debe poder soportar sin inconvenientes,
La diferencia entre ios niveles de inmunidad (aparato) y compatibilidad (ambiente)
constituye el margen de inmunidad, o bien el factor de seguridad que el
proyectista asume a! coordinar las características de tolerancia a los disturbios de
los aparatos que componen la instalación, con los niveles de disturbio esperados
en la instalación misma.
Los niveles de disturbio ambientales son determinados también por los aparatos
que forman parte de la ínstaiación.
Los niveles de compatibilidad no siempre presentan el mismo significado para
bajo, medio y alto voltaje; mientras que para bajo voltaje están siempre ligados al
nivel de inmunidad de los aparatos, en medio y alto muy a menudo tienen un
significado de coordinación entre ¡as distintas partes del sistema.
Por otra parte como la emisión del disturbio y la susceptibilidad de los aparatos
varían en tiempo y lugar, el concepto de compatibilidad electromagnética es de
naturaleza estadística.
47
Además, los valores de compatibilidad que indican las normas actualmente deben
entenderse como valores convencionales de referencia definidos con el objetivo
de asegurar una realista y económica coordinación entre aparatos emisores y
susceptibles (sensibles).
2.7.- PERTURBACIONES ELECTROMAGNÉTICAS1 0.
2.7 J.- FLICKER (parpadeo)
Es un disturbio en la amplitud del voltaje, es de tipo conducido, no simétrico
(distinto en cada fase), cuya principal consecuencia es la variación del brillo de las
lámparas incandescentes, que causa molestia visual, y que permaneciendo
produce cansancio.
Se lo considera una sensación subjetiva vísuaí de¡ individuo sometido a
fluctuaciones de la intensidad de la iluminación. La intensidad luminosa varia con
un factor 3.4 a 3.8 veces la variación del voltaje.
El flicker se trata de caracterizar en modo objetivo, a través de un instrumento que
realice el modelo de percepción visual de un observador medio, suficientemente
representativo.
Para obtener este resultado se han desarrollado experimentalmente curvas que
relacionan, para determinado tipo de fluctuación de voltaje (sensorial, rectangular)
la amplitud para la cual el flicker generado se hace perceptible, y la frecuencia
correspondiente.
En general las fluctuaciones de voltaje generadas por cargas causa de disturbios,
tienen características variables en el tiempo y es necesario fijar un periodo de
observación considerado significativo y evaluar en modo estadístico la variación
de la sensación instantánea en el mismo periodo.
48
2.7.2.-ARMÓNICAS
Cuando se examina el voltaje por periodos breves, del orden del segundo y sus
fracciones, ia observación se hace no ya con instrumentos tradicionales,
necesitamos observar ciclo por ciclo, y se utiliza el oscilógrafo, el osciloscopio.
Se observa la onda de voltaje en detalleí y aparecen irregularidades, el análisis de
Fourier nos muestra la presencia de armónicas; la onda de voltaje esta formada
por una fundamental y armónicas.
Mientras las armónicas son despreciables la onda es sinusoidal, pero esta
afirmación muchas veces no es valida.
Al examinar la corriente absorbida por un rectificador, una lámpara de descarga,
el homo eléctrico de arco, dispositivos para compensar fas variaciones de voltaje,
el voltaje obtenido por los generadores, la corriente absorbida por motores (en
algunos casos e! circuito, la instalación eléctrica), por sus propias características
de diseño exalta armónicas, la circulación de comentes armónicas produce caídas
de voltaje armónicas que a su vez causan mas corriente armónica, y además
pueden presentarse resonancias entre circuitos que tienen frecuencias naturales
armónicas.
Los componentes de la frecuencia para una fuente de alimentación incluyen la 3ra
armónica (180Hz), ¡a 5ta armónica (SOOHz), la 7ma armónica (420Hz), la 9na
armónica (450Hz) y este patrón continúa hasta niveles más altos.
De hecho, la capacidad para medir armónicos de alta frecuencia es más una
limitación de! equipo medidor y el efecto de la impedancia de la fuente que la
presencia o ausencia de armónicos. Las armónicas impares son dominantes y
bien extendidos en las gamas más altas de frecuencia, y son los que influyen
mayoritariamente en la distorsión armónica total
49
Algunas armónicas se han distinguido por ser especialmente dañinos en los
sistemas de distribución.
Las Seras armónicos y múltiples de este reciben atención especial porque
retornan a través del neutro con valores superiores a ios de fase.
Las armónicas de secuencia negativa (5ta, 11va, 17ma) tienen gran impacto
sobre transformadores y motores porque su rotación se opone a la rotación de la
fundamental (60Hz componente).
2.8.- ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UN SISTEMA DE PUESTAA TIEKRA.U1
2.8.1.- ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA
Los electrodos son elementos metáücos que permanecen en contacto directo con
el terreno.
Los electrodos se construyen con materiales inalterables a la humedad y a la
acción química del terreno. Por ello, se suelen usar materiales tales como e!
cobre, el acero galvanizado y el hierro zíncado.
Según su estructura, los electrodos pueden sen
• barras, tubos;
• pletinas, conductores desnudos;
• placas;
• anillos o mallas metálicas: constituidos por los elementos anteriores o
sus combinaciones;
11 http:7AivwWisela.galeon.com/ (componentes de puesta a tierra)
50
• armaduras de hormigón enterradas, con excepción de las armaduras
pretensadas;
• otras estructuras enterradas que se demuestre que son apropiadas.
En todos los casos, la sección del electrodo debe ser tal que ofrezca menor
resistencia que la del conductor de las líneas principales de tierra.
Es muy importante tomar en cuenta que los electrodos de puesta a tierra de los
sistemas eléctricos deben estar accesibles y preferiblemente en la misma zona
del puente de unión principal del sistema.
2.8.2.- CONDUCTORES DE TIERRA
Conductor de tierra: Es un conductor que garantiza la conexión física entre las
partes metálicas expuestas a fallas y la tierra.
Tiene la característica de que só!o lleva comente cuando se presentan fallas.
• Colector de tierra: Conductor encargado de mantener las diferentes
puestas a tierra unidas y de a su vez conectar las diferentes distribuciones
de tierra.
• Conductor de Neutro: Es el conductor que cierra el circuito de alimentación
normal de los equipos.
Durante la ejecución de las uniones entre conductores de tierra y electrodos de
tierra debe extremarse el cuidado para que resulten eléctricamente correctas.
Debe cuidarse, en especial, que las conexiones, no dañen ni a los conductores ni
a los electrodos de tierra.
2.8.3.- CONECTORES DE PUESTA A TIERRA L12
En toda instalación de puesta a tierra debe preverse un borne principal de tierra,
al cual deben unirse los conductores de tierra
http://wvvw.efh.unc.edu.ar/departarnenios/electrotecnia/cat/eye.htm (Unidad NM "CABLES")
51
Los dispositivos mecánicos de unión que evitan las soldaduras se denominan
Conectores, pudiendo ser de tres tipos:
Conectores de prolongación.
Como su nómbrelo indica prolongan las líneas eléctricas y están formados por un
cuerpo de baquelita o porcelana dentro del cual se alojan los contactos y tornillos
de bronce.
Figura 2.9.- Conector de prolongación
Conectores de derivación.
Como el de la figura, son empleados en Instalaciones a la vista con prensahüos
Figura 2.10.- Conector de derivación
Terminales:
Los terminales pueden ser soldados o noi soldados, de ¡OS; cuales sólo
desarrollaremos estos últimos.
52'
Los terminales a presión (prealslados o sin aislar) se denominan genéricamente
"orejas" (lugs) y proporcionan un método rápido' y satisfactorio1 para realizar
uniones, en aquellos casos que no existan esfuerzos mecánicos (figura 2.11)
Los terminales de sujeción por tornillo pueden ser sencillos o dobles, según
acepten uno o dos conductores. (Figura 2.12-2.13)
Un caso particular de terminales no soldables lo constituyen los utilizados para
hacer conexiones a tierra. Las mordazas se diseñan para mantener é! contacto y
la alineación adecuada entre el alambre y la varilla de tierra, (figura 2.14)
También se encuentran versiones duales (para;cobre y aluminio).
Anujera
Figura 2.11 Figura 2.12
Figura 2.13 Figura 2.14
El material de los termínales depende del material del conductor, pudiéndose
realizar uniones cobre - cobre, aluminio - aluminio, cobre.- aluminio, etc;, siendo
53
necesario en este último caso el uso de una unión extra aluminio - cobre para
evitar el efecto Seebek (arandela bimetálica).
Los terminales se pueden unir a! conductor por soldadura o ¡ndentación. La
soldadura en el aluminio suele ser difícil debido a la tendencia del material a
oxidarse a alta temperatura. Esto se evita creando una atmósfera inerte o
cubriendo la zona con pastas del tipo aluminar o similares que retardan la
oxidación.
Para la unión entre dos conductores se utilizan los llamados "manguitos de unión"
que son tubos pequeños de! mismo material que generalmente tienen algún tipo
de protección superficial (estañado para el caso del cobre). En el caso de soldar
se debe evitar dañar el aislamiento, siendo siempre más aconsejable unir por
presión.
Para la ejecución de las uniones a. presión se dispone de herramientas especiales
de accionamiento manual o hidráulico para uniformar el valor de apriete y evitar
perjuicio al conductor.
Es importante tener en cuenta para las uniones cobre - aluminio los distintos
coeficientes de dilatación de los materiales para que no aparezcan falsos
contactos luego de los sucesivos calentamientos y enfriamientos del termina!.
Debido que el coeficiente del aluminio es mayor, no se aconseja usar conductor
de Al y terminal de Cu, porque en este caso, debido al calentamiento, e¡ Ai se
escurre dentro del Cu por no poder deformarlo y a! enfriarse deja intersticios en la
unión. Este fenómeno no se presenta en caso de usar una disposición inversa
(terminal de aluminio y conductor de cobre).
En la elección del tipo de terminal se deben tener en cuenta los siguientes
factores: necesidad de mano de obra especializada, ubicación de los terminales
(sobre o bajo nivel), sección y material del conductor, necesidad de aislamiento,
etc.
54
En cables de potencia los equipos de unión tienden a dañar el aislamiento de los
terminales por lo que es aconsejable utilizar terminales sin aislar a partir de los 16
mm2 de sección, sustituyéndola con una cinta autosoldable que continúa e!
aislamiento hasta el extremo de contacto. La importancia de la continuidad de la
aislación no se debe solamente a la necesidad de evitar contactos sino también
como una protección contra la humedad y la oxidación.
Existen también protecciones tipo "spaghetti", termocontraíbles que se aplican
sobre todo el tramo y luego se calientan para disminuir su sección de modo que
queden fijos sobre e! conductor y termina! en conjunto.
Este tratamiento se le hace a conductores unipolares y multípolares.
La reconstitución de un cable debe ser lo más cercano posible al cable original.
2.9.- RÉGIMEN DE NEUTRO LU
El régimen de neutro es el equivalente a decir conexión a neutro.
Las medidas de protección con desconexión automática de la alimentación
necesitan:
• Una conexión de las masas a un conductor de protección generalmente unido
a una misma tierra.
• Un dispositivo de protección con unas características de funcionamiento que
permitan respetar la curva de seguridad.
Su aplicación depende del esquema de instalación desde el punto de vista de las
tomas de tierra.
L13http://w\hw.efh.unc.edu.ar/departarnentos/electrotecnla/cat/eye.htrn (unidad N°8 "PUESTAS ATIERRA")
55
Se distinguen tres esquemas de instalación que caracterizan los diferentes
regímenes de neutro.
La denominación se compone de dos ietras:
• La primera letra simboliza la situación del neutro de la alimentación respecto a
la tierra.
• La segunda, letra simboliza la, situación de. las masas, también respecto a
tierra.
Son tres tipos de conexión:
1.) TT:
La primera T significa conexión directa del neutro a tierra.
La segunda T significa conexión de las masas.a una toma de tierra.
Transformador equipo Esquema TT o de 5 conexiones o de 5
conductores 3 fases + Neutro * tierra
Figura 2.15.- Esquema de conexión TTL13
2) TN:
T significa conexión directa del neutro a tierra.
N signifícala conexión de las masas al neutro.
56
Tenemos dos tipos de conexión:
TNC: es aquella cuando el conductor de neutro y el de protección son uno solo.
TNS: es aquella cuando el conductor de protección y el neutro están separados.
.«na;
TN-S
Ji^f
mu
IN-C
•PElí
3) IT:
Figura 2.16.- Esquema de conexión TNL13
I significa aislamiento de! neutro respecto a la tierra o conexión a través de una
fuerte impedancía.
T , conexión de las masas a una toma de tierra.
>— KSTH
Figura 2.17-- Esquema de conexión ITL13
57
CAPITULO m
3.- TÉCNICAS DE MEDICIÓN DE PUESTAS A TIERRA
3.1- MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTAS A TIERRA114
Para realizar un diagnóstico eficaz del estado de un sistema de puesta a tierra, es
necesario conocer los métodos de medición existentes para dicho efecto; la
mayoría de éstos se basan en la medida de una corriente inyectada y la
respectiva diferencia de potencial entre la puesta a tierra y un punto de referencia,
estos valores son utilizados en la ley de Ohm para obtener la Resistencia de
Dispersión;
3.1.1.- MÉTODO INDIRECTO DE TRES PUNTOS
Este método es aplicable especialmente a puestas a tierra puntuales en suelos de
baja Resistividad, se requiere formar un triángulo sobre el terreno figura 3.1, con
el uso de dos electrodos de medidas cuyas resistencias de dispersión se
denominan R2 y R3, y que deben estar separados entre sí y de la puesta a tierra,
distancias grandes (SOTO); donde ro es el radio eléctrico equivalente,
correspondiente a una semiesfera conductora, cuyo valor se obtiene de la
siguiente expresión:
ro ~
Donde:
I = longitud del electrodo (m)
4 http:/Avww. prDcobreperu.org/publicaciones, htmmedida de parámetros eléctricos aplicados a puestas a tierra puntualesCuarta Parte: Métodos de Medida de ia Resistencia de Puesta a Tierra (RPT)
58
d - diámetro de la varilla (m)
Para el caso de una varilla de puesta a tierra de "Copperweld", 16 mmOx 1.80 m,
la distancia de separación recomendada sería la siguiente:
l.8wro ~ f ^ s- = 03m
tal4 l^m}^0.016>nJ
Separación recomendada 5Q*ro=l5m
Se considera que el electrodo de puesta a tierra tendrá una resistencia de
dispersión R1 que es la que se desea conocer.
R2
f%T --^ .--Puntual f\J7V"" ' / Electrodo
/ Auwliar
/
R Electrodo3 Auxiliar
L14Figura 3.1.- Método Indirecto de Tres Puntos1
3.3.1.1.-Determinacián de la Resistencia de-Puesta a Tierra en el Electrodo-Rl.
Ef procedimiento consiste en determinar la resistencia total délas combinaciones
en pares de las resistencias originales sin tomar en consideración las
Resistencias mutuas que aparecerían en forma significativa en caso de no
cumplirse la condición de tener que existir una gran separación entre los puntos.4^ _•-,.,,
de medida; Ja solución como^ecuaciones ¡simultáneas permite obtener la
Resistencia dé Dispersión (R1).
Primera Medida: R12 = R1 + R2
59
Segunda Medida: R13 = R1 + R3
Tercer Medida: R23 = R2 + R3
R12-R23 + R13
2
La simplicidad del Método, se debe remarcar que cuando los electrodos de
medidas presentan una Resistencia mucho mayor que la de la Puesta a Tierra lo
cual ocurre con frecuencia, los errores de las medidas individuales se reflejarán
decisivamente en el resultado final, haciéndolo no confiable,
3.1.2.- MÉTODO CLÁSICO DE CAÍDA DE POTENCIAL
Requiere del uso de dos electrodos auxiliares de medida bien distantes de la
puesta a tierra (Figura 3.2), uno de ellos destinado a cerrar el circuito de corriente
hallándose efectivamente fuera de la influencia de la puesta a tierra, por lo que su
interfase de contacto con el suelo debe tener baja resistencia, y e¡ otro que se
consagra al circuito de potencial que mide la caída de voltaje hasta el punto de
potencial cero que representa la tierra remota; en este caso la exigencia del
contacto del electrodo con el suelo es mínima, no obstante en dicha localización
la densidad de líneas de comente debe ser muy baja.
Figura 3.2.- Disposición Clásica de Medidas de RPT1-14
La medida consiste en hacer circular una Corriente ( I ) generada por una fuente,
entre el electrodo de puesta a tierra (a) y el electrodo más lejano con el que se
cierra el circuito de Corriente (a,c), registrando la caída de voltaje (V) entre la
60
puesta a tierra y el electrodo más cercano que corresponde ai circuito de
Potencial (a,b), de modo que éste último se halle localizado en un punto que
cumpla con ser identificado por su Potencial cero.
3.1.2.1.- Determinación de la Resistencia de-Puesta a Tierra del Electrodo'(Raa)
E! método se basa en la medida de la Resistencia que existe entre cada dos de
los electrodos clavados en ios puntos (a, b, c) del suelo, cada uno con una
Resistencia de Dispersión propia Raa, Rbb y Rcc, teniendo en consideración que
manteniendo la corriente I, con el mismo valor se producen Resistencias mutuas
en ambos electrodos Figura 3.3, por ejemplo Rab y Rba resultan al medir la
Resistencia entre los electrodos (a, b).
PAT
Figura 3.3.- Esquema de Principio - Medida de la Resistencia Total entre Dos
Puntos del Suelo1-14
I
Procediendo Idénticamente entre los puntos (a-c) y (b-c) de la (Fig 3.2), sumando
y luego sustrayendo resulta:
-Jtaa~Rab~Rac+Rbc2*1
Como el electrodo (b) está conectado a un voltímetro de alta Impedancia se
deduce que no fluirá corriente por dicho punto de medida, entonces,
reemplazando
61
se obtiene
Según lo cual, la Resistencia, de Dispersión Raa, será obtenida cuando el término
entre paréntesis sea cero.
3.1.2.2.- Determinación de las Distancias délos Circuitos de Medida
Tratándose de un suelo homogéneo de Resistividad única (r), la condición
establecida para la determinación de (Raa) es examinada teniendo en
consideración que ios. potenciales entre cada dos puntos, varían en forma
inversamente proporcional a sus distancias; luego:
se podrá escribir
{
/ I 1 p d d—p
Resultando una ecuación de segundo grado cuya solución de raíz positiva permite
establecer la relación general de las distancias de medida de los circuitos de
Corriente (d) y de Potencial (p)
p= 0,618 xd (p.u.)
Donde:
p = distancia, a la; que se ínstala, el electrodo de potencial b'••'•&.-£ -'oyV'.,"
d = distancia a la que se Ínstala el electrodo de corriente c
62
Lo cual quiere decir que el electrodo de Potencial (b), para, representar e! valor
cero de la Tierra Remota Figura 3.4, debe estar ubicado exactamente a la
distancia (p), dado que en otro punto, aún dentro de la misma trayectoria
representaría un potencial diferente de cero que se sustraería o añadiría a la
medida.
Figura 3.4.-Comentes y Potenciales de Medida del Método Clásico de Caída de
PotencialL14
Potencial Sustraído: Ocurre cuando el electrodo (b) se halla más próximo a la
Puesta a Tierra (a), dando resultados de medidas (optimistas) de menor
Resistencia.que la real.
Potencial Añadido; Ocurre cuando el electrodo (b) se halla más próximo a!
Electrodo de Corriente (c), dando resultados de medidas (pesimistas) de mayor
Resistencia que la real.
63
3.2.- MEDICIÓN DE RESÍSHVIDAD.L15
La base de un buen sistema de puesta a tierra comienza con la selección del
mejor lugar de emplazamiento y el ensayo del suelo que rodeará a la toma,
procurando localizar el área con la más baja resistividad.
Por esta razón, la medición correcta de la resistividad del terreno y de la
resistencia de puesta a tierra de una instalación determinada adquiere una
importancia relevante.
La, resistividad del terreno se mide fundamentalmente para encontrar la
profundidad de la roca, así como para encontrar los puntos óptimos para localizar
la red de tierras. Así mismo puede ser empleada para indicar el grado de
corrosión de tuberías subterráneas.
Para medir la resistividad del suelo se requiere de un telurómetro o Megger de
tierras de cuatro terminales con sus cuatro puntas enterradas la misma distancia,
y espaciadas la misma longitud en línea recta.
Figura 3.5.- Megger de Cuatro Terminales. AVO International.
3.2.1.-MÉTODO DE WENNER.
Generalmente la resistividad del terreno se mide por el método universal de
cuatro puntos desarrollado porF. Wenneren 1915. Este método es el más seguro
L15http'J/www,procobreperu.org/publ¡cac¡anes,htmMedida de parámetros eléctricos aplicados a puestas a tierra puntualesTercera Parte: Determinación de las Resistividades del suelo para el Diseño
64.
en la práctica, para medir la resistividad promedio de volúmenes extensos de
suelos naturales.
En este método se clavan en el. suelo 4 electrodos pequeños dispuestos en línea
recta con.la misma distancia "a" entre ellosy.a una profundidad "b"que no supere
1/10 de "a" (preferentemente 1/20 de "a").
Entonces se Inyecta una corriente de medición "I" que pasa por el terreno a través
de los dos electrodos extremos y simultáneamente se mide la caída de voltaje "U"
entre los dos electrodos interiores, utilizando un potenciómetro o un voltímetro de
alta impedancia interna.
La fórmula aplicada para encontrar la resistividad del suelo es:
p=-2* A 2*A
Se recomienda usar para una relación de A > 20B la siguiente ecuación.
p = 2 * - r r * A * R
donde:
p : Resistividad promedio a la profundidad (A) en O.m
TT: 3.1415926
A: Distancia entre electrodos en metros.
R: Lectura del télurómetro en ohms.
3.2.2.- MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD UTILIZANDO MUESTRAS DE
SUELO
La estimación de la resistividad del terreno a partir de la medición de la
resistividad de una muestra extraída del mismo, se puede realizar empleando el
65
método de los cuatro puntos en una caja prismática pequeña de sección
transversal cuadrada, en la que se introduce el materia! extraído de la probeta
respectiva.
Como es de esperar, el valor de resistividad que se obtiene de esta manera
resulta menos exacto que e! que se obtendría en el terreno real, pero en algunas
ocasiones es el único camino posible.
3.2.3.- MEDICIÓN DE IA RESISTIVIDAD POR EL MÉTODO DE LOS DOS
PUNTOS
Tanto ei instrumento de Shepard como otros métodos semejantes de dos puntos,
permiten efectuar una estimación rápida del valor de la resistividad de los suelos
naturales, además de ser fácilmente transportable y permitir mediciones en
volúmenes reducidos de suelos, como por ejemplo en el fondo de excavaciones.
E! aparato consta de dos electrodos, uno más pequeño que el otro, que se
conectan a sendas pértigas aislantes.
El borne positivo de una batería se conecta a través de un miliamperímetro al
electrodo más pequeño y el borne negativo al otro electrodo. El instrumento
puede ser calibrado para expresar las mediciones directamente en Ohm-
centímetro al voltaje nominal de la batería.
3.3.- MEDICIONES DEL VOLTAJE DE TOQUE L1
Se puede obtener una aproximación del posible potencial de toque que pueda
presentarse debido a una falla en una subestación.
Para ello se utiliza e! mismo aparato utilizado en la medición de resistividad con
cuatro puntos, con los cables C1 y P1 conectados a una.parte metálica puesta a
tierra, tal como la cerca de la subestación.
Se coloca electrodo C2 en tierra donde pudiera ocurrir una falla.
En iínea recta entre C1 y C2 y: a un metro de la cerca se coloca el electrodo P2 y
se procede a medir 'la resistencia en el aparato. El valor obtenido marcará el
potencial en voltios por amperio de corriente de falla.
Este valor debe ser multiplicado por la corriente de falla más grande anticipada
para esa instalación.
De tal forma que si el instrumento marcó 0,1 O en un sistema donde la falla
esperada puede ser de 5 kA, el potencial de toque máximo podría ser de 5000 x.
0,1 =500V.
Tm
Figura 3.6.- Voltaje de contacto.
MEDICIONES DEL VOLTAJE DE PASO.Ll
La medición del potencial de paso y contacto se debe realizar en sitios á! azar, de
preferencia, sitios cercanos a las mallas déi cerramiento, ya que en estos sitios
existen voltajes altos.
67
Los electrodos de medida deben tener una superficie de 200cm2 simulando el
área de tos píes, cada uno, con un disco metálica de 16cm de diámetro y de 20kg
de peso.
La resistencia normalizada del ser humano se considera 1000Q.
Experimentalmente se mide entre las dos manos sumergidas en solución salina,
que agarran dos electrodos, y parado sobre una placa de cobre.
Se inyecta una corriente de magnitud alta, que permita simular !a falla y de esta
manera las mediciones no se distorsionen debido a corrientes espurias.
La intensidad de corriente inyectada deberá ser de un valor de 1 % de la corriente
de diseño de la instalación; para el caso de subestaciones grandes 50 A y para
subestaciones de distribución 5 A.
Figura 3.7.-Voltaje de Paso.
3.5.- INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN.
Una vez que hemos visto los métodos de medición que se ha desarrollado con la
finalidad de encontrar los valores característicos de un Sistema de Puesta a
Tierra, procederemos a revisar la tecnología existente para realizar dicha iabor.
