INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALtesis.ipn.mx/Jspui/Bitstream/123456789/5479/1/PROPUESTADISENO.pdf3.7...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE

PROPUESTA DE DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y MEDICION DE RESISTENCIA A TIERRA DE LA

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

JU


ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICAELÉCTRICA

PROPUESTA DE DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y MEDICION DE RESISTENCIA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN LAS

FRESAS BANCO I.

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N T A

JUAN CARLOS NAVA PALACIOS

MÉXICO D.F. 2009


MECÁNICA Y

PROPUESTA DE DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y SUBESTACIÓN LAS

MÉXICO D.F. 2009

DEDICATORIA

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DEDICATORIA A mis padres, por apoyarme en todo momento durante mi etapa de formación académica, pero sobre todo por haberme inculcado los valores y principios primordiales. A mis hermanos, por estar siempre al pendiente de mis pasos, y por ser una fuente de inspiración constante para superarme día con día. A mis seres queridos, por depositar su confianza en mí, y por tener siempre buenos deseos. Brindo este trabajo a todas aquellas personas que han sido mis cómplices a lo largo de este largo camino, ya que el día de hoy se concreta una meta muy importante para mí. A todos los que han compartido algunos minutos de su tiempo en observar y aportar sus comentarios a este trabajo. A la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (E.S.I.M.E), así como sus profesores, por hacer posible la formación de grandes profesionistas que se integran con éxito al sector eléctrico del país. Al Instituto Politécnico Nacional (I.P.N.), por ser una institución siempre comprometida, responsable, y sobre todo en constante búsqueda de ser vanguardista para ofrecer siempre la mejor calidad en educación.

AGRADECIMIENTOS

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AGRADECIMIENTOS Al Ing. Harper, por haber aceptado asesorarme, además de haber tenido paciencia en mí durante todo este periodo. Al Dr. Daniel Ruiz, que otorgo su valioso tiempo para nutrir con su experiencia el contenido de este trabajo. Al Ing. Telesforo, por su disponibilidad y profesionalismo, ya que en todo momento pude contar con sus consejos. Al Ing. Bulmaro Sánchez, por su amabilidad y por sus atinadas recomendaciones, que enriquecieron este trabajo. Al Ing. Gonzalo Mendoza Galván, por brindarme la oportunidad de trabajar a su lado, por darme su amistad, pero sobre todo por la confianza que tuvo en mí para desarrollar y culminar este trabajo. Al Ing. Fernando Atristain, por otorgarme el privilegio de integrarme a su selecto grupo de trabajo, por confiar en los jóvenes que tienen ganas de salir adelante, por tener esa vocación de transmitir sus conocimientos a las nuevas generaciones, pero por sobre todas las cosas, por demostrarme que los sueños, por muy lejanos que parezcan, se pueden hacer realidad. A la Contadora Estela Barroso, porque sus consejos siempre puntuales, su amistad incondicional, y sus buenos deseos han sido un gran aliciente para mí. A mis compañeros y amigos, porque su profesionalismo es buen pretexto para tratar de ser una mejor persona. A todas aquellas personas que por omisión deje de nombrar, pero que han sido parte medular en mi formación como persona y profesionista, gracias por ser parte de este logro tan importante para mí.

PROPUESTA DE DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y MEDICION DE RESISTENCIA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN LAS FRESAS BANCO I

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CONTENIDO PÁGINA

LISTA DE FIGURAS .......................................................................................................................... XI LISTA DE TABLAS ......................................................................................................................... XIII GLOSARIO ...................................................................................................................................... XV ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS .................................................................................................... XIX SIGLAS Y ACRÓNIMOS ................................................................................................................ XXI OBJETIVO .......................................................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................. 1 CAPÍTULO I: PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA CONVENCIONAL ...................................... 5 1.1 DEFINICIONES [1], [4], [19] ............................................................................................... 5 1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA [1] ........................................................................... 9 1.3 CONSIDERACIONES SOBRE SEGURIDAD [1] ............................................................. 10 1.4 EFECTOS DE LA CORRIENTE [1] .................................................................................. 11 1.5 LÍMITES DE CORRIENTE TOLERABLE [1] .................................................................... 13 1.6 CIRCUITO DE ELECTROCUCIÓN ACCIDENTAL [1] ..................................................... 14 1.7 EFECTO DE UNA CAPA DELGADA DE MATERIAL SUPERFICIAL [1] ......................... 19 1.8 CRITERIO DE TENSIONES DE SEGURIDAD [1] ........................................................... 20 CAPÍTULO II: RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO Y PRINCIPIOS DE RESISTENCIA A TIERRA PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES ........................................................................................................................ 23 2.1 RESISTIVIDAD DEL SUELO [4] ...................................................................................... 23 2.2 FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DEL SUELO [4] .................................. 24 2.3 MÉTODOS PARA LA MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO ......................................................................................................................................... 29 2.4 INTERPRETACIÓN DE MEDICIONES DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO [5] ......................................................................................................................................... 36 2.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTENCIA A TIERRA DE LA MALLA DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA [1] ............................................................................................... 41


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PÁGINA 2.6 MEDICIÓN DE RESISTENCIA A TIERRA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES POR EL MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL O DE LOS TRES ELECTRODOS [3] ............................................................................................................................. 43 CAPÍTULO III: MÉTODO DE CÁLCULO DE REDES DE TIERRA PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE POTENCIA CONVENCIONALES ...................................... 47 3.1 CRITERIOS DE DISEÑO [4] ............................................................................................ 47 3.2 PROCEDIMIENTO DE DISEÑO [1] ................................................................................. 49 3.3 DISEÑO DE LA RED DE TIERRAS DE LA SUBESTACIÓN LAS FRESAS BANCO I ......................................................................................................................................... 64 3.4 IMPACTO EN LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN DISEÑO COMO CONSECUENCIA DE LA MODIFICACIÓN DE ALGUNOS PARÁMETROS INICIALES .................. 73 3.5 COMPARATIVA ENTRE LOS RESULTADOS OBTENIDOS UTILIZANDO DEL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE REDES DE TIERRA DE CFE Y CLF CON RESPECTO AL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DEL STD. 80 DE IEEE .............................................................. 80 3.6 CONECTORES Y ACCESORIOS PARA LA RED DE TIERRAS [11] .............................. 88 3.7 CRITERIOS PARA LA PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE LA CASETA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN. [6] ........................................................................................................................... 90 3.8 EL PAPEL QUE JUEGA LA RED DE TIERRAS DE LA SUBESTACIÓN ANTE LA PRESENCIA DE LAS ARMÓNICAS .......................................................................................... 103 CAPÍTULO IV: VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LOS VALORES CALCULADOS ...................... 119 4.1 GENERALIDADES ........................................................................................................ 119 4.2 DESARROLLO............................................................................................................... 119 CAPÍTULO V: ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO. .................................................................... 125 5.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 125 5.2 OBJETIVO. .................................................................................................................... 125 5.3 COSTO DE INVERSIÓN Y UTILIDAD ........................................................................... 125 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................................. 129 REFERENCIAS ............................................................................................................................... 133

LISTA DE FIGURAS

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LISTA DE FIGURAS PÁGINA

FIGURA 1.1 ISOMÉTRICO MOSTRANDO UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA CONFORMADO POR CUATRO MALLAS, INDICANDO SUS PRINCIPALES ELEMENTOS. .................................................................... 6 FIGURA 1.2 DIBUJO EN TRES DIMENSIONES MOSTRANDO LOS GRADIENTES DE POTENCIAL EN LA SUPERFICIE DEL SUELO ORIGINADOS POR LA INYECCIÓN DE UNA CORRIENTE AL ARREGLO DE LA FIGURA 1.1. TAMBIÉN SE ILUSTRAN ALGUNOS CONCEPTOS MENCIONADOS PREVIAMENTE........................... 7 FIGURA 1.3 DIBUJO EN PLANTA MOSTRANDO LOS GRADIENTES DE POTENCIAL EN LA SUPERFICIE DEL SUELO ORIGINADOS POR LA INYECCIÓN DE UNA CORRIENTE AL ARREGLO DE LA FIGURA 1.1. ................ 7 FIGURA 1.4 ALZADO MOSTRANDO LAS DIFERENCIAS DE POTENCIAL RIESGOSAS. [1] ................................... 8 FIGURA 1.5 ALZADO MOSTRANDO LA REPRESENTACIÓN DE LA CAPA DE MATERIAL SUPERFICIAL USADA PARA INCREMENTAR LA RESISTENCIA DE CONTACTO ENTRE EL SUELO Y LOS PIES DE LAS PERSONAS. ............................................................................................................................................ 8 FIGURA 1.6. DIAGRAMA SIMPLIFICADO PARA ENTENDER EL CONCEPTO DE RESISTIVIDAD DEL SUELO, COMO LA RESISTENCIA DE UN VOLUMEN CON SECCIÓN TRANSVERSAL A Y LONGITUD L UNITARIAS. [5]. ...................................................................................................................................... 8 FIGURA 1.7. EXPOSICIÓN A LA TENSIÓN DE CONTACTO [1] ..................................................................... 15 FIGURA 1.8. IMPEDANCIA PARA EL CIRCUITO DE LA TENSIÓN DE CONTACTO [1] ....................................... 16 FIGURA 1.9. CIRCUITO DE LA TENSIÓN DE CONTACTO [1] ....................................................................... 16 FIGURA 1.10. EXPOSICIÓN A LA TENSIÓN DE PASO [1] ........................................................................... 17 FIGURA 1.11. CIRCUITO DE LA TENSIÓN DE PASO [1] ............................................................................. 17 FIGURA 1.12. ALZADO MOSTRANDO LA REPRESENTACIÓN DE LA CAPA DE MATERIAL SUPERFICIAL USADA PARA INCREMENTAR LA RESISTENCIA DE CONTACTO ENTRE EL SUELO Y LOS PIES DE LAS PERSONAS. .......................................................................................................................................... 19 FIGURA 2.1. DIAGRAMA SIMPLIFICADO PARA ENTENDER EL CONCEPTO DE RESISTIVIDAD DEL SUELO, COMO LA RESISTENCIA DE UN VOLUMEN CON SECCIÓN TRANSVERSAL A Y LONGITUD L UNITARIAS [5]. ..................................................................................................................................... 23 FIGURA 2.2 RESISTIVIDAD DEL SUELO EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA. ............................................... 25 FIGURA 2.3. RESISTIVIDAD DEL SUELO EN FUNCIÓN DE LA CONCENTRACIÓN1 DE SALES DISUELTAS [4]. ..................................................................................................................................... 26 FIGURA 2.4. RESISTIVIDAD DEL SUELO EN FUNCIÓN DEL TIPO DE SALES [4]. ............................................ 26 FIGURA 2.5 RESISTIVIDAD DEL SUELO EN FUNCIÓN DE LA HUMEDAD 2. .................................................... 27 FIGURA 2.6. ESTRATIFICACIÓN DEL SUELO [5]. ...................................................................................... 27 FIGURA 2.7. VARIACIÓN DE LA RESISTENCIA A TIERRA EN FUNCIÓN DE LA ÉPOCA DEL AÑO [10]. ............... 28 FIGURA 2.8 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO POR EL MÉTODO DE WENNER. ............................................................................................................................................ 29 FIGURA 2.9 ESQUEMA DE MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO POR EL MÉTODO DE WENNER . ........................................................................................................................................... 30 FIGURA 2.10 DIRECCIONES PARA LA MEDICIÓN EN CAMPO. [2]................................................................ 31 FIGURA 2.11 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO POR EL MÉTODO DE SCHLUMBERGER [2]. ............................................................................................................................ 34 FIGURA 2.12 ESQUEMA DE MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO POR EL MÉTODO DE SCHLUMBERGER [2]. ............................................................................................................................ 34 FIGURA 2.13. RESISTIVIDAD APARENTE EN FUNCIÓN DE LA SEPARACIÓN ENTRE ELECTRODOS DE PRUEBA [4]. ......................................................................................................................................... 37 FIGURA 2.14 MODELO ESTRATIFICADO DE DOS CAPAS HORIZONTALES. ................................................... 39 FIGURA 2.15 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE RESISTENCIA A TIERRA POR EL MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL [3] ..................................................................................................................................... 43 FIGURA 2.16 RESISTENCIA APARENTE PARA VARIOS ESPACIAMIENTOS DE X. [3] ..................................... 43 FIGURA 2.17 CURVA TÍPICA DE RESISTENCIA A TIERRA [3]. ..................................................................... 44 FIGURA 3.1 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO. [1].................................................... 50 FIGURA 3.2. VISTA DE PLANTA DEL SPT PROPUESTO PARA LA S.E. LAS FRESAS BANCO I. ...................... 68 FIGURA 3.3. VISTA DE PLANTA DEL ARREGLO DE EQUIPOS DE LA S.E. LAS FRESAS BANCO I, MOSTRANDO EL SPT PROPUESTO. ........................................................................................................ 69 FIGURA 3.4. GRÁFICA DE VARIACIÓN DEL POTENCIAL DE MALLA Y DIFERENCIA DE POTENCIAL DE CONTACTO TOLERABLE MODIFICANDO LA RESISTIVIDAD DE DISEÑO Ρ. ..................................................... 74

LISTA DE FIGURAS

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PÁGINA FIGURA 3.5. GRÁFICA DE VARIACIÓN DE TENSIÓN DE PASO SUPERFICIAL (ES) Y DIFERENCIA DE POTENCIAL DE PASO TOLERABLE PARA UNA PERSONA DE 50 KG (EPASO50) MODIFICANDO LA RESISTIVIDAD DE DISEÑO (Ρ). ................................................................................................................ 75 FIGURA 3.6. GRÁFICA DE VARIACIÓN DE TENSIÓN DE CONTACTO TOLERABLE PARA UNA PERSONA DE 50 KG (ECONTACTO50) Y DIFERENCIA DE POTENCIAL DE PASO TOLERABLE PARA UNA PERSONA DE 50 KG (EPASO50) MODIFICANDO LA RESISTIVIDAD DE LA CAPA SUPERFICIAL DE ROCA TRITURADA (ΡS). ......................................................................................................................... 76 FIGURA 3.7. GRÁFICA DE VARIACIÓN DE RESISTENCIA A TIERRA (RG) Y LONGITUD EFECTIVA DE CONDUCTORES (LM) MODIFICANDO ESPACIAMIENTO ENTRE CONDUCTORES PARALELOS (D). ................... 77 FIGURA 3.8. GRÁFICA DE VARIACIÓN DE POTENCIAL DE MALLA (VM) Y TENSIÓN DE PASO SUPERFICIAL (ES) MODIFICANDO LA CORRIENTE SIMÉTRICA DE FALLA A TIERRA (IF) ................................. 78 FIGURA 3.9. GRÁFICA DE COSTO DE LA RED DE TIERRAS (CABLE ENTERRADO) PARA DISEÑOS TOMANDO COMO BASE TENSIONES TOLERABLES PARA PERSONAS DE 50 KG. Y 70 KG. ............................ 79 FIGURA 3.10. FLUJOGRAMA DE PROCEDIMIENTO DE DISEÑO, DE ACUERDO CON LA NRF-011-CFE [2]. .............................................................................................................................................. 81 FIGURA 3.11. DIAGRAMA DE BLOQUES PARA EL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO, DE ACUERDO CON MANUAL DE DISEÑO DE SUBESTACIONES DE COMPAÑÍA DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO [11]. .................. 82 FIGURA 3.12. ACOPLAMIENTO ENTRE DOS CIRCUITOS DEBIDO A UNA TRAYECTORIA DE RETORNO COMÚN. ............................................................................................................................................... 93 FIGURA 3.13. ACOPLAMIENTO DE UNA SEÑAL EXTERNA A LOS CABLES DE INTERCONEXIÓN DEL EQUIPO. .............................................................................................................................................. 94 FIGURA 3.14. FORMAS DE RUIDO. ......................................................................................................... 95 FIGURA 3.15. PUESTA A TIERRA EN UN SOLO PUNTO PARA SEÑALES DE BAJA FRECUENCIA CON GABINETES PRÓXIMOS UNOS DE OTROS. .............................................................................................. 101 FIGURA 3.16. PUESTA A TIERRA EN UN SOLO PUNTO PARA SEÑALES DE BAJA FRECUENCIA CON GABINETES PRÓXIMOS UNOS DE OTROS. .............................................................................................. 101 FIGURA 3.17. PUESTA A TIERRA EN UN SOLO PUNTO PARA SEÑALES DE BAJA FRECUENCIA CON GABINETES AMPLIAMENTE SEPARADOS CON INTERRUPTOR DE SEGURIDAD DE PUERTA. ......................... 102 FIGURA 3.18. PUESTA A TIERRA DE CIRCUITOS DE CONTROL. ............................................................... 102 FIGURA 3.19. ONDA SENOIDAL A FRECUENCIA FUNDAMENTAL. ............................................................. 104 FIGURA 3.20. ONDA SENOIDAL DE LA QUINTA ARMÓNICA. ..................................................................... 104 FIGURA 3.21. FORMA DE ONDA RESULTANTE DE LA ADICIÓN DE LAS ONDAS DE LAS FIGURAS. 3.19 Y 3.20. .............................................................................................................................................. 104 FIGURA 3.22. DENSIDADES DE CORRIENTE EN UN MISMO CONDUCTOR, (A) A CORRIENTE DIRECTA Y (B) A CORRIENTE DE ALTA FRECUENCIA. ........................................................................................... 107 FIGURA 3.23. CIRCUITOS QUE EJEMPLIFICAN: (A) RESONANCIA PARALELO Y (B) RESONANCIA SERIE. ............................................................................................................................................... 109 FIGURA 3.24. CIRCUITO EQUIVALENTE PARA EL ANÁLISIS DEL SISTEMA A FRECUENCIAS ARMÓNICAS. ...................................................................................................................................... 110 FIGURA 3.25. ALGUNOS DIAGRAMAS DE FILTROS PASIVOS. .................................................................. 114 FIGURA 3.26. RESPUESTA A LA FRECUENCIA TÍPICA DE UN FILTRO DE SINTONIZADO PUNTUAL. ............... 115 FIGURA 3.27. CIRCUITO ESQUEMÁTICO DE UNA TRAMPA DE ONDA [18]. ................................................ 116 FIGURA 4.1 DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE CONEXIONES PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA A TIERRA CON CUATRO POLOS [9]. ......................................................................................................... 120 FIGURA 4.2 PUNTO SELECCIONADO PARA LA INYECCIÓN DE CORRIENTE Y DISTANCIA PARA LA UBICACIÓN DE LOS ELECTRODOS AUXILIARES DE CORRIENTE Y POTENCIAL. ........................................... 121 FIGURA 4.3 GRÁFICA DE VALORES DE RESISTENCIA OBTENIDOS POR CADA INCREMENTO DE DISTANCIA. ........................................................................................................................................ 123 FIGURA 5.1. PRESUPUESTO DE MEDICIONES EN CAMPO. ...................................................................... 126 FIGURA 5.2. ANÁLISIS DE COSTOS. ..................................................................................................... 127

LISTA DE TABLAS

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LISTA DE TABLAS PÁGINA

TABLA 2.1.- FORMATO DE REGISTRO DE MEDICIONES DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO [2]. ........... 33 TABLA 2.2.- VALORES DE RESISTIVIDAD PARA VARIOS TIPOS DE SUELOS Y AGUA [5]. ............................... 35 TABLA 2.3 FORMATO TÍPICO PARA EL REGISTRO DE LOS VALORES DE RESISTENCIA A TIERRA. .................. 46 TABLA 3.1 ÍNDICE DE PARÁMETROS DE DISEÑO [1]. ................................................................................ 49 TABLA 3.2. CARACTERÍSTICAS DE MATERIALES [1]. ............................................................................... 54 TABLA 3.3. CONSTANTES DE MATERIALES [1]. ....................................................................................... 55 TABLA 3.4. VALORES TÍPICOS DE DF [1]. ................................................................................................ 58 TABLA 3.5. DATOS PARA DISEÑO DE LA RED DE TIERRAS DE LA SUBESTACIÓN LAS FRESAS BANCO I [8]. .................................................................................................................................................... 64 TABLA 3.6. RESULTADOS OBTENIDOS DE ACUERDO CON EL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DEL ESTÁNDAR 80 DE IEEE [1]. .................................................................................................................. 83 TABLA 3.7. RESULTADOS OBTENIDOS DE ACUERDO CON EL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE LA NRF-011-CFE [2]. .............................................................................................................................. 84 TABLA 3.7. (CONTINUACIÓN) RESULTADOS OBTENIDOS DE ACUERDO CON EL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE LA NRF-011-CFE [2]. ......................................................................................................... 85 TABLA 3.8. RESULTADOS OBTENIDOS DE ACUERDO CON EL MANUAL DE DISEÑO DE SUBESTACIONES DE COMPAÑÍA DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO [11]. ..................................................... 86 TABLA 3.8. (CONTINUACIÓN) RESULTADOS OBTENIDOS DE ACUERDO CON EL MANUAL DE DISEÑO DE SUBESTACIONES DE COMPAÑÍA DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO [11]. ................................................. 87 TABLA 4.1. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL EQUIPO DE MEDICIÓN SELECCIONADO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA A TIERRA [9]. ............................................................................................. 119 TABLA 4.2. VALORES DE RESISTENCIA DE CONTACTO ENTRE DIFERENTES ELEMENTOS DE LA SUBESTACIÓN. ................................................................................................................................... 120 TABLA 4.3. VALORES DE RESISTENCIA OBTENIDOS POR CADA INCREMENTO DE DISTANCIA. .................... 122

GLOSARIO

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GLOSARIO

Acoplamiento.- El acoplamiento se puede definir como el medio por el cual una tensión o corriente en un circuito produce (de manera directa o a través de inducción) una tensión o corriente en otro circuito diferente. El acoplamiento de interferencia es un acoplamiento no intencional entre circuitos, que produce una respuesta no deseada en uno de los circuitos que intervienen en el acoplamiento Armónica.- Una armónica puede definirse como “una componente senoidal de una onda periódica o de una cantidad que tiene frecuencia que es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental del sistema”. Las armónicas pueden entonces conceptualizarse como tensiones y/o corrientes que existen en un sistema eléctrico para algunos múltiplos de la frecuencia fundamental. Armónica “triplen”.- Armónicas del orden tres y sus múltiplos, ej. 3a, 9a, 15a, 21a. Conector: Los conectores son los elementos que permiten unir todo el sistema de Puesta a Tierra y deben tener la capacidad de soportar altas corrientes, esfuerzos electromecánicos y sobrecalentamientos. Compactación.- La compactación de suelos es el proceso artificial por el cual las partículas de suelo son obligadas a estar más en contacto las unas con las otras, mediante una reducción del índice de vacíos, empleando medios mecánicos, lo cual se traduce en un mejoramiento de sus propiedades ingenieriles. Compensador estático de VARS.- Un compensador estático de vars se emplea para compensar potencia reactiva usando un control de la magnitud de la tensión en un bus particular de un sistema eléctrico de potencia. Corriente simétrica de falla a tierra.- Representa el valor RMS de la componente simétrica en el primer medio ciclo de una onda de corriente que se desarrolla después del instante de una falla en un tiempo cero. Crosstalk.- Cuando se transmite CA o un pulso de CD en un par o múltiples pares de cable trenzados, existe una tendencia de la señales a ser superpuestas en señales que están siendo transmitidas en pares trenzados adyacentes debido a un combinación de acoplamiento capacitivo e inductivo. En otras palabras, crosstalk es el traspaso no deseado de una señal de un circuito a otro. EPR (GPR por sus siglas en ingles): Tensión máxima que alcanza la malla del Sistema de Puesta a Tierra de la subestación respecto a una tierra lejana. Estado higrométrico.- Es la humedad relativa del aire, la relación entre el vapor de agua realmente contenido en el aire. Estratificación del suelo.- Es la es la disposición en capas verticales y horizontales de las rocas sedimentarias.

GLOSARIO

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Factor “K”.- El factor k es un término común en la industria con el que se conoce la cantidad de armónicas producida por una carga dada. Entre mayor sea el factor k, mayor es la presencia de armónicas. Las cargas lineales por ejemplo, tienen un factor k=1. Los transformadores estarán denominados con un valor de Factor K por definir su capacidad de tolerar el calor adicional por generado por corrientes armónicas. Factor de reflexión.- En el modelo heterogéneo de las dos capas, el factor de reflexión K define los cambios abruptos de la resistividad en la frontera de ambas capas ρ1 y ρ2. Este factor de reflexión varía entre los límites –1 y +1. Un suelo con cambios extremos en los valores de resistividad, tendrá asociado un factor de reflexión cercano a la unidad. Mientras que un suelo con valores de resistividad similares tendrá asociado un factor de reflexión cercano al cero. Filtro.- Los filtros son elementos cuya impedancia varía con la frecuencia, se utilizan para bloquear o atrapar la energía de los armónicos de tal manera que no fluya por los equipos o que no entre al sistema. Filtro activo.- Son aquellos que emplean dispositivos activos, (por ejemplo los transistores o los amplificadores operacionales, junto con elementos R L C.) para producir corrientes armónicas iguales a las que se encuentran en la corriente de carga, asegurando que su trayectoria sea la de sacar las corrientes armónicas fuera de la trayectoria del sistema. Filtro pasivo.- Son aquellos tipos de filtros formados por combinaciones serie o paralelo de elementos resistivos (R), inductivos (L) o capacitivos (C).Son elementos puramente pasivos, usados como circuitos en paralelo en la entrada de los servicios con problemas de generación de armónicas, evitando de esta manera que entren al sistema de distribución. Gradiente de potencial: Vector que se encuentra normal a una superficie o curva en el espacio a la cual se le está estudiando, en un punto cualquiera, llámese (x,y), (x,y,z), (tiempo, temperatura), etc. El gradiente normalmente denota una dirección en el espacio según la cual se aprecia una variación de una determinada propiedad o magnitud física. Granulometría.- Es la medición de los granos de una formación sedimentaria y el cálculo de la abundancia de los correspondientes a cada uno de los tamaños previstos por una escala granulométrica. Interferencia.- Interferencia es cualquier perturbación eléctrica o electromagnética extraña que (1) tiende a alterar la recepción de las señales deseadas o (2) produce respuestas indeseables en un circuito o sistema.

Malla del Sistema de Puesta a Tierra: Conjunto de electrodos horizontales, el cual consiste en un cierto número de conductores desnudos enterrados en el suelo, proporcionando una tierra común para equipos eléctricos o estructuras metálicas, usualmente en un área común.

GLOSARIO

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Material superficial: Material instalado encima del suelo, el cual consiste (sin ser limitativo) en roca triturada, asfalto o algún material hecho por el hombre. El material superficial, dependiendo de su resistividad, puede impactar significativamente en la corriente a través del cuerpo para tensiones de paso y contacto involucrando los pies de la persona. Potencial de malla: Máxima tensión de contacto que puede ocurrir en el reticulado de la malla del SPT. El potencial de malla se presenta siempre al centro de la misma. Resistencia a tierra de la malla del Sistema de Puesta a Tierra: Es la resistencia óhmica entre la malla y un electrodo de tierras remoto de resistencia cero. Resistividad aparente del suelo.- Se denomina resistividad aparente (ρ) debido a que siempre se puede calcular, solo se necesita conocer la localización de los electrodos de prueba, la tensión y la corriente aplicados. Sin embargo la tierra no tiene una resistividad constante, la resistividad varía con la trayectoria vertical y horizontal, de este modo, la resistividad calculada no representa la verdadera resistividad del suelo, de ahí el término de resistividad aparente. Resistividad del suelo.- La resistividad eléctrica o resistencia específica del suelo, es la resistencia de un volumen que tenga un área con sección transversal y longitud unitarias. RTD.- Los RTD son sensores de temperatura resistivos. En ellos se aprovecha el efecto que tiene la temperatura en la conducción de los electrones para que, ante un aumento de temperatura, haya un aumento de la resistencia eléctrica que presentan Ruido eléctrico en modo común.- El ruido en modo común es el ruido eléctrico que ocurre sobre todos los conductores de un circuito eléctrico en el mismo instante. Esto es, una señal de tensión presente entre el punto de referencia a tierra local y cada uno de los conductores de alimentación incluyendo el neutro. El ruido en modo común ocasiona que fluya una corriente simultáneamente en todos los conductores de un circuito, utilizando generalmente el sistema de puesta a tierra como trayectoria de retorno para cerrar el circuito. Ruido eléctrico en modo normal.- El ruido en modo normal es el ruido eléctrico que aparece en la forma de señales de tensión entre una línea y otra y entre cualquier línea y neutro. Esta condición provoca la circulación de corrientes entre dos conductores cualesquiera que pueden estar o no aterrizados. El ruido en modo normal se le conoce también como ruido en modo diferencial. SCADA.- Servidor de adquisición de datos y supervisión de control (SCADA, por sus siglas en ingles). Mediante la comunicación de los servidores de adquisición de datos y supervisión de control con las unidades terminales maestras, se