Es así como la electrónica digital ofrece .una variedad importante de equipos;
entre los más conocidos en el mercado, tenemos ¡os siguientes:
68
3.5.1.-ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL AEMC 37UML16
Características
• Alarma de encendido y apagado - No hay necesidad de desconectar de
servicio él neutro
• Lectura Directa de resistencia de tierra de 0.01 Q a 1200 Q
• Lectura Directa de continuidad de la malla de tierra
• La lectura Directa de corriente de fase 1 mA a 30A rms
• Pinza con ventana de 1,25" (32mm) de diámetro capaz de ser
instalado con conductores hasta 10QOMCM
• Apagado automático
• CE Marca y aprobado por UL
• Armazón resistente a roturas.
• Diseño patentado
Aplicaciones
• Medición de la resistencia de puesta a tierra de varillas y mallas;
• Usado en sistemas con múltiples puestas a tierra sin tener que
desconectar la varilla en prueba.
• Medición de la resistencia y la continuidad al conectar puestas a tierra
alrededor de construcciones y edificios.
• Mide é! flujo de corriente drenada a tierra o la circulación de la misma
en los sistemas de puesta a tierra.
• Almacenamiento de Estudios, datos, y lectura de datos.
• Usado en torres y sitios de con telecomunicación.
Llfl AEMC lnsfruments.3711 M technícal spedfícatibns.htm
69
El modelo NAVICP se entrega con:
• Protección ambiental MIL^STD
• Circuitería impresa.
Figura 3.8.- Medidor de tierras AEMC 3711M
AEMC Instruments 371 1 M
Características de desempeño
Forma de
Operación
Tipo
Probador HÍ-pot
Fuerza
Dieléctrica
Manual
Conductonde
Tierra
Continuidad
No
Dimensiones
Ancho
Alto
Longitud
Peso
100mm(3.93 in)
235 mm(9.25 in)
55mm(2.16ín)
1 -kg(2.2'lb)
Tabla 3.1.-Características de:desempeño del AEMC Instruments 3711ML16
70
3.5.2.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL UNILAP GEOX NORMA GOER
LEM•LI7
Equipo universal para mediciones de tierras, permite realizar pruebas en
instalaciones y protección contra rayos.
Todos los instrumentos operan con una batería, poseen un interruptor
automático de apagado y una pantalla con iluminación.
Permite fijar los parámetros de medición.
La supresión de corrientes parásitas proporciona resultados de medición
fiables.
Presenta facilidades especiales adicionales para mediciones estándares
con 3-polos.
El probador de tierras permite la medición en varillas o mallas de puesta a
tierra sin interrumpir la continuidad del servicio.
La medición de tierras selectivas no sufre influencia de tierras paralelas.
Menor profundidad de instalación permitiendo mediciones rápidas.
Medidas de la resistencia de tierra específica.
Permite medir ia ímpedancla de puesta a tierra de torres de alto voltaje.
Figura 3.9.- Medidor de U MI LA P GEOX1L17
NORMA GOER LEM UN1LAP GEO technícal specifications.htm
71
Este instrumento de medición cumple con la norma VDE 0100, 0701 y BS 7671
En la tabla 3.2 se muestra las características de operación del instrumento.
UNILAP GEOMedida de voltaje de interferencia DC/AC (UST)Medida de interferencia de frecuencia (FST)Resistencia de tierra 3-4 polos (RE)Medida de resistencia 2 polos (R ~)
1 ... 50 V, ±5 %16.... 400Hz,±1 %0.020 Ohm ... 299.9 kOhm, ±5 %0.020 Ohm ... 299.9 kOhm, ±5 %
UNILAP GEO XMedida de voltaje de interferencia DC/AC (UST)Medida de interferencia de frecuencia (FST)Resistencia de tierra 3-4 polos (RE)Medida de resistencia 2 polos (R ~)Medida de resistencia 2 polos (R =)Selector de resistencia de tierra con transductorde corriente 3-4 polos (RE)
1 ... 50 V, ±5 %16...400Hz,±1 %0.020 Ohm „. 299.9 kOhm, ±5 %0.020 Ohm ... 299,9 kOhm, ±5 %0.020 Ohm ... 3 kOhm, ±5 %
0.020 Ohm ... 30 kOhm, ±10 %
Tabla 3.2.- Características de operación del instrumentoL17
3.5.3.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS HANDY GEOL17
Figura 3.10.-Instrumento de medida Handy GEO
El instrumento de medición Handy GEO pertenece a la familia UNILAP.
72
Es un probador de tierra portátil, posee 3-poios de medida de tierra y 2-
polos para medidas de resistencia. El despliegue de ¡as mediciones se
muestra en una pantalla digital.
El instrumento puede presentar gráficos de barra de los valores de las
mediciones mediante una interface opcional (RS232) y una PC mediante el
software WinVIEW, o se los puede enviar directamente a una impresora.
3.5.4.- PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN.
a) Principio de funcionamiento del probador de Tierras UNILAP GEOX
marca LEM
Medida de Resistencia de puesta a Tierra y Resistividad.-
El UNILAP GEOX está equipado con un medidor de resistencia de 3 polos así
como uno de 4 polos los cuales dan medidas de resistencia de sistemas de
puesta a tierra, así como medidas de resistividad de la tierra de estratos
geológicos.
Este probador tiene como función especial la de realizar mediciones singulares de
ramas de resistencias con un transformador de corriente externo (pinzas) las
cuales se las puede realizar sin necesidad de separar la tierra del sistema
(medida con el sistema energizado).
Principio de Operación.-
El UNILAP GEOX puede realizar mediciones con electrodos auxiliares o con
transformadores de corriente extemos (pinzas).
i) Utilización de electrodos auxiliares.
73
En la figura 3.11 se puede observar el diagrama esquemático del método de
medición.
El equipo tiene internamente un generador de corriente, esta corriente es
inyectada por el electrodo más cercano a este que en nuestro caso es la varilla de
puesta a tierra (E) para retomar por el electrodo más lejano al equipo (H),
registrando la diferencia de potencial (V) entre la varilla de puesta a tierra y el
electrodo mas cercano (S) que corresponde al circuito de potencial (ES, S) de
modo que éste último se halle localizado en un punto que cumpla con ser
identificado por su potencia! cero.
El método de medición que utiliza este equipo es el de caída de potencial el cual
se lo utiliza para 3 polos, sin embargo si se quiere ser mas exacto en las
mediciones se puede utilizar el mismo método pero para 4 polos para lo cual se
deben cortocircuítar los terminales de voltaje y de corriente mas cercanos.
L18Figura 3.11.- Método de medición del equipo UNILAP GEOX
El diagrama muestra el método de medición para 3 polos, para el caso de 4 polos
es necesario unir los terminales E, y ES. Además se debe tener cuidado de que el
selector de! equipo este ubicado en el tipo de medida que se quiera realizar 3
polos/4 polos.
Lia Instrucdones de operación UNILAP GEO / GEOX, LEM
74
El método de medición con electrodos auxiliares es válido siempre y cuando el
sistema este desenergizado.
ii) Utilización de transformadores de corriente externos (pinzas)
El, propósito de la utilización de estas pinzas es el de realizar mediciones de las
resistencias de conexiones de tierra individuales en sistemas con conexiones de
tierra paralelas (sistemas de tierras múltiples), sin tener que desconectar los
electrodos de tierra durante la medición.
iL J
i
J
i
'
L J/L J
\L
Figura 3.12.- Conexión en sistemas de tierra múltiple
Figura 3.13.- Diagrama Equivalente sistema de tierra múltiple
El principio de operación para la medición de la resistencia de puesta a tierra se
basa en el diagrama equivalente dé donde:
75
1 1 _L' Rn
(ec.3.1)
Si la conexión paralela de resistencias R1 Rn es considerablemente mas baja
que la conexión de tierra bajo prueba Rx se tiene:
I 1 1H h H
M R2 R
,..
Por lo que Rx es una aproximación razonable.
El voltaje de prueba se aplica sin desconectar la varilla de tierra y/o la conexión
eléctrica directa por medio de un transformador de potencial damp-on y la
corriente es detectada por un segundo transformador de corriente de las mismas
características.
ü
-P
U
Figura 3.14.- Principio de operación de pinzas
76
El probador de tierra despliega e! valor de la resistencia de puesta a tierra Rx en
el: display.
b) Principio de funcionamiento del Probador de resistencia a tierra AEMC
modelo 3711
El principio de operación de la pinza, AEMC 3711 es el mismo que el de
transformadores de corriente extemos (pinzas) del UNILAP GEOX.
La diferencia que existe en este equipo es que los transformadores de potencial y
de corriente se encuentran acoplados en una sola pinza.
La pinza AEMC además de ser un probador de tierras es un amperímetro con
capacidad de 30 A; cuando la corriente del electrodo de tierra sobrepasa 5 A la
medida que resulta se distorsiona^
Este equipo y el método mencionado en el UN!LAP GEOX operan con el sistema
energizado por lo que los hace mas versátiles: al momento de tomar una medición.
77
CAPITULO IV
4.- ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE LAEEQ S.A.
4.1.- INTRODUCCIÓN
La Empresa Eléctrica Quito tienen un alto índice de salidas de alimentadores
debido a descargas atmosféricas que representan un perjuicio económico para la
empresa, al considerar !a cantidad de equipos que en forma permanente salen de
la red, el tiempo que se tarda en su reposición, energía no vendida, y quejas que
se pueden tener por parte de los consumidores ya que debido a la falla varios
equipos pueden dañarse.
Uno de los factores que debe considerarse para una correcta operación de la
protección contra fallas, de iodo sistema eléctrico de potencia, es el sistema de
puesta a tierra.
Para el análisis a realizar de los sistemas de puestas a tierra, es necesario
conocer los parámetros del sistema de potencia. Esta información se la obtuvo del
departamento de distribución de la Empresa Eléctrica Quito.
A continuación se presentará las características más relevantes del Sistema de
distribución, información actualizada a la fecha.
Área de Concesión.
Provincia de Pichincha:
Quito
Mejía
78
• Rumiñahui
• Cayambe: Ascázubi, Otón, Santa Rosa de Cuzubamba,
• San Miguel de los Bancos
• Puerto Quito
• Pedro Vicente Maldonado
Provincia del Ñapo:
• Quijos: Baeza, Cuyuga, Cosanga, Papaüacta.
• Chaco: El Chaco, Bombón, Linares.
Provincia de Imbabura:
• García Moreno.
Provincia de Cotopaxi:
• CURSEN.
Para el suministro de energía eléctrica, la Empresa Eléctrica Quito tiene 33
subestaciones en operación, con las siguientes capacidades:
Número de laSubestación
123
46
7
8
9
1011
12
13
1516
Nombre de laSubestación
OLÍMPICOLULUNCOTO
BARRIONUEVOCHIMBACALLE
ESCUELA SUCRESAN ROQUE
LA MARIIS!MIRAFLORESEL DORADO
BEUSARIO QUEVEDOLA FLORESTA
GRANDA CENTENOEL BOSQUERIO COCA
VOLTAJE (kV)
1
4646
46
46
46
46
46
464646
46
46
46
46
2
6
6
6
6
6
6
66
66
6
6
6
6
3
22.86
CAPACIDAD DE LASUBESTACIÓN (MVA)
OA
151.1.25
30
12
515
88108
8
' 151530
FA
206.254016
6.25201010
12.510
: 10
20:20
40'
FOA
20
79
1718
192124
27
28
32
34
36
37
4149535455575859
ANDALUCÍACRISTIAN ¡A
COTOCOLLAOEPICLACHIMALA CAROLINASAN RAFAEL
IÑAQUITOSAN PABLO
MACHACHITUMBACO
SANTA ROSA
SELVA ALEGRELOS BANCOS
PÉREZ GUERREROPAPALLACTASANGOLQUÍPOMASQUI
EL QUINCHEEUGENIO ESPEJO
46
138
138464646464646
4646
138
46
46
4646
13846138
622.86
4622.86
622.86
66
22.8622.8622.86
4613.26
22,8622.8622.8622.86
22.86
22.86
6.3
15
20953015
37.515
15
15
20
15
608
156.615
20
1520
20
27
1274020
54.22020
20
2720801020
7.26202720
27
33133
33
33
100
33
33
Tabla 4.1.-Subestaciones pertenecientes a la EEQ.S.A.
4.2.- DESCRIPCIÓNALIMENTADORES.
DEL ESTADO OPERATIVO DE
Se ha tomado como referencias de medición tos siguientes afimeníadores
primarios en base a las consideraciones descritas en el (capítulo 4):
Sector Norte:
• 19(Cotocollao)B
• 18(Cr¡sí¡anía)A
Sector Sur:
• 59 (Eugenio Espejo)B
• 04 (Chimbacalle)B
• 21 (Eplicáchima)D
80
Sector Este:
• 12(LaFloresta)A
• 28(lñaquíto) A
Sector Oeste:
• 15(EI Bosque)B
• 9(MÍraflores) E
Dichos allmentadores abarcan gran parte del área de concesión urbana de la
empresa eléctrica Quito.
En la siguiente tabla se presentan las subestaciones de los allmentadores que se
van a analizar con sus características operativas.
NúmerodeS/E
49121518192128
59
NombredeS/E
ChimbacalleMí raí loresFloresta
El BosqueCristian í a
CotocollaoEpiclachima
IñaquitoEugenioEspejo
Numero deallmentadores
64356764
4
TipoD= Distribución
S=Seccio na m ien toR= Reducción
DDD
S,DD
R.S.DS,DD
D
Voltaje(kV)
1464646461381384646
138
26666
22.8646
22.866
22.86
3
22,86
CapacidadSubestación
(MVA)
OA12881520953015
20
FA16101020271274020
27
FOA20
33133
33
Ubicacióngeográfica
ChimbacalleM ¡raíl oresFloresta
Cocha pambaCristianí aCotocollaoEpiclachima
IñaquitoEugenioEspejo
Tabla 4.2.- Características operativas de S/E
En la siguiente tabla se presentan las características operativas de los
alímentadores que se van analizan
81
#S
/E 4 9 12 15.
.18 19 21 28 59
Nom
bre
S/E
Chi
mba
calle
Mira
fio re
sF
lore
sta
El
Bos
que
Orls
tlanl
aC
oto
col la
oE
picl
achl
ma
.Car
olin
aE
ugen
ioE
spej
o .
_
Idént
Prim 4B 9E 12
A15
B.1
8A
19B
21D
28A
59B
Cap
.In
sta I
en G
IS(k
VA
)63
5585
8310
668
1043
416
290
3133
023
290
1341
5
Í7B
30
Long
Tot.
Prim
arios
(rri) 15
664
1631
691
0914
163
1628
818
9474
8832
157
23
4989
3
Corr
iente
a D
max
.[A
] 379
193
351
325
185
187
253
372
i 99
Dm
axre
gis
trada.
(kW
) 3992
1986
3558
3300
7042
5414
9885
3905
7531
Dm
axre
act
iva
(kV
ÁR
)
11.4
161
713
5712
9623
7650
8325
5411
84
2434
FP Dm
ax
0,96
0.95
0,93
0.93
0,95
0.73
0,96
60,
96
0,95
Vo
ltaje
Dm
ax(P
U) 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Pto
.M
axA
V(n
i) 4059
3161
1529
.28
55
6043
4492
610
069
1391
8428
I a
la-
salíd
ade
S/E
394
187
359
342
190
201
253
379
203
Tabl
a 4.
3.-
Car
acte
ríst
icas
ope
rativ
as d
e al
imeh
tadb
res
82
4.3.- DATOS ESTADÍSTICOS DE SALIDAS DE PRIMAMOS PORDESCARGAS ATMOSFÉRICAS.
Las Puestas a tierra tienen primordial importancia a! permitir que los equipos de
protección despejen rápidamente las fallas.
La protección contra los efectos de ias descargas atmosféricas, comprende
tanto la protección contra el impacto directo de la descarga, como la protección
contra los sobrevoftajes inducidos por dicha descarga.
A continuación se presenta información en la cual se resume las suspensiones
ocurridas debido a descargas atmosféricas con su respectiva frecuencia de
desconexión, dichos datos fueron proporcionados por el Departamento de
Ingeniería de Distribución
Frecuencia de desconexión debido a descargas atmosféricas 2000-2004
Mes
EneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre
FrecuenciaDesconex.
200017.0024.0012.0014.0032.008.0014.003.0017.00
FrecuenciaDesconex.
200118.0010.0033.0014.008.005.0014.001.00
48.001.0011.0027.00
FrecuenciaDesconex.
200222.009.00
53.0055.0011.007.001.00
14.0014.0036.0063.0051.00
FrecuenciaDesconex.
200320.0020.0019.00105.009.0031.000.007.00
53.0041.0029,007.00
FrecuenciaDesconex.
20041.006.0012.0037.0020.000.005.002.0019.00
Tabla 4.4.- Frecuencia de desconexión debido a descargas atmosféricas 2000-2004
En el gráfico comparativo de frecuencia de desconexión anual se puede
observar que se tuvo una mayor frecuencia en el mes de Abri! del año 2003
con 105 desconexiones, este año además fue en el que se produjeron el mayor
número de desconexiones con 341, comparando ¡os años 2001,2002, 2003, en
cuanto al total de desconexiones debidas a descargas atmosféricas se ve que
en el año 2001 se tuvo el menor número de desconexiones con 190.
83
Frecu
. 100-oS 80-Q
U
2 40-u_
20-
encía de desconexión debido a descargas atmosféricas 2000-2004
El Frecuencia 04 H Frecuencia 03 D Frecuencia 02O Frecuencia 01 • Frecuencia OO
Dl~Jj~il tiI IB II
.Oíítl«L"Jí"jLÍ.Jlll IL I í"ü.l"Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov D¡c
Mes
Figura 4.1.- Gráfico comparativo de frecuencia de desconexión anual
En la gráfica se puede distinguir con daridad que el mayor número de
desconexiones se produce en los meses de Marzo y Abril de cada año, esta
tendencia se debe a que en estas fechas la ciudad de Quito entra en etapa
invernal presentándose una alta frecuencia de lluvias y por ende de descargas
atmosféricas, las cuales son responsables de las desconexiones.
4.4.- NIVELES CERAUNICOS.
Se llama con este nombre a la cantidad de tormentas eléctricas (en las que se
escuchan truenos) que hay en un año.
El número de tormentas eléctricas tiene indudable relación con el número de
descargas que ocurren por unidad de superficie y unidad de tiempo.
Es mas representativo el número de descargas eléctricas por unidad de
superficie (km2) y por año, que mide la probabilidad que tiene un punto del
terreno de ser alcanzado por una descarga atmosférica.
En la zona de Quito las mediciones realizadas durante algunos años (datos
tomados de TRANSELECTRIC S.AO arrojaron un resultado de 11, 20, y 60
descargas / km2 año, esto es en ¡as zonas;
84
Sur occidente exterior con 60 descargas / km2 año
Sur occidente interior con 20 descargas / km2 año
Centro occidente con 11 descargas / km2 año
De acuerdo a ios valores de niveles ceráunicos nos hemos guiado para tomar
los alímentadores en las zonas en las que se realizarán las mediciones como
se indicará en este capítulo.
4.5.- NORMATIVA VIGENTE DE LA EEQ S.A. PARA PUESTAS A
En ia parte A de las normas para sistemas de distribución de la EEQ SA en el
punto A-12.10.- "conexiones a tierra" establece que las conexiones a tierra del
neutro se efectuarán, por lo menos en los siguientes puntos del sistema:
a) Para redes de distribución en áreas urbanas; en los centros de
transformación y en los dos terminales del circuito secundario mas
alejados del transformador.
b) Para redes de distribución en áreas rurales: similar al literal "a" y además
para circuitos secundarios prolongados en puntos intermedios a
intervalos de 200 m.
c) Para circuitos primarios y líneas de distribución de 23 kV, con neutro
continuo: a intervalos de aproximadamente 300 m en toda su longitud y
además en los puntos terminales.
Para el diseño de la puesta a tierra la norma establece que el proyectista
deberá seleccionar una de las disposiciones tipo para la conexión a tierra, que
se muestra en la parte "B" sección B —50, de acuerdo ai valor de la resistividad
del terreno, a fin de obtener un valor de resistencia de puesta a tierra inferiora
25D.
L19 Normas para sistemas de distribución de la EEQ SA parte A "Guía para diseño de las redes dedistribución" y B referente a "Estructuras Tipo".- Construcción de los sistemas de distribución
85
En la parte B de las normas para sistemas de distribución de !a empresa
eléctrica Quito referente a "Estructuras Tipo".- Construcción de los sistemasde
distribución sección B-5Q, señala las siguientes disposiciones tipo para las
conexiones a tierra.
Disposiciones tipo para líneas y redes de distribución.
Notación:
. ta: Cable de puesta a tierra (conductor de cobre#2- 1/0 AWG).
. tb: Conectar para varilla de puesta a tierra
. íc: Contrapeso (conductor de cobre # 2 AWG);
. td: Varilla de puesta a tierra, 16 mm <t> x 1.80 m
- Disposición I (T1-1)
£
Figura 4.2-- Vista frontal de disposición T1-1
86
0,15
Figura 4.3.-Vista superior de disposición T1-1
Para esta disposición de acuerdo a la norma (parte B) de la EEQ SAse admite
una máxima resistencia de puesta a tierra de 25 O, se utiliza cuando la
resistividad del terreno es de 100 O.m.
En ¡a siguiente tabla se muestra ¡a lista de materiales para esta disposición:
Lista de MaterialesRef.
12345
Unidadc/uc/u.m.me/u
DescripciónVarilla de puesta a tierra de"Copperweld", 16 mm$x 1,80 mGrapa Coppenveid'para varilla de puesta atierraContrapeso, conductor de cobre N° 2 AWGConductor de cobre desnudo, suave, N° 2 AWGConector paralelo para cobre -aluminio
Cantidad12391
Tabla 4.5.- Lista de materiales para la disposición T1-1 (1 varilla)
87
Disposición II (T1-2)
•fl• — tb
-^
Id
\'
/a-
~
_*d ^
r
Figura 4.6.- Vista frontal de disposición T1-2
0,2
Figura 4.7.-Vista superior de disposición T1-2
Para esta disposición de acuerdo a !a norma (parte B) de la EEQ SA se admite
una máxima resistencia de puesta a tierra de 25 Q, se utiliza cuando la
resistividad del terreno es de 130 G.m_
En la siguiente tabla se muestra la lista de materiales para esta disposición:
Lista de MaterialesRef.
12345
Unidadc/u:c/umm
c/u
DescripciónVarilla de puesta a tierra de "Copperweld", 16mm<Px1.80mGrapa Copperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre N° 2 AWGConductor de cobre desnudo, suave; N° 2 AWGConector paralelo para cobre -aluminio
Cantidad2239-1
Tabla 4.6.~ Lista de materiales para la disposición T1-2 (2 varillas)
""«ü^ '
Disposición III (T1-3)
Figura 4.8.- Vista frontal y superior de disposición T1-3
Para esta disposición de acuerdo a la norma (parte B) de la EEQ.SA.se admite
una máxima resistencia de puesta a tierra de 25 Q, se utiliza cuando la
resistividad del terreno es de 200 £Xm.
En la siguiente tabla se muestra la lista de materiales para esta disposición:
Lista de MaterialesRef.
12345
Unidadc/uc/umnrr
c/u
DescripciónVarilla de puesta a tierra de "Copperweld", 16 rnm0x1.8Q mGrapa Copperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre N° 2 AWGConductor de cobre desnudo, suave, ND 2 AWGConector paralelo para cobre-aíuminfo
Cantidad348gt
Tabla 4.7.-Lisia de materiales para la disposición T1 -3 (3 varillas)
89
Disposición tipo para instalación en seccionador tripolar paraoperación con carga.
Figura 4.9.- Vista frontal de disposición T3
©c.
1,5
Figura 4.10.- Vista superior de disposición T3
90
Para la disposición tipo para la instalación en seccionador tripolar para
operación con carga (T3) la parte B de la norma de la EEQ SA no especifica
ningún valor para resistencia de puesta a tierra, ni condiciones de resistividad
para su instalación.
En la siguiente tabla se muestra la lista de materiales para esta disposición:
Lista de MaterialesRef.
1234
Unidadc/uc/umm
DescripciónVarilla de puesta a tierra de "Copperweld", 1 6 mm* x 1 .80 mGrapa Copperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre N° 2 AWGConductor de cobre desnudo, suave, Nl° 2 AWG
Cantidad44630
Tabla 4.8.- Lista de materiales para la disposición T3
Cuando se realizan diseños de proyectos de distribución las normas de la EEQ
SA tienen requerimientos referentes a los sistemas de Puesta a tierra los
cuales deben ser expuestos en partidas de !a siguiente manera:
Partida I.- Conexiones a Tierra.
En esta partida se exponen las disposiciones tipo que se utilizan para el diseño
del proyecto las cuales fueron explicadas en el punto anterior.
• 1-01 TipoT1-1
• I-02 TipoT1-2
• I-03 T¡poT1-3
• 1-04 TipoTS
Descripción:
La descripción de esta partida consiste en el transporte de materiales desde las
bodegas de la empresa o suministro al sitio de implantación y la ejecución de
los siguientes trabajos:
91
- Colocación de una o más varillas de puesta a tierra de 1.80 m de
longitud, enterrada 0.60 m bajo la superficie.