GLOSARIO

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pueden controlar remotamente distintos elementos primarios de la subestación (interruptores, seccionadores, etc.) SICLE.- El Sistema de Información y Control Local de Estación (SICLE), se usa para conformar el sistema integrado de protección, y medida de las subestaciones. Sistema de alimentación ininterrumpida (UPS por sus siglas en ingles).- Un UPS es una fuente de suministro eléctrico que posee una batería con el fin de seguir dando energía a un dispositivo en el caso de interrupción eléctrica. Sistema de puesta a tierra (SPT): Comprende el conjunto de elementos interconectados, enterrados en el suelo dentro de un área específica, como electrodos horizontales (conductores desnudos), verticales (varillas de tierra) Tensión de contacto metal con metal: Es la diferencia de potencial entre objetos metálicos o estructuras dentro de una subestación que se presenta a través del contacto humano. Tensión de contacto: Diferencia de potencial entre el EPR y el potencial máximo en la superficie del suelo donde se encuentre una persona tocando con una o ambas manos una estructura metálica o cualquier elemento conductor directamente unido a la red de tierra. Tensión de paso: Diferencia de potencial máxima que se aplicará a una persona entre sus pies, cuando en el instante de una falla se encuentre caminando en un área con una diferencia de potencial en la superficie. Prácticamente la tensión de paso es aquella que existe entre dos puntos separados un metro sobre la superficie del suelo. Tensión transferida: Caso especial de tensión de contacto donde una tensión es transferida hacia dentro o hacia fuera de la subestación. Termocople.- Un termocople básicamente es un transductor de temperaturas, es decir un dispositivo que convierte una magnitud física en una señal eléctrica. Tierra: Conexión conductora, ya sea intencional o accidental, por medio de la cual un circuito eléctrico o equipo se conecta a la tierra o a algún cuerpo conductor de dimensión relativamente grande que cumple la función de la tierra. Trampa de onda.- La trampa de onda es un elemento utilizado para evitar la suma de armónicos a la señal de transmisión que puedan causar perturbaciones, está conformado por una bobina por la cual pasa la corriente a la frecuencia industrial (60 Hz) de la línea de transmisión, paralelo a esta se encuentra el equipo sintonizador el cual ofrece una alta impedancia, está constituido por condensadores, inductancias y resistencias; y en paralelo a la bobina y al equipo sintonizador se encuentra el equipo de protección, el cual protege la trampa de onda de contra sobretensiones transitorias que puedan ocurrir en ella.

ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

xix

ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS °C. Grado Celsius 3Io Corriente simétrica de falla a tierra en la subestación para el dimensionamiento del conductor A Área total encerrada por la red de tierras, A. Ampere. CA. Corriente alterna. CD. Corriente directa. cm. Centímetro Cs Factor de decremento de la capa superficial, d Diámetro del conductor de la rejilla para tierra, D Espaciamiento entre conductores paralelos, Df Factor de decremento para determinar IG. Econtacto70 Tensión de contacto tolerable para unja persona de 70 kg, Econtacto50 Tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg, Epaso70 Tensión de paso tolerable para una persona de 70 kg, Epaso50 Tensión de paso tolerable para una persona de 50 kg, Es Tensión de paso superficial que puede experimentar una persona con los pies separados a 1m de distancia y sin hacer contacto con algún objeto aterrizado h profundidad de enterramiento de los conductores del sistema de puesta a tierra, hs Profundidad de la capa superficial, Hz. Hertz. Ib Magnitud de la corriente que fluye por el cuerpo humano. IB Magnitud de la corriente tolerable por el cuerpo humano. Ig Corriente simétrica de la malla, IG Máxima corriente que fluye entre el Sistema de Puesta a Tierra y la tierra circundante (incluyendo la componente de CD). K Factor de reflexión entre diferentes resistividades aparentes del suelo Kg. Kilogramo Kh Factor de corrección por la profundidad de enterramiento de la malla. Ki Factor de corrección por la geometría de la malla. Kii Factor de corrección que ajusta los efectos de conductores en la esquina de la malla. Km Factor de espaciamiento para el potencial de la malla. Ks Factor de espaciamiento para la diferencia de potencial de paso.

KV. Kilovolt L. Longitud. LC Longitud total del conductor de la red del sistema de puesta a tierra. LM Longitud efectiva de LC+LR para el potencial de malla. Lr Longitud de una varilla de tierra. LR longitud total de las varillas de tierra. LS Longitud efectiva de Lc+LR para la diferencia de potencial de paso. LT Longitud efectiva total del conductor del sistema de puesta a tierra, incluyendo el de la red y las varillas de tierra. Lx Longitud máxima del conductor de tierras en la dirección X. Ly Longitud máxima del conductor de tierras en la dirección Y. m. Metro mA. Miliampere. mm. Milímetro. mm2. Milímetro cuadrado. n Factor geométrico compuesto por na, nb, nc y nd. RB Resistencia del cuerpo humano. reactancia entre el valor de la resistencia del sistema. Rf Resistencia a través de la tierra entre el pie de la persona y la red de tierras energizada. Rg Resistencia del sistema de puesta a tierra. SB Constante empírica relacionada con la energía tolerada por un cierto porcentaje de población dada. Sf Factor de división de la corriente de falla. tc Duración de la corriente de falla para dimensionar el conductor de puesta a tierra, tf Duración de la corriente de falla para determinar el factor de decremento. ts Duración de la exposición al flujo de corriente para determinar la corriente del cuerpo permisible. V. Volt. VARS Volts Amperes Reactivos. Vm Potencial de la malla en el centro de esta VTH Tensión de Thevenin. X/R. Cociente del resultado de dividir el

valor de la reactancia entre el valor de la resistencia.

Z. Impedancia. ZTH Impedancia equivalente de Thevenin. ρ Resistividad de diseño. ρs Resistividad de la capa superficial de roca triturada. Ω Ohm.

SIGLAS Y ACRONIMOS

xxi

SIGLAS Y ACRÓNIMOS

ANCE Asociación de Normalización y Certificación. ANSI American National Standards Institute. CCL Consola de Control Local. CFE Comisión Federal de Electricidad. CI Consola de Ingeniería. CLYF Compañía de Luz y Fuerza del Centro. GPR Ground Potential Rise. IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers. NMX Norma Mexicana. NOM Norma Oficial Mexicana. NRF Norma de Referencia. PC Personal Computer. PCM Protección, Control y Medición. RCP Reanimación Cardiopulmonar. RMS Root Mean Square. S.E. Subestación. SCADA Supervisory Control And Data Adquisition. SICLE Sistema de Información y Control Local de Estación. SPT Sistema de Puesta a Tierra. UL Underwriters Laboratories. UPS Uninterruptible Power Supply.

OBJETIVO E INTRODUCCIÓN

1

OBJETIVO

Realizar la propuesta de diseño del Sistema de Puesta a Tierra de la Subestación Las Fresas Banco I, así como ejecutar las mediciones de resistencia a tierra del arreglo instalado.

INTRODUCCIÓN

Los sistemas de puesta a tierra son de especial importancia para el funcionamiento de los sistemas eléctricos de potencia desde el punto de vista de la seguridad del personal que labora en subestaciones eléctricas, centrales generadoras etc. La primera guía para el diseño de sistemas de puesta a tierra de subestaciones eléctricas, basada principalmente en la experiencia y en modelos analíticos simples, apareció en 1961 como el estándar 80 de la ANSI/IEEE. Este documento, junto con sus tres revisiones principales en 1976, 1986 y 2000, ha sido la herramienta principal para el análisis y diseño de los sistemas de conexión a tierra para subestaciones. El estándar 80 proporciona los criterios de diseño y una guía de lo que se debe considerar en el proceso de diseño de los sistemas de conexión a tierra. Además de esto, proporciona las ecuaciones de diseño para realizar los cálculos necesarios para obtener los parámetros indicativos de la seguridad de la red del Sistema de Puesta a Tierra diseñado. Esta norma será la base para la propuesta de diseño de la red de tierras de la Subestación Las Fresas Banco I. Se adopta esta norma debido a que las dos normas mexicanas vigentes (NRF-011-CFE [2], en el caso de CFE, y Manual de diseño de subestaciones [11], en su capítulo 5 de diseño de redes de tierra, en el caso de Compañía de Luz y Fuerza del Centro) fueron realizadas tomando como base los criterios y fundamentos del estándar 80 de IEEE [1]. Es necesario mencionar que existen algunas consideraciones particulares que las normas mexicanas realizan en las formulaciones de diseño, con respecto al estándar 80 de IEEE [1], por lo cual en el punto 3.5 del capítulo III de este trabajo se efectúa una comparación de resultados obtenidos utilizando el procedimiento de diseño de estándar 80 de IEEE [1], NRF-011-CFE [2], y manual de diseño de subestaciones [11] a fin de identificar las principales diferencias entre las tres normas. Con el objetivo de el lector observe de manera práctica el impacto que tienen algunos parámetros de diseño sobre los valores indicativos de la seguridad del diseño elaborado, en el punto 3.4 del capítulo III se muestran algunas gráficas obtenidas con la ayuda de una hoja de cálculo configurada con las fórmulas de diseño del estándar 80 de IEEE [1].


2

La parte práctica de este trabajo está cubierta con el desarrollo de la medición de resistencia a tierra de la red de tierras de la subestación Las Fresas banco I, utilizando el método de caída de potencial descrito en la norma NMX-J-549-ANCE-2005 [3], con el objeto de comparar el valor calculado con el valor medido y verificar que la resistencia a tierra sea menor a 1 ohm para cumplir con los requerimientos del estándar 80 de IEEE [1]. A continuación se enlista un resumen del contenido de este trabajo: Este trabajo está dividido en cinco capítulos, en el capítulo I se desarrolla el marco teórico, donde se abordan los principios fundamentales de los sistemas de puesta a tierra, se describe su función y las condiciones de seguridad que conducen a definir las ecuaciones básicas que se aplicaran en el proceso de diseño de la red del sistema de puesta a tierra. En el capítulo II se presenta la teoría y dos métodos para medir la resistividad aparente del suelo, también se mencionan los criterios para la interpretación de los valores medidos, y como se obtiene el valor de resistividad a usarse en la etapa de diseño de la red de tierras. En este capítulo también se describe el método de caída de potencial, usado para medir la resistencia a tierra de subestaciones convencionales, de acuerdo con lo descrito en la norma NMX-J-549-ANCE-2005 [3]. En el capítulo III se explica la metodología de cálculo que sirve de base para el diseño del Sistema de Puesta a Tierra de una subestación eléctrica, conforme a los lineamientos que indica el estándar 80 de IEEE [1]. Así mismo, se desarrolla el diseño de la red de tierras de la subestación Las Fresas Banco I. Otro punto a desarrollar es una comparación de resultados obtenidos utilizando el procedimiento de diseño de estándar 80 de IEEE [1], NRF-011-CFE [2], y del manual de diseño de subestaciones [11] El impacto que tienen algunos parámetros de diseño sobre los valores indicativos de la seguridad del diseño elaborado será mostrado a través de algunas gráficas obtenidas con la ayuda de una hoja de cálculo configurada con las fórmulas de diseño del estándar 80 de IEEE [1]. Otro tema a tratar en este capítulo III será el de los diferentes tipos de conectores y accesorios usados comúnmente en las redes de tierra, así como las consideraciones para su selección. Algunos criterios de diseño y esquemas de puesta a tierra para los equipos de instrumentación y control de la caseta de control de subestaciones convencionales se muestran en el punto 3.7.


3

Otro rubro que se toca en el punto 3.8 del capítulo III es el papel que juega la red de tierras de la subestación ante la presencia de armónicos. Se citan las principales fuentes de corrientes armónicas, los principales efectos adversos que causan sobre los equipos, y finalmente se mencionan recomendaciones prácticas para disminuir su impacto. En el capítulo IV se presenta el reporte de las mediciones de resistencia a tierra realizadas a la subestación Las Fresas Banco I. Finalmente, en el capitulo V se muestra un presupuesto basado en precios unitarios de la ejecución de las mediciones de resistencia a tierra a la subestación Las Fresas Banco I.

CAPÍTULO I

5

CAPÍTULO I: PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA CONVENCIONAL 1.1 DEFINICIONES [1], [4], [19]

Para mejor comprensión de los términos que se exponen en este capítulo I, a continuación se muestran algunos de los conceptos que más aparecerán a lo largo de este trabajo:

• Conector: Los conectores son los elementos que permiten unir todo el sistema de Puesta a Tierra y deben tener la capacidad de soportar altas corrientes, esfuerzos electromecánicos y sobrecalentamientos.

• EPR (GPR por sus siglas en ingles): Tensión máxima que alcanza la

malla del Sistema de Puesta a Tierra de la subestación respecto a una tierra lejana. Ver figura 1.2.

• Gradiente de potencial: Vector que se encuentra normal a una superficie o curva en el espacio a la cual se le está estudiando, en un punto cualquiera, llámese (x,y), (x,y,z), (tiempo, temperatura), etc. El gradiente normalmente denota una dirección en el espacio según la cual se aprecia una variación de una determinada propiedad o magnitud física. [19]. Ver figura 1.2.

• Malla del Sistema de Puesta a Tierra: Conjunto de electrodos horizontales, el cual consiste en un cierto número de conductores desnudos enterrados en el suelo, proporcionando una tierra común para equipos eléctricos o estructuras metálicas, usualmente en un área común. Ver figura 1.1.

• Material superficial: Material instalado encima del suelo, el cual consiste

(sin ser limitativo) en roca triturada, asfalto o algún material hecho por el hombre. El material superficial, dependiendo de su resistividad, puede impactar significativamente en la corriente a través del cuerpo para tensiones de paso y contacto involucrando los pies de la persona. Ver figura 1.5.

• Potencial de malla: Máxima tensión de contacto que puede ocurrir en el

reticulado de la malla del SPT. El potencial de malla se presenta siempre al centro de la misma. Ver figuras 1.2 y 1.4.

• Resistencia a tierra de la malla del Sistema de Puesta a Tierra: Es la resistencia óhmica entre la malla y un electrodo de tierras remoto de resistencia cero. Ver figura 1.4.

• Resistividad del suelo: La resistividad eléctrica o resistencia específica del suelo, es la resistencia de un volumen que tenga un área con sección transversal y longitud unitarias, como se ilustra en la figura 1.6.


6

• Sistema de puesta a tierra (SPT): Comprende el conjunto de elementos interconectados, enterrados en el suelo dentro de un área específica, como electrodos horizontales (conductores desnudos), verticales (varillas de tierra), etc. Ver figura 1.1.