- Colocación y conexión del cable "contrapeso" y/o malla (conductor de
cobre # 2AWG), a las varillas de acuerdo a las disposiciones tipo
indicadas en los diseños.
- Conexión del cable o de la malla de tierra al conductor neutro de!
sistema de distribución, mediante el cable principal de puesta a tierra.
Medición:
Para la medición de la resistencia de puesta a tierra la norma establece que se
efectuará por cada disposición tipo, diferenciándose de acuerdo al número de
varillas utilizadas.
Partida O.- Obras civiles para cámaras.
En la partida O se expone ias obras civiles para ¡a construcción de cámaras de
transformación, y también la construcción de la malla de tierra; establece lo
siguiente:
Malla de Tierra.-
- Consiste en la colocación de la malla y varillas de puesta a tierra de acuerdo a
los diseños indicados en los planos, previéndose las derivaciones necesarias
para las conexiones a tierra del neutro del transformador, y todas las partes
metálicas de los equipos a instalarse.
Partida P.- Equipamiento de cámaras.
En la partida P también se establece la instalación de las conexiones a tierra
de! equipamiento de la cámara de transformación:
92
Conexiones a Tierra.-
- Comprende la instalación de todas las conexiones del neutro del
transformador, ¡a carcaza del mismo, y de todos los elementos metálicos
requeridos a la malla de tierra instalada previamente.
4.6.- ANÁLISIS ESTADÍSTICO PARA LA OBTENCIÓN DE LAMUESTRA.^0
4.6.1.-TEORÍA BÁSICA DEL MÜESTREO.
Los conceptos descritos en este capítulo serán de vital importancia al elegir los
puntos de medición; de tal forma que se obtenga caracteristicas generalizadas
del sistema de puestas a tierra de la parte urbana de la ciudad de Quito.
Al ser la población grande y no poder ser estudiada en su integridad, las
conclusiones obtenidas deben basarse en el análisis de una parte de ésta, lo
cuál implica conocer ciertas definiciones relacionadas con la estadística como:
- Población.-
Totalidad del universo que Interesa considerar.
- Estadístíco.-
Medída usada para describir alguna característica de una muestra.
- Error Estándar. -
Es el error estándar del estadístico. Por ejemplo, la desviación estándar
de las medias de todas la muestras posibles del mismo tamaño,
extraídas de una población, es llamado error estándar de la media
- Error muestra I o error de muestre o:
http: Teoría básica del muestreo
93
Es la diferencia entre el resultado obtenido de una muestra y el resultado
el cual deberíamos haber obtenido de la población.
4.6,1.1.- Métodos de selección de muestras.
Para estimar las características de una población sin recurrir a realizar el
análisis en la totalidad de la misma, se debe tomar una muestra representativa.
Existen varios métodos que permiten obtener la muestra, los mismos que
dependen de distintos factores como tiempo, dinero y facilidades disponibles
para tomar una muestra.
Se puede clasificar dichos métodos según:
• El número de muestras tomadas de una población dada para un estudio.
• La manera usada en seleccionar los elementos incluidos en la muestra.
En base a estas clasificaciones se tiene los siguientes métodos de muestreo:
- Muestreo simple.
Este tipo de muestreo toma solamente una muestra de una población dada
para el propósito de inferencia estadística. El tamaño de muestra debe ser
grande para extraer una conclusión
- Muestreo doble.
Cuando el resultado del estudio de la primera muestra no es decisivo, una
segunda muestra es extraída de la misma población. Las dos muestras son
combinadas para analizar los resultados.
- Muestreo múltiple.
El procedimiento bajo este método es similar al expuesto en e! muestreo doble,
excepto que el número de muestras sucesivas requerido para ilegar a una
decisión es más de dos muestras.
Al mismo tiempo, los criterios para realizar el muestreo, están basados muchas
94
veces en el juicio de una persona, o en una selección aleatoria (al azar); los
mismos que se conocen como:
- Muestre o de juicio.
Este método está basado en los puntos de vista subjetivos de una persona, !a
cual debe ser especialista en la el análisis de la medida a realizarse.
- Muestre o Aleatorio.
Una muestra extraída al azar se da cuando cada elemento de la población
tiene igual oportunidad de ser seleccionado.
Los tipos comunes de muestreo aleatorio son el muestreo aleatorio simple,
muestreo sistemático, muestreo estratificado y muesíreo de conglomerados.
Tanto el muestreo de juicio como el muestreo aleatorio son considerados
muéstreos probabüísticos, debido a que la selección de las muestras es
objetiva y el error rnuestral puede ser medido en términos de probabilidad.
4.6,1.2.- Determinación de parámetros. l
Para determinar los parámetros con los que se realizarán inferencias a valores
poblacionales se debe realizar los siguientes procedimientos:
• Estimación de una proporción:
Si deseamos estimar una proporción, debemos saben
• El nivel de confianza o seguridad (1-ct).
• El nivel de confianza prefijado da lugar a un coeficiente (Z«). Para una
seguridad del 95%= 1.96, para una seguridad del 99% =2.58.
• La precisión que deseamos para nuestro estudio (d).
• Una ¡dea del valor aproximado del parámetro que queremos medir (en
este caso una proporción). Esta idea se puede obtener revisando la
literatura, por estudio pilotos previos. En caso de no tener dicha información
utilizaremos el valor p = 0.5 (50%).
1:21 http://www. fisterra.com/rnaterial/investiga/8muestras/8mueslras, htm
95
ec(4.1)
donde:
• Zd2^ Coeficiente de seguridad. Depende del nivel de seguridad
(1-a) Ver tabla 4.9
• p = proporción esperada
• q=1-p
• d = precisión
S¡ la población es finita, es decir conocemos el total de la población y
deseásemos saber cuántos del total tendremos que estudiarla respuesta seria:
n=- ec (4.2)
donde:
N = Total de la población
.Za2 ='.Coeficiente de .seguridad
p - proporción esperada (en este caso 5% = 0.05)
q = 1 — p (en este caso 1-0.05 - OJ95)
d = precisión (en este caso deseamos un 3%).
Según diferentes seguridades el coeficiente de Za varía, de la siguientemanera:
Nivel deseguridad
0;8000.8500.9000:9500:9750.990
Coeficiente deSeguridad^)
1.2821,4:401.6451.9602.2402.576
Tabla 4:9.- Coeficiente de seguridad Za en función del nivel de segundad
96
4.6.2.- DETERMINACIÓN DEL UNIVERSO.
Para la determinación del universo se procedió a recopilar información
correspondiente á los equipos de media tensión que requieren estar
aterrizados, existentes en el sistema de distribución de la Empresa Eléctrica
Quito a nivel urtano con niveles de voltaje de 22.8 kV y 6.3KV.
Se solicitó un listado con información actualizada al departamento de
distribución en el área de Sistemas de Información de Distribución de la EEQ,
concerniente al equipo aéreo existente en el sistema de distribución urbano a la
fecha 4 de Noviembre de 2004, información que nos será útil para el desarrollo
de las mediciones pertinentes,
El número de equipos instalados en el sistema varía constantemente sea por
readecuaciones en las redes así como por nuevas construcciones, etc.; sin
embargo dichas variaciones son imperceptibles con respecto al número total de
equipos existente.
El número total de equipos proporcionado por la EEQ se resume en la tabla
4.10.
Equipos Aéreos Instalados en la Red
Detalle
Alimentadores Primarios
Transformadores
Otros... (Pararrayos, Capacitores)
No. Total de Equipo Aéreo
Cantidad
156
28110
30000
58110
Tabla 4.10.- Equipo Aterrizado en el Sistema de Distribución de la EEQ
97
4.6.3.- MÉTODO PARA LA SELECCIÓN DE LA MUESTRA.
E! método utilizado para la selección de la muestra es el de muestreo simple
debido a que se tomará solamente un tipo de muestra de nuestro universo o
población (los equipos que deben estar arrizados) por este motivo el tamaño de
la muestra o espacio muestral, debe ser ío suficientemente grande para lograr
extraer una conclusión.
4.6.4.- DETERMINACIÓN DEL ESPACIO MUESTRAL.
La muestra se la obtendrá del total de equipos que existen en todo el sistema
de distribución de Quito a nivel urbano, que deben estar aterrizados, siendo
estos 58110 equipos, dato obtenido de la información almacenada en e!
departamento de Sistemas de información de Distribución "SDI".
A continuación se procederá a definir los parámetros con los cuales
realizaremos el cálculo del tamaño de la muestra.
• N = Número Total de equipos (información obtenida del SDI)
• Se ha elegido un nivel de confianza del 95% ya que es el recomendado
según los textos de estadística.
• Para un nivel de confianza del 95% se tiene un coeficiente de seguridad
Za = 1.96 de acuerdo con la información presentada en la Tabla 4.9.
• p = proporción esperada de falla en equipos debido a problemas con la
puesta a tierra (en este caso 20% = 0.2)
• q - (1 — p) Proporción esperada de no falla en equipos debido a
problemas con la puesta a tierra (en este caso 1-0.2 = 0.8)
• d = Nivel de precisión deseado para este estudio es 10%.
ec(4.2)
581]Q*1.962*0.2*0.8"~0,12(58110-1)-1.962*0.2*0.8n —6\equipos
98
Con la aplicación de ec (4.2) se obtuvo el número de equipos en los cuales se
deberá reaüzar las mediciones correspondientes para las condiciones
especificadas.
Mediante la ayuda de la hoja de cálculo de Excel se realizó algunas
estimaciones para distintos valores de los parámetros, con la finalidad de
escoger una muestra conveniente; como se indica a continuación.
Tamaño de la Muestra de ¿8110 tejuinos
¡Parámetros de Cálculo
HZ
58,1101.96
P -0.2til .0,8d| 0.07
""
ÍN. Tamaño del universo\¿.- Coeficiente de seyurídad|p.~ Probabilidad de ocurrencia del suceso;[|.- Probabilidad de rw ocurrer
!n 125.1719498
j i
Z{££f$£te
seguridad)
1.2821.441.6451.96Z242^76
Nivel de segundad
0.80.850.90.95
0.9750.99
d.-Errordela n
r~i
icia del sucesonuestra
n = tamaño de la muestraiErrores
e1<7%)546888
I+Hitij'íjK'iJtttj::Bfi+RW/JíJíiffli
153216
e2<10%)2633436180
106
e3(12%)182330435674
e4(15%)121519113647
Tabla4.11 .-Tamaño de la muestra
El número escogido de equipos en los cuales se va ha desarrollar las
mediciones de resistencia de puesta a tierra será 125, valor obtenido
considerando un error del 7%, el cua! para efecto de análisis es un valor
adecuado.
99
4.7.- MEDICIONES.
Las mediciones se realizarán a 125 equipos entre los que se considerará
Transformadores de distribución monofásicos y trifásicos y pararrayos, tamaño
muestral obtenido en el punto anterior,
Se distribuyo el número total de equipos a ser medidos por Alimentadores en
cuyo recorrido muestren una geología que permita generalizar las
características de cada zona.
El recorrido de los aümentadores seleccionados abarcan gran parte de la zona
de concesión urbana de la Empresa Eléctrica Quito S.A. dicho recorrido se
muestra en el ANEXO 1
Las zonas se escogieron basándose en los siguientes criterios:
• Distribución geográfica.
• Tipos de suelo.
• Niveles ceráunicos.
La distribución geográfica se realizó tomando en cuenta cuatro zonas (Norte,
Sur, Este, Oeste) con la finalidad de abarcar todo el sistema de distribución
urbano de la EEQ.
El tipo de suelo determina la resistividad del terreno, parámetro fundamental en
un estudio de sistemas de puesta a tierra. Para esto se ha considerado zonas
con diferentes niveles de humedad basándonos en, la naturaleza del terreno
(Tabla 2.8); así como criterios del personal que trabaja en la EEQ,
Los niveles ceráunicos nos permitirán discriminarlas zonas donde existe mayor
incidencia de descargas atmosféricas; información obtenida en
TRANSELECTRIC S.A.
100
En base a estos criterios hemos seleccionado las siguientes referencias como
puntos de medición:
• Sector Norte : 19 B, 18A
• Sector Este : 12 A, 28 A
• Sector Oeste: 15 B, 9E
• Sector Sur : 59 B, 04B, 21D
La empresa eléctrica cuenta con los siguientes equipos de medición para
resistencias puestas a tierra y resistividad de suelos
• UNILAP GEOX marca LEM, y
• Probador de resistencia a tierra AEMC modelo 3711
Para efectos de una buena utilización de los equipos es necesario conocer su
principio de funcionamiento, y su forma de conexión, con la finalidad de tener
mediciones correctas de los sistemas de puesta a tierra a realizar.
Las características de operación de estos equipos se describieron en el
capítulo 3 (3.5 Instrumentos de Medición).
4.7.1.- PROBLEMAS PREVIOS A LA MEDICIÓN--
Al iniciar las mediciones nos encontramos con ía dificultad de encontrar valores
de resistencia de puesta a tierra distintos, dependiendo del equipo utilizado.
Es por este motivo que a demás de revisar el principio de operación de los
diferentes instrumentos, resultó indispensable realizar diferentes pruebas, con
la finalidad de encontrar una valor patrón que nos permita escoger el equipo
idóneo para realizar las mediciones. Esto se realizará en las siguientes
secciones
101
4.7.1.1.- Contrastación de los equipos de medida.
Se creyó necesario realizar varias pruebas con ía finalidad de verificar que los
resultados obtenidos sean fiables.
Se tomó como sitio de medición las instalaciones deportivas de la Escuela
Politécnica Nacional; procediendo a realizar las siguientes pruebas:
- Mediciones de resistividad del suelo
- Mediciones de resistencia de puesta a tierra
a) Mediciones de Resistividad del Suelo
Se tomó lecturas de resistividad usando tres equipos de medición diferentes,
utilizando el método de Wennerde 4 polos.
Los equipos con los que se procedió a realizar las mediciones son:
- UNILAP GEOX 1 (Operadores aéreos)
- UNILAP GEOX 2 (Operadores Subterráneos)
- Equipo analógico ERDUNGSMESSER (Lab. Alto Voltaje EPN)
Para realizar la medición de resistividad de suelo, se ubicó a los tres equipos
en el modo de medición de 4 polos, obteniéndose el valor de resistividad
aplicando la siguiente ecuación :
(ec. 4.3)
Donde:
p - Resistividad del suelo (O.m).A = Separación de electrodos auxiliares (m).Rm= Valor de resistencia medida por el equipo (Q).
102
Se consideró una distancia de separación entre los electrodos auxiliares de
2.40 m debido a que la profundidad de exploración objetivo era 2 m,
correspondiente a una varilla coopperweld enterrada.
Se procuró realizar simultáneamente la prueba con los 3 equipos, para que
factores como la temperatura y humedad del piso no afecten fas mediciones.
Bajo estas premisas, se obtuvo [os siguientes resultados:
Mediciones de Resistividad del SueloCiudadMétodo utilizadoProfundidad de Exploración
SectorIsabela Católica y
Veintimílla (canchas EPN)Isabela Católica y
Veintimílla (canchas EPN)Isabela Católica y
Veintimílla (canchas EPN)
Rm(0)
4.05
4.00
4.00
A(m)
2.4
2.4
2,4
Resitívidad(Om)
61
60.3
60.3
QuitoWenner (4 picas)2m
Fecha
04/01/05
04/01/05
04/01/05
Hora
10:00am
1Q:05am
10:10am
Equipo
Unilapíjeox 1
Unílap geox 2
Equipo EPN
Observaciones
Suelo húmedo
Suelo húmedo
Suelo húmedo
Tabla 4.12.- Mediciones de resistividad
Se observa claramente que los tres equipos registraron resistividades similares
razón por ia cual se puede afirmar que los equipos arrojan mediciones
correctas.
b) Mediciones de Resistencia de puesta a tierra.
Para realizar las mediciones de resistencia de puesta a tierra se tuvo a
disposición los siguientes equipos:
- UNIL^P GEOX 1 (Operadores aéreos)
- UNÍLAP GEOX 2 (Operadores Subterráneos)
- Equipo analógico ERDUNGSMESSER (Lab. Alto Voltaje EPN).
- Pinzas AEMC modelo 3711
- Pinzas LEM
103
- Pinzas LEM adaptables al equipo UNILAP GEOX.
Como se pudo indicar en el numera! 3.5.4 (Principio de Operación de los
Equipos de Medición); los equipos que utilizan electrodos auxiliares pueden
realizar mediciones solo con equipo desenergízado; mientras que con ios
medidores de pinzas basados en el uso de transformadores de potencial y
corriente se puede realizar mediciones con equipo conectado, verificando
condiciones de seguridad adecuadas para e! efecto.
Los valores obtenidos, serán comparados entre sí según el equipo utilizado;
además se tomará como valor de resistencia de puesta a tierra de referencia al
valor calculado en función de la resistividad medida anteriormente.
Las mediciones de resistencia de puesta a tierra para contrastar los equipos
fueron realizadas para los siguientes casos:
- Resistencia de puesta a tierra de 1 varilla enterrada en e¡ suelo.
- Resistencia de puesta a tierra de 2 varilla enterradas en el suelo.
- Resistencia de puesta a tierra en un transformar energizado.
Resistencia de puesta a tierra de 1 varilla enterrada en el sueloL1.
La prueba consistió en introducir una varilla cooperweld 1.8m, 16mm<J>, en un
suelo cuya resistividad medida es 60.3 O.m.
Bajo estas premisas se debería tener el siguiente valor de resistencia de
puesta a tierra.
2BL {d
60.3n.rn-RH =RB = 32.4H
104
Tenemos entonces como referencia un valor de resistencia de puesta a tierra
de valor 32.4Q
suelo —
I.Sm I vari, coope
1.8m ,'varilla ._,
cooperweldIGinmJ?
Figura 4.11.- Varilla cooperweld enterrada en e( suelo
Los valores medidos con los diferentes equipos fueron:
Mediciones de Resistencia de puesta a tierra
CiudadLugarTemperatura
ítem
12
3
4
Equipo
AEMC 3711 (pinzas)
ERDUNGSMESSER
UNILAPGEOX1
UNILAPGEOX2
QuitoEscuela Politécnica Nacional22°CResistencia
(Q)250
26.5
27.1
27
MétodoUtilizado
directo
62%
62%
62%
Fecha
4/01/05
4/01/05
4/01/05
4/01/05
hora
10:2010:3010:35
10:37
Tabla 4.13.- Mediciones de resistencia de puesta a tierraElectrodo vertical
Se puede observar en la tabla 4.13 , que los valores medidos por los equipos 2,
3, y 4 presentan un valor promedio de resistencia de puesta a tierra de 27 Q,
muy cercano al valor calculado por lo cual lo asumimos como correcto,
tomando en cuenta que el valor calculado es una aproximación, y que la
resistividad del suelo no es constante en cada instante de tiempo. Dichos
equipos fueron utilizados según el método del 62% detallado en capítulos
anteriores (3.2), y cuyo principio de funcionamiento esta basado en la
utilización de electrodos auxiliares.
El valor de resistencia de puesta a tierra medido con las pinzas AEMC 3711 se
disparó a 250O, valor totalmente erróneo, debido a que su principio de
operación requiere tener un lazo cerrado por el cual circule !a corriente a ser
sensada; situación que no ocurre en la prueba realizada con una sola varilla.
105
Resistencia de puesta a tierra de 2 varilla enterradas en el suelo.
Se realizó una segunda prueba con la finalidad de verificar la utilidad de las
pinzas de medición, precediéndose a instalar una segunda varilla conectada a
la primera para cerrar e! circuito mediante tierra condición necesaria para la
aplicación de las pinzas, como se índica en la Figura 4.12.
3rn
ConductoCobre No
»ut
rde2 — *•-
VI
¿•**--_
varilles
vz
cooperweia ^^*^ —1 .8m;l 6rmn0"
jüjam
Figura 4.12 .- Dos electrodos de puesta a tierra conectados.
La segunda varilla fue enterrada 0.5m; utilizándose para la unión de los
electrodos tipo varilla, un conductor de cobre No.2AWG, y 2 conectores para
varilla de puesta a tierra.
Bajo estas premisas se debería tener los siguientes valores de resistencia de
puesta a tierra para cada varilla, considerando la (ec. 4.4):
R1=32.4O resistencia de puesta a tierra de la varilla 1 (V1)
R2=92.2Q resistencia de puesta a tierra de la varilla 2 (V2)
Las mediciones obtenidas con esta configuración fueron:
106
Mediciones de Resistencia de puesta a tierra
CiudadLugarTemperatura del medio
QuitoEscuela Politécnica Nacional22°C
Medidas utilizando electrodos auxiliares
ítem
1
2
Equipo
ERDUNGSMESSER
UNILAP GEOX 1
Resistencia(0)
24
22
MétodoUsado
Caída depotencialCaída depotencial
Fecha
4/01/05
4/01/05
hora
10:40
10:41
Ubicacióndel Equipo
varilla
varilla
Medidas utilizando pinzas
ítem
345
Equipo
UNILAP GEOX 2Pinzas LEM
AEMC 3711 (pinzas)
Resistencia(Q)130102118
MétodoUsadopinzasdirectodirecto
Fecha
4/01/054/01/054/01/05
hora
10:4410:4610:47
Ubicacióndel Equipoconductorconductorconductor
Tabla 4.14.- Mediciones de resistencia de puesta a tierraElectrodos en línea recta
Sí bien es cierto que los resultados obtenidos son significativamente diferentes,
cada uno de ellos tienen explicación, considerando !a forma de medición , !a
ubicación de¡ equipo, y et principio de funcionamiento del mismo.
Los equipos con los que se realizaron las mediciones se dividen en dos
grupos; aquellos que están provisto de pinzas , y aquellos que requieren
electrodos auxiliares para su operación.
Equipos provistos de pinzas.
Según el principio de funcionamiento de las pinzas, la resistencia medida será
la suma de los valores de resistencias equivalentes calculadas para cada
varilla.
R2
Donde :Rm = Resistencia de puesta a tierra medida en QR1 = Resistencia de puesta a tierra de !a varilla 1 medida en OR2 = Resistencia de puesta a tierra de la varilla 2 medida en O
Rm = 32.4Q+ 92.2Q = 124.6O
107
Los errores encontrados con las diferentes pinzas fueron:
ÍTEM
345
Equipo
UNILAPGEOX2Pinzas LEM
AEMC 3711 (pinzas)
Valor medido(Q)130102118
Valor calculado(0)
124.6124.6124.6
ERROR(%)4.318.15.3
Tabla 4.15.- Errores de medición mediante la utilización de pinzas
Ejemplo de cálculo (ÍTEM 5)
Vc-Vm'Ve
124.6Q
Previo a la toma de medidas, se presentaron errores significativamente altos,
los cuales se les atribuye la siguiente explicación:
- Las pinzas del equipo UNILAP GEOX presenta errores altos sí la
separación entre los transformadores de potencial y de corriente no es
la recomendada por el equipo es decir mayor a 1Qcm,
- El error obtenido al utilizar las pinzas de medición, se atribuye a un
cierre no efectivo de las pinzas, debido a la suciedad que se introduce
en las mismas.
Los errores obtenidos en la tabla 4.15 son admisibles, con excepción de la
medición obtenida con las pinzas LEM (18.1%), razón por la cual la utilización
de este equipo quedó descartada.
Por lo tanto la utilización de los equipos (UNiLAP GEOX y pinzas AEMC 3711)
es recomendable, siempre y cuando se realice el mantenimiento adecuado de
los mismos, y se cumpla las condiciones de instalación sugeridas por el
fabricante
108
Equipos provistos de electrodos auxiliares
Según el principio de funcionamiento de los medidores basándose en la
utilización de electrodos auxiüaresi la resistencia de puesta a tierra medida será
la resistencia de puesta a tierra del sistema de puesta a tierra formada por las
dos varilla.
En la figura 4.13, se puede ver la forma de conexión del sistema de; puesta a
tierra formado por las dos varillas; teniendo una resistencia equivalente del
sistema que corresponde al paralelo de la resistencia de puesta a tierra de
cada uno de los electrodos auxiliares.
Rh
Figura 4.1 3.- Conexión del'SPT con el equipo de medición
El valor teórico que debería medir este equipo ,será el paralelo de los valores
calculados para los electrodos V1 y V2 cuyos valores son 32.4Q y 92.2Q
obtenidos en el literal anterior.
Donde:
Km=ResistencÍadepuestaatíerra.medída en fíIRl = Resistencia de puesta a tierra de la varilla 1 medida en íi
K2 =ResÍstenciadepuestaatíerradeÍavarillá2medIda en O
32.4Q*9Z2O-32.4Q:-t-92.2Q
^ rt^=23.910.
109
Los errores encontrados mediante la utilización de electrodos auxiliares
fueron:
ÍTEM
12
Equipo
ERDUNGSMESSERUNILAP GEOX1
Valormedido
(Q)2422
Valorcalculado
(íl)23.9723.97
ERROR(%)
0.138.22
Tabla 4.16.- Errores de medición mediante la utilización deelectrodos auxiliares
Los errores obtenidos mediante el uso de equipos con electrodos auxiliares
son tolerables, viéndose claramente ¡a eficiencia de estos equipos a! ser
utilizados en sistemas de puesta a tierra con equipo desenergizado.
Por io tanto la utilización de estos equipos es recomendable, siempre y cuando
se cumpla las condiciones de instalación sugeridas por el fabricante.