• Tierra: Conexión conductora, ya sea intencional o accidental, por medio de

la cual un circuito eléctrico o equipo se conecta a la tierra o a algún cuerpo conductor de dimensión relativamente grande que cumple la función de la tierra.

• Tensión de contacto: Diferencia de potencial entre el EPR y el potencial

máximo en la superficie del suelo donde se encuentre una persona tocando con una o ambas manos una estructura metálica o cualquier elemento conductor directamente unido a la red de tierra. Ver figura 1.2.

• Tensión de paso: Diferencia de potencial máxima que se aplicará a una

persona entre sus pies, cuando en el instante de una falla se encuentre caminando en un área con una diferencia de potencial en la superficie. Prácticamente la tensión de paso es aquella que existe entre dos puntos separados un metro sobre la superficie del suelo. Ver figuras 1.2 y 1.4.

• Tensión transferida: Caso especial de tensión de contacto donde una tensión es transferida hacia dentro o hacia fuera de la subestación. Ver figura 1.4.

• Tensión de contacto metal con metal: Es la diferencia de potencial entre objetos metálicos o estructuras dentro de una subestación que se presenta a través del contacto humano. Ver figura 1.4.

Figura 1.1 Isométrico mostrando un Sistema de Puesta a Tierra conformado por cuatro mallas, indicando sus principales elementos.

CAPÍTULO I

7

Figura 1.2 Dibujo en tres dimensiones mostrando los gradientes de potencial en la superficie del suelo originados por la inyección de una corriente al arreglo de

la figura 1.1. También se ilustran algunos conceptos mencionados previamente.

Figura 1.3 Dibujo en planta mostrando los gradientes de potencial en la superficie

del suelo originados por la inyección de una corriente al arreglo de la figura 1.1.

Per

fil d

e po

tenc

ial (

% R

efer

enci

a G

PR

)

Distancia desde el origen del perfil (m)

GPR

Potencial de malla

Tensión de contacto

Gradiente depotencial

Tensión de paso

Pasos de 1 m.

Eje

Y(m

)

Eje X (m)

Perfil de potencial (% Referencia GPR)


8

Figura 1.4 Alzado mostrando las diferencias de potencial riesgosas. [1]

Figura 1.5 Alzado mostrando la representación de la capa de material superficial usada para incrementar la resistencia de contacto entre el suelo y los pies de

las personas.

Figura 1.6. Diagrama simplificado para entender el concepto de resistividad del

suelo, como la resistencia de un volumen con sección transversal A y longitud L unitarias. [5].

Conductor del SPT

0.10 m

0.50 m

Conductor de la malla del sistema de puesta a tiierra

Capa de material superficial

shs

CAPÍTULO I

9

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA [1] Durante condiciones típicas de falla a tierra, el flujo de corriente a tierra producirá gradientes de potencial dentro y alrededor de una subestación o instalación eléctrica (ver figuras 1.2 y 1.3). A menos que se tomen precauciones apropiadas en el diseño, los gradientes de potencial máximos a lo largo de la superficie del terreno pueden ser de suficiente magnitud durante las condiciones de falla a tierra como para poner en peligro a una persona que se encuentre en el área. Además, se pueden desarrollar diferencias de potencial peligrosas entre las estructuras de equipos que están aterrizados y la tierra cercana. Las circunstancias que hacen posibles los accidentes por electrocución son:

• Corrientes de falla a tierra relativamente altas en el área del sistema de tierra y su resistencia con respecto a una tierra remota.

• La resistividad del suelo y la distribución de las corrientes que hacen

posibles altos gradientes de potencial en los puntos de la superficie del terreno.

• La presencia de un individuo en un punto, tiempo y posición determinados

en los cuales el cuerpo haga un puente entre dos puntos con una diferencia de potencial alto.

• La ausencia de una resistencia de contacto suficiente u otra resistencia en

serie para limitar la corriente a través del cuerpo a un valor seguro bajo las circunstancias anteriores.

• La duración de la falla y el contacto con el cuerpo, y por lo tanto, el flujo de

corriente a través del cuerpo humano durante un tiempo suficiente para ocasionar daño al nivel de corriente dado.


10

1.3 CONSIDERACIONES SOBRE SEGURIDAD [1] 1.3.1 La seguridad como elemento primordial La seguridad eléctrica es el asunto predominante en el diseño eléctrico. Cualquier otro aspecto debería ser de importancia secundaria. La seguridad está básicamente gobernada por los códigos eléctricos (normas) y estándares adoptados por las autoridades gubernamentales, entidades comerciales, y por el buen juicio de parte del diseñador. Es aquí donde el diseñador juega un papel importante en la selección de la mejor alternativa para cumplir con los requisitos de seguridad normativos. Cuando el diseñador se encuentre con más de un diseño alternativo que sea seguro, se deberá adoptar aquel que sea marcado como obligatorio por la autoridad gubernamental que tenga jurisdicción al respecto. El siguiente en prioridad deberá ser el que no siendo un requerimiento gubernamental, constituye un estándar interno o las indicaciones del fabricante o suministrador. En principio, un diseño seguro de conexión a tierra tiene dos objetivos:

• Proporcionar los medios para conducir las corrientes eléctricas a tierra bajo condiciones normales y de falla sin exceder algún límite de operación o de los equipos, o afectar la continuidad del servicio.

• Asegurar que una persona que se encuentre en la vecindad de una

instalación puesta a tierra no sea expuesta al peligro de electrocución. En una aproximación práctica, en el diseño seguro de un sistema de puesta a tierra se debe controlar la interacción de 2 sistemas de tierra:

• La tierra intencional, consistente en electrodos de tierra enterrados en el suelo

• La tierra accidental temporal, que se establece a través de una persona

expuesta a un gradiente de potencial en las cercanías de la instalación puesta a tierra.

La gente generalmente asume que cualquier objeto puesto a tierra puede ser tocado seguramente. Una resistencia baja a tierra no es en sí una garantía de seguridad, no existe una relación simple entre la resistencia del sistema de puesta a tierra en conjunto y el potencial máximo de choque que pueda sufrirse. Una subestación de baja resistencia a tierra puede en ocasiones hacerse peligrosa, por lo contrario, subestaciones de alta resistencia pueden hacerse seguras por medio de diseños elaborados cuidadosamente.

CAPÍTULO I

11

1.4 EFECTOS DE LA CORRIENTE [1] Los efectos de una corriente eléctrica que pase a través de partes vitales del cuerpo humano, dependen de la duración, magnitud, y frecuencia de ésta corriente. La consecuencia más peligrosa ante tales efectos es una afección del corazón conocida como fibrilación ventricular con la resultante parálisis de la circulación de sangre. 1.4.1 Efecto de la frecuencia Los seres humanos son muy vulnerables a los efectos de la corriente eléctrica a frecuencias de 50 o 60 Hz. Las corrientes de aproximadamente 0.1 A pueden ser letales. Los reglamentos generalmente establecen que el cuerpo humano puede tolerar una corriente ligeramente mayor a 25 Hz y aproximadamente 5 veces más grande en corriente directa. A frecuencias de 3000 a 10,000 Hz, se pueden tolerar corrientes aún mayores. En algunos casos el cuerpo humano es capaz de tolerar corrientes muy elevadas debidas a descargas atmosféricas. 1.4.2 Efecto de la magnitud y duración Los efectos fisiológicos más comunes de la corriente eléctrica en el cuerpo, establecidos en orden ascendente en cuanto a la magnitud de la corriente, son la percepción, contracción muscular, inconsciencia, fibrilación del corazón, paro respiratorio y quemaduras. Una corriente de 1 mA generalmente se reconoce como el umbral de la percepción, esto es, la magnitud de una corriente a la cual una persona es capaz de detectar una ligera sensación de cosquilleo en sus manos o dedos debido al paso de la corriente. Las corrientes de 1 a 6 mA, conocidas generalmente como corrientes de soltar, aunque sea desagradable tolerarlas, por lo regular no impiden la capacidad de una persona que sostiene un objeto energizado para controlar sus músculos y soltar el objeto. Un nivel promedio para la corriente de soltar, proporcionada por Dalziel, es de 10.5 mA para mujeres y 16 mA para hombres, los niveles de 6 y 9 mA se establecen como los valores respectivos de la corriente de umbral. En un rango de 9 a 30 mA, las corrientes pueden llegar a ser dolorosas y pueden hacer difícil o imposible soltar los objetos energizados asidos con las manos. Para corrientes aún mayores las contracciones musculares podrían dificultar la respiración. A excepción de los casos de inhibición respiratoria debida a corrientes mucho más grandes, estos efectos no son permanentes y desaparecen cuando la corriente es interrumpida – a menos de que la contracción sea muy severa y la respiración se detenga por varios minutos –. Aún en esos casos generalmente responden a la reanimación cardiopulmonar (RCP).


12

No es hasta magnitudes de corriente en el rango de 60 a 100 mA en que la fibrilación ventricular, un paro cardiaco, o la inhibición de la respiración, pueden provocar daños severos e incluso la muerte. Una persona entrenada en resucitación cardiopulmonar (RCP) tendría que administrar RCP hasta que la víctima pudiera ser atendida en una instalación médica. La intención de conocer los efectos de las corrientes en el cuerpo humano es determinar el umbral de las corrientes que producen fibrilación para diseñar un Sistema de Puesta a Tierra en donde los valores se mantengan por debajo de éste umbral. La corriente de magnitud IB y rango de duración 0.03 a 3 segundos que no produce fibrilación, está relacionada con la energía absorbida por el cuerpo y se describe en la siguiente ecuación:

s2

BB t)(IS ⋅= 1.1 Donde: IB Magnitud RMS de la corriente que fluye por el cuerpo ts Duración de la exposición al flujo de corriente, en segundos SB Constante empírica relacionada con la energía tolerada por un cierto

porcentaje de la población dada. 1.4.3 Importancia de la eliminación rápida de fallas Considerando la importancia de la duración de la falla implícita como un factor de exposición a los accidentes, la eliminación rápida de fallas a tierra es aconsejable por dos razones:

• La probabilidad de electrocución se reduce enormemente al eliminar rápidamente la falla, en comparación a las situaciones en las cuales las corrientes de falla pueden persistir por varios minutos o posiblemente horas.

• Pruebas efectuadas y la experiencia han demostrado que la posibilidad de

daño severo o la muerte se reduce enormemente si la duración de un flujo de corriente a través del cuerpo es muy breve.

El valor de corriente permitido se puede basar por lo tanto en el tiempo de activación de los dispositivos primarios de protección, o de los de la protección de respaldo. Un incentivo adicional para usar los tiempos de interrupción menores a 0.5 s se deriva de la investigación de Biegelmeier y Lee. Su investigación proporciona evidencia de que el corazón de un ser humano se vuelve más susceptible a la fibrilación ventricular cuando el tiempo de exposición a la corriente se aproxima al

CAPÍTULO I

13

Latido del corazón, pero el peligro es mucho menor si el tiempo de exposición está en el intervalo de 0.06 a 0.3 s. 1.5 LÍMITES DE CORRIENTE TOLERABLE [1] La magnitud y duración de la corriente que circula por el cuerpo humano deberá ser menor que aquella que cause fibrilación ventricular. La duración para la cual una corriente de 50 o 60 Hz. puede ser tolerada por la mayoría de las personas, está relacionada con su magnitud, de acuerdo con la ecuación 1.1. De estudios realizados se supone que el 99.5 % de las personas pueden soportar de manera segura, sin fibrilación ventricular, el paso de una corriente en magnitud y duración, determinada por la siguiente fórmula:

sB t

KI = 1.2

Donde, en los términos previamente definidos por la ecuación 1.1:

BSK = La energía que puede soportar el 99.5% de las personas con un peso aproximado de 50 kg (110 lb) da como resultado un valor de SB=0.0135, entonces K50=0.116 y la fórmula para la corriente permisible en el cuerpo es:

sB

t

0.116I = 1.3

La constante 0.0135 es una constante de energía, derivada empíricamente. (Dalziel encontró que la energía de electrocución a la que sobreviven el 99.5 % de las personas con un peso de 50 kg. tiene un valor de 0.0135). Nótese en esta ecuación que los resultados para 1 seg. Son 116 mA y para 0.1 seg. 376 mA. Para las personas con peso aproximado de 70 Kg. (155lb) se ha determinado un valor de SB=0.0246 Y K70=0.157 entonces la formula queda:

sB

t

0.157I = 1.4

Es necesario para una buena comprensión tomar en cuenta los diversos casos que puedan presentarse al hacer contacto con superficies a diferente potencial. Las diferencias de potencial tolerables se determinan de acuerdo con los conceptos de tensiones de “paso” y de “contacto”.


14

1.6 CIRCUITO DE ELECTROCUCIÓN ACCIDENTAL [1] 1.6.1 Resistencia del cuerpo humano Para la corriente directa y para la corriente alterna a frecuencia nominal, el cuerpo humano puede representarse por una resistencia. Esta resistencia esta medida entre extremidades, esto es, entre una mano y ambos pies o entre un pie y el otro. En cualquiera de los dos casos, el valor de esta resistencia es difícil de establecer. Un valor de resistencia para el cuerpo humano es aproximadamente de 300 Ω, aunque se ha determinado por estudios un rango entre 500 y 3000 Ω. Para altas tensiones y corrientes (arriba de 1 KV y 5A), la resistencia disminuye por daño o perforación de la piel en el punto de contacto. Para fines de cálculo se han hecho las siguientes consideraciones:

• La resistencia de contacto para las manos y los zapatos es igual a cero. • Se ha seleccionado el valor de 1000 Ω para representar el valor de la

resistencia del cuerpo humano, de una mano a ambos pies, entre mano y mano o entre un pie y el otro, es decir: RB = 1000 Ω

1.6.2 Circuito equivalente accidental Usando el valor de la corriente tolerable por el cuerpo humano y las constantes apropiadas del circuito, es posible determinar la tensión tolerable entre dos puntos críticos de contacto, como se muestra en la figura 1.7.