Sin embargo, se debe considerar que el ERDUNGSMESSER es un equipo
analógico y por lo tanto mide el valor real, mientras que el UNILAP GEOX
utiliza componentes en estado sólido(semiconductores), tomando valores
discretos de las mediciones.
4.7.1.2.- Resultados délas pruebas
Una vez realizadas las pruebas, se concluye que los resultados obtenidos
responden a dos aspectos principales:
- Características de operación del equipo, y
- Conocimiento que el usuario tenga del equipo.
En cuanto a las Características de operación del equipo, se debe tomar en
cuenta las siguientes consideraciones, que pueden distorsionarlas mediciones:
- Inducción de las líneas al equipo.
- Ruido en e¡ sistema
110
- Error producido por ei paso de una corriente alta por el sistema de
puesta a tierra.
Las precauciones que debe tomar el usuario son las siguientes:
- Conocimiento del tipo de sistema de puesta a tierra a medir
- Ubicación de! equipo de medición.
- Medir previamente la resistividad def suelo para tener una idea de! valor
de resistencia de puesta a tierra esperado.
- Discriminar los resultados obtenidos.
Los equipos con los que se cuenta presentan valores muy cercanos a los
esperados, por lo tanto son recomendados para la realización de mediciones
de resistencia de puesta a tierra.
4.7.2.- EQUIPO A UTILIZAR
El equipo utilizado para realizar mediciones de resistividad en los sitios que
hemos tomado para el análisis, es el UNÍLAP GEOX, cuya precisión es
adecuada.
El equipo que se utilizará para realizar las mediciones de resistencia de
puestas a tierra son las pinzas AEMC 3711 debido a los siguientes aspectos:
- De acuerdo con las pruebas el equipo presenta medidas bastante
buenas.
- El equipo presta facilidad tanto de instalación como de maniobrabilídad
al momento de realizar la medición.
- La calibración det equipo es inmediata con un patrón de medida de 25O.
- No hay problema de descarga de batería ya que esta tiene una
durabilidad de 8 horas de uso continuo que equivalen a 1000 usos de
30 segundos,
- Facilidad de acceso a las instalaciones.
111
Las pinzas del equipo UNILAP GEOX presenta un error menor al de las
pinzas AEMC 3711, pero solo permiten su instalación en conductores
cuyo calibre sea inferior al del conductor No.2 AWG.
4.7.3.- ANÁLISIS DE JLAS MEDICIONES DE RPT.
Las mediciones de resistencia de puesta a tierra se las efectuó en 125 equipos
aéreos entre transformadores y pararrayos, observándose que los sistemas de
puesta a tierra de estos dos equipos presentan valores similares de RPT, razón
por la cual la mayoría de las mediciones se realizaron en transformadores
aéreos de distribución.
En la siguiente tabla se muestra un resumen de las mediciones realizadas en
(os distintos alimentadores.
# Total de PrimariosPrimarios
18A19B28A9E
12A
15B
4B
21 D59B
Total
Mediciones1825812
6
g1110
26125
Cumplene635
3
3
4
3
1447
%33.324.037.541.750.033.3
36.430.053.837.6
Tabla 4.17.- Porcentaje de mediciones que cumplen la norma
Se observa el total de mediciones en todos tos aümentadores (125) de las
cuales 47 mediciones equivalente al 37.6% del total cumplen con e! valor
establecido en la norma 25 O o menor.
112
Frecuencia de valores de resistencia depuesta a tierra
50 n
(0-10) (10-25) (25-30) (30-W) (40.50) (50-60) (60-70) (70-S5)
Rango de valores de RPT
Figura 4.14.- Frecuencia de valores de RPT
En la figura 4.14, se puede observar que las medidas se distribuyen en los
siguientes rangos de valores.
CLASE(0-10)(10-25)(25-30)(30-40)(40-50)(50-60)(60-70)(70-85)
FRECUENCIA0
47173416641
Tabla 4.18.- Resumen de frecuencia de mediciones de RPT.
Del total de las mediciones realizadas, 114 se encuentran por debajo de los
50Q, las cuales se pueden reducir a un valor cercano a la mitad medíante la
Interconexión de los sistemas de puesta a tierra de los pararrayos y los
transformadores, como sugerimos en el literal 5.5.
Las mediciones se dividirán geográficamente con el fin de zonificar su análisis.
4.7.3.1.- Mediciones en el sector Norte.
Como se indicó anteriormente las mediciones en este sector se las realizaron
en los siguientes puntos:
- Subestación 19 (Cotocollao), alimentadorB
- Subestación 18 (Cristianía), alímeníadorA
En donde se obtuvo los siguientes resultados;
Alímentador 18 A
Medidas de RPT Alimentador 18A
Equipos
medidos
18
Disposición
utilizada
T1-1 sin
; contrapeso
Disposición
Recomendada
TT-1 (zona 4)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
33.33
Max.
RPT (Q)
67
Min.
RPT
(Q)
12.7
Tabla 4.19.-Resumen de medidas de RPT en el alimentador 18 A
Alímentador 19 B
Medidas de RPT Alímentador 19B
Equipos
medidos
25
Disposición
utilizada
T1-1s¡n
contrapeso
Disposiciones
Recomendadas
T1-1 (zona 3)
T1-2 (zonas 1.2)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
24
Max.
RPT
<fl)
82
Min..
RPT
(Q>
18
Tabla 4.20.- Resumen de medidas de RPT en el alimentador 19B
(Las tablas de las mediciones* de resistencia dé puesta a tierra realizadas en
cada uno de los alimentadores se presentan en eí ANEXO 2)
114-
4.7.3.2.- Mediciones en el sector Sur.
Para este sector se tomo como referencia los siguientes puntos para realizar
las mediciones:
- Subestación 59 (Eugenio Espejo), alimentador A
- Subestación 04 (Chimbacalle), alimentador B
- Subestación 21 (Eplícachíma), alimentador D
En estos alimentadores se obtuvo los siguientes resultados:
Alimentador 59 B
Medidas de RPT Alimentador 59B
Equipos
medidos
25
Disposición
utilizada
T1-1 sin
contrapeso
Disposición
Recomendada
T1-1 (zona 14)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
52
Max,
RPT (O)
45
Mín.
RPT
(0)
15
Tabla 4.21. Resumen de medidas de RPT en el alimentador 59B
Alimentador 04 B
Medidas de RPT Alimentador 04B
Equipos
medidos
11
Disposición
utilizada
T1-1 sin
contrapeso
Disposición
Recomendada
T1-1 (zonal 0,11)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
36.36
Max.
RPT(Q)
56'
Min.
RPT
(Q).
1&
Tabla 4.22.- Resumen de medidas de RPT en el alimentador 04B
115
Al i montador 21 D
Medidas de RPT Alimentador 21 D
Equipos
medidos
10
Disposición
utilizada
T1-1 sin
contrapeso
Disposición
Recomendada
T1-1 (zona12,13)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
30
Max.
RPT (Q)
50
Min.
RPT
(Ü)
17
Tabla 4.23.- Resumen de medidas de RPT en el alimentador 21D
4.7.3.3.- Mediciones en el sector Este.
En el sector Este se realizaron las mediciones de resistencia de puesta a tierra
en ios siguientes puntos:
- Subestación 12 (La Floresta), aümentador A
- Subestación 28 (Iñaquito), alimentador A
En donde se obtuvo los siguientes resultados:
Alimentador 12 A
Medidas de RPT Alimentador 12A
Equipos
medidos
6
Disposición
utilizada
T1-1 sin
contrapeso
Disposición
Recomendada
T1-1 (zona 8)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
50
Max.
RPT (O)
43
Min.
RPT
(Q>
18
Tabla 4.24.- Resumen de medidas de RPT en el alimentador 12 A
116:
Alimentador 28 A
Medidas: de RPT Alimentador 28A
Equipos
medidos
8
Disposición
utilizada
T1-1 sin
contrapeso
Disposición
Recomendada
T1-1 (zona 5)
Valores que
cumplen con la
norma {%)
37.5
Max.
RPT (Q)
54
Min.
RPT
<Q)
18
Tabla 4.25.- Resumen de medidas de RPT en el alimentador 28A
4.7.3.4.- Mediciones en el sector Oeste.
Las mediciones de resistencia de puesta a tierra en este sector se las realizó
en los siguientes puntos;
- Subestación 15 (El Bosque), alimentador B
- Subestación 9(Miraflores), alimentador E
En donde se obtuvo los siguientes resultados:
Alimentador 15 B
Medidas de RPT AlimentadoMSB
Equipos
medidos
9
Disposición
utilizada
T1-1 sin
contrapeso
Disposición
Recomendada
T1-T(zona9)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
33.33
Max
RPT (O)
42
Min.
RPT
(0)
19
Tabla 4.26.- Resumen de medidas de RPT en el alimentador 15B
117
Alímentador 09 E
Medidas de RPT Alimentador 09E
Equipos
medidos
12
Disposición
utilizada
T1-1 sin
contrapeso
Disposición
Recomendada
T1-1 (zona 6,7)
Valores que
cumplen con la
norma (%)
41.66
Max.
RPT (Q)
43
Mm.
RPT
(Q)
18
Tabla 4.27.- Resumen de medidas de RPT en el atimentador 09E
Los valores de resistencia de puesta a tierra que se obtuvieron en las
mediciones están en un rango de 12.7 í) a 82 D lo que podemos afirmar que
son mediciones correctas ya que según ¡os valores recomendados por el Std
IEEE 142-1982 y el NEC sección 250 es de 25 Q para un electrodo simple.
4.7.4.- ESTADO »E LAS PUESTAS A TIERRA.
Además de realizar la medición del valor que presenta un sistema de puesta a
tierra, es necesario indicar el estado en que se encuentra dicho sistema, para
garantizar un óptimo desempeño del mismo.
Las principales novedades que se pudieron encontrar fueron las siguientes:
- De las mediciones realizadas tan solo el 37.6% tienen un valor inferior a
25íí, !o cua! no garantiza un correcto drenaje de las corrientes de falla a
tierra.
- En todas las estructuras se presentan sistemas de puesta a tierra
independientes tanto para el pararrayos como para el transformador;
práctica no recomendada por las técnicas actuales.
118
- Se pudo observar en fas puestas a tierra de la mayoría de los centros de
transformación, que los conectares estaban en mal estado ya que
estaban en un proceso de oxidación lo cual no permite un buen contacto
entre el conductor de la bajante para la puesta a tierra y el electrodo de
puesta a tierra (varilla de copperweld)
- En todas ¡as estructuras revisadas se usa la misma disposición tipo para
construcción, sin tomar en cuenta !a resistividad del terreno donde se
instala el sistema.
- La disposición tipo utilizada para puesta a tierra, consta de un conductor
unido al electrodo de puesta a tierra por medio de un conectar de puesta
tierra , sin incluir el contrapeso, incumpliendo con ¡os requerimientos
mínimos exigidos en norma
- Para mejorar la conexión se procedió a soldar la bajante con el electrodo
de puesta a tierra para lograr un contacto efectivo que permita una
buena conductividad; comprobándose este efecto al realizar mediciones
de resistencia de puesta a tierra antes y después de realizar la
soldadura.
- Además se observó en algunos sitios que el electrodo de puesta a tierra
estaba desconectado de la bajante de puesta a tierra.
Las anomalías descritas en este punto, se presentará en forma gráfica en ei
(ANEXO 8)
4.7.5.- MEDICIONES DE RESISTIVIDAD.
Las mediciones de resistividad se las realizó en las zonas antes mencionadas
tomándose como referencia los mismos alimentadores que se usó para la
medición de la resistencia de puesta a tierra.
119
Inicialmente se realizaron mediciones casi simultaneas de resistividad en
diferentes puntos, a lo largo de los alimentadores con la finalidad de comparar
dichos valores; procediendo después a escoger el sitio con valor de resistividad
mas alta, la cual nos indicará la característica más desfavorable del terreno
para la cual se deberá realizar el diseño.
En dicho punto se tomaron medidas de resistividad en diferentes intervalos de
tiempo en horas del dia donde existía mayor influencia del sol con la finalidad
de encontrar la curva patrón de resistividades de esta zona (ANEXO 4).
El mismo procedimiento se aplicó en cada alimentador, para de esta manera
obtener una distribución de zonas en fundón de la resistividad del terreno,
(ANEXO 5).
Cabe indicar que el procedimiento realizado no permite definir un mapa de
resistividades (oficial), ya que sería necesario realizar mediciones en diferentes
épocas del año para encontrar la curva patrón de cada zona; sin embargo los
resultados presentados, son una buena aproximación debido a que las
mediciones fueron realizadas en una época seca, y por consiguiente bajo ías
peores condiciones en que se encontrará el terreno en cuanto a su
resistividad.
En la Tabla 4.28, se muestra un resumen de !as mediciones de resistividad
obtenidas; dichas lecturas se presentan en el (ANEXO 3)
Zona
1
23
4
5
6
7
Ubicación
Pomasqui
PliSLJquí
Coto colla o
Cmte.
Pueblo
Iñaquilo
La Floresta
La Comuna
hora
12:30-14:30
11:30-13:30
12:00-14:30
10:15-12:40
10:15-14:15
11:10-15:30
10:30-14:10
Temperatura
Promedio
<°C)
26
26
21
22
2Z
22
20
Resistividad
Mínima
(n.m)
173,4
T88.5
84.4
69.4
55.8
72.4
72.4
Resistividad
máxima
(Q,m)
215.6
209.6
126.7
126.7
96.5
1.10.1
137.2
120
8
9
10
11
12
13
14
Mirafl ores
El Bosque
Ferroviaria
El Recreo
E. Espejo
San Bartolo
Epiclachima
11:20-14:50
11:00-14:00
12:00-15:00
11:30-14:30
12:00-14:50
10:30-14:50
12:00-15:45
21
19
19
22
19
19
20
81.4
60.3
93.5
76.9
69.4
58.8
92.0
123.7
101.0
111.6
122.2
99.5
99.5
129.7
Tabla 4.28.- Resumen de medidas de resistividad
Las mediciones de resistividad se realizaron durante iodo el mes de Enero y
principios del mes de Febrero, meses en los cuales no hubo ocurrencia de
lluvias, y además se tuvo temperaturas relativamente altas en el mediodía.
Las principales características observadas fueron las siguientes:
- Los valores medidos son similares para la mayoría de zonas en las que
se realizó el estudio, presentándose resistividades entre 55.8Q.m y
137.2 ílm; con excepción de los sectores de Pusuquí y Pomasqui en
los cuales la resistividad se encuentra entre 173.4£lm y 215.6Cl.m,
debido a que estas zonas presentan un terreno seco
- Por los valores de resistividad registrados en las mediciones, el suelo de
la ciudad de Quito cae en las siguientes categorías:
• Tierra arenosa con humedad (200 Q.m)
• Arcilla compacía (100n.m -20Qn.m)
• Arena arcillosa (50Q.m-100£2.m)
Se puede decir que e! suelo de la ciudad de Quito presenta una
resistividad relativamente baja, en la cual se presenta una corrosivídad
moderada y leve, para lo cual se debe tomar en cuenta el uso o no de
protección catódica de los electrodos.
121
CAPITULO V
5.- DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE PUESTA TIERRADELAEEQS.A.
5.1.- INTRODUCCIÓN.
Con la finalidad de diagnosticar e! estado del sistema de puesta a tierra del
sistema de Distribución de ia Empresa Eléctrica Quito, en el presente capítulo
se desarrollan los cálculos pertinentes y se presentan propuestas para mejorar
los sistemas de puesta a tierra con sus respectivos beneficios, tomando en
cuenta técnicas actualizadas que permiten un funcionamiento óptimo de
dichos sistemas.
5.2.- CÁLCULOS.
Los cálculos desarrollados a continuación, evalúan las prácticas actuales de
diseño y construcción de sistemas de puesta a tierra utilizados en el sistema de
Distribución de la Empresa Eléctrica Quito, además de revisar la
estandarización de materiales utilizados para el efecto , con la finalidad de
proponer configuraciones que garanticen una operación confiable y segura.
5.2.1.- CALIBRE DEL CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA
Con la finalidad de proponer en forma estandarizada el conductor más
apropiado para la unión del electrodo de puesta a tierra y e! equipo a proteger
(transformador) , resulta indispensable realizar los cálculos pertinentes que
justifiquen su utilización, considerando los parámetros de operación del
sistema.
122
5.2.1.1.- Corrientes de Cortocircuito en Baja Potencia.
Se ha considerado las ecuaciones sugeridas en los textos relacionadas con
puestas a tierra1-1, en fas cuales se realiza una aproximación que permita
obtener de manera simple la corriente de cortocircuito del equipo a ser
protegido.
Para el cálculo se ha tomado las siguientes consideraciones:
• La reactancia del transformadores la reactancia del sistema.
• La capacidad de ruptura del interruptor, es igual a la corriente de
cortocircuito.
Las ecuaciones ha utilizar son las siguientes:
kVAcc =kVA
ICC s= .-
(ec. 5.
(ec. 5.2)
Para transformadores trifásicos
Ice =
Para transformadores monofásicos
Ice-V
(ec. 5.3)
Donde:
kVA = Potencia nominal del transformador.
kVAcc = Potencia de cortocircuito en (MVA).
V = Voltaje del sistema en (kV).
Xpu = Reactancia del transformador en por unidad.
Ice = Corriente máxima de cortocircuito.
IccS = Corriente máxima de cortocircuito en el secundario (KA)
123
IccP = Corriente máxima de cortocircuito en el primario (KA)
La información de los valores de reactancia de ¡os transformadores se obtuvo
de la base de datos de la EEQ.S.A. proporcionada por el SDI; tomando como
valor promedio 3% para efectos de cálculo.
Las corrientes de cortocircuito serán calculadas para las potencias típicas de
transformadores de distribución existentes.
Mediante ayuda de la hoja electrónica de Excel se obtuvo los siguientes valores
de corriente de cortocircuito:
Monofásicos(kVA)
5
6810
12.51525
37.5
50
IccP(A)
26.531.742.352.966.179.4
132.3198.4264.6
IccS(A)
1388.91666.72222.22777.83472.24166.7
6944.410416.713888.9
Tabla 5.1.- Comentes de cortocircuito de Transformadores monofásicos.
Trifásicos(KVA)
30455075100
112.5125150200
300
400500
600
750
800
900
1000
IccP(A)91.6137.5152.7229.1
305.5343.7381.8458.2611.0
916.4
1221.9
1527.41832,9
2291.1
2443.8
2749.3
3054.8
IccS(A)
2621.03931,54368.36552.58736.6
9828.710920.8
13104.917473.226209.9
34946.543683.152419.7
65524.769893.0
78629.6
87366.2
Tabla 5.2.- Corrientes de cortocircuito para Transformadores Trifásicos.
.1.24
5.2.1.2.- Calibre del Conductor
La corriente de cortocircuito calculada en el punto anterior, es un factor
determinante en el dimensionamiento del conductor de puesta a tierra a elegir;
cuya área transversal es determinada medíante la expresión sugerida por ía
¡EEEstd.80:
2 f c ^Amm2 = - - (ec. 5.4)T.945
Donde :
íccS = Corriente máxima de cortocircuito (kA)Te - Tiempo de despeje de falla (s)Kf = Constante para diferentes materiales a diferentes temperaturas de
fusíón(Tm) y una temperatura ambiente de 40°C
El valor máximo de corriente de cortocircuito, y por lo tanto el más peligroso, es
el que se obtiene en el lado secundario (ices) de un transformador reductor,
razón por la cual tomamos este valor para elegir el conductor de puesta a tierra
de nuestra instalación.
La Empresa Eléctrica Quito en sus normas referentes a "Estructuras Tipo",
especifica como materiales de puesta a tierra el uso de conductor No.2 de
cobre AWG; el cual según la Tabla NEC 250-122 del ANEXO 6 toma un valor
de Kf de 3.1.
El tiempo de despeje de falla es determinado por estudios de estabilidad;
tomando para efectos de cálculo un valor de 3s.
Bajo estas condiciones, se presenta en las tablas 5.3, 5.4 los conductores
recomendados para utilizar como bajantes y contrapesos en transformadores
aéreos de distribución.
125
Monofásicos(kVA)
5
68
10
12.5
1525
37.5
50
IccS(A)
1388.9
1666.7
2222.22777.83472.24166.76944.410416.713888.9
Área del conductor(mm2)
3.8
4.56.07.69.411.318,928.337.8
CalibreAWG-mcm
10
108
866422
Tabla 5.3.- Calibres recomendados para transformadores monofásico
Trifásicos(KVA)
30455075100
112.5125150200300400
* 500 , ,, 600,
750" *-8GO ' < • '900- '1000 ,
IccS(A)
2621.03931.54368.36552.58736.69828.7
1 0920.813104.917473.226209,9
•'" 34946:543683.1
'-52419.7*65524-7, -69893.0
'78629.6 - ,87366.2
Área del conductor(mm2)
7.110.711.917.823.826.729.732.6
" ''47,5 '' 71.3
í , 95,1; 118,8
142.6" - - 17S,2* , ,
C ;190-1 ' '' <- 213,9 - ,
- / '237,6 -
CalibreAWG-mcm
86642222
1/0 -, 370 /", ,4/Q "/
250rncm' SQÜmcm
350mcm400mcm500mcm
, SQOmcm '
Tabla 5.4.- Calibres recomendados para transformadores trifásicos.
NOTA.- Los valores sombreados de la Tabla 5.4, corresponden a capacidades detransformadores que no son utilizados en estructuras aéreas, sino mas bien en cámaras detransformación
Ejemplo de Cálculo:
Para un Transformador trifásico 150RVA se tiene una corriente de cortocircuito
máxima de 13.1 kA ; si utilizamos un conductor de cobre, tenemos la siguiente
área transversal:
126
AAmm
1.945
„_=29.7mm
El área transversal obtenida está entre !os valores del conductor No.2AWG y
No.4AWG; para lo cual por motivos de seguridad se elige el conductor de área
inmediatamente superior es decir el No.2AWG_
A manera de estandarización de materiales para instalaciones de sistemas de
puesta a tierra, se propone la utilización del conductor de puesta a tierra para
los siguientes casos:
- La elección del conductor de cobre No.2AWG, es idónea para equipos
instalados en estructuras aéreas
- Para cámaras de transformación se recomienda el uso de conductores
de cobre superiores al 2/0 AWG.
5.2.2.- RESISTENCIA DE PUESTA A TJERKA,
La resistencia de puesta en concepto está formada por el electrodo de puesta a
tierra , la resistencia de contacto con el suelo y la resistencia del conductor; sin
embargo a veces es necesario (a construcción de sistemas más complejos
según la necesidad que requiera la instalación.
Los siguientes valores de resistencia de puesta a tierra son recomendados por
el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas de ColombíatRETIE)
Articulo 15, el cual está basado en los estándares internacionales IEC 60364-4-
442.ANSI / ÍEE80 ,NTC2050,NTC4252 :
Valores máximos de puesta a tierra
Tipo de instalación
Estructuras de líneas de transmisiónSubestaciones de alta y extra alta tensiónSubestaciones de media tensión3roteccíón contra rayosNeutro de acometida en baja tensión
Valor máximo de,(Q)
RPT
20
1
10
1025
Tabla 5.5.- Valores recomendados de puesta a tierra
127
Para la aplicación particular de sistemas de distribución de la Empresa
Eléctrica Quito, el valor impuesto por norma es de 25Q, valor que se puede
conseguir con la instalación de sistemas de puesta a tierra simples,
compuestos de electrodos verticales, y conductores horizontales .
Es necesario entonces conocer los valores de diseño que pueden llegar a tener
diferentes configuraciones básicas para sistemas de puesta a tierra.
5.2.2.1.- Valores Característicos de sistemas de puesta a tierra simples.
Para tener una idea del valor de la resistencia de puesta a tierra que se puede
llegar a obtener en función de las características los elementos a utilizar, del
lugar de instalación y de la configuración del sistema a instalar, se indica a
continuación las siguientes expresiones para las configuraciones más
conocidas.
Por su simplicidad, se utilizarán las expresiones de cálculo propuestas en el
texto "Tierras Soporte de Seguridad Eléctrica" del autor Favio Casas Ospina.
5.2.2.U.- Varilla Vertical
Para el cálculo de la resistencia de puesta a tierra, que puede proporcionar la
instalación de una varilla vertical se tiene la siguiente ecuación.
(ec. 5.5}2II¿ d
Donde:
RE = Resistencia de puesta a tierra de una varilla vertical (Q)p - resistividad del terreno (Q.m)L = longitud del electrodo de puesta a tierra (m)d = diámetro de la varilla (m)
Para el caso particular de la Empresa Eléctrica Quito; se utiliza una Varilla de
puesta a tierra de "Copperweld", 0.016 m<t> x 1.80 m.
128;
Con las características geométricas de la varilla indicadas, se puede
generalizar la siguiente expresión de la resistencia de puesta a tierra en función
únicamente del valor de resistividad del terreno.
0.54p (ec. 5.6)
Se puede ver claramente que para un valor de resistividad del suelo de 100
O,m, se tendrá un valor de resistencia de puesta a tierra de 54Ü, muy por
encima del valor recomendado en normas.
J. 2*2.1.2.- Electrodos en línea Recta (disposición vertical)
Una expresión simplificada para el cálculo de la resistencia de puesta a tierra
del sistema indicado es ia siguiente:
= £-*( 0,404+-^ in(0.655rt) 1n ^ s )
(ec. 5.7)
Donde:
RE = Resistencia de tierra, de n varillas conectada en. forma vertical (Q)p = resistividad de! terreno (O.m)n = número de electrodos de puesta a tierras = separación de los electrodos de puesta a tierra (m).