Para el análisis del circuito equivalente se aplicara la siguiente notación:

Ib Corriente en el cuerpo (el cuerpo es parte del circuito accidental) (A) RA Resistencia efectiva total del circuito accidental (Ω) VA Tensión total efectiva en el circuito accidental (paso o contacto) (V)

CAPÍTULO I

15

U

I

I IH

R

F

Z(Sistema)

Red de la subestación

f

g b

B

Figura 1.7. Exposición a la Tensión de contacto [1]

La corriente tolerable por el cuerpo humano IB definida por la ecuación 1.3 o 1.4 es usada para definir la tensión total efectiva del circuito accidental (tensión de paso o de contacto). La tensión total efectiva tolerable del circuito accidental es aquella que producirá el flujo de corriente en el cuerpo, Ib, igual a la corriente tolerable por el cuerpo humano, IB. La figura 1.7 muestra la corriente de falla If, la cual será inyectada a tierra a través del sistema de puesta a tierra de la subestación y una persona tocando la estructura metálica H. En el circuito de la figura 1.8 se muestran varias impedancias. La terminal H es un punto en el sistema que esta al mismo potencial de la red y por el cual fluye la corriente de falla y la Terminal F es un área pequeña sobre la superficie de la tierra, donde se encuentra la persona haciendo contacto con ambos pies. La corriente Ib fluye desde H, a través del cuerpo de la persona hacia la tierra en F. El teorema de Thevenin permite representar estas dos terminales (H, F), en una red como la mostrada en la figura 1.8 y el circuito eléctrico mostrado en la figura 1.9. La tensión de Thevenin VTh, es la tensión entre las terminales H y F cuando una persona no está presente en ese punto. La impedancia de Thevenin ZTh, es la impedancia del sistema vista desde los puntos H y F, con una fuente de tensión del sistema cortocircuitada. La corriente Ib a través del cuerpo de una persona haciendo contacto con H y F está dada por:

BTh

Thb RZ

VI

+= 1.5


16

H

R

Z(Sistema)

Red

TierraReal

F

R2

Rmg f

Figura 1.8. Impedancia para el circuito de la Tensión de contacto [1]

R = Resistencia del cuerpo

V

Tensión de contacto

Terminal H

Terminal F

= Rf

2

th

ZthB

Vth Zth

Figura 1.9. Circuito de la Tensión de Contacto [1]

Donde RB es la resistencia del cuerpo humano en Ω. La figura 1.10 muestra la corriente de falla If, la cual será inyectada a través del sistema de puesta a tierra de la subestación. La corriente Ib fluye desde un pie F1a través del cuerpo de una persona hacia el otro pie F2. Las terminales F1 y F2 son las áreas sobre la superficie de la tierra donde los pies están haciendo contacto con la tierra respectivamente. El teorema de Thevenin permite representar estas dos terminales (F1, F2), en una red como la mostrada en la figura 1.11 La tensión de Thevenin VTh es la tensión entre las terminales F1 y F2 cuando la persona no está presente en ese punto. La impedancia de Thevenin ZTH es la impedancia del sistema, vista desde los puntos F1 y F2, con la fuente de tensión del sistema cortocircuitada. La corriente Ib a través del cuerpo de una persona está dada por la expresión 1.5.

CAPÍTULO I

17

U

I

I

F

Z(Sistema)

Red de la subestación

I

f

g

b

1 F2

Figura 1.10. Exposición a la Tensión de paso [1]

R = Resistencia del cuerpo

V

Tensión de paso

Terminal F

= 2Rf

th

ZthB

Vth Zth

1

Terminal F2

Figura 1.11. Circuito de la Tensión de Paso [1] La impedancia equivalente de Thevenin ZTh para la tensión de contacto del circuito accidental será:

1.6

Y para la tensión de paso del circuito accidental:

fTh 2RZ = 1.7 Donde: Rf es la resistencia de un pie (con la presencia del SPT de la subestación ignorado) en Ω.

2R

Z fTh =


18

Nótese que la resistencia del pie no es la resistencia del pie de la persona, es la resistencia de la tierra debajo del pie. La resistencia del pie (Rf) se define como la resistencia a través de la tierra entre el pie de la persona y el SPT energizado. Hay una gran porción de la resistencia del pie concentrada en el suelo cercano al pie, por lo que para propósitos prácticos, el efecto de la configuración del SPT en la resistencia del pie se ignora. Como resultado de esto, la resistencia del pie a ser usada para determinar la tensión máxima aceptable de paso y contacto es una función solamente de la resistividad del terreno cerca de la superficie de la tierra. Para propósito de análisis de circuitos, el pie del cuerpo humano se considera como un disco metálico conductivo, y la resistencia de contacto de los calcetines y zapatos, etc. son despreciables. La resistencia a tierra de un disco metálico de radio b (m) sobre la superficie de un terreno homogéneo, de resistividad ρ en Ω-m está dada por Laurent, siendo esta:

4bρ

Rf = 1.8

Tradicionalmente, el disco metálico representando al pie es tomado como una placa circular de radio 0.08m. Bajo este modelo, la resistencia de los pies en términos de la resistividad del terreno cerca de la superficie es aproximadamente 3ρ. Si la resistencia mutua entre los dos pies se desprecia, entonces: Para la tensión de contacto del circuito accidental:

( ) 1.5ρ3ρ0.5ZTh == 1.9 ZTh es la resistencia en paralelo de los pies. Para la tensión de paso del circuito accidental:

( ) 6ρ3ρ2ZTh == 1.10 ZTh es la resistencia en serie de los pies. Basados en las investigaciones, las ecuaciones 1.6 y 1.7 son conservadoras. La tensión total equivalente permisible (tensión de contacto y tensión de paso), usando las ecuaciones 1.9 y 1.10 son:

)1.5ρ(RIE BBcontacto += 1.11 Y:

)6.0ρ(RIE BBpaso += 1.12

CAPÍTULO I

19

1.7 EFECTO DE UNA CAPA DELGADA DE MATERIAL SUPERFICIAL [1] La ecuación 1.8 está basada en la suposición de un suelo uniforme. Una capa de 0.08m a 0.15m de material de alta resistividad, ρs, como grava, a menudo se distribuye en la superficie de la tierra arriba de la red del sistema de puesta a tierra para incrementar la resistencia de contacto entre el suelo y los pies de las personas en la subestación, como se muestra en la figura 1.12. La profundidad superficial relativa del material superficial, comparada con el radio equivalente de los pies, excluye la suposición de una resistividad uniforme en la dirección vertical cuando se calcula la resistencia de los pies. Para una persona en el área de la subestación, se puede asumir el material superficial de extensión ilimitada en dirección lateral. La corriente a través del cuerpo se disminuirá considerablemente con la adición del material aislante por la gran resistencia de contacto entre la tierra y los pies. La reducción depende de los valores relativos de las resistividades del suelo y del material superficial, así como del grosor de dicho material superficial.

La ecuación 1.13 proporciona el valor de Cs, el cual es considerado como un factor correctivo para calcular la resistencia efectiva de los pies en la presencia de un grosor finito de material superficial, hs.

1.13

Figura 1.12. Alzado mostrando la representación de la capa de material superficial

usada para incrementar la resistencia de contacto entre el suelo y los pies de las personas.

0.10 m

0.50 m

Conductor de la malla del sistema de puesta a tiierra

Capa de material superficial

shs

+

−

−=0.092h

ρ

ρ10.09

1Cs

ss


20

1.8 CRITERIO DE TENSIONES DE SEGURIDAD [1]

La seguridad de una persona depende de la prevención de la cantidad crítica de energía absorbida antes de que la falla se elimine y el sistema sea desenergizado. Los límites máximos de tensión de cualquier circuito accidental no deberían exceder los límites definidos a continuación. 1.8.1 Tensión de paso La tensión de paso está definida como: La diferencia de potencial máxima que se aplicará a una persona entre sus pies, cuando en el instante de una falla se encuentre caminando en un área con una diferencia de potencial en la superficie. Prácticamente la tensión de paso es aquella que existe entre dos puntos separados un metro sobre la superficie del suelo. Para la tensión de paso el límite es:

BfBpaso I)2R(RE ⋅+= 1.14

Para personas de 50 Kg:

( )s

sspasot

0.116ρ6C1000E

50+= 1.15


( )s

sspasot

0.157ρ6C1000E

70+= 1.16

Donde: ρs resistividad del terreno (se toma como 3000 Ω-m cuando se usa roca

triturada). ts Duración de la exposición al flujo de corriente, en segundos.

CAPÍTULO I

21

1.8.2 Tensión de contacto La tensión de contacto está definida como: La diferencia de potencial entre el EPR y el potencial máximo en la superficie del suelo donde se encuentre una persona tocando con una o ambas manos una estructura metálica o cualquier elemento conductor directamente unido a la red de tierra. La ecuación que define el valor límite está dada como:

Bf

Bcontacto I)2

R(RE ⋅+= 1.17


( )s

sscontactot

0.116ρ1.5C1000E

50+= 1.18


( )s

sscontactot

0.157ρ1.5C1000E

70+= 1.19

Donde:

ρs Resistividad del material de la capa superficial, en Ω-m.

ts Duración de la exposición al flujo de corriente, en segundos.

Cs Factor de reducción por degradación del valor nominal de la resistividad de la capa superficial.

CAPÍTULO II

23

CAPÍTULO II: RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO Y PRINCIPIOS DE RESISTENCIA A TIERRA PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES

2.1 RESISTIVIDAD DEL SUELO [4]

La resistencia que presenta un terreno está en función de la resistividad del mismo y de las dimensiones y la forma del electrodo, y aunque se considere la tierra como un conductor de ilimitada conductancia por sus grandes dimensiones, no puede asumirse que las "conexiones" que a ella se efectúen mediante electrodos (conseguidas de una forma bien distinta a la que se utiliza de manera común, y en donde falta la presión externa entre los dos medios a interconectar) tengan esa misma propiedad, ya que cualquiera que sea la forma que presenten, ofrecerán una resistencia definida al paso de la corriente y, en muchos casos, resultará difícil obtener una puesta a tierra de baja resistencia. Como definición, la resistividad eléctrica o resistencia específica del suelo, es la resistencia de un volumen que tenga un área con sección transversal y longitud unitarias, como se ilustra en la figura 2.1.

Figura 2.1. Diagrama simplificado para entender el concepto de resistividad del

suelo, como la resistencia de un volumen con sección transversal A y longitud L unitarias [5].

De la ecuación:

AL

ρR = 2.1

Despejando:

mohmsohmsLA

Rρ ⋅===m

m 2

2.2


24

Donde:

ρ= Resistividad del suelo en Ohms-metro (Ω-m) R = Resistencia en Ohms (Ω) A = Área de la sección transversal en m2 L = Longitud en m. 2.2 FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DEL SUELO [4] La conductividad eléctrica de los materiales que constituyen la superficie de la tierra es muy baja comparada con la alta conductividad de los metales. Esto se explica al analizar la composición y propiedades del suelo. En general, existen dos elementos principales en la tierra, óxido de silicio y óxido de aluminio, que en realidad son excelentes aisladores, y la conductividad de la tierra se debe en gran medida a las sales y humedad contenidas en estos aisladores. Debido a esto, la tierra se considera como un aislador imperfecto. No obstante estas condiciones, el suelo puede conducir una cantidad de corriente considerable debido a que la sección transversal de éste es suficientemente grande, y prácticamente se puede decir que no presenta limitaciones. Todo ello hace que la resistividad sea muy variable de un lugar a otro aún dentro de un mismo sitio. En general, los factores que modifican la resistividad del terreno pueden resumirse en los siguientes:

• La composición.

• El estado higrométrico.

Es la humedad relativa del aire, la relación entre el vapor de agua realmente contenido en el aire.

• La granulometría.

Es la medición de los granos de una formación sedimentaria y el cálculo de la abundancia de los correspondientes a cada uno de los tamaños previstos por una escala granulométrica. Para cuestiones de resistividad, también es de interés obtener las características higroscópicas (absorción y de retención del agua) de los granos en cuestión.

CAPÍTULO II

25

• La compactación.

La compactación de suelos es el proceso artificial por el cual las partículas de suelo son obligadas a estar más en contacto las unas con las otras, mediante una reducción del índice de vacíos, empleando medios mecánicos, lo cual se traduce en un mejoramiento de sus propiedades ingenieriles. El grado de compactación altera el valor de la resistividad, debido al grado de unión de los granos, cuando la compactación del terreno es grande, la resistividad disminuye.

• La temperatura. La resistividad del terreno aumenta al disminuir la temperatura, como se aprecia en la figura 2.2.

Figura 2.2 Resistividad del suelo en función de la temperatura.

T e m p e ra tu ra e n g ra d o s ce n tig ra d o s

Res

istiv

idad

del

sue

lo e

n oh

m-m

etro

M a rg a A rc illo s a1 5 .2 % d e h u m e d a d


26 1 En química, la concentración de una disolución es la proporción o relación que hay entre la cantidad de soluto y la cantidad de disolvente, donde el soluto es la sustancia que se disuelve, el disolvente la sustancia que disuelve al soluto, y la disolución es el resultado de la mezcla homogénea de las dos anteriores.

• Las sales solubles y su concentración, como se muestra en la figura 2.3 (Al aumentar la salinidad del terreno, disminuye la resistividad).

Figura 2.3. Resistividad del suelo en función de la concentración1 de sales disueltas [4].

El contenido de sales produce una menor resistividad intergranular, lo cual permite circular corrientes con mayor facilidad y además, la sal (NAcl) es un material que absorbe con facilidad la humedad (higroscópico) al igual que el cemento y el carbón vegetal. Ver figura 2.4.

C loru ro sód icoS u lfa to sód ico

S ulfa to de C obre

P orcen ta je de la so luc ión

a 20 ° C

-m

%

50

30

10

5

2

1

0.160 .14

0 .100 .08

0 .040 .02

Figura 2.4. Resistividad del suelo en función del tipo de sales [4].

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 5 10 15

Res

isti

vid

ad (Ω

-m)

Porcentaje de sales disueltas (%)

CAPÍTULO II

27 2 El contenido de humedad en los suelos es la cantidad de agua que el suelo contiene en el momento de ser extraído. Una forma de conocer el contenido de humedad es pesar la muestra cuando se acaba de extraer, y después de haberla mantenido durante 24 horas en un horno a una temperatura de 110°C.

• La humedad. En la figura 2.5 se puede observar que la resistividad aumenta conforme disminuye el contenido de agua en el terreno.

Figura 2.5 Resistividad del suelo en función de la humedad 2.

• La estratificación del suelo (Cambios transversales y longitudinales de la resistividad en un mismo volumen de interés)

Debe agregarse que la composición de la tierra, incluso en un mismo sector o área, es muy heterogénea, ya que pueden presentarse diferentes capas, bolsas, depósitos, etc., tanto horizontal como verticalmente, como se muestra en la figura 2.6. Por lo tanto, la estratificación del suelo es la es la disposición en capas verticales y horizontales de las rocas sedimentarias.

Figura 2.6. Estratificación del suelo [5].

De esta manera, la resistividad total de un terreno es la resultante de las correspondientes resistividades de las diversas capas que lo constituyen.

P o rc e n ta je d e H u m e d a d

Res

istiv

idad

del

sue

lo (

ohm

s-m

)T e r re n os u p e r f ic ia l

M a rg aa rc il lo s a

1

2

3

4


28

Además las capas superficiales son afectadas fuertemente por los cambios climáticos que se presentan en cada estación del año, como lluvias, sequías y heladas, como se muestra en la figura 2.7.

Figura 2.7. Variación de la resistencia a tierra en función de la época del año [10].

Puede concluirse que la magnitud de la resistividad del terreno es una magnitud variable y que el único camino aceptable para conocer su valor consistirá en medirla, lo que permitirá establecer su magnitud en las condiciones existentes en cada caso.

0

5

10

15

20

25

30

35

0 2 4 6 8 10 12

Res

iste

nci

a a

tier

ra (Ω

)

Mes

Año típico

CAPÍTULO II

29

2.3 MÉTODOS PARA LA MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO

Se denomina resistividad aparente (ρ) debido a que siempre se puede calcular, solo se necesita conocer la localización de los electrodos de prueba, la tensión y la corriente aplicados. Sin embargo la tierra no tiene una resistividad constante, la resistividad varía con la trayectoria vertical y horizontal, de este modo, la resistividad calculada no representa la verdadera resistividad del suelo, de ahí el término de resistividad aparente. [5]

2.3.1 Método de Wenner o de los cuatro puntos [2]

2.3.1.1 Generalidades

Para efectuar la medición de resistividad del suelo es necesario hacer circular una corriente por el mismo, el método más usual es el de Frank-Wenner denominado también método de los cuatro electrodos, el equipo de medición utilizado es el medidor de rigidez dieléctrica (megger).

2.3.1.2 Principio de medición [2]

El método de los cuatro puntos de Wenner, es la técnica más utilizada actualmente. Consiste básicamente en cuatro electrodos enterrados dentro del suelo a lo largo de una línea recta, a una igual distancia “A” de separación, enterrados a una profundidad “B”. La tensión entre los dos electrodos interiores de potencial “P” es medida y dividida entre la corriente que fluye a través de los otros dos electrodos externos “C” para dar un valor de resistencia mutua R en ohms. Con este arreglo, los electrodos están igualmente espaciados, como se muestra en la figura 2.8.

Figura 2.8 Principio de medición de resistividad aparente del suelo por el método de Wenner. [2]


30

Figura 2.9 Esquema de medición de resistividad aparente del suelo por el método de Wenner [2].

Donde:

A Separación entre varillas adyacentes en m.

B Profundidad de los electrodos en m.

C Electrodo de corriente.

P Electrodo de potencial

2.3.1.3 Material y equipo [2]

a) Equipo contrastado de medición de resistencia a tierra.

b) Electrodos de prueba originales que vienen con el equipo de medición, generalmente fabricados en acero templado o acero inoxidable con diámetro de 0.475 a 0.635 cm y longitudes de 30 a 60 cm son adecuadas para la mayoría de las mediciones en campo. Los electrodos deben estar construidos con una manija y una terminal para conectar el cable.

c) Cable de cobre con un aislamiento para 600 V, de 0.8236-0.3259 mm2. Las terminales deben de tener buena calidad para asegurar una baja resistencia de contacto en los electrodos y el equipo de medición. Cuando se realicen mediciones con espaciamientos fijos de electrodos puede fabricarse un cable multiconductor con terminales permanentemente localizadas en las distancias requeridas.

d) Marro para clavar los electrodos.

e) Guantes de cuero.

CAPÍTULO II

31

2.3.1.4 Procedimiento de medición [2]

Se recomienda realizar las mediciones en la época de menor humedad anual.

a) Como primer paso se debe dividir el terreno en cuadros de 10 por 10 m, cada cuadro va a formar una sección, se deben de enumerar en un plano las secciones que resulten.

b) Seleccionar aleatoriamente las secciones en donde se van a realizar las mediciones, de preferencia la mayor parte de los cuadros seleccionados deben de estar en la periferia del terreno.

c) Trazar diagonales en cada sección que va a ser muestreada como se

indica en la figura 2.10, seleccionar una diagonal para que sobre esta se realicen las mediciones.

Figura 2.10 Direcciones para la medición en campo. [2]

d) Partiendo del centro de la diagonal y a lo largo de la misma, colocar los

cuatro electrodos de prueba (varillas) en el suelo a una profundidad mínima de 20 cm formando una línea recta entre ellas, evitando la existencia de huecos alrededor de las varillas.

e) Las terminales de corriente del instrumento C1 y C2 se conectan a los electrodos de prueba (varillas) en los extremos, y de las de potencial P1 y P2 a los electrodos de prueba (varillas) intermedias.

f) Se energiza el instrumento (de acuerdo con su instructivo) y se toman las

lecturas respectivas de resistencia en Ω.


32

g) Se calcula la resistividad tomando en cuenta lo siguiente: Si la relación A/B es menor a 20, entonces se utilizará la fórmula 2.3 para calcular la resistividad del terreno.

2222 BA

A

4BA

2A1

AR4ρ

+−

++

=π

2.3

Donde:

ρ Resistividad aparente del suelo en Ω-m.

A Separación entre electrodos adyacentes en m.

B Profundidad de los electrodos en m.

R Resistencia medida en Ω.

Si la longitud “B” es mucho menor que la longitud “A”, es decir, cuando la relación A/B sea mayor o igual a 20, puede suponerse B=0 y la resistividad aparente del suelo se determinará mediante la fórmula 2.4.

AR2ρ π= 2.4

Donde: ρ Resistividad aparente del suelo en Ω-m.

A Separación entre electrodos adyacentes en m.

R Resistencia medida en Ω.

h) Se trazan líneas de prueba en diagonal al área bajo análisis, y comenzando al centro de la línea se procede a varias la separación de las puntas de prueba a 0.5, 1,2 y 3 m como mínimo.

i) Las lecturas obtenidas se reportan en un formato para la medición similar al que se muestra en el punto 2.3.1.6.

j) Se trazan las gráficas ρ vs separación A para cada sección, para adoptar el modelo de estudio que permita la interpretación de las mediciones, esto con el fin de obtener la resistividad de diseño del Sistema de Puesta a Tierra.

CAPÍTULO II

33

2.3.1.5 Recomendaciones

a) Para terrenos secos, se puede humedecer ligeramente el terreno alrededor de cada electrodo vertical.

b) Los electrodos de acero templado y de acero inoxidable pueden requerir tratamientos térmicos para que sean lo suficientemente rígidos para ser insertados en suelos secos o rocosos.

c) La medición de la resistividad aparente del suelo es comúnmente

distorsionada por la existencia de corrientes de tierra y sus armónicas. Para corregir esto, muchos equipos tienen un sistema de control de frecuencia que permite seleccionar la frecuencia de medición con la menor cantidad de ruido y así obtener una medición clara.

2.3.1.6 Formato de medición. [2] En la tabla 2.1 se presenta un formato típico para registrar las mediciones de resistividad aparente del suelo.

Proyecto: Número de secciones: Área de las secciones: Fecha: Hora: Responsable: Equipo utilizado: Temperatura ambiente: Humedad relativa %:

Sección Enterrado de las

probetas en metros (B)

Separación entre electrodos en

metros (A)

Valor de resistencia

medido

Relación A/B

Resistividad calculada en ohms-metro.

0.5 1 2 3 4 … …

Promedio Nota: Cuando las variaciones de los valores de resistividad no sean mayores del 30%, se podrá realizar un promedio de todas las mediciones, sin embargo cuando exista una variación significativa entre los valores, se promediaran el valor más alto y el más bajo para obtener un valor de resistividad de esa sección.

Tabla 2.1.- Formato de registro de mediciones de resistividad aparente del suelo

[2].


34

2.3.2 Medición de resistividad por el método de Schlumberger [2]

Una desventaja del método de Wenner es el decremento rápido en la magnitud de la tensión entre los dos electrodos interiores cuando su espaciamiento se incrementa a valores muy grandes. Para medir la resistividad con espaciamientos muy grandes entre los electrodos de corriente, puede utilizarse el arreglo de Schlumberger, cuyo principio de medición se muestra en la figura 2.11.

Los electrodos de potencial se localizan lo más cerca posible de los correspondientes electrodos de corriente, esto incrementa el potencial medido.

Además, con valores grandes de d/L, las variaciones de los valores medidos debidos a irregularidades en la superficie, se reducen dando mediciones más exactas.

Figura 2.11 Principio de medición de resistividad aparente del suelo por el método de Schlumberger [2].

Figura 2.12 Esquema de medición de resistividad aparente del suelo por el método

de Schlumberger [2].

CAPÍTULO II

35

Donde:

B Profundidad de electrodos de prueba en m.

c distancia entre electrodos de corriente y potencial.

d distancia entre electrodos de potencial.

C Electrodo de corriente.

P Electrodo de potencial.

La expresión para calcular la resistividad por este método es:

d)/dRc(cρ += π 2.5

A continuación se presentan algunos valores típicos de resistividad en la tabla 2.2.

Tipo de suelo o agua

Resistividad (ΩΩΩΩ-m)

Limites (ΩΩΩΩ-m)

Agua de mar 2 0.1 - 10 Arcilla 40 8 a 70 Lodos 50 10 a 150

Arcilla y mezclas de arenas 100 4 a 300 Esquisto, pizarras, piedra arenisca, etc., 120 10 a 100

Turba, marga con barro 150 5 a 250 Agua dulce 250 100 a 400

Arena 2000 200 a 3000 Grava morena 3000 40 a 10000

Grava volcánica 15000 300 a 30000 Granito sólido 25000 10000 a 50000

Hielo 100000 10000 a 100000

Tabla 2.2.- Valores de resistividad para varios tipos de suelos y agua [5].


36

2.4 INTERPRETACIÓN DE MEDICIONES DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO [5]

La interpretación de las mediciones de la resistividad aparente del suelo obtenidas en campo, constituye uno de los problemas más importantes dentro del conocimiento de los sistemas de puesta a tierra. Para los sitios donde se efectúan mediciones de la resistividad del terreno, usualmente se acumulan una serie de resultados, correspondientes a diferentes separaciones entre electrodos. La representación gráfica de estos valores reporta valores como los mostrados en la figura 2.13. Con el fin de lograr utilizar esta información para el diseño de los sistemas de puesta a tierra que utilizan el suelo como parte de su trayectoria, es necesario realizar la interpretación de las mediciones.

2.4.1 Curva de resistividad aparente [5] Con base el comportamiento físico de las características del terreno, es práctica común, que la representación de la variación de la resistividad con respecto a la separación entre los electrodos de prueba, se realice mediante la elaboración de una curva de la resistividad aparente en función de la separación entre electrodos de prueba. La obtención de la curva de resistividad aparente en función de la distancia de los electrodos de prueba, es el objetivo principal de las mediciones de campo. Es obvia la importancia de obtener una curva de campo lo más confiable posible, ya que esta es la referencia para medir la validez de los modelos propuestos. En la práctica es difícil encontrar un comportamiento lineal de la resistividad aparente del suelo en función de la separación entre electrodos, debido a la gran diversidad de materiales y profundidades que conforman el suelo, por lo que es común obtener graficas como las mostradas en la figura 2.13.

CAPÍTULO II

37

a.- Curva de resistividad aparente ascendente, donde el primer valor medido (ρ1) es menor que el segundo valor medido (ρ2). b.- Curva de resistividad aparente descendente, donde el primer valor medido (ρ1) es mayor que el segundo valor medido (ρ2). c.- Curva de resistividad aparente homogénea, donde los cuatro valores medidos (ρ1) (ρ2) (ρ3) y (ρ4) quedan dentro de una banda predefinida. d.- Curva de resistividad aparente ascendente-descendente-intermedia, donde el primer valor medido (ρ1) es mayor que el segundo valor medido (ρ2) y el tercer valor medido (ρ3). e.- Curva de resistividad aparente descendente-ascendente-intermedia, donde el primer valor medido (ρ1) es menor que el tercer valor medido (ρ3) y el segundo valor medido (ρ2). Figura 2.13. Resistividad aparente en función de la separación entre electrodos de

prueba [4]. Debido a la gran diversidad de posibles curvas, la representación de las mediciones de resistividad aparente del suelo para propósitos de análisis de los resultados, considerando los casos típicos encontrados, conduce a adoptar modelos conocidos como resistividad homogénea y resistividad heterogénea.


38

2.4.2 Resistividad homogénea [5]. Si la gráfica de la resistividad aparente presenta variaciones dentro de una banda del ± 10%, podemos considerar que tenemos un suelo homogéneo; como ejemplo tenemos la curva c de la figura 2.13. En estos resultados, si despreciamos los valores iniciales, los que corresponden normalmente a variaciones superficiales provocadas por la humedad y la temperatura ambiente, la resistividad aparente resultante es característica de un suelo homogéneo, con resistividad equivalente. Desafortunadamente estos casos son excepcionales. El valor único de la resistividad aparente homogénea o uniforme, se calcula mediante la siguiente expresión:

n

ρρρρρρρρ

n654321++++++

= 2.6

Donde: n es el número de mediciones en cada dirección realizadas en campo ρ1, ρ2..., ρn son las resistividades promedio calculadas en cada medición.

CAPÍTULO II

39

2.4.3 Resistividad Heterogénea [5]. Como conclusión de los ejemplos de curvas de resistividad aparente de la figura 2.13, no existe regla general que permita una interpretación directa de estos resultados para obtener un modelo del terreno en estudio. Lo único que se puede concluir con certeza es la heterogeneidad del terreno, la existencia de estratos profundos con mayor o menor resistividad que los estratos superficiales, y en algunos casos el número de capas inicial del modelo propuesto. Los modelos heterogéneos más conocidos para el análisis de las mediciones de resistividad aparente del suelo y la obtención de la resistividad de diseño del SPT son los de Tapar y Gross, quienes propusieron un modelo con variación exponencial (ascendente o descendente) de la resistividad con la profundidad; y el de Tagg quien propuso un modelo integrado por dos capas paralelas a la superficie del suelo con valores de resistividad uniforme para cada una de ellas. 2.4.4 Modelo de las dos capas [5] En la práctica, para la mayoría de los problemas de circulación de corriente a través del suelo, la representación matemática que permite una interpretación adecuada de las mediciones de la resistividad del suelo, está constituida por el modelo de las dos capas horizontales de resistividad uniforme ρ1 y ρ2, propuesto por Tagg, ilustrado en la figura 2.14. Bajo este modelo, la primera de las capas tiene una profundidad h a partir de la superficie del suelo, y la segunda que se inicia a partir de la profundidad h, tendrá una profundidad ilimitada.

h

s u p e r f i c i e d e l s u e lo

Figura 2.14 Modelo estratificado de dos capas horizontales.