Q r
s
-4-.
i <f<^
V V
Figura 5.1.- Electrodos en línea recta
129
Considerando parámetros comúnmente empleados en la instalación de
sistemas de puestas a tierra se obtiene las siguientes relaciones entre la
resistencia de puesta a tierra y la resistividad de suelo donde e! sistema será
instalado.
Para una separación S entre 2m y 3 m se tiene las siguientes expresiones:
RPT 2 varillas RPT 3 varillas
Para un valor de resistividad de 200 Q.m, y un sistema de 3 varillas se tendrá
un valor de resistencia de puesta a tierra de 30Q.
5.2.2.1.3.- Cable horizontal
La formulación para e! cálculo de la resistencia de puesta a tierra de un cable
enterrado en forma horizontal, nos puede servir de ayuda para analizar la
influencia de los contrapesos en el valor de resistencia de puesta a tierra,
La ecuación que nos proporciona el valor de resistencia de puesta a tierra
teórico de un conductor enterrado en el suelo es la siguiente:
R = -£-" — '"' "~'2hjj (ec.5.8)
Donde:
RE = Resistencia de puesta a tierra de un cab!e horizontal (Q)p = resistividad dei terreno (O.m)L = Longitud del conductor contrapeso (m).r = radio de la sección transversa! de! conductor contrapeso (m).h = Profundidad de instalación del conductor (m)
h>6r.
De igual forma que para los anteriores casos, hemos obtenido una expresión
(ec. 5.9) para resistencia de puesta a tierra de un cable horizontal en función de
130
la resistividad y una constante k que asocia la longitud y el radio del conductor
y la profundidad de instalación del mismo.
RE = k*p (ec. 5.9)
A manera de referencia para un conductor de cobre No.2 de 7 hilos cuya área
transversal es 33.63mm2 (Tabla NEC 250-122) y radio 3.27mm que se utiliza
habitualmente como conductor para la instalación de sistemas de puesta a
tierra, se presentan las tablas 5.6, 5.7, 5.8 con los correspondientes valores de
K,:
h(m)0.000001
0.150.2Q.30.40.5
Ü IÍKiiÜ0.70.80.91
Kfm-1)2.991.11.060.990.950.91
ipip|rj|88|i0.86
lü
0.840.820.8
Tabla 5.6.- Valores de Kpara un contrapeso de 1 m.
h{m)0.000001
0.150.20.30.40.5
ÜÜfllSpíl0.70.80.91
KfnT1)1.610.660.640.61
/ 0.580.57
0.540.530.520.51
Tabla 5.7.-Valores de Kpara un contrapeso de 2 m.
n(m)0.000001
0.150.20.30.40.5
0.70.80.91
KtnT1)1.120.480.470.450.430.42
0.400.400.390.38
Tabla 5.B.-Valores de Kpara un contrapeso de 3m.
131
a) Si consideramos un valor de resistividad del suelo de 100 Q.m, y 1m de
conductor de cobre No.2 AWG y una profundidad de instalación de 60cm se
tendrá un valor de resistencia de puesta a tierra de 88O
b) Sí bajo las -condiciones de resistividad anteriores, se entíerra 2m de
conductor, obtendremos un valor de resistencia de puesta a tierra de 55 O.
c) Si se entierra 3m de conductor, obtendremos un valor de resistencia de
puesta a tierra de 41 O.
5.2.2.2.- Evaluación Y Propuestas De Mejoramiento De Sistemas De Puesta ATierra De La EEQ S .A.
Medíante e! uso de las expresiones matemáticas revisadas en el punto anterior,
se indicará si las configuraciones propuestas en la norma de !a Empresa
Eléctrica Quito, presentan un valor de resistencia de puesta a tierra adecuado.
5.2.2.2J.-Disposición ITipoTJ-1
Este tipo de configuración es utilizado cuando la resistividad del suelo es
inferior o máximo igual a 10OOm.
La Disposición I Tipo T1-1 está provista de una varilla copperweld y un
contrapeso de 2m como se muestra en la figura 5.10.
cu tt 2 AWG
varilla cobreReí Rv
DisposiciónT1-1
Circuito equivalente delSPT
Figura 5.2.- Disposición I Tipo T1-1
132
Como se puede observar en la figura 5.2, el contrapeso de 2m se encuentra
dividido Im a cada lado, por lo cual consideraremos en los cálculos como sí se
tuviera 2 contrapesos de 1m cada uno a los iados de la varilla, como se puede
ver en el circuito equivalente de la configuración correspondiente.
Los valores obtenidos en el literal 5.2.2.1; de resistencia de puesta a tierra para
una varilla conectada en forma vertical y una resistividad de 100Qm es 54O, y
para un conductor de 1m enterrado en el piso es 880.
El valor de resistencia de puesta a tierra del sistema, se obtendrá
reemplazando los valores de resistencia de puesta a tierra de cada elemento y
resolviendo el circuito equivalente de la figura 5.2.
+J_ (ec.5.10)RPT Reí Rv Reí
Donde:
Reí ~ Rc2 = Resistencia de puesta a tierra de un conductor de Im de longitud enterrado 60 cnx
Rv=Resistencia de puesta a tierra de una varilla Copperweld, 16 mm# x 1.80 na
RPT =Resistencia del sistema de puesta a tierra varilla - contrapeso.
1 l =0.o4jn-1RPT 88Q 54Q
RPT ~ 24.24Q
£1 valor máximo calculado de la resistencia de puesta a tierra del sistema
propuesto en la Disposición ! Tipo T1-1 es 24.24O, por lo cual se puede decir
que el uso de esta configuración asegura tener valores de resistencia de
puesta a tierra dentro de la norma.
5. 2. 2.2. 2. -Disposición II Tipo TI -2
La disposición II T1-2 cíe las normas de la Empresa Eléctrica Quito, en relación
con puestas a tierra , propone la instalación de 2 varillas de puesta a tierra a
133
2.5 m de separación, unidas por un conductor de cobre No.2, para valores de
resistividad del suelo de 130Qm, como se muestra en la figura 5.3.
2.5m
varilla .cobie
Figura 5.3.- Disposición IIT1-2.
Para efecto de calcular el valor de la resistencia de puesta a tierra del sistema,
hemos utilizado el modelo de 2 varillas en línea recta, para ¡o cual trabajaremos
con la expresión RE — Q.2\p la cual encontramos previamente en el literal
5.2.1.2,
Tendremos entonces para un valor de resistividad de 130 Q.m, y un sistema de
2 varillas el siguiente valor de resistencia:
—m
El valor calculado excede en 2.3Ü al valor máximo de resistencia de puesta a
tierra propuesto en norma, porio cual se proponen !as siguientes soluciones;
a) Mejoramiento de la resistividad del terreno
Una dé las formas utilizadas más usuales para obtener un valor de la
resistencia :de puesta a tierra adecuado, es el mejoramiento del suelo donde se
realiza la insta ¡ación del sistema de puesta a tierra.
134
Dicho mejoramiento se consigue mediante la utilización de arcillas naturales
(bentonita), sales gel, químicos, eta.Como se explicó en el capítulo 2
La resistividad det suelo para la cual se obtiene la resistencia de puesta a
tierra máxima establecida en norma se obtiene de la siguiente forma:
JIPTmax — Resistencia de puesta a tierra máx¡ma= 25Q
25Q
0.21.-m
Proponemos en primera instancia la aplicación déla Disposición I (71-2) para
una resistividad del suelo máxima de 120 Q.m.
b) Cambio de sistema
b.1.- Inclusión de un contrapeso
Con la finalidad de dejar como parámetro de referencia la resistividad de
130Qm, se propone realizar ciertas variaciones en las disposiciones tipo
actualmente utilizadas
cyj&fí iWG 2.5m
vailla cotce
Sistema da puesta.a tíeiiapropuesto
RPTiT flPT2v
ci cuito equivalentedeJSFT propuesto
Figura 5.4.- Inclusión de 2m de contrapeso.
RPTmáx- Resistencia de puesta a tierra máxima =25O
135
RPTc = Resistencia de puesta a tierra del contrapeso
RPT2 = Resistencia de puesta a tierra del sistema de 2 varillas = 27.3Q
1RPTmáx RPT2v
1 1
RPTc JRPTmáx. RPT2v
_L_ -1 L_ = 0.00337Q-1RPTc 25O, 27.3a
-10.00337Q
Si se incluye en el sistema 2m de conductor de cobre #2AWG, enterrado 60cm
en forma horizontal, se consigue una resistencia de puesta a tierra del mismo,
de. 71.50 según se calcula a continuación.
(ec 5.9}
Con ^=0:55 (tabla 5.1)
0.55—m
El valor que tendrá la resistencia de puesta a tierra del sistema, con la
sugerencia propuesta será:
1 1 1•-i--RPT JRPT2v RPTc
_L- _J_™4-_J__- = Q.0506Q-'jRPT 273ÍÍ 71.5£3
^PTc- = í r != 19.8H
136
Se puede observar, que la inclusión de un contrapeso de 2m¡ disminuye el
valor de resistencia de puesta a tierra en 5H, con respecto a| exigido en norma;
además de mejorar la disipación de corrientes en el suelo.
b.2.- Inclusión de otra varilla.
Amanerare análisis proponemos como una tercera opción la inclusión de una
varilla adicional en el sistema de puesta a tien-a para la disposición (TI -2)
como se puede observaren la figura 5.5.
DUS2AWG
25m
•varilla ccbre
Z5m
Sistema de puesta a tíenapropuesto
Figura 5.5. Inclusión de una varilla a 2.5m de separación.
Para encontrar el valor de la Resistencia de puesta a tierra de esta
configuración haremos uso de ¡a expresión Rs~OA.5pcorrespondiente al
cálculo de tres varillas enterradas en línea recta:
Debido al cambio, realizado, se ha obtenido una resistencia de puesta a tierra
del ¿sistema Jnferior a! valor sugerido en norma en 5.5Q, lo cual resulta
convenfente operativamente.
137
,5.2.2.2.3.-Disposición UI TipoTl~3
La Disposición 1-03 Tipo T1-3 propone la instalación de 3 varillas de puesta a
tierra a 3.75 m de separación, unidas por un conductor de cobre No.2, para
valores de resistividad del suelo de 2QQÜm, como se muestra en la figura.
7.5rn
3.75m
venía cobie
Figura 5.6.-Disposición (T1-3)
Para el cálculo del valor de resistencia de puesta a tierra de esta configuración
se utilizará la (ec. 5.7) considerando la resistividad y separación
correspondientes a esta disposición:
J?ÍT = £-* 0,404+-í« ^
Donde:
n = 3 vari i ios.
¿> = 200Om
s=3.15m
, ,Í0)404+^M0.655*3)S3 I 3.75 V 7
El valor de resistencia de puesta a tierra calculado es 3.8Q superior al valon
exigido.
J.38
A continuación se proponen alternativas de solución para reducir el valor de
resistencia de puesta a tierra al valor esperado.
a) Mejoramiento de la. resistividad del terreno
La resistividad del suelo para la cual se tiene la resistencia de puesta atierra
máxima establecida en norma se obtiene de la siguiente forma:
T=£*\) 1n { s J
RPTmcrx^n
VDonde:
s ~ 3.75m
0404+-
Se propone en primera instancia la aplicación de la Disposición lll(T1-3) para
una resistividad del suelo máxima de 175 Q.m
b) Cambio de sistema
b.1.- Inclusión de un contrapeso
Al igual que para la Disposición Eli (T1-3), veremos que ocurre, con la
resistencia de puesta a tierra del sistema si incluimos un contrapeso <de 2m de
longitud'.
139
P 3.75m S r
vírila ratxe
V \a da p
3.7Sm j/ 1 2m cutt2AWG
.jesla a b'ena
T Tencuito eqüf/aíefitedel SPT propuesto
propuesto
Figura 5.7.- Inclusión de 2m de contrapeso.
RPTmáx - Resistencia de puesta a tierra máxima =25O
RPTc = Resistencia de puesta a tierra del contrapeso
RPT3v = Resistencia depuesta atierra del sistema de 3 varillas = 28.80
Si se Incluye en el sistema 2m de conductor de cobre #2AWG , enterrado 60cm
en forma horizontal en un terreno de 2QOQm de resistividad, se consigue una
resistencia de puesta a tierra del mismo de 110 Q valor calculado en base a la
ecuación 5.9 y la tabla 5.7.
RPTc^lc* p
RPTc ^ 0.55m~l
El valor que tendrá la resistencia de puesta a tierra del sistema, con la
sugerencia propuesta será:
1 .1 1RPT RPT3v RPTc
1 1 1,RPT
RPTc
28.SQ non1
0.0438fT!
= 22.8Q
140
Se puede observar, que la inclusión de un contrapeso de 2m, permite obtener
el valor de puesta a tierra de23 O.
b.2.- Inclusión de otra varilla.
Amanera de análisis proponemos como una tercera opción la inclusión de una
varilla adiciona! en el sistema de puesta a tierra para la disposición (T1-2)
como se puede observar en la figura 5.8.
UTSrn 3.75ncuJGAWS
3. 3.75m 4
C
varilla cobre
0 . . . . . . .Sistema.de puesta.a.berra
propuesto
Figura 5.8.- Inclusión de una varilla a 2.5m de separación.
Para encontrar ei valor de la Resistencia de puesta a tierra de esta
configuración haremos uso de la expresión:
RPT = * 0;404-t-
.~ ^varillas.
0,404+ -2— ln(0.655* 4)4 I 3.75 ^
141
Debido al cambio realizado, se ha obtenido una resistencia de puesta a tierra
del sistema inferior al valor sugerido en norma en 2.7Q, lo cual resulta
conveniente operativamente.
5.2.2.2.4..- Costos asociados con las propuestas de mejoramiento.
En las siguientes tablas se presentarán los costos que tienen ¡os distintos
sistemas de puesta a tierra que la Empresa Eléctrica Quito S.A. tiene en sus
disposiciones tipo
Disposición T1-1Lista de Materiales
Ref.
1
2
3
4
5
Unidad
c/u
c/u
m
m
c/u
Descripción
Varilla de puesta a tierra de"Copperweld", 16 mrn<fc x 1 .80 mGrapa Copperweld para varilla de
puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre
N° 2 AWGConductor de cobre desnudo,
suave, N° 2 AWGConector paralelo para cobre-
aluminlo
Cantidad
1
2
3
9
1
Precio actual($)
7.98
1.25
2.54
2.54
0.88
Total
Costo(*)
7.98
2.50
7.63
22.89
0.88
41.88
Tabla 5.9.- Costos para la disposición T1-1
Disposición T1-2Lista de Materiales
Ref.
1
2
3
4
5
Unidad
c/u
c/u
m
m
c/u
Descripción
Varilla de puesta a tierra de"Copperweld", 16 mm* x 1.80 m
Grapa Copperweld para varilla depuesta a tierra
Contrapeso, conductor de cobreN° 2 AWG
Conductor de cobre desnudo,suave, N°2AWG
Conector paralelo para cobre-aluminio
Cantidad
2
2
3
9
1
Precio actual($)
7.98
1.25
2.54
2.54
0.88
Total
Costo($)
15.96
2.50
7.62
22.86
0.88
49.82
Tabla 5.10.- Costos para la disposición T1-2
142
Disposición T1-3Lista de Materiales
Ref.
1
2
3
4
5
Unidad
c/u
c/u
. m
m
c/u
Descripción
Varilla de puesta a tierra de"CopperwekT, 16 mm* x 1.80 mGrapa Copperweld para varilla de
puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre
N° 2 AWGConductor de cobre desnudo,
suave, N° 2 AWGConectar paralelo para cobre-
aluminio
Cantidad
3
4
8
9
1
Precio actual($)
7.98
1.25
2.54
2.54
0.88
Total
Costo($)
23.94
5.00
20.32
22.86
0.88
73.00Tabla 5.11.- Costos para la disposición T1-3
La solución que se propone para la disminuir la resistencia de puesta a tierra es
la instalación de contrapeso lo que ocasiona nuevos costos ya que se
necesitará mas material como es el conductor de cobre desnudo suave N° 2
AWG y los distintos conectores.
Para la disposición tipo T1-1, no es necesaria la instalación de contrapeso, ya
que con lo que se expresa en la norma si se cumple con el valor de la
resistencia de puesta a tierra requerido.
Para las otras disposiciones se tiene los siguientes costos:
Disposición T1-2 (propuesta)Lista de Materiales
Ref.
1
2
3
4
5
Unidad
c/u
c/u
m
m
c/u
Descripción
Varilla de puesta a tierra de"Copperweld", 16 mm* x 1.80 mGrapa Copperweid para varilla depuesta a tierraContrapeso, conductor de cobreN°2AWGConductor de cobre desnudo,suave, N° 2 AWGConector paralelo para cobre-alumínío
Cantidad
2
2
5
9
3
Precio actual($)
7.98
1.25
2.54
2.54
0.88Total
Costo<$>
15.96
2.50
12.70
22.86
2.6456.66
Tabla 5.12.- Costos para la disposición T1-2
143
Disposición T1-3 (propuesta)Lista de Materiales
Ref.
1
2
3
4
5
Unidad
c/u
c/u
m
m
c/u
Descripción
Varilla de puesta a tierra de"Copperweld", 16 mm<£ x 1 .80 mGrapa Copperweld para varilla depuesta aüerraContrapeso, conductor de cobreN° 2 AWGConductor de cobre desnudo,suave, N° 2 AWGConector paralelo para cobre-aluminio
Cantidad
3
4
10
9
3
Precio actual($)
7.98
1.25
2.54
2.54
0.88Total
Costo($)
23.94
5.00
25.40
22.86
2.6479.84
Tabla 5.13.- Costos para la disposición T1-3
Para mejorar la conductividad y disminuir ¡a corrosión que se puede ocasionar
en la unión entre el conector de puesta a tierra y el conductor de la bajante se
puede realizar una mejor unión mediante suelda exotérmica, a continuación se
muestra los costos que se adicionarán si se usa Suelda Cadweld.
Suelda Cadweld
caja cadweldsuelda
mano de obra
Aplicaciones
45
1
1
Precio($)150
e;5
Total
precio unitario($)
3.336
5
14.3
Tabla 5.14.- Costos adicionales de suelda cadweld
53.-CVFLUENCIA EXPERIMENTAL DE LAS SOLUCIONESPROPUESTAS
Para verificar la eficacia de los métodos sugeridos para la disminución de! valor
de resistencia a tierra, se vio la necesidad de realizar las distintas pruebas a
continuación detalladas.
144
5.3.1.- PRUEBAS REALIZADAS EN TRANSFORMADORES.
Los resultados obtenidos son comparados con valores teóricos esperados, sin
embargo, tomando en cuenta que la efectividad de cada propuesta, dependerá
de la correcta aplicación de las mismas.
Se tomaron como referencia tres transformadores en los cuales se realizaron
varias pruebas para comprobarla manera en que varía la resistencia de puesta
a tierra.
Las pruebas se efectuaron medíante la utilización del equipo AMC 3711 para
la medición de resistencia de puesta a tierra, y el equipo UNILAP GEOX para la
medición de resistividad del terreno mediante la aplicación del método de
Wenner.
Las mediciones se realizaron para los siguientes casos;
- Condición original de! sistema.- Hidratando el suelo- Inclusión de 1 varilla- Unión de las puestas a tierra del pararrayos y el transformador.
1.- Transformador 17181
Mediciones en el Transformador 17181
CiudadTemperatura
HoraResistividad
Quito23°C10:00
102.5Q.m
Datos experimentales
RPT transformadorRPT Pararrayos
RPT transformadorsuelo mojadoR 2 varillas
R unidas tierras depararrayos y
transformador
54 D52
51 Q
36 Q
24 D
Tabla 5.15.- Mediciones en el transformador 17181
145
Se puede observar que la medida inicial de la resistencia de puesta a tierra es
de 54Q, al instalar una segunda varilla a 1m de profundidad se logró disminuir
la resistencia a un valor de 38 O,
Teóricamente el valor que se debía obtener para esta condición mediante la
aplicación de las fórmulas indicadas en el literal 5,1.2. es 33.7H, verificándose
que la diferencia entre el valor teórico y el valor real del sistema sugerido es
pequeña.
La hidratación del suelo con agua permitió obtener una valor de resistencia de
51 O, siendo el método menos efectivo de los analizados , y de corta duración
que se tiene para mejorar el valor de RPT de un sistema.
Finalmente se unieron las puestas a tierra del pararrayos y la del transformador
en la parte superior de la estructura con conductor No. 2AWG y conectores de
ranuras paralelas, se realizó una nueva medición y se obtuvo una resistencia
del sistema de 24 Q, siendo este el método más efectivo y práctico para
corregir los sistemas de puesta a tierra existentes.
o.6mI
3m
-^-
/t
varillas -"-"^
^ Conductor decobre No.2
1m
j*""" 1.8m ,16mnx£T
Figura 5.10 Conexión de la segunda varilla de puesta a tierra
146
2.- Transformador 70240
Mediciones en el Transformador 70240
CiudadTemperatura
HoraResistividad
Quito23°C11:30
182.5O.rn
Datos experimentales
R 1 variila panrayosR 1 varilla
transformadorR unidas tierras de
pararrayos ytransformador
53 Q
67 Q
36 Q
Tabla 5.16,- Mediciones en el transformador 70240
En este transformador se procedió a medir ía resistencia de puesta a tierra del
pararrayos y del transformador, obteniendo resistencias de 53 Q, y 67 Q
respectivamente.
El siguiente paso fue unir las bajantes de las puestas a tierra de! transformador
y del pararrayos para lo cual se utilizó conductor No. 2AWG, y dos conectores
de ranuras paralelas, luego se procedió a la medición obteniéndose una
resistencia del sistema de 36 Q.
3.- Transformador 115255
Mediciones en el Transformador 115255
CiudadTemperatura
HoraResistividad
Quito21 °C12:30
108.4Q.m
Datos experimentales
R 1 varillapararrayosR 1 varilla
transformadorR 2 varillas
R unidas tierras depararrayos y
transformador
44 Q
42 Q
23 O
34 O / 0.3 Q
Tabla 5.17.- Mediciones en el transformador 115255
147
En este transformador se pudo tomar las medidas de resistencia de puesta a
tierra del pararrayos y de! transformador 44 O, y 42 O, respectivamente.
En una segunda medición se procedió a instalar otra varilla a una distancia de
3m de la varilla de puesta a tierra del transformador y enterrada 1m de
profundidad, se las unió con conductor No. 2AWG y conectares para varillas
de puesta a tierra, y se obtuvo una resistencia de 23 Q, valor esperado, ya que
se tiene dos varillas en paralelo.
Luego de tomadas esta medidas se procedió a unir las bajantes de cada
puesta a tierra con conductor No. 2AWG y conectores de ranuras paralelas,
obteniendo una resistencia del sistema de 34 Q.
5.4.- VALOR »E RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
La resistencia de los electrodos artificiales debe ser menor a 25 Q, En caso de
que la resistencia sea mayor hay que agregar otro electrodo paralelo a una
distancia de por lo menos 1,8 m (como lo indica el NEC en e! artículo 250-84).
SÍ se considera que una varilla de puesta a tierra se encuentra rodeada por
cilindros concéntricos de tierra. Los cilindros cercanos tienen poca área y alta
resistencia. Los cilindros extemos tienen menor resistencia. Al haber tomado
en cuenta cierta cantidad de cilindros, la resistencia de la conexión electrodo -
tierra ya no disminuye si se agrega un cilindro más. Esta cantidad de cilindros
forma el "cuerpo de tierra efectivo" del electrodo, e! cual abarca un cilindro de
radio aproximadamente igual a la longitud del electrodo y una longitud dos
veces la del electrodo1"22 figura 5.11.
f '^7Joseph R. Knísley, "Understanding groundhg electrode requirements of Une NE Code," Eléctrica!
Construction and Maintenance, September 1991.
148
Figura 5.11.- Disposición de los cuerpos de tierra para que no se traslapen
De esta forma, para disminuir efectivamente la resistencia del sistema de
electrodos, la distancia que debe haber entre dos varillas es de a! menos el
doble de su longitud, de lo contrario ios cilindros de tierra que rodean a los
electrodos se traslaparán y su resistencia efectiva no disminuirá.
La distancia que manda el NEC de 1.8 m es pequeña ya que los cuerpos de
tierra se traslapan. Una distancia de 3.6 m es una distancia consistente con las
dimensiones de ios cuerpos de tierra para varillas de puesta a tierra de 1.8 m.
El Natíonaí Eléctrica! Code en el artículo 250-84 establece que "un electrodo
único que consista en una varilla, tubería o placa y que no tenga una
resistencia a tierra de 25 O o menos, se debe complementar con un electrodo
adiciona! de cualquiera de los tipos especificados en 250-81 o 250-83. Cuando
se instalen varios electrodos de barras, tubos o placas para cumplir los
requisitos de esta Sección se deben colocar a una distancia mínima de 1,80 m
entre sí y deben estar efectivamente conectados entre sí".1-23
En este artículo el NEC también recomienda que la instalación de varillas en
paralelo de más de 2.40 m será más eficiente si a éstas se las separa más de
1.80m.