Los cambios abruptos de la resistividad en la frontera de ambas capas pueden describirse por medio de un factor de reflexión K, definido mediante:

12

1

ρρ

ρρK

2

+

−= 2.7


40

Este factor de reflexión varía entre los límites –1 y +1. Un suelo con cambios extremos en los valores de resistividad, tendrá asociado un factor de reflexión cercano a la unidad. Mientras que un suelo con valores de resistividad similares tendrá asociado un factor de reflexión cercano al cero. Para un suelo con valores de resistividad crecientes con la profundidad (curva 1 de la figura 2.13), le corresponde un factor de reflexión positivo (+k); mientras que un suelo con valores de resistividad decrecientes con la profundidad (curva 2 de la figura 2.13), le corresponde un factor de reflexión negativo (-k). Con el advenimiento de los programas asistidos por computadora, se desarrollaron numerosos métodos de naturaleza numérica para el análisis de suelos con estratos horizontales, los cuales permiten determinar los parámetros que permiten que la función matemática que describe el modelo de las dos capas se aproxime a la curva de resistividad aparente medida en campo. Cuando se ha identificado un suelo heterogéneo en la curva de resistividad aparente obtenida en campo y se toma la decisión de adoptar un modelo de dos capas para el estudio del mismo, es recomendable (en la medida que las posibilidades lo permitan), utilizar un programa asistido por computadora para obtener el valor de resistividad de diseño del SPT, ya que representa una herramienta que es de gran utilidad para el diseñador, tomando en cuenta (entre otros factores) la eficiencia y eficacia con la cual se obtienen los valores requeridos. Los datos de entrada que comúnmente se le proporcionan al programa son las mediciones de resistividad aparente obtenidas con el método de Wenner, así como la distancia de los electrodos de prueba. Los datos de salida del programa son la resistividad en la primera capa ρ1, su altura o profundidad h, la resistividad de la segunda capa ρ2 con una altura infinita y el factor de reflexión K. La resistividad de diseño para el SPT será la que se encuentre a la profundidad de enterramiento de la red (0.5m). Si no es posible obtener un modelo de dos capas para el suelo, puede obtenerse un valor indicativo de la resistividad aparente del suelo, conocido como resistividad uniforme equivalente, mediante la siguiente expresión:

2ρρ

ρ mínmáx += 2.8

Donde: ρ resistividad uniforme aparente del suelo en Ω-m ρmáx y ρmín representan el valor máximo y el valor mínimo, respectivamente, de la resistividad aparente promedio obtenidas en las diferentes secciones.

CAPÍTULO II

41

2.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTENCIA A TIERRA DE LA MALLA DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA [1]

La estimación de la resistencia total de un SPT con respecto a una tierra remota es uno de los primeros pasos para determinar su tamaño y diseño básico. A primera vista pareciera que esto es difícil, puesto que el SPT no está diseñado aún, y su resistencia, que depende del diseño, se desconoce. Afortunadamente, la resistencia a tierra depende principalmente del área ocupada por el sistema de tierra, la cual generalmente se conoce en la etapa de diseño preliminar. 2.5.1 Aproximación general [1] Como primera aproximación, se puede estimar un valor mínimo de la resistencia de conexión a tierra en suelo uniforme por medio de la fórmula de una placa metálica circular a una profundidad cero, una vez que se ha determinado la resistividad del terreno:

A4ρ

Rg

π= 2.9

Donde: Rg es la resistencia de conexión a tierra en Ω. ρ es la resistividad promedio del terreno en Ω -m. A es el área ocupada por la red de tierras en m2. 2.5.2 Fórmula de Laurent y Newman [1] Se puede obtener un mejor valor de resistencia agregando un segundo término a la fórmula antes descrita, como lo proponen Laurent y Newman:

Lρ

A4ρ

Rg +=π

2.10

Donde L es la longitud total de conductores enterrados en m. El segundo término reconoce el hecho de que la resistencia de cualquier sistema de conexión a tierra real, que consista de un número determinado de conductores, es más alta que una placa metálica sólida, y que la diferencia entre éstos disminuye con el incremento en la longitud de conductores enterrados, aproximándose a cero para una longitud L infinita cuando se alcanza la condición de una placa sólida.


42

2.5.3 Fórmula de Sverak [1] Las ecuaciones anteriores se pueden utilizar con una exactitud razonable para profundidades menores de 0.25 m. Sin embargo para profundidades entre 0.25 y 2.5 m, se requiere una corrección para la profundidad usando la aproximación de Sverak:

+++=

20/Ah1

11

20A

1L1

ρRg 2.11

Donde: h es la profundidad de la red. 2.5.4 Valores recomendados [1] La estimación de la resistencia a tierra preliminar en el sistema de puesta a tierra debe efectuarse tomando en cuenta los valores siguientes:

• Para subestaciones de potencia en alta tensión a nivel de transmisión y Subtransmisión, el valor de la resistencia de la red del sistema de puesta a tierra debe ser alrededor de 1 Ω o menor.

• Para subestaciones de de distribución de media tensión, el rango aceptable

de resistencia de la red del sistema de puesta a tierra es desde 1 a 5 Ω.

CAPÍTULO II

43

2.6 MEDICIÓN DE RESISTENCIA A TIERRA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES POR EL MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL O DE LOS TRES ELECTRODOS [3]

2.6.1 Principio de medición [3] El método consiste en hacer circular una corriente de valor conocido a través del electrodo a ser medido, y medir la diferencia de potencial entre el electrodo bajo prueba y un electrodo auxiliar de potencial. Asimismo, se utiliza un electrodo auxiliar de corriente de prueba. Véase figura 2.15.

E electrodo bajo prueba. P electrodo auxiliar de potencial. C electrodo auxiliar de corriente.

Figura 2.15 Principio de medición de resistencia a tierra por el método de caída de

potencial [3]

La corriente de prueba I, que circula entre el electrodo bajo prueba E y el electrodo auxiliar de corriente C, da como resultado una variación de potencial en la superficie del suelo. El perfil de potencial a lo largo de la dirección C, P y E se ilustra en la figura 2.16.

Figura 2.16 Resistencia aparente para varios espaciamientos de X. [3]

A

E

V

P

x

CP1

d

Electrodo auxiliarde potencial

Electrodo auxiliarde corriente

Electrodo a medir

P2 P3

Resistenciareal

Potencial deprueba en P

Res

iste

ncia

apar

ente

Potencial deprueba en P1

Potencial deprueba en P2

CE x P

OHMS

Distancia (m)


44

Los potenciales son medidos con respecto al electrodo bajo prueba E, los cuales, por conveniencia, son supuestos de valor “cero”. El método de caída de potencial consiste en graficar la relación V/I =R, como una función de la variación de la distancia X. El electrodo auxiliar de potencial se mueve desde la posición del electrodo bajo prueba hasta la posición del electrodo auxiliar de corriente en incrementos del 10% de la distancia entre el electrodo E y el electrodo C. El valor de resistencia se obtiene para cada incremento. La resistencia se grafica en función de la distancia de separación, el valor estimado de la resistencia buscada puede observarse en la parte plana de la curva, tal como se muestra en la figura 2.17.

Figura 2.17 Curva típica de resistencia a tierra [3]. Con el objeto de obtener la porción plana de la curva, es necesario que el electrodo de corriente sea colocado fuera del área de influencia del electrodo a medir, como se indica en 2.6.4, inciso 1. 2.6.2 Material y equipo necesario para la prueba [3] a) Equipo contrastado de medición de resistencia de tierra con las características

siguientes: - Intervalo de frecuencia de 100 Hz a 200 Hz o mayor. - Posibilidad de proveer alta y baja corriente con valores de 5 mA a 250 mA. b) Accesorios provistos por el fabricante del equipo de medición.

Distancia (m)0

Resis

tenc

iam

ed

ida

()

Electrodo de potencial línea con el electrodo de prueba y el electrodo de corriente

(P) en

Electrodo de potencial del electrodo de corriente

(P2) entre 90° y 180°

Distancia (m)0

Resis

tenc

iam

ed

ida

()

Electrodo de potencial línea con el electrodo de prueba y el electrodo de corriente

(P) en

Electrodo de potencial del electrodo de corriente

(P2) entre 90° y 180°

CAPÍTULO II

45

c) En caso de no contar con accesorios para el equipo de medición, utilizar cable o cordón aislado de cobre tipo SCE o SCT con una designación de uso más común de 2.08 mm2 (14 AWG) o 1.307 mm2 (16 AWG), con accesorios en sus extremos para la correcta conexión al equipo y electrodos auxiliares con una longitud mínima de 50 cm. y un diámetro mínimo de 13 mm. de alguno de los siguientes materiales:

• Acero inoxidable

• Acero con recubrimiento de cobre

• Acero galvanizado. 2.6.3 Procedimiento de medición [3] El procedimiento para realizar la medición es el siguiente: 1. Seleccionar el equipo de medición contrastado para la aplicación. 2 Seleccionar el punto donde se inyectara la corriente de prueba.

3. Definir la posición del electrodo auxiliar de corriente. 4. Definir la posición del electrodo auxiliar de potencial. 5. Incrementar la distancia del electrodo auxiliar de potencial a intervalos

homogéneos, hasta alcanzar la longitud del conductor del electrodo auxiliar de corriente.

6. Registrar los valores obtenidos en cada uno de los puntos. 7. Graficar la curva de la resistencia a tierra e identificar la parte plana de la

misma.


46

2.6.4 Recomendaciones [3]

Durante las mediciones se recomienda lo siguiente:

1) La distancia entre el electrodo a medir y el electrodo auxiliar de corriente debe ser mayor o igual a dos veces la diagonal del área considerada. El arreglo de los electrodos auxiliares para realizar esta medición debe ser entre 90 ° y 180°.

2) El electrodo de potencial debe ubicarse inicialmente a 25% de la longitud total del electrodo auxiliar de corriente a partir del electrodo a medir. El intervalo entre mediciones moviendo el electrodo de potencial debe ser tal que se realicen por lo menos 10 mediciones hasta completar la distancia total del electrodo de corriente.

3) El valor a utilizarse como representativo de la resistencia a tierra, es aquel que se encuentre en la región plana de la curva, y cuya diferencia con valores adyacentes no sea mayor al 5%.

4) Debe asegurarse que los electrodos auxiliares tengan un contacto firme con el suelo, los cables sean estrictamente continuos y los conectores utilizados estén firmemente conectados.

2.6.5 Formato de medición. En la figura 2.18 se muestra un formato típico para el registro de las mediciones en campo.

FORMATO DE PRUEBASPRUEBAS AL SISTEMA DE PUESTA A TIERRAMEDICIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

NUMERO DE Distancia al Distancia al MEDICIÓN electrodo de Corriente electrodo de Potencial

(m) (m) (Ω)

Fecha

Fecha

Fecha

Resistencia

Aprobado por

Ejecutado por

Observaciones

Comentarios

Revisado por

Tabla 2.3 Formato típico para el registro de los valores de resistencia a tierra.

CAPÍTULO III

47

CAPÍTULO III: MÉTODO DE CÁLCULO DE REDES DE TIERRA PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE POTENCIA CONVENCIONALES 3.1 CRITERIOS DE DISEÑO [4] El procedimiento de diseño descrito en este capítulo está basado en la seguridad de las tensiones peligrosas de paso y de contacto, dentro e inmediatamente fuera de la cerca de la subestación. Puesto que el potencial de malla es posiblemente el peor tensión de contacto dentro de la subestación, la tensión de malla será usado como la base de éste procedimiento de diseño.

Las tensiones de paso son menos peligrosas que las tensiones de malla. Como se menciono en el punto 1.6 del capítulo I, la seguridad dentro del área de la subestación se alcanza con la presencia de una capa superficial de alta resistividad (grava), la cual no se extiende fuera de la cerca de la subestación, por lo cual las tensiones de paso fuera de la subestación pueden ser peligrosos.

Para espaciamientos iguales en la malla de tierra, la tensión de malla se incrementará a lo largo de la misma desde el centro hacia las esquinas. La relación de este incremento dependerá de la medida de la malla, número y localización de las varillas de tierra, espaciamiento de los conductores paralelos, diámetro y profundidad de los conductores, y el perfil de resistividad del suelo.

Se ha encontrado que los siguientes parámetros tienen un gran impacto en el diseño de la malla:

Máxima corriente de malla, IG

Es indispensable entender que el comportamiento de un sistema de conexión a tierra es proporcional a la magnitud de la corriente de falla que penetra al suelo a través de la red de tierras; sin embargo, es importante considerar que no toda la corriente de falla a tierra que se calcula en los estudios del sistema utiliza la tierra como trayectoria de retorno, ya que si existe una trayectoria de retorno entre el punto de falla y la fuente a través de los cables de guarda, una cantidad importante de corriente regresa a la fuente por este medio, reduciendo la magnitud de la corriente de falla que utiliza a la tierra como trayectoria de retorno. En términos generales la magnitud de la corriente de falla es menor que la corriente de falla de una fase a tierra calculada por medio de un estudio de cortocircuito (vale la pena señalar, que en ningún caso debe tomarse el valor correspondiente a la falla trifásica, ya que ese valor en la generalidad de los casos es diferente al valor que circulará a través de las trayectorias de secuencia cero).