En el estándar 142-1982 IEEE (IEEE recommended practice forgrounding of
industrial and commercial power systems) establece tos valores aceptables
recomendados de ¡a resistencia de puesta a tierra, y en el capítulo 4 conexión a
tierra dice:
123 Articulo 250-B4 del NEC
149
"Lógicamente, el requisito mas adecuado que debe reunir ei sistema de tierra
es la más baja resistencia. Aún, las instalaciones más pequeñas con bajos
niveles de corriente de falla a tierra no requieren un valor bajo de resistencia de
puesta a tierra como los sistemas más grandes con sus niveles más altos dé
corriente de falla a tierra. Los sistemas de puesta a tierra con resistencias de
menos de 1 Q se lo puede obtener con el uso de varios electrodos individuales
conectados juntos.
Esta resistencia baja sólo puede requerirse para subestaciones grandes o
estaciones generadoras. Generalmente resistencias en e! orden de 2-5 fl son
convenientes para las subestaciones de plantas industriales, edificios e
instalaciones comerciales grandes.
E! valor de 25 O descrito en el código eléctrico nacional (NEC), ANSI/NFPA70-
1981 se aplica a la resistencia máxima dada por un solo electrodo. Si se
obtiene una resistencia más alta con un solo electrodo, se requiere un segundo
(paralelo) electrodo. No hay ninguna objeción con el valor de 25 Q ya que es un
nivel satisfactorio para un sistema de tierra>>L24
Como se puede ver en estándares internacionales el valor de 25 Q es
adecuado para un electrodo de puesta a tierra, ya que este valor permite una
correcta conducción de la corriente de falla a tierra que puede darse en el
sistema en estudio.
5.5.- JOTLUENCIA DE LA PUESTA A TIERRA ENPARARRAYOS^5
Para efecto de que e! pararrayos cumpla la función de descargar la corriente
es necesario que el circuito este cerrado por !a resistencia de puesta a tierra, lo
cual produce una caída de potencial en esta, que incrementa el voltaje
residual.
124 IEEE recorrímended practiceforgroundingaf industrial and commercial powersystems(Std 142-1982)^ Revista de! CÍEEPI, febrero 2004Ediciones CEAC, sa- Estaciones de Transformación y Distribución Protección de Sistemas eléctricos
150
El valor de resistencia de puesta a tierra del pararrayos deberá ser
seleccionado de ta! forma que no se sobrepase el margen de protección
sugerido.
El margen de protección de un equipo se encuentra entre 10% y 35%;
utilizando los valores superiores para protección de descargas atmosféricas, y
valores menores, para protección contra impulsos de maniobra.
La expresión que relaciona el margen de protección del sistema, en función del
nivel de aislamiento y nivel de protección del pararrayos, se obtuvo del manual
Cooper sección B, protección contra sobrevoltajes:
f NA(ea5.ll)
{NPDonde;
MP=M argén de protección (IQ%-30%)
NA=Nivel de aislamiento del equipoa proteger {kV}
NP =Niveí de proteccióndel pararrayos (kV}
Al momento de la descarga, el pararrayos deberá proteger al sistema de una
elevación de voltaje superior al nivel de aislamiento de ios equipos.
Ei nivel de protección del pararrayos (NP) está ¡imitado por la resistencia de
puesta a tierra como se indica en ¡a siguiente expresión:
NP =Id*RpT+Vdm (se. 5.12)
El voltaje de descarga del pararrayos (Vdm), depende del valoren ohmios de la
resistencia no Ünea! en el instante en que la corriente de descarga es máxima
(Id); al igual que la caída de voltaje presentada en ¡a resistencia de puesta a
tierra (RpT).
151
Id
O
TANQUE DEL TRANSFORMADOR
Vdm
VRpT=Id*RpT
Figura 5.12.- Influencia de la puesta del pararrayos
Para encontrar el valor de resistencia de puesta a tierra adecuado para que el
sobrevoltaje no supere el BIL del equipo se utiliza la ec. 5.13
Id
-Vdm(ec. 5.13)
En la sección; A.~ 20 de las normas de construcción de la Empresa Eléctrica
Quito concernientes a equipos y materiales; partida B relacionada a Equipos
de protección y secctonamiento, se especifica los voltajes nomínales, voltajes
máximos de descarga, para una onda de corriente de 8*20 microsegundos.
VoltajePrimario
(kV)6.323
Voltajenominal
(kV)6.018
Máximo Voltajede descarga; para 5kA
íkV)2259
Máximo Voltaje dedescarga para 1 0kA
(kV)24 '•66
Tabla 5.18.-Voltajes de descarga de pararrayos.
152
El aislamiento de los Transformadores de distribución y equipos de protección y
seccionamiento, con excepción de los seccionadores fusibles, deberán
satisfacer los valores de prueba que se especifican a continuación, en base a
condiciones normales propuestos por la norma IEC, es decir a una presión de
1 at y una temperatura de 20°C.
Voltaje nominalíkV)6.323
Voltaje máximo de diseño(kV)7.824
Voltaje de prueba a!impulso (BIL) kV
95150
Tabla 5.19.- Nivel de aislamiento de Transformadores de distribución y equiposde protección y secciona miento.
Para efectos de corrección del nivel de aislamiento, debido a la altura y presión
atmosférica a ¡a que se encuentra la ciudad de Quito 2820 msnm y 540 mrnHg
respectivamente, hacemos uso de los factores de corrección indicados en la
Tabla 5.20.
Altura(m)
01005001000150020002500280030004000
PresiónkPa101.3100.195.590.584.579.574.772.070,161.3
mm Hg760751716679634596560540526460
Factor de corrección8
1.0000.9880.9420.8930.8340.7840.7370.7100.6920.605
Tabla 5.20 .- Factor de corrección por presión a diferentes alturas
153
5.6.- CONEXIONES EQUIPOTENCIALES
Las conexiones equipotenciales son necesarias para asegurar la continuidad
eléctrica y la capacidad de conducir cualquier corriente de falla que se pueda
producir en el sistema.
El artículo 250-81 de! NEC obliga a unir todos los electrodos naturales o
artificiales si éstos están disponibles.
Supongamos que e¡ electrodo de un pararrayos y e¡ electrodo de la
alimentación eléctrica de un edificio no se unen. En caso de que una descarga
atmosférica cayera en e! pararrayos, se tendría que el potencial de todo el
equipo metálico unido al conductor de bajada del pararrayos estaría a un
potencial elevado. Mientras que las partes metálicas puestas a tierra del
sistema de alimentación eléctrica, quedarían a potencial de la instalación del
sistema de puesta a tierra.
Sí están próximas las partes metálicas con diferente potencial podría ocurrir un
arco etéctrico con consecuencias fatales para 3a instalación. Esto justifica la
necesidad de unir todos los electrodos dentro de un mismo edificio.
Potencial en A y Bes diferente qu& en C
O volte
Figura 5.13.- Electrodos de puesta a tierra aislados
En la figura 5.13 se tiene una aumentación eléctrica 1 ¡a cual abastece a las
cargas A y B, la fuente 2 alimenta a la carga C, los electrodos de! sistema 1 y
del 2 están aislados, mientras que las cargas A, B y C están unidas por medio
154
de cables de comunicación. Una descarga atmosférica ocasionaría que las
cargas A y B se elevaran miles de voltios con respecto a la carga C, esta
diferencia de potencial pondría en peligro la vida humana y el equipo.
La sección NEC 250 artículo 250-86 prohibe emplear ios conductores de
bajada o los electrodos del sistema de pararrayos en lugar de los electrodos
artificíales del artículo NEC 250-83. La misma sección indica que esta
prohibición no significa que los electrodos de distintos sistemas no se deban
unír.
El artículo NEC 250-86, indica que la unión de los electrodos de los distintos
sistemas limitará las diferencias de potencial entre los electrodos y ¡os
alambrados asociados. La sección 250-71 (b) del NEC da ¡os detalles de la
unión del sistema de tierras de alimentación eléctrica con los otros sistemas de
tierra, (pararrayos, cable, comunicaciones y teléfono).
En ia siguiente figura se presenta la forma que se debería conectar el
conductor de puesta a tierra en un pequeño sistema.
PARARRAYOS
N
TANQUE DEL TRANSFORMADOR
Figura 5.14.- Diagrama de conexión del conductor de puesta a tierra
155
Los seccionadores en medio voltaje permiten, mediante la desconexión, el
acceso al pararrayos y terminales de medio voltaje del transformador. Además
protegen al transformador contra daño por sobrecarga y corto circuito.
Los pararrayos protegen al devanado primario contra descargas atmosféricas y
sobrevoltajes transitorios. La función de éstos es limitar las excursiones de los
voltajes en termínales primarios con respecto al tanque que contiene los
devanados. Por esto la unión del pararrayos a terminales primarios y a tanque
debe ser los más directa posible.
El sistema de electrodos está formado por dos electrodos artificiales y la
tubería de! agua. Los tres deben estar unidos, como se Indica en la figura 5.14.
El tanque def transformador y del equipo de desconexión principal se une al
sistema de electrodos en dos puntos, en el conductor de bajada del pararrayos
y en el conductor del sistema de electrodos.
Una variante consiste en eliminar la bajante del pararrayos, uniendo sólo a
tanque de transfonmador y gabinete de equipo de desconexión principal y bajar
al sistema de electrodos sóio en el conductor del sistema de electrodos. Los
dos electrodos artificiales se unen ahora a nivel del terreno, como se muestra
en la figura 5.15.
'oFUSlBtrE
PARARRAYOS- V
<j . TANQUE DEL TRANSFORMADOR
7 1\L—
N fc
1
^1?I
i
T*•
3" ZPT
Figura 5.15.- Variante para la conexión del conductor de puesta a tierra
156
El secundario del transformador forma un sistema derivado separadamente y
como tal se debe conectar a tierra. La barra de neutros, aislada del gabinete
se une a la barra de tierras mediante el puente de unión principal. El conductor
puesto a tierra o neutro se une sólo en este punto a tierra.
Los gabinetes, las canalizaciones metálicas se deben unir a tierra. Estas
uniones deben ser mediante conectares apropiados. (Un entorchado en
puestas a tierra denota una instalación de mala calidad).
La conexión de la figura 5.16 no es aceptable ya que umita los sobrevoltajes
transitorios con respecto al terreno y aunque ei tanque y gabinete están unidos
al terreno con el segundo electrodo, la resistencia de los electrodos limitaría la
acción de los pararrayos.
Id
TANQUE DEL TRANSFORMADOR
Vdm
VRpT=Id*RpT Zs
Figura 5.16.- Conexión con sistemas de tierras aisladas
Haciendo referencia a las instalaciones de la Empresa Eléctrica Quito S.A., se
tiene que en ellas la resistencia de puesta a tierra del transformador y la del
pararrayos están aisladas, lo que puede ocasionar daños en caso de que una
descarga atmosférica cayera en el pararrayos ya que se elevaría el potencial
1.57
de este con respecto al potencia! del transformador que en este caso estaría ai
potencial proporcionado por su puesta a tierra.
Además a! unir la puesta a tierra del transformador y fa del pararrayos se
podría disminuir notablemente el valor de la resistencia de puesta a tierra, ya
que se tendría un sistema en paralelo; Esto se comprobó en las pruebas que
se llevaron a cabo en tres transformadores cuyos resultados se presentaron en
el punto 5,2.1 (Pruebas realizadas en transformadores).
iEn la figura 5.17 se muestra la forma en que deben unirse (os sistemas de
puesta a tierra de ios pararrayos y transformadores.
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HA AU,1>I
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wAI,yw*!/-¡
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uo
1 1 I 1Figura 5.17.- Forma de unión de tierras de equipos
En el primer esquema se Indica la conexión actual de los sistemas de puesta a
tierra de la EEQ S.A. con las tierras del transformador y dei pararrayos
separadas, conexión no apropiada debido a ¡os problemas que pueden
acarrear como se explico anteriormente.
158
En el segundo esquema se observa la unión de las varillas de puesta a tierra
de! pararrayos y del transformadora nivel de suelo.
El tercer esquema muestra la unión de las bajantes de las puestas a tierra del
transformador y del pararrayos junto con el neutro del sistema a nivel aéreo.
El último esquema muestra la conexión ideal de los sistemas de puesta a tierra
del pararrayos y del transformador, esto es a nivel de suelo uniendo las varillas
y a nive! aéreo uniendo también las bajantes junto con el neutro, conexión
recomendado por estándares internacionales.
5.7.- INFLUENCIA DE LAS PUESTAS A TIERRA ENPERTURBACIONES.
El desarrollo de componentes electrónicos y su aplicación en forma masiva ha
impuesto niveles de exigencia en el diseño de instalaciones de ahí ¡a
importancia de diseñar y construir los sistemas de puesta a tierra dentro del
marco de compatibilidad electromagnética
Los efectos producidos por las armónicas en los componentes de los sistemas
eléctricos han sido analizados tanto para circuitos particulares como para toda
una red interconectada, no obstante en algunos casos es muy difícil
cuantificarlos en forma específica puesto que dependen de muchos factores.
Con la finalidad de evitar que !as perturbaciones lleguen a los equipos, creando
interferencias electromagnéticas, se sugiere la mitigación de !a perturbación, o
disminuir las ímpedancias y por consiguiente el efecto joule, representado en
pérdidas.
En algunos casos el circuito, la instalación eléctrica, por sus propias
características de diseño exalta armónicas, la circulación de corrientes
armónicas produce caídas de voltaje armónicas que a su vez causan mas
159
corriente armónica, y además pueden presentarse resonancias entre circuitos
que tienen frecuencias naturales armónicas,
Al ser e! neutro el camino por donde circulan los armónicos impares, y a su vez
este está conectado a tierra, se ha realizado la constatación de la influencia de
las puestas a tierra en la operación de uno de los componentes del sistema de
distribución (transformador), para lo cual tomamos como referencia el
transformado N° 32101, que se encuentra alimentado del primario 18A, de
75kVA de la empresa Familia Sancela del Ecuador S.A
Para realizar las pruebas que se describen a continuación se utilizó el
analizador de redes MEMOBOX 300 equipo perteneciente a la Empresa
Eléctrica Quito, cuyos datos técnicos son los siguientes:
Datos Técnicos del MEMOBOX 300
Voltaje de entradaRango de entrada conexión Y: 115 / 230 / 480 V AC
Rango de entrada conexión D: 200 / 400 / 830 V AC
Max. sobrevoltaje: 1.2x V entrada (vi)
Selección del rango de entrada: por la programación del trabajo
Conexiones: Ph-Ph or Ph-N, 1 o 3 phase
Voltaje nominal VN : < 999 kV
Resistencia de entrada: > 4.7 MQ
Error de operación: 0.1 %
Transformador de voltaje
Transfonmer ratio: á 999 kV / < vi
Córlente de entrada
1ph P, 3ph. P, 3ph P-N: LEM~f[ex 5 A .„ 1500 A
Error de operación: 2 %
160
Optativo: Shunt igual potencial
1 ... 5A
Exactitud: 0.5 %
La prueba se realizó conectando el analizador de redes MEMOBOX 300
teniendo las puestas a tierra del transformador y del pararrayos
independientes, registrando los resultados bajo esa condición, para luego
proceder a unir los sistemas de puesta a tierra, y realizar la comparación
pertinente, obteniéndose los resultados graficados en las figuras 5.18 y 5.19.
Figura 5.18.- Información obtenida del Memobox para tierras separadas
La figura 5.18, muestra los niveles de caída de voltaje, distorsión total armónica
y de flicker obtenido del analizador de redes memobox con los sistemas de
puesta a tierra del transformador y del pararrayos independientes, aquí se
puede observar que los niveles de los parámetros mencionados no sobrepasan
el límite impuesto por la regulación CONELEC 004/01.
Cada barra de los gráficos obtenidos representa caída de voltaje, distorsión
total armónica y flicker por cada una de las fases.
161
Figura 5.19.- Información obtenida del Memobox para tierras unidas
La figura 5.19, muestra los niveles de caída de voltaje, distorsión total armónica
y de flicker cuando se unieron los sistemas de puesta a tierra del transformador
y del pararrayos, si bien es verdad que no sobrepasan ios límites establecidos
por la regulación CONELEC 004/01, se puede observar claramente que las
perturbaciones como son armónicas y flicker disminuyen con relación a las
perturbaciones de la figura 5.18.
Cabe mencionar que en cuanto a la caída de voltaje como era de esperarse
disminuyó considerablemente, esto se debe a que al conectar las puestas a
tierra del pararrayos y del transformador, e! valor total del sistema de puesta a
tierra disminuyó por lo que mejora el nivel de referencia y por ende disminuye
la caída de voltaje.
Valores obtenidos del analizador de redes Memobox 300
Fecha
1 7-03-05
1 8-03-05
THD
Fasel
1.191
1.581
Fase2
1.436
1.38
FaseS
1.640
1.49
Flicker
Fasel
2.908
1.653
Fase2
1.662
1.452
FaseS
1.442
2.320
Caídas de voltaje (%)
Fasel
2.11
1.60
Fase2
2.78
2.31
FaseS
2.34
1.85
Tabla 5.21.- Valores obtenidos del analizador de redes Memobox 300
162
CAPÍTULO VI
6.- PROCEDIMIENTOS PARA EL DISEÑO YCONSTRUCCIÓN DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA.
6.1.- NORMATIVA DE REFERENCIA PARA PUESTAS A TIERRA.
Para efectos de evaluar las condiciones actuales del sistema de puesta a tierra
del sistema de distribución de Quito, es necesario tomar como base teórica de
referencia, normativas y reglamentos actualizados que gocen de credibilidad y
rijan procedimientos aceptados a nivel internacional.
Por este motivo hemos considerado como principales referencias las siguientes
publicaciones:
• IEEE Std 80-2000
• Reglamento de seguridad NEC.
• Reglamento técnico de instalaciones eléctricas (RETIE) Colombia
Capítulo II Artículo 15 "Puestas a Tierra"
• Otras Publicaciones.
A continuación se resumirá las partes más importantes de cada documento,
haciendo énfasis en los criterios adoptados en la guía.
6.1.1.- IEEE Std 80-2000^
El capítulo 16 de la norma IEEE Std 80-2000 referente a "diseño de sistemas
de tierra" establece dos criterios principales para el diseño del sistema de
puesta a tierra los cuales son bajo condiciones de operación normal y condición
de falla.
Los objetivos para el diseño de la puesta a tierra son:
126 IEEE Cuide for Safety ¡n AC Substation Grounding
163
a) proporcionar un medio para disipar corrientes eléctricas a tierra sin
exceder ningún límite en el equipo y su operación.
b) asegurar que una persona cercana a una instalación eléctrica no se
exponga a! peligro de un choque eléctrico.
Bajo este criterio la norma aborda cálculos de parámetros críticos como son:
- Máxima corriente de malla
- Tiempo de despeje de faifa
- Resistividad del suelo
- Resistividad de la capa superficial
- Geometría de !a malla
Cuando se ha terminado e! diseño la norma sugiere algoritmos
computacionales para la modelación de mallas de puesta a tierra.
6.1.2.- REGLAMENTO DE SEGURIDAD NEC.L27
En el reglamento de seguridad dei NEC (ecuatoriano) revisado por el 1NEN,
establece en la sección 250 "Puestas a Tierra" varios literales que se dividen en
puntos para la conexión de la puesta a tierra de:
- circuitos de c.c. y c.a.
- sistemas de c.c. y c.a. para varios niveles de voltaje
- generadores
- sistemas alimentados desde acometida
- edificaciones
- conductores que se deben aterrizar
- puesta a tierra de equipos
- tipos de alambre para (a conexión
- conexiones equipotenciales
L27 Código eléctrico nacional (ecuador) INEN
164
- Instalación del electrodo de puesta a tierra
- uso de la puesta a tierra de los pararrayos
- puesta a tierra complementaria
- calibre de conductor de puesta a tierra tanto para c.c. como para c.a.
- continuidad del conductor de puesta a tierra de equipos, etc.
Para nuestro caso de estudio se detallará los artículos correspondientes al
artículo 250-25 y al literal M "Puesta a tierra de instalaciones y circuitos de alta
tensión (1kV o más)".
250-25.- Conductor que se debe poner a tierra en sistemas de comente
alterna.- En sistemas de alambrado de c.a. en las prioridades, el conductor que
se debe poner a tierra es el que se especifica en los siguientes apartados 1) a
5).
a. Instalaciones monofásicas bifílares: un conductor
b. Instalaciones monofásicas trtfiiares: el conductor del neutro
a Instalaciones polifásicas con un conductor común a todas las
fases: el conductor de una fase
d. instalaciones polifásicas en ías que se deba poner a tierra una
fase: el conductor de una fase
e. instalaciones polifásicas en las que una fase se utilice como se
indica en 2) anterior el conductor de neutro.
250-61.- Sistema de electrodos de puesta a tierra.- Sí existen en la
propiedad, en cada edificio o estructura perteneciente a la misma, los
elementos (a) a (d) que se indican a continuación y cualquier electrodo
prefabricado instalado de acuerdo con lo indicado en 250-83(c) y (d), se deben
conectar entre sí para formar ei sistema de electrodos de puesta a tierra.
Se permite que el conductor del electrodo de puesta a tierra sin empalmes
llegue hasta cualquier electrodo de puesta a tierra disponible en ei sistema de
electrodos de puesta a tierra. Debe dimensionarse de acuerdo con el conductor
para electrodo de puesta a tierra exigido entre todos los electrodos disponibles.
165
Excepción 1: Se permite empalmar el conductor del electrodo de puesta a
tierra mediante conectadores a presión aprobados y listados para este fin o
mediante el proceso de soldadura exotérmica.
La tubería metálica interior para agua situada a más de 1,5 m del punto de
entrada en el edificio, no se debe utilizar como parte de la instalación del
electrodo de puesta a tierra o como conductor para conectar electrodos que
formen parte de dicha Instalación.
Excepción 2: En las construcciones industriales y comerciales, cuando las
condiciones de mantenimiento y supervisión aseguren que solo personal
calificado atiende la instalación y la tubería metálica interior para agua que se
vaya a utilizar como conductor esté expuesta en toda su longitud.
a) Tubería metálica subterránea para agua. Una tubería metálica
subterránea para agua en contacto directo con la tierra a lo largo de 3 m o más
(incluidos los ademes metálicos de pozos efectivamente conectados a la
tubería) y con continuidad eléctrica (o continua eléctricamente mediante
puenteo de las conexiones alrededor de juntas aislantes, o secciones aislantes
de tubos) hasta los puntos de conexión del conductor del electrodo de puesta a
tierra y de los puentes de unión. La continuidad de ía tierra o de la conexión del
puente de unión al interior de !a tubería no se debe hacer a través de
medidores de consumo de agua, filtros o equipo similares. Una tubería metálica
subterránea para agua se debe complementar medíante un electrodo adicional
del tipo especificado en 250-81 o 250-83. Se permite que este electrodo
suplementario vaya conectado al conductor de! electrodo de puesta a tierra, el
conductor de la acometida puesto a tierra, la canalización de la acometida
conectada a tierra o cualquier envolvente de la acometida puesto a tierra.
Cuando este electrodo suplementario sea prefabricado como se establece en
250-83(c) o (d), se permite que la parte del puente de unión que constituya la
única conexión con dicho electrodo suplementario no sea mayor que un cable
de cobre de 13,3 mm2 (6 AWG) o un cable de aluminio de 21,15 mm2 (4 AWG).
166
Excepción: Se permite que el electrodo suplementario vaya conectado al
interior de la tubería metálica para agua en cualquier punto que resulte
conveniente, como se explica en la Excepción 2 de 250-81
b) Estructura metálica del edificio. La estructura metálica del edificio, cuando
esté puesta a tierra eficazmente.
c) Electrodo empotrado en concreto. Un electrodo empotrado como mínimo
50 mm en concreto, localizado en y cerca del fondo de un cimiento o zapata
que esté en contacto directo con la tierra y que conste como mínimo de 6 m de
una o más varillas de acero desnudo o galvanizado o revestido de cualquier
otro recubrimiento eléctricamente conductor, de no-menos de 13 mm de
diámetro o como mínimo 6,1 m de conductor de cobre desnudo de tamaño
nominal no-inferior a 21,15 mm2(4AWG)
d) Anillo de tierra. Un anillo de tierra que rodee el edificio o estructura, en
contacto directo con la tierra y a una profundidad bajo la superficie no-inferiora
800 mm que conste como mínimo en 6 m de conductor de cobre desnudo de
tamaño nominal no-inferior a 33,62 mm2 (2 AWG).
250-83. Electrodos especialmente construidos. Cuando no se disponga de
ninguno de los electrodos especificados en 250-81, se debe usar uno o más de
los electrodos especificados en los incisos a continuación. Cuando sea posible,
los electrodos construidos especialmente se deben enterrar por debajo del nivel
de humedad permanente. Los electrodos especialmente construidos deben
estar libres de recubrimientos no-conductores, como pintura o esmalte. Cuando
se use más de un electrodo para el sistema de puesta a tierra, todos ellos
(incluidos los que se utilicen como varillas de pararrayos) no deben estar a
menos de 1,8 m de cualquier otro electrodo o sistema de puesta a tierra. Dos o
más electrodos de puesta a tierra que estén efectivamente conectados entre sí,
se deben considerar como un solo sistema de electrodos de puesta a tierra.
a) Sistema de tubería metálica subterránea de gas. No se debe usar como
electrodo de puesta a tierra un sistema de tubería metálica subterránea de gas.
167
b) Otras estructuras o sistemas metálicos subterráneos cercanos. Otras
estructuras o sistemas metálicos subterráneos cercanos, como tubería y
tanques subterráneos.
c) Electrodos de varilla o tubería. Los electrodos de varilla y tubo no deben
tener menos de 2,4 m de longitud, deben ser del material especificado a
continuación y estar instalados del siguiente modo:
1) Los electrodos consistentes en tubería o tubo (conduit) no deben tener un
tamaño nominal inferior a 19 mm (diámetro) y, si son de hierro o acero, deben
tener su superficie exterior galvanizada o revestida de cualquier otro metal que
los proteja contra la corrosión.
2) Los electrodos de varilla de hierro o de acero deben tener corro mínimo un
diámetro de 16 mm. Las varillas de acero inoxidable inferiores a 16 mm de
diámetro, las de metales no-ferrosos o sus equivalentes, deben estar
aprobadas y tenerun diámetro no-inferiora 13 mm.
3) El electrodo se debe instalar de modo que tenga en contacto con el suelo un
mínimo de 2,4 m. Se debe clavara una profundidad no-inferior a 2,4 m excepto
si se encuentra roca, en cuyo caso el electrodo se debe clavar a un ángulo
oblicuo que no forme más de 45°; con la vertical, o enterrar en una zanja que
tenga como mínimo 800 mm de profundidad. Ef extremo superior del electrodo
debe quedar a nivel del piso, excepto sí ef extremo superior del electrodo y la
conexión con el conductor del electrodo de puesta a tierra están protegidos
contra daño físico, como se especifica en 250-117.
d) Electrodos de placas. Los electrodos de placas deben tener en contacto
con el sueto un mínimo de 0,2 m2 de superficie. Los electrodos de placas de
hierro o de acera deben tener un espesor mínimo de 6,4 mm. Los electrodos de
metales no-ferrosos deben tener un espesor mínimo de 1,52 mm.
e) Electrodos de aluminio. No está permitido utilizar electrodos de aluminio.
250-86. Varillas de pararrayos. No se deben usar conductores de puesta a
tierra de los pararrayos ni tubos, varillas u otros electrodos fabricados utilizados
para poner a tierra las bajadas de los pararrayos, en sustitución de los
electrodos de tierra indicados en 250-83 para la puesta a tierra de sistemas
168
eléctricos y de equipo. Esta disposición no impide cumplir los requisitos de
conexión de los electrodos de puesta atierra de diversos sistemas.
M.- Puesta a tierra de Instalaciones y circuitos de alta tensión {1 kV o más)
250-150 Generalidades.- Cuando se pongan a tierra instalaciones de alta
tensión, deben cumplir todas las disposiciones aplicables a los artículos
anteriores de esta sección y los siguientes artículos, en cuanto complementen y
modifiquen los anteriores
250-151.- Sistema con neutro de derivado.- Se permite usar como puesta a
tierra de sistemas de alta tensión del neutro de un sistema derivado de un
transformador de puesta a. tierra.
250-152.- Sistema con neutro sólidamente puesto a tierra.
a) Conductor de neutro.- Ei nivel mínimo de aislamiento de conductores de
neutro para sistemas sólidamente puestos a tierra debe ser de 600V.
Excepciones:
1) Se permite usar conductores de cobre desnudos como neutro de la
acometida y de las partes directamente enterradas de los circuitos de
alimentación-
2) Se permite usar conductores desnudos como neutro de !as instalaciones
aéreas.
b) Puestas a tierra múltiples.- Se permite que ei neutro de un sistema con
neutro sólidamente puesto a tierra en mas de un punto en el caso de:
1) Acometidas
2) Partes directamente enterradas de alímentadores cuyo neutro sea
de cobre desnudo
3) Partes aéreas instaladas en eJ exterior
169
c) Conductor de puesta a tierra del neutro.- Se permite que e! conductor de
puesta a tierra del neutro sea un conductor desnudo s¡ está aislado de los
conductores de fase y protegido contra daños físicos
250-153.- Sistema con neutro puesto a tierra a través de impedancia.- Los
sistemas con neutro puesto a tierra por medio de impedancia deben cumplir lo
establecido en los siguientes apartados a) a d).
á) Ubicación.- La impedancia de puesta a tierra se debe intercalar en el
conductor de puesta a tierra entre el electrodo de puesta a tierra del sistema de
suministro y el punto neutro del transformador o generador de suministro.
b) Identificación y aislamiento.- Cuando se emplee el conductor neutro de un
sistema con neutro puesto a tierra por medio de impedancia, se debe identificar
así y debe estar totalmente aislado con el mismo aislamiento que los
conductores de fase.
c) Conexión con el neutro del sistema.- El neutro del sistema no se debe
poner a tierra si no es a través de la impedancia de puesta a tierra del neutro.
d) Conductores de puesta a tierra de los equipos.- Se permite que los
conductores de puesta a tierra de los equipos sean cables desnudos y vayan
conectados al cable de puesta a tierra y al conductor del electrodo de puesta a
tierra del equipo de la acometida, prolongándolos hasta la tierra de la
instalación.
6.13.- REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS
(RETÍE) COLOMBIA CAPÍTULO II ARTÍCULO 15 "PUESTAS A TIERRA"1*2*
En el Reglamento técnico de instalaciones eléctricas de Colombia en el
capítulo 11 "Requisitos Técnicos Esenciales" artículo 15 "Puestas a Tierra"
indica:
Reglamenta técnico de instalaciones eléctricas (RETÍE) Colombia
.170
"Toda instalación eléctrica cubierta por el presente reglamento, excepto donde
se indique expresamente lo contrario, debe disponer de un sistema de puesta a
tierra, en tal forma que cualquier punto del interior o exterior, normalmente
accesible a personas que puedan transitar o permanecer allí, no estén
sometidos a tensiones de paso, de contacto o transferidas, que superen los
umbrales de soportabilidad cuando se presente una falla".
Dicho reglamento especifica:
• Funciones de un sistema de puesta a tierra
• Márgenes de soportabíüdad del cuerpo humano
• Diseño de puesta a tierra
• Requisitos generales
• Materiales
• Valores de resistencia de puesta a tierra
• Medición de parámetros relacionados con la puesta a tierra
• Puestas a tierra temporales.
6.3.4.- OTRAS PUBLICACIONES.
En otros reglamentos como el peruano, español, argentino, se puede observar
que existen parámetros similares en cuanto a las regulaciones para los
sistemas de puesta a tierra ya que la gran mayoría están basados en
estándares internacionales como el de la IEEE, ANSÍ, !EC, etc.
171
6.2.- PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO DE DISEÑO EINSTALACIÓN DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
A medida que el uso de la energía eléctrica se extiende, se requiere ser más
exigentes en cuanto a la normalización y reglamentación, con la finalidad de
garantizar condiciones óptimas de seguridad en la operación de sistemas
eléctricos.
La guía presentada a continuación recopila prácticas vigentes para el diseño y
construcción de sistemas de puesta a tierra, recomendadas por normas y
reglamentos internacionales, resumiendo aquellas de aplicación general que
pueden ser aplicadas a nuestro medio.
A continuación se proporcionará toda la información correspondiente a
materiales usados en Sistemas de Puesta a Tierra para sistemas de
Distribución; así como, establecer procedimientos específicos para el correcto
diseño y construcción de los mismos, que constituyen una referencia para la
empresa y contratistas.
6.2.1.- SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA.
6.2.1.2.- Diseño
E! diseño de sistemas de puesta a tierra se lo suele dividir en dos grupos para
los equipos de transformación.
- Transformador aéreo
- Cámara de transformación (subterránea)
172
TRANSFORMADORES AÉREOS.
En el caso de transformadores aéreos el diseño se lo debe realizar siguiendo
el siguiente procedimiento:
a) Resistividad
Para el diseño de un sistema de puesta a tierra es necesario conocer el valor
de la resistividad del terreno donde se va a realizar la futura instalación del
sistema.
Para ello es necesario efectuar mediciones de resistividad.
b) Materiales
Es necesario saber que materiales se utilizarán para el diseño como son tipos
de conductores y electrodos.
i) Para el caso de conductores de puesta a tierra:
Tabla NEC 250-122 Conductor de puesta a tierra de equipos
Tabla NEC 250 -66 Conductor del electrodo de puesta a tierra (EN COBRE)
1Í) Para él caso de electrodos de puesta a tierra:
La tabla 6.1 (Requisitos para electrodos de puesta a Tierra ) muestra los
requisitos para electrodos de puesta a tierra que se han adoptado de las
siguientes normas.- IEC 60364-5-54, BS 7430, AS 1768, UNESA6501F, NTC
2050, siendo el más utilizado y al cual se rigen los cálculos la varilla (electrodo)
de puesta a tierra Copperweld, 16 mm de diámetro x 1.80 m de longitud.
173
Tipo deelectrodo
VarillaTubo
Fleje
Cable
Placa
Materiales
CobreAcero InoxidableCobreAcero InoxidableAcero con recubrimientototal en cobreCobreAcero inoxidableAcero galvanizado encalienteCobreAcero InoxidableCobre cincadoCobre
Cobre Estañado
CobreAcero Inoxidable
Dimensiones MínimasDiámetromm12,710161415
202525
1,8c/hilo
1,8c/hilo
Áreamm2
50905025
25
2000020000
Espesormm
222
232
1,56
Recubrimiento\itn
702502000
55
40
Tabla 6.1.- Requisitos para electrodos de puesta a Tierra.
c) Resistencia de puesta a tierra
Una vez que se tiene ei valor de resistividad en Q.m, y definido el material que
se utilizará en el diseño se procederá al cálculo de la resistencia de puesta a
tierra, teniendo como referencia el valor en Q al cual se quiera llegar, usando
las formulaciones que se presentan en la tabla 6.2 según el texto Tierras
Soporte de la Seguridad Eléctrica" del autor Favio Casas Ospina.
174
Fórmulas para el cálculo de Resistencias de puesta a tierraen baja frecuencia
ítem1
2
3
4
5
6
7
8
9
SimbologíaMM
-H t
?.f*
L
*— -
i — r'~T"~t• I i\ i.JL^
^^~ •"'n
/-' ^<-
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/^,~(W«*««^síí
.**— -— 1- ',>'
_!£.
^
Tipo de Sistema
Semtesfera radio a
Electrodo vertical delongitud L, y radío a
2 electrodos a distanciaS>L
N Electrodos en línearectaS>2I_Conductor horizontal delongitud L, enterrada h>6r,r radio del conductor
Electrodo en cada esquinaA = Área TotalL = Longitud total deconductor
Anillo de conductorradio del anillo Rradio del conductor r,enterrada S/2
Placa horizontalh>3a
Placa verticalH - prof. Enterramiento,b= Diagonal / 2r = espesor de la Placa
Ecuación
RPl —2H/Í
fi f\ P *jJ ¿Zj
2S1.L { a J
Dpr /7*ín4fU4.OJ6*/'nh qiTÍlKTl IU.4U4+ ^ JJl\L.31)\ { S v ')
RPT-. P *Ln(L}¡JL}}2JÚ ^ (r) (2h))
IÍPT o in -P i ^VI ¿
JÍP7- P *inf8íí14.n2J2 \ )
HPT P 4lÁ^\IÁL^\U ^ \a) \7JhJ)
RI>T p i ^ íi i 7 -i r-2 186 8JJLA^ 24 4VJ
Tabla 6.2.- Fórmulas para el cálculo de Resistencias de puesta a tierraen baja frecuencia^28
d) Construcción
En la normativa vigente de la Empresa Eléctrica Quito S.A. se tienen las
diferentes disposiciones tipo para la instalación de los sistemas de puesta a
tierra, en las cuales nos hemos basado para realizar las correcciones
necesarias con el fin de disminuir el valor de !a resistencia de puesta a tierra.
175
DISPOSICIONES TIPO SUGERIDAS
Disposición tipo I" (TI -1)
/s
0,15-
Esta disposición se utiliza para valores de resistividad menores o iguales a
100Qm.
Lista de MaterialesReí123
4.5
Unidadc/uc/um-m:c/u
DescripciónVarilla de puesta a tierra de "Gopperweld",, 16 mm<t>x1JiQmGrapa Copperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre- N° 2 AWGConductor de cot»re.desnudo,,suaue, ND 2 AWGConector paralelorpara cobre-alumínio
Cantidad12391,
176
Disposición II (TI -2)
arauuaaaiauíuiMaiUMi
•fa(B-*b. £5
Efl>tc
_td
•
t i1 1
w.
i rxO-
tutan
/
VOUK£CUtt''AElUUVMW"
1,-tb
-« ^«-*
.
2.0
2J5
Esta disposición se utiliza para valores de resistividad menores o iguales a
1.30 O.m.
Lista de MaterialesRef.12345
Unidadc/uc/ummc/u
DescripaónVarilla de puesta a tierra de "Copperweld", 16 mm0 x 1.80 mGrapa Coppeiweld para varilla de puesta a tierraGonlrapeso; conductor de cobre N° 2 AWGConductor de cobre desnudo, suave, N" 2 AWGConector páratelo para cobre-aluminio
Cantidad22593
177
Disposición III (T1-3)
te
2n --tb•bi
te
•id Mal
Esta disposición se utiliza para valores de resistividad menores o Iguales a
200 n.m_
Lista de MaterialesRef.
. 12345
Unidadc/uc/ummc/ü
DescripciónVarilla de puesta a tierra de"Copperweld", 16 mm0 x 1.80 mGrapa Gopperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductorde cobre N° 2 AWGConductor de cobre desnudo, suave, N° 2 AWGConecíor paralelo para cobre-alumínio
Cantidad341093
Nota.- Se establece que para equipo de transformación aéreo en base a las corrientes de
cortocircuitos se puede estandarizar el conductor No. 2 AWG como conductor para la unión del
equipo con el electrodo de puesta a tierra.
Se recomienda usarsuelda exotérmica para eliminar el riesgo de corrosión, yevitarproblemas
de conductividad, que-se produce en la unión entre el conductory él conector.
e) Mantenimiento
En toda instalación eléctrica tenemos implícito un riesgo, de ahí la importancia
de un tratamiento preventivo al problema.
178
Se recomienda realizar periódicamente mediciones de la resistencia de puesta
a tierra, y si es el caso mejorarla mediante ¡os siguientes procesos:
- Revisar los conectares (existencia de corrosión)
- Retirar conectores y reemplazarlos por suelda exotérmica
- Tratamiento químico para mejoramiento de suelos
CÁMARAS DE TRANSFORMACIÓN.-
Para el caso de cámaras de transformación, es necesario tener una correcta
distribución de potenciales en el suelo, debido al cercanía con que se
encuentra el personal de mantenimiento a todos los equipos que conforman
dicha cámara; es por ello que para la construcción de su sistema de puesta a
tierra, resulta mejor el diseño de una malla de puesta a tierra, ya que se toman
en cuenta parámetros como voltajes máximos tolerables de paso y de contacto.
La metodología que se recomienda para el diseño de mallas de puesta a tierra
es el propuesto según Norma IEEE Std 80-2000, que se muestra a
continuación:
Para el procedimiento de diseño se consideran ios parámetros que se
muestran en la siguiente tabla:
pp
3I0
A
CsdD
DfDm
Em
Es
EstepSQ
EtfepTD
EtouohSO
Resistividad del sueloResistividad de la superficie del sueloCorriente simétrica de falla en la subestaciónpor conductor de tipo AÁrea tota! de le mallaFactor de decrcmento en la capa superficialDiámetro dei conductor de maltaEspacio entre conductores paralelosFactor de decremento por Determinación de IGMáxima distancia entre dos puntos en la mallaVoltaje de mallaVoltaje de pasoVoltaje de paso tolerable para una persona de50 kg de pesoVoltaje de paso tolerable para una persona de70 fcg de pesoVoltaje de contacto tolerable para una persona
179
Elotich 70
h
"Gl«
K
Kh
K,
KH
Km
K,UULR
U
LT '
Lx
LY
nHR
RQsf
te
tf
ti
de 50 kg de pesoVoltaje de contacto tolerable para una personade 70 kg de pesoProfundidad de tos conductores de la mallaMáxima corriente de malla que fluye entre lamalla y la tierra circundanteCorriente simétrica de mallaFactor de reflexión entre diferentesresistividadesFactor de corrección por profundidad,enterramiento de la mallaFactor de corrección por geometría de malíaFactor por corrección por ubicación deelectrodos tipo varillaFactorde espaciarme nto para tensión de mallaFactor de espaciamlenío para tensión de pasoLongitud total de conductor de mallaLongitud efectiva por voltaje de mallaLongitud total de la varillaLongitud efectiva por voltaje de pasoLongitud total efectiva del conductor delsistema de tierra.Longitud máxima de conductor de malla en ladirección xLongitud máxima de conductor de malla en ladirección yFactor de geometríaNúmero de varillas localizadas en el área AResistencia de tierra del sistemaFactor de división de corriente de faifaTiempo de despeje de falla por el tamaño deconductor de tierraTiempo de despeje de falla por Determinacióndel factor de decrementoDuración del shock determinada por lacorriente admisible por el cuerpo
CONSTANTES
p = Re sisítividad aparente del terreno tomado como un suelo uniforme (Q j»)
1 = Corriente de falla monofásica a tierra en el secundario (kA~)
/0 = Corriente de falla monofásica a tierra en el primario (A}
rc — Tiempo de despeje de fallas (5)
K, = Constante para diferentes materiales a diferentes temperaturas da fusión Tm y ana temperatura
ambiente de40°C
180
Conductora utilizar
1.9740
Voltajes de paso y contacto máximas tolerables.
50kg
__(l 000+6*0, *p,)*0.116
í.paso tolerable in
V.(lOOO+1.5*C,*p,)*0.:il6
conlóela tolerable {V}
poso tolerable-
V._(lOOft4-6*C.*p,)*0:157
cnnfacin ío¡ert&&
W\]
donde :
0.09* 1- P
C =1-2*A,-f-0;09
Determinación de la Configuración Inicial.
Longitud total del conductor:
^=4+^*4, [/«]
Donde;
/jara mallas cuadradas o rectangulares
Cálculo del área :
Cálculo de la resistencia de puesta a tierra Rg en ohmios.
18:1
Cálculo del máximo potencial de tierra (GPR)
donde: fG= L9*/0 [-4]
Si GPR > V^^fr tejóte entonces deben calculárselos voltajes de malla
y de paso en caso de falla
Cálculo de voltaje de malla en caso de-falla
.malla
L55-Í-1.22*
donde:
InI6*h*d
h
KH— 1 para mallas con electrodos de varilla a lo largo del perímetro, en.lasesquinas o dentro de la malla.
para mallas sin electrodos tipo varilla o con pocas varillas: dentro de la: malla
K, = . = 0.6444-0.148*73
n~n' *«, *n donde: na b e t
= (¿, 4-X2)*2 [m] para mallas cuadradas o rectangulares.
S¡ Vmaiia > Vcontacto , se debe cambiar la configuración de la malla"Si Vmaiia < Vcontacto se puede pasar a cambiar la tensión de paso.
Cálculo de voltaje de paso en caso de faila
*<-(*in
donde:
1JC_ —•
7T •Z*-h D+h D
182
SÍ Vpaso>Vpaso tolérate, se debe cambiar la configuración de la malla;Sí Vpaso <Vpa50 Arable el diseño ha terminado.
Cabe mencionar que el voltaje de paso esta en función de la resistividad del
terreno, y en el caso de un diseño de la malla de puesta a tierra para una
subestación un alto voltaje de paso se lo puede evitar con materiales aislantes
en este caso con una mayor capa de ripio
a) Materiales
Los materiales que se utilizarán en la construcción de la malla de puesta a
tierra se presentan a continuación:
- Conductor de puesta a tierra (según la comente de cortocircuito y el
tiempo de despeje de fallas).
- varilla (electrodo) de puesta a tierra Copperweld, 16 mm de diámetro x
1.80 m de longitud.
- Conectores para varillas de puesta a tierra
- Junturas de las rejillas para la malla de puesta a tierra
b) Mantenimiento
Para el mantenimiento de las mallas de puesta a tierra se recomienda seguiré!
siguiente procedimiento:
- Medición de resistencia de puesta a tierra
- Medición de equipotencial
- Medición de ajustes .necesarios del sistema
- Revisar los conectares (existencia de corrosión)
- Retirar conectores y reemplazarlos por-suelda exotérmica
- Tratamiento químico para mejoramiento de suelos
183
CAPÍTULO VH
7.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1.- CONCLUSIONES
1. Las disposiciones tipo T1-2 y T1-3 que se describen en la parte B de las
normas de la EEQ S.A. para puestas a tierra no cumplen con una
resistencia de puesta a tierra de 25 Q o menor.
2. La disposición T1-1 impone la instalación de contrapeso, procedimiento
que no se observó en los transformadores analizados, razón por ia cual
los valores de las mediciones sobrepasan el valor exigido en normas.
3. Las mediciones de resistencia de puesta a tierra dan como resultado
que 78 de los 125 equipos que se analizaron correspondiente al 62.4%
no cumplen con lo establecido en el national electrical code (NEC), IEEE
(recommended practice for grounding of industria! and commercial power
systems), es decir con una resistencia de puesta a tierra de 25 O o
menor, lo cual es empleado por la Empresa Eléctrica Quito S A
4. Los valores de resistencia de puesta a tierra que no cumplen con !a
norma se encuentran en un rango de 25 a a 85 Q, lo cual no asegura
una protección adecuada para personas y equipos, ya que este valor de
resistencia no permite una correcta disipación de corrientes de faüa en el
suelo.
5. Una vez hechos los análisis pertinentes y revisión de estándares
internacionales se concluye que el valor de 25 nde resistencia de
puesta a tierra es correcto para e¡ diseño de puestas a tierra de equipo
aéreo debido a que permite que los voltajes de paso y de contacto estén
en rangos adecuados de seguridad.
184
6. La mayoría de las puestas a tierra tienen problemas como corrosión y
mala conexión de los elementos lo cuai afecta directamente a la
resistencia de puesta a tierra aumentándolo a valores demasiado altos.
1. El dimensionamiento e instalación de! contrapeso en las estructuras tipo
permite reducir el valor de resistencia de puesta a tierra a valores
iguales o inferiores a 25 £l, además que teóricamente garantiza una
mejor distribución de las corrientes en el suelo.
8. El diseño de la disposición tipo T1-1 es idóneo para lugares donde se
tiene suelos con resistividades inferiores a 100 Q.m, razón por la cual no
se realizó ninguna propuesta de mejoramiento a esta disposición.
9. La unión de los sistemas de puesta a tierra del pararrayo y del
transformador reduce ¡a resistencia de puesta a tierra, además de que
protege de mejor manera al transformador de distribución contra
diferencias de potencial elevadas que atenían contra el bobinado
primario.
10.La muestra de 125 equipos aéreos, en su mayoría transformadores de
distribución a niveles de voltaje de 22.8 kVy 6.3 kV, es adecuada para
obtener características generalizadas del sistema.
11.Se logró disminuir ia superposición de las áreas de influencia donde se
instalaron los electrodos de medida, aplicando el principio de caída de
potencial y particularmente el método de la regla del 62%.
12. Los cambios propuestos en las configuraciones existentes en las
normas de la Empresa Eléctrica Quito S.A., permiten obtener valores de
resistencia de puesta a tierra inferiores a 25 n, con un costo adicional
relativamente bajo.
185
13.La zona urbana de Quito tiene suelos con valores de resistividad
relativamente bajos, en un rango de 50 Q.m a 250 íim.
14_La unión de los sistemas de puesta a tierra del transformador y del
pararrayos no solo permite reducir el valor de resistencia, sino que
además disminuye las perturbaciones de las redes.
15, La reducción dé! valor de la resistencia de puesta a tierra disminuye las
caídas de voltaje en el lado de bajo voltaje del transformador analizado,
io cuál se demuestra con la Instalación del analizador de redes
Memobox 300.
186
7.2.- RECOMENDACIONES
1. La normativa de la Empresa Eléctrica Quito SA está vigente desde
1979, por lo que se recomienda su actualización, tomando en cuenta el
uso de las soluciones propuestas en este proyecto para las futuras
instalaciones de Sistemss de Puesta a Tierra ya que los conceptos que
se han manejado son actualizados y permiten un correcto
funcionamiento en el sistema de distribución, además de que se ha
basado en normas y estándares internacionales.
2. Se sugiere la unión -de
transformador con ¡as
las puestas a tierra de ¡os pararrayos y del
siguientes finalidades:
Disminuir el valor de la
Evitar que se produzcani
útil del transformador.
Tener un mismo nivel de
resistencia de puesta a tierra,
diferencias de potencial que deterioren la vida
referencia.
3. La resistividad de la zona urbana de Quito tiene valores medios entre 50
Q.m y 250 íXm, razón por la cual se tiene un riesgo leve y moderado de
ataque galvánico a los e,omentos dei sistema de puesta a tierra, por lo
que se recomienda realizarla protección catódica.
4. Se recomienda realizar mantenimientos periódicos de los sistemas de
puesta a tierra, los que deben ser efectuados por el departamento de
operación y mantenimiento con la finalidad de reducir los problemas de
corrosión y mala conexióp de los elementos constitutivos de las puestas
a tierra.
Los mantenimientos sugeridos deben ser los siguientes
Inspección visual peródica
Realizar mediciones de los
Corrección de los sistemas
187
sistemas de puesta a tierra
de puesta a tierra
5. Se recomienda realizar cursos de capacitación en sistemas de puesta a
tierra ya que es necesario conocer las técnicas de medición que los
instrumentos de medida
mismos.
emplean para una correcta utilización de los
6. Para las mediciones de resistividad se recomienda utilizare! método de
Wenner, debido a que sjs resultados son confiables sin ser necesarioí
que los electrodos auxiliares estén enterrados una profundidad mayor a
30 cm. Para las mediciones de resistencia de puesta a tierra la
aplicación del método de caída de potencial, específicamente el método
del 62% mediante la utilización de equipos con picas, es el más
adecuado, no siendo necesario realizar las curvas de caída de potencial.
7. Un sistema de puesta a tierra se debe diseñar para la condición de
resistividad de suelo mas alta, sin embargo la no existencia de esta
información limita las exgencias del sistema de puesta a tierra, razón
por la cual se sugiere a realización de un mapa de resistividades
detallado como proyecto de tesis complementarlo al análisis realizado.
8. Debido a la aparición de
estudio sobre la ínfluenca
sobre los efectos de dichas
cargas no lineales se recomienda realizar un
que tienen los sistemas de puesta a tierra
cargas.
9, En el estudio presentado se realizan mediciones de resistencia de
puesta a tierra y de resistividad en la zona urbana de Quito, por lo que
se recomienda realizar el mismo estudio para la zona rural, con el fin de
abarcar toda el área de concesión de ia EEQ S.A.
.188
1Q,Las disposiciones T1-2J para resistividades de 130£lm y T1-3 parai
resistividades de 200 Q.'m, no permiten obtener un valor adecuado de
resistencia de puesta a tierra, razón por la cua! se realizan las siguientes
propuestas de mejoramiento.¡
- Mejoramiento de la resistividad del suelo, mediante la utilización de
elementos químicos.
- Inclusión de conductor de contrapeso.
- Inclusión de un electrodo de puesta a tierra adicional
11, De las propuestas de mejoramiento de resistencia de puesta a tierra, la
inclusión de conductor de contrapeso es la de mejor resultado debido a
ia adición de poco material y facilidad de instalación, además que reduce
satisfactoriamente e! valor de resistencia de puesta atierra.
; J.89
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ANEXO 4 CURVAS PATRÓN DE RESISTIVIDADES
Curva patrón de resistividad Zona 1 (Pomasqui)
Resitivídad Pomasqui
.220
£,200-•D i« 180 -
140-]12:00 13:00 14:00
hora(h)15:00
Curva patrón de resistividad Zona 2 (Pusuquí).
215T3<B
•^ E
= E 200 -atm
l±
11:02
Resisitividad Pusuquí
11:31 12:00 12:28Hora (h)
12:57 13:26 13:55
Curva patrón de resistividad Zona 3 (Cotocollao)
11:30
Resisitividad Cotocollao
12:30 13:30H6ra(h)
14:30
Curva patrón de resistividad Zona 4 (Comité del Pueblo)
140
10:00
Resistividad Cnrrte.Pueblo'Restsrtividad
11:00 Hora(h) 12:0° 13:00
Curva patrón de resistividad Zona 5 (Iñaquito)
130-
Resitividad Iñaquito-Resistividad
70
50-tara 11;00 meo 14:03
Curva patrón de resistividad Zona 6 (La Floresta)
Resitividad La Floresta
11:00' 1200Hora(h)
1+00. 1ROO.
Curva patrón de resistividad Zona 7 (La Comuna)
Resitividad Comuna- Resistividad
10:00 11:00 12:00 13:00Hora (h)
14:00 15:00
Curva patrón de resistividad Zona 8 (Miraflores)
130
5011:00
Resitividad Miraflores
12:00ttttífyi)
14:00 15:00
Curva patrón de resistividad Zona 9 (El Bosque)
2>
o:1
90
70
50
Resitividad: El Bosque- Resstivídad
10:30 11:30 12:30Hora (h)
13:30 14:30
Curva patrón de resistividad Zona 10 (Ferroviaria)
Res
istiv
idad
(ohm
.rh)
80-
65-
Resitividad La Ferroviaria
_— — -"~~"~~ ^^
11:00 12:00 13:00 14:00 15:00Hora (h)
Curva patrón de resistividad Zona 11 (El Recreo)
130-
90-
50 -11 ;00
Resitividad El Recreo
12:00 14:00 15:00
Curva patrón de resistividad Zona 12 (Eugenio espejo)
l:00
Resitividad Eugenio Espejo
12:00 13:00 14:00 15:00Hora (h)
Curva patrón de resistividad Zona 13 (San Bartolo)
•oID
"^O '£*<— c,á E
O)o:
120110-10030 4-80 -70 H605011:00
Resrtividad San Bartolo•Resistividad
12:00 13:00Hora (h)
14:00 15:00
Curva patrón de resistividad Zona 14 (Eplicachima)
13ra•n
Resitividad Epiclachima
!:OQ 12:00 13:00 14:00Hora (h)
15:00 16:00
AN
EX
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ANEXO 6 TABLAS DE MATERIALES
Tabla NEC 250-66.- Conductor que parte de la puesta a tierra hasta el barraje
equipotencial de distribución de tierras para la instalación y punto de conexión
al neutro
Tabla NEC 250 -66Conductor del electrodo de puesta a tierra (EN COBRE)
Calibre defase(AWG)
2 o menos1 a 1/0
2/Oa 3/03/0 a 350kcmil350 a eOOkcmil600a 1100kcmil>de 1100 kcmíl
Capacidad delcond uctor a 75°C
(A)115150200210420545590
Conductor del electrodode puesta a tierra
{AWG)8642
1/02/03/0
Capacidad(A)
506585115150175200
Porcentaje de laLínea a tierra
respecto a las fases43%43%43%37%36%32%34%
Tabla NEC 250-122
Tabla NEC 250-1 22Conductor de puesta a tierra de equi
Capacidadnominal de
protección enAmperios
1520304060100200300400500600800100012001600200025003000400050006000
Calibre deconductor de tierra
en cobreAWG
1412101010864321
1/02/03/04/0
250 kcmíl350kcm¡l400kcmilSOOkcmil700kcmilSOOOkcmil
(mm2)2,083,315,265,265,268,37
13,3021,1526,7033,6342,4153,5167,4485,03107,22126,68177,35202,68253,35354,70405,37
Capacidad decomente en falla*
(A)
971552462462463916219941254161419812499315039725008591482859467
118341656818935
FactorK"
7,87,78,26.14,13,93,13,13.13.13,33.13.23,33,13,03,33.23,03,33.2
posSobrecargapermitida
(%)
1251251178858503325242322191817141312111998
Capacidadsegún Tabta
310-16'"
2025353535506585100115130150175200230255310335380460490
"I amperio porcada 42,25 cmil por5segundos"factorK: para calcularla capacidad de corriente en falla*** basada en 75°C para cable de cobre. Tabla 310-16
Tabla 6.1.- Requisitos para electrodos de puesta a Tierra.
Ti podeelectrodo
VarillaTubo
Fleje
Cable
Placa
Materiales
CobreAcero InoxidableCobreAcero InoxidableAcero con recubrimientototal en cobreCobreAcero inoxidableAcero galvanizado encalienteCobreAcero InoxidableCobre cíncadoCobre
Cobre Estañado
CobreAcero Inoxidable
Dimensiones MínimasDiámetromm12,710161415
202525
1,8e/hilo
1,8c/hilo
Áreammz
50905025
25
2000020000
Espesormm
222
232
1,56
Recubrimiento\im
702502000
55
40
ANEXO 7 DISPOSICIONES TIPO PROPUESTAS
Disposición tipo I (T1 - 1)
imnaimaKmimmmi,
s¡I
\l
e>
7*
' \
~td s
0,15
Esta disposición se utiliza para valores de resistividad menores o iguales a
100Qm.
Lista de MaterialesRef.12345
Unidadc/u.c/ummc/u
DescripciónVarilla de puesta a tierra de"Gopperweld", 16 mm<t>x1.80mGrapa Copperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre N" 2 AWGConductorde cobre desnudo, suave, N° 2 AWGConector paralelo para cobre-alumínio
Cantidad123
91
Disposición II (T1-2)
-ti!
sa-«3 ZS
X*.-
_-ttl
1 11 1
I !
¿y-Ai-£b
-* <*.rt
r
2.0
Esta disposición se utiliza para valores de resistividad menores o iguales a
130n.m.
U'sta de MaterialesRef.12
345
Unidadc/uc/ummc/u
DescripciónVarilla de puesta a tierra de "Copperweld", 1 6 mm0 x 1 .80 mGrapa Copperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductor de cobre N°2 AWGConductor de cobre desnudo, suave, N° 2 AWGConector paralelo para cobre-aluminío
Cantidad22593
Disposición III (T1-3)
-tu
7,50.
—tal
Esta disposición se utiliza para valores de resistividad menores o iguales a
200¡|Q.m.
j Lista de MaterialesRef.
1234
5
Unidadc/uc/ummc/u
DescripciónVarilla de puesta a tierra de "Copperweld", 16mmcí>x1.80mGrapa Copperweld para varilla de puesta a tierraContrapeso, conductorde cobre N° 2 AWGConductor de cobre desnudo, suave, N° 2 AWGConector paralelo para cobre-alumimo
Cantidad3A1093
Nota.- Según el análisis el capitulo 4 correspondiente a selección del conductor se estableció
que para equipo de transformación aéreo en base a las corrientes de cortocircuitos se puede
estandarizar el conductor No. 2 AWG como conductorparala unión del equipo con el electrodo
depuesta a tierra.
Se recomienda usar suelda exotérmica para eliminar el riesgo de corrosión, y evitar problemas
de conductividad, que se produce en la unión entre el conductor y el conector.
ANEXOS Fotos
Novedades observadas en los SPT.
u:
Electrodo de puesta atierraen buenas condiciones.
Conductor de puesta a tierra rotaInexistencia de SPT
Conductor de puesta a tierrasulfatado.
Puesta a tierra de transformador ypararrayos independientes
Electrodo sulfatado Conector sulfatado
Influencia Experimental de Soluciones Propuestas.
Unión de sistemas de puesta tierra enel neutro del transformador
Medición de sistema RPT enla bajante de la SPT
Inclusión de una varilla externaen el SPT
soldadura de estaño(mejoramiento de conductividad de SPT)
medidor de tierras UNILAP GEOX medición de puestas a tierra.
ANEXO 9 DATOS OBTENIDOS DEL ANALIZADOR DE REDES MEMOBOX(TIERRAS INDEPENDIENTES)
MEMOBOX 302, 1194_57DB_18C_32101, Serial number: 49857DBRealizado por: PROYECTO REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICASEstudio: CALIDAD DE SERVICIO ANÁLISIS DE DEMANDASDatos Técnicos: BAJA TENSIÓN 3x121/220 V 75kVATransformador: TRAPO AEREO N.-32101Dirección: CARCELEN.TADEO BENITEZ Y JOAQUÍN MANCHENAlimentador Conectado S/E 18 PRIMARIO A
Fecha hora U medio L1 U medio L2 U medio L3 U mín L1 U mín L2
1 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/051 7/03/0517/03/051 7/03/0517/03/051 7/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/05
08:50:0009:00:0009:10:0009:20:0009:30:0009:40:0009:50:0010:00:0010:10:001 0:20:0010:30:0010:40:0010:50:0011:00:0011:10:0011:20:0011:30:0011:40:0011:50:0012:00:0012:10:0012:20:0012:30:0012:40:0012:50:0013:00:0013:10:0013:20:0013:30:0013:40:0013:50:0014:00:0014:10:0014:20:0014:30:0014:40:0014:50:0015:00:00
120,74121,12121,27121,02120,82120,48120,2120,4121
120,62120,27120,59120,46120,58120,33120,23120,29120,48120,55120,9119,8
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116,45
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Fecha hora P medio L1 P medio L2 P medio L3 P total medio Q medio L1
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Fecha hora Q medio L2 Q medio L3 Q total medio ¡ PF Ll PFL2
17/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/05
08:50:0009:00:0009:10:0009:20:0009:30:0009:40:0009:50:0010:00:0010:10:0010:20:0010:30:0010:40:0010:50:0011:00:0011:10:0011:20:0011:30:0011:40:0011:50:0012:00:0012:10:0012:20:0012:30:0012:40:0012:50:0013:00:0013:10:0013:20:0013:30:0013:40:0013:50:0014:00:0014:10:0014:20:0014:30:0014:40:0014:50:0015:00:00
754,69764,49754,69774,29764,49793,89901,7882,1
813,49833,1833,1823,3833,1803,69793,89793,89911,51872,3
793,89774,29852,7823,3842,9862,5882,1862,5862,5
813,49744,89695,88686,08666,48725,28813,49842,9901,7882,1872,3
215,63205,82186,22196,02215,63196,02176,42235,23205,82196,02205,8249,0158,81107,81147,02147,02235,23235,23254,83156,82117,61117,61186,22205,82205,82156,8288,21-49,01166,62176,42156,82107,81294,03294,03323,44274,43313,64303,84
450.85450,8541 1 ,65450,85450,85450,85529,26568,47431,25450,85460,65235,23245,03294,03362,64294,03490,06421,45343,04225,43352,84264,63382,24480,26548,86470,45411,65215,62382,24313,64196,02166,62401,85480,26558,66519,46558.66529,26
-0,997-0,997-0,997-0,997-0,997-0,997-0,997-0,997-0,995-0,997-0,997-0,995-0.995-0,995-0,995-0,995-0,993-0,993-0.993-0,993-0,995-0,993-0,995-0,995-0,997-0,997-0,997-0,997-0,997-0,997-0,995-0,997-0,995-0,995-0,997-0,995-0,995-0,995
0,9720,9740,9790,9780,9740,9750,970.970,9720,9720,9720,9750,9730,9730,9750,9750.9720,9710,9740,9780.970,9750,9730,9730,970,97
0,9720,9750.9780,9810,9810,9830,9810,9770,9770,9750,9780,975
Fecha hora PFL3 PF total FlíckerPstLI FlíckerPstL2 F(ickerPstL3
1 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/05
08:50:0009:00:0009:10:0009:20:0009:30:0009:40:0009:50:0010:00:0010:10:0010:20:00
1111111111
111111
0,9990,999
11
0,2950,4790,5020,5130,5150,4730,5080,46
00,371
0,2950,4610,4790,4970,5050.4590,4820,4340,1560,362
0,2950,4480,4820,4780,4740,4S0,473
0,410
0,33
17/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/05
10:30:0010:40:0010:50:0011:00:0011:10:001150:0011:30:0011:40:0011:50:0012:00:0012:10:001220:0012:30:0012:40:0012:50:0013:00:0013:10:001 320:001 3:30:001 3:40:0013:50:0014:00:0014:10:001420:0014:30:0014:40:0014:50:001 5:00:00
11111111111111111-11
0,9980,998
10,998
10,9980,9990,998
1
111111
0,999111111
0,9990,999
11111111
0,9990,999
10,9990,999
0,5290,4840,7350,480,4810,4740,4650,4710,4690,3850,1720,1610,1540,1860,2950,4420,4850,5080,5390,5720,5230,550,5380,5640,4860,5010,5450,558
0,5140,5010,5240,4780,4870,4310,4830,4460,4350,3340,1710,150,1490,1620,2710,4930,4980,7690,5470,5730,5210,5780,5480,5540,5020,4970,5450,557
0,4760,460,6090,460,4990.4360,4590,3940,4260,3230,1680,1620,1510,150,2790,4480,4490,5030,5120,5190,4890,5270,5390,5250,4520,4720,5050,52
Fecha hora THD U medio L1 THD U medio L2 I THD U medio l_3 FPERD
17/03/05
17/03/05
17/03/05
17/03/05
17/03/0517/03/05
17/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/05
17/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/05
1 7/03/05
17/03/05
17/03/05
17/03/05
17/03/0517/03/05
08:50:0009:00:0009:10:0009:20:0009:30:0009:40:0009:50:0010:00:0010:10:0010:20:0010:30:0010:40:0010:50:0011:00:0011:10:0011:20:0011:30:0011:40:0011:50:0012:00:0012:10:0012:20:0012:30:00
1,090,960,910,770,750,770,850,911,031,081,031,010,9
0,850,860,941,121,121,081,181,291,211,38
1,351,241,181,081,071,081,131,191,321,351,261,231,11,071,11,181,351,341,331,411,541,451,64
1,531,421,391,271,241,271,341,381,5
1,521,461,461,361,311,341,411,561,561,541,621,761,691,86
0,7617
0,7889
0,8263
0,79850,77420,79640,80860,82150,80700,83940,80810,7932
0,7932
0,7826
0,78470,7597
0,8226
0,8102
0,7732
0,75550,7795
0,7638
0,7942
1 7/03/0517/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/0517/03/051 7/03/0517/03/0517/03/0517/03/051 7/03/051 7/03/05
12:40:0012:50:0013:00:0013:10:0013:20:0013:30:0013:40:0013:50:0014:00:0014:10:0014:20:0014:30:0014:40:0014:50:0015:00:00
1,451,421,391,531,481,531,5
1,551,571,561,471,381,371,511,45
1,721,681,611,761.711,751,7
1,751,791,781,681,591.6
1,741,7
1,941,581,831,941,871,951,9
1,951,971,991,91,8
1,781,931,89
0,80760,90670,98110,93450.90490,80060,81240,84370,81990,75140,76530,88861,00000,88190,8313
N° TRAFO EEQ.S .A:CAPACIDAD DEL TRAFO
SUMINISTRO:FECHA DE INTALACION:
FECHA DE RETIRO:INTERVALO DE REGISTRO
3210175
17/03/0517/03/05
10
FP A DMAXKVAMAX
V NOMINALV NOMINAL +8%V NOMINAL -8%
TOTAL DE REGISTROS
116,48551
121130,68111,32
38
Parámetro (límite)
VOLTAJE FASE 1 (-t-8%)VOLTAJE FASE 2 (+8%)VOLTAJE FASE 3 (+8%)VOLTAJE FASE 1 (-8%)VOLTAJE FASE 2 (-8%)VOLTAJE FASE 3 (-8%)FACTOR DE POTENCIAD 0.92)HARMÓNICOS FASE 1 (> 8%)HARMÓNICOS FASE 2 (> 8%)HARMÓNICOS FASE 3 (> 8%)FLICKER FASE 1 (> 1}FLICKERFASE2(>1JFLICKER FASE 3 (> 1)
# De registros fuera dellímite
0000
0
01000000
% respecto al total deregistros
000000
0,02631579000000
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
U medioL1
119,95121,27118,44
U medioL2
119,18120,55117,63
U medioL3
119,66121,07118,16
U mínL1
118,94120,66117,35
U mínL2
118,18119,74116,45
U mínL3
118,71120,22117,10
U máxL1
120,70122,10119,20
U máxL2
119,93121,39118,42
U máxL3
120,38
121 ,76118,93
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
1 medio L149,0950,70
47,70
I medio L230.2734.3026.60
I medio L346,6357,9042,10
I máx L153,6158,4048,70
t máx L248,7956,8027,40
I máx L350,8569.6044,90
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
PFL1
-0,9957-0,9930-0,9970
PFL20.97470.98300.9700
PFL30,94711,0000-1,0000
PF total.0,99981,00000,9990
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
P medio L15831 ,6775998,3005694,460
P medio L23507,260.3949,8603097,160
P medio L35579,6846880,8004969.180
P total medio14918,61916485,51014290,060
FPERD0,8201,0000,751
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
Q medio L1-597,869-519,460-705,680
Q medio L2813,236911,510666,480
Q medio L3185,963323,440-49,010
Q total medio401,330568,470166,620
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
THD U medio L11,19081,57000,7500
THD U medio L21 ,43551,79001 .0700
THD U medio L31,63971,99001,2400
THD1,19081,43551,6397
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
FlickerPstL10,4440,7350,000
FlickerPstL20,4430,7690,149
Flicker PstL3
0,4150,609D.OOO
PST ÍNDICE DE SEVERIDADDEL FLICKER
2,9081,6621,442
FASE1FASE 2FASES
Vminpu
0,97880,97210,9765
horaregistro0,59720,59720,6042
Vmaxpu
1,00220,99631,0006
horaregistro0,38190,38190.3819
V eficaz punto demedición
0,99130,98500,9889
DESBALANCE
0,1688-0,27920,1103
ANEXO 10 DATOS OBTENIDOS DEL ANALIZADOR DE REDES MEMOBOX(TIERRAS UNIDAS)
MEMOBOX 302, 1194_57DB_18C_32101, Serial number; 49857DBRealizado por; PROYECTO REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICASEstudio: CALIDAD DE SERVICIO ANÁLISIS DE DEMANDASDatos Técnicos: BAJA TENSIÓN 3x121/220 V 75KVATransformador. TRAPO AEREO N.-32101Dirección: CARCELEN.TADEO BENITEZ Y JOAQUÍN MANCHENAlimentador Conectado S/E 18 PRIMARIO A
Fecha hora U medioL1
U medioL2
U medioL3
U minL1
U mínl_2
U mínL3
U máxL1
U máxL2
17/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/0517/03/05
15:30:0015:40:001 5:50:0016:00:0016:10:0016:20:001 6:30:0016:40:0016:50:0017:00:0017:10:0017:20:0017:30:0017:40:0017:50:0018:00:0018:10:0018:20:0018:30:0018:40:001 8:50:0019:00:0019:10:0019:20:001 9:30:0019:40:0019:50:0020:00:0020:10:0020:20:0020:30:0020:40:0020:50:0021:00:0021:10:0021:20:0021:30:0021:40:0021:50:002200:0022:10:0022:20:00223Q;X22:40:0022:50:0023:00:0023:10:0023:20:00
119,1119,06119,08119,33119,21119,29119,31119,7119,65119,63119,81120,14119,87119,94120,03119,99119,92120,23120,27121,2121,61121,65121,27121,46121,63121,32121,61121,71121,98121,32121,35121,55122,1
121,86121,43121,74121,41122,08122,31122,38122,49122,54122,29122,33122,59122,42121,63121,09
118,3118,2118,23118,52118,4118,47118,4
118,78118,78118,76118,95119,3119,06119,12119,13119,18119,06119,3119,23120,14120,54120,74120,42120,62120,74120,36120,65120,75
121120,39120,39120,67121,23121,02120,55120,87120,55121,13121.35121,41121,41121,48121,23121,25121,52121,32120,52120,01
118,84118,76118,76119,04119,01119,02119,01119,39119,33119,31119,42119,73119,48119,54119,61119,57119,41119,6
119,65120,58120,97121,16120,84121,06121,12120,89121,09121 ,31121.49120,95120,95121,2
121 ,78121,48121,15121,42120,97121,7
121 ,74121,87121,81121 ,76121,62121,61121,82121,65120,75120,19
118,18118,1117,99118,55118,02118,47118,28118,95119,07118,99119,1119,63119A24119,12119,44119,25119,34118,5118,43120,55120,92120,81120,89120,83121,23120,9
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N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO
SUMINISTRO:FECHA DE INTALACÍON:
FECHA DE RETIRO:INTERVALO DE REGISTRO
3210175
17/03/051 8/03/05
10
FP A DMAXKVAMAX
V NOMINALV NOMINAL +8%V NOMINAL -8%
TOTAL DE REGISTROS
118,9554
121130,68111,32
146
Parámetro (limite)
VOLTAJE FASE 1 (+8%)VOLTAJE FASE 2 (+8%)VOLTAJE FASE 3 (+8%)VOLTAJE FASE 1 (-8%)VOLTAJE FASE 2 (-8%)VOLTAJE FASE 3 (-8%)FACTOR DE POTENCIA (< 0.92)HARMÓNICOS FASE 1 (> 8%)HARMÓNICOS FASE 2 (> 8%)HARMÓNICOS FASE 3 (> 8%)FL1CKERFASE1 (>1)FL1CKERFASE2(>1)FL1CKERFASE3(>1)
0 De registros fuera dellímite
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% respecto al total deregistros
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U medioL3
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U mínL1
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U mínL2
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U máxL2
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U máxL3
121,219123,300119,250
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
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I medio L221,99147,6007,100
I medio L333,37561,50016,,100
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I máxL230,75366,0007,500
I máx L345,21564.00021,600
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
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PFL20,98231 .0000-1 ,0000
PFL30,3951.1 ,0000-1 ,0000
PF total. 0,0587
1,0000-1,0000
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
P medio L15831,6775998,3005694,460
P medio L22563,1235567,050676,280
P medio L33967,4007321,4501793,610
P total medio10918,81818955,4004018,470
FPERD0,39260,39110,3895
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
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Q medio L2329,319931,110-68,610
Q medio L3125,405921,310-294,030.
Q total medio-83,787
1127,130-89.1., 900'
PROMEDIOMÁXIMOMÍNIMO
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THD U medio L20,4831,6600,030
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V eficaz punto demedición
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DESBALANCE
0,1961-0,28350,0874
![Història de l artEl jurament dels Horacis, de Jacques-Louis David. (Per a respondre a aquesta qüestió, disposeu de les pàgines 5, 6, 7 i 8 del quadern.) [4 punts] El jurament dels](https://static.fdocuments.ec/doc/165x107/5ed88cd46714ca7f4768224e/histria-de-l-art-el-jurament-dels-horacis-de-jacques-louis-david-per-a-respondre.jpg)