Duración de la falla, tf

La duración de la falla (tf) y la duración del choque (ts) son normalmente asumidas iguales a menos que la duración de la falla sea la suma de los choques sucesivos, tal como en los recierres. La selección del tiempo de falla deberá reflejar la rapidez de libramiento para subestaciones de transmisión y un libramiento lento para subestaciones industriales y de distribución. La selección de tf y ts deberá de resultar de la combinación más pesimista del factor de decremento de la corriente


48

de falla y de la corriente permisible en el cuerpo. Algunos valores típicos para tf y ts están dentro del rango de 0.25 a 1.0 segundos, aunque para el caso de un análisis preliminar se puede usar un valor de 0.5 segundos con buenos resultados. Resistividad de diseño, ρ La resistencia de la red y los gradientes de tensión en la subestación dependen directamente de la resistividad del terreno. Ya que existen variaciones tanto vertical como horizontalmente en la composición de un suelo, es conveniente realizar pruebas de campo en varios lugares del terreno donde se instalará la malla. Desde que la simplificación de las ecuaciones que se muestran en el procedimiento de diseño descrito en este capítulo asume una resistividad de suelo uniforme, las ecuaciones pueden emplearse únicamente con un solo valor de resistividad (resistividad de diseño). Los siguientes puntos pueden proporcionar el uso de dichas ecuaciones con las siguientes condiciones: 1.- El suelo puede ser considerado uniforme si la diferencia entre dos valores extremos de resistividad es menor al 10%. En éste caso un simple promedio de todos los valores de resistividad puede ser usado en las ecuaciones de resistencia de la malla. 2.- Cuando un modelo equivalente de suelo de dos capas es determinado, y el sistema de tierras se encuentra en la capa superior, el valor de la resistividad de la capa superior deberá de usarse. Para valores negativos del factor de reflexión K, las mallas diseñadas usando un análisis de suelo uniforme tendrán mayores tensiones de paso y de contacto que las mallas diseñadas con el modelo equivalente de dos capas, si se usa la resistividad de la capa superficial en las ecuaciones de resistencia de la malla. Alta resistividad del material superficial, ρs

Como se mencionó en el punto 1.7 del capítulo I, una capa superficial de grava o roca triturada de 0.08-0.15 m (preferentemente de 10 cm) de espesor ayuda a limitar la corriente de electrocución a través del cuerpo humano al añadir resistencia en serie en el circuito equivalente de las tensiones de electrocución. La guía 80 del IEEE [1] establece valores de 1000 a 5000 Ω–m, e indica que un valor de 3000 Ω -m para la resistencia superficial ρs puede considerarse como un valor aceptable durante un estudio preliminar. Geometría de la malla. El área del sistema de tierra, el espaciamiento del conductor y la profundidad de la malla de tierra tienen mayor impacto en la tensión de malla, mientras que los parámetros tales como el diámetro del conductor y el grosor del material superficial tienen menor impacto.

CAPÍTULO III

49

3.2 PROCEDIMIENTO DE DISEÑO [1] El diagrama de flujo de la figura 3.1 muestra la secuencia de pasos para el diseño de la malla del Sistema de Puesta a Tierra para subestaciones eléctricas convencionales. La simbología y conceptos que se muestran en el diagrama de flujo se enlistan en la tabla 3.1.

Símbolo Descripción Unidad ρ Resistividad de diseño. Ω-m ρs Resistividad de la capa superficial de roca triturada. Ω-m

3Io Corriente simétrica de falla a tierra en la subestación para el dimensionamiento del conductor

A

A Área total encerrada por la red de tierras, m² Cs Factor de decremento de la capa superficial, - d Diámetro del conductor de la rejilla para tierra, m D Espaciamiento entre conductores paralelos, m Df Factor de decremento para determinar IG -

Vm Potencial de la malla en el centro de esta V

Es Tensión de paso superficial que puede experimentar una persona con los pies separados a 1m de distancia y sin hacer contacto con algún objeto aterrizado

V

Epaso 70 Tensión de paso tolerable para una persona de 70 kg, V

Econtacto 70 Tensión de contacto tolerable para unja persona de 70 kg, V Epaso 50 Tensión de paso tolerable para una persona de 50 kg, V

Econtacto50 Tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg, V h profundidad de enterramiento de los conductores del sistema de puesta a tierra, m hs Profundidad de la capa superficial, m

IG Máxima corriente que fluye entre el Sistema de Puesta a Tierra y la tierra circundante (incluyendo la componente de CD),

A

Ig Corriente simétrica de la malla, A K Factor de reflexión entre diferentes resistividades aparentes del suelo - Kh Factor de corrección por la profundidad de enterramiento de la malla. -

Ki Factor de corrección por la geometría de la malla. - Kii Factor de corrección que ajusta los efectos de conductores en la esquina de la malla. - Km Factor de espaciamiento para el potencial de la malla. -

Ks Factor de espaciamiento para la diferencia de potencial de paso. - LC Longitud total del conductor de la red del sistema de puesta a tierra. m LM Longitud efectiva de LC+LR para el potencial de malla. m LR longitud total de las varillas de tierra. m Lr Longitud de una varilla de tierra. m LS Longitud efectiva de Lc+LR para la diferencia de potencial de paso. m

LT Longitud efectiva total del conductor del sistema de puesta a tierra, incluyendo el de la red y las varillas de tierra. m

Lx Longitud máxima del conductor de tierras en la dirección X. m Ly Longitud máxima del conductor de tierras en la dirección Y. m n Factor geométrico compuesto por na, nb, nc y nd. - Rg Resistencia del sistema de puesta a tierra. Ω Sf Factor de división de la corriente de falla. - tc Duración de la corriente de falla para dimensionar el conductor de puesta a tierra, s tf Duración de la corriente de falla para determinar el factor de decremento. s ts Duración de la exposición al flujo de corriente para determinar la corriente del cuerpo

permisible. s

Tabla 3.1 Índice de parámetros de diseño [1].


50

Vale la pena señalar que los primeros 9 pasos corresponden a lo que se denomina diseño preliminar con cálculos manuales de la red, siendo el paso No. 12 el correspondiente a la optimización del diseño con ayuda de un programa asistido por computadora.

Figura 3.1 Diagrama de flujo del procedimiento de diseño. [1]

CAPÍTULO III

51

La secuencia de pasos para el diseño de la malla del Sistema de Puesta a Tierra son los siguientes: 3.2.1 Paso 1. Datos del campo [1] Al iniciarse un diseño se deben conocer en detalle las características del área donde se instalará el Sistema de Puesta a Tierra, ya que dicha información es de gran utilidad para determinar la composición general del suelo, así como para prever las limitaciones físicas y económicas de la configuración de la red. Tales limitaciones tienen que ver con el área que ocupará la malla de tierras y su influencia sobre la resistencia de la red Rg, la separación entre los conductores D, la profundidad a que se instalará la red h, el diámetro del conductor d y las características de las varillas de tierra. El plano general de arreglo de la subestación proporciona la información del área A donde se instalará la malla de puesta a tierra. Es recomendable ocupar el área máxima posible que permitan las limitaciones de espacio, buscando que el conductor perimetral de la red se extienda por lo menos un metro más allá de los límites de la construcción o de la cerca metálica de la subestación. La resistividad de diseño del SPT será la obtenida de los resultados que arroje el análisis del modelo de las dos capas. 3.2.2 Paso 2. Dimensionamiento del conductor [1]

Para determinar la sección transversal del conductor de la malla que conforma el Sistema de Puesta a Tierra, se debe calcular la máxima corriente simétrica de falla a tierra, la cual representa el valor RMS de la componente simétrica en el primer medio ciclo de una onda de corriente que se desarrolla después del instante de una falla en un tiempo cero. Para fallas de fase a tierra: If = 3I0 3.1 Donde: If Es la corriente RMS simétrica de falla a tierra. I0 Es el valor RMS de la corriente simétrica de secuencia cero que se

desarrolla después del instante del inicio de una falla. La máxima corriente simétrica de falla a tierra debe ser la máxima corriente futura de falla esperada que pueda ser conducida por cualquier conductor del Sistema de Puesta a Tierra, y el tiempo tc debe ser el tiempo máximo de liberación de la falla, incluyendo el tiempo de la protección de respaldo. En la práctica y debido a los tiempos de apertura utilizados en los sistemas de potencia modernos, la sección transversal de los conductores de la red se determina por razones mecánicas.


52

La corriente simétrica de secuencia cero Io se calcula con la ecuación 3.2 (No se considera la resistencia).

)()(3 2121 oofo

XXXjRRRR

EI

++++++= 3.2

Donde: I0 es el valor RMS de la corriente simétrica de falla a tierra de secuencia cero

en A. E es la tensión fase-neutro en V. Rf resistencia estimada de falla en Ω (normalmente se asume que Rf = 0). R1 es la resistencia equivalente de secuencia positiva en Ω. R2 es la resistencia equivalente de secuencia positiva en Ω. X1 es la reactancia equivalente de secuencia positiva en Ω. X2 es la reactancia equivalente de secuencia negativa en Ω. X0 es la reactancia equivalente de secuencia cero en Ω. Una vez que se calcula la corriente RMS simétrica de falla a tierra, se usa para calcular el calibre del conductor:

ao

mo

rrc

kcmil

TKTK

lnραt

TCAP

197.4IA

+

+= 3.3

Donde: A es la sección transversal del conductor en Kcmils. I=3I0 es corriente rcm en Ka (debe considerarse el incremento de este valor a futuro. Tm es la temperatura máxima permisible en °C. Ta es la temperatura ambiente en °C. Tr es la temperatura de referencia por las constantes del material en °C. αo es el coeficiente térmico de resistividad a 0 °C en 1/°C. αr es el coeficiente térmico de resistividad en la temperatura de referencia Tr en 1/°C. ρr es la resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia Tr en

µΩ-cm. Ko 1/αo o (1/αr) – Tr en °C. tc es el tiempo de duración de la corriente en segundos. TCAP factor de capacidad térmica por unidad de volumen (Tabla 3.2), J/ (cm3·°C). Otra forma de calcular el calibre del conductor es con la formula simplificada:

cfkcmil tKIA ⋅⋅= 3.4

CAPÍTULO III

53

Donde: A es la sección transversal del conductor en Kcmils. I=3I0 es corriente rcm en KA (debe considerarse el incremento de este valor a

futuro. tc es el tiempo de duración de la corriente en segundos. Kf constante de la tabla 3.3 para el material a varios valores de Tm y usando

una temperatura ambiente de (Ta) de 40 ºC. La ecuación 3.5 evalúa la ampacidad para algunos conductores de los cuales las constantes del material son conocidas o bien pueden ser determinadas por medio de cálculos.

+

+

=

−

ao

mo

rrc

4

TKTK

Lnραt

TCAPx10AI 3.5

Donde:

I=3I0 Valor de la corriente RMS en kA.

A Sección transversal del conductor en mm2.

Tm Temperatura máxima permisible en ºC.

Ta Temperatura ambiente en ºC.

Tr Temperatura de referencia para las constantes del material en ºC.

αo Coeficiente térmico de resistividad a 0 ºC.

αr Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia Tr (20ºC).

ρr Resistividad del conductor a la temperatura de referencia Tr(20ºC), en µΩ/cm3.

OO

α

1K = ó Tr

α

1K

rO −=

tc Tiempo de la corriente de falla, en segundos.

TCAP Factor de capacidad térmica, se obtiene de la Tabla 3.2 en j/cm3/ºC.

Nótese que αr y ρr son encontrados para la misma temperatura de referencia (20ºC). La tabla 3.2 proporciona información para αr y ρr a 20ºC.


54

Tabla 3.2. Características de Materiales [1].

La Tabla 3.3 proporciona una rápida referencia de los materiales más comunes, asumiendo los siguientes parámetros de diseño:

1) Temperatura ambiente de 40ºC.

2) Límite de temperatura de fusión como el dado en la Tabla 3.2. 3) Temperatura máxima permisible para las juntas o uniones soldadas 450ºC. 4) Temperatura máxima permisible para cables críticos y juntas atornilladas

250ºC.

Descripción Conductividad del Material, %

Factor ααααr

a 20ºC

Ko(1/ααααo)

a 0ºC

Temperaturade fusión ºC

ρρρρr

a 20ºC

(µµµµΩΩΩΩ/cm)

Factor TCAP.

Valor efectivo

(J/cm3/ºC)

Cobre suave recocido 100.0 0.00393 234 1083 1.7241 3.422

Cobre duro 97.0 0.00381 242 1084 1.7774 3.422

Cobre con alma de acero 40.0 0.00378 245 1084/

1300 4.397 3.486

Cobre con alma de acero 30.0 0.00378 245 1084/

1300 5.862 3.846

Aluminio EC 61.0 0.00403 228 657 2.862 2.556

Aluminio aleación 5005 53.5 0.00353 263 660 3.2226 2.598

Aluminio aleación 6201 52.5 0.00347 268 660 3.2840 2.598

Aluminio con alma de acero 20.03 0.00360 258

660/

1300 8.4805 2.670

Acero revestido de Zinc 8.5 0.00320 293

419/

1300 20.1 3.931

Acero inoxidable No. 304 2.4 0.00130 749 1400 72.0 4.032

CAPÍTULO III

55

Descripción Conductividad del material (%)

Tm (°C) Kf

Cobre recocido suave-inmersión

100 1083 7

Cobre comercial, estirado en frió

97 1084 7.06

Cobre comercial, estirado en frió

97 250 11.78

alambre de acero revestido de cobre 40 1084 10.45

alambre de acero revestido de cobre

30 1084 12.06

Varilla de acero con recubrimiento de cobre

20 1084 14.64

Aluminio grado EC 61 657 12.12

Aluminio aleación 5005 53.5 652 12.41

Aluminio aleación 6201 52.5 654 12.47

Alambre de acero con recubrimiento de aluminio

20.3 657 17.2

Acero, 1020 10.8 1510 15.95

Varilla de acero inoxidable 9.8 1400 14.72

Varilla de acero con recubrimiento de Zinc

8.6 419 28.96

Acero inoxidable 2.4 1400 30.05

Tabla 3.3. Constantes de materiales [1].

3.2.3 Paso 3. Cálculo de las máximas tensiones de contacto y de paso

permisibles [1]

Las máximas tensiones de contacto y de paso permisibles, están determinadas por las ecuaciones 1.15 y 1.18. Se recomienda usar las ecuaciones de tensiones de contacto y paso para personas de 50 Kg. por ser más conservadoras.

Las tensiones reales de paso y de contacto deberán ser menores a las tensiones máximas permisibles de paso y de contacto para proporcionar seguridad. La duración de la falla (tf) y la duración del choque (ts) son normalmente asumidas iguales a menos que la duración de la falla sea la suma de los choques sucesivos, tal como en los recierres.


56

3.2.4 Paso 4. Diseño inicial de la malla [1]. El diseño preliminar debe incluir a un conductor que rodee el área completa de la subestación, además de conductores paralelos y transversales enterrados a una profundidad h, con espaciamientos D distribuidos en forma reticular para permitir la conexión de los diferentes equipos (por lo general, los arreglos más comunes para la red de tierras son en forma cuadrada, rectangular y en forma de “L”). 3.2.4.1 La separación entre los conductores de la malla, D La separación típica de los conductores varía de 5 a 15 m, aunque un espaciamiento óptimo en el control de los gradientes de potencial se encuentra entre 5 a 7 m.

La relación entre los lados de una malla (para poder utilizar un método simplificado de análisis) generalmente es de 1:1 y hasta 1:3, a menos que un análisis asistido por computadora garantice un enfoque de análisis más preciso.

3.2.4.2 La profundidad de instalación de la malla, h Valores típicos para la profundidad de la malla varían de 0.3 m hasta 1.3 m, pero para lograr un óptimo control de los gradientes de potencial deberán considerarse profundidades de 0.5 a 0.8 m. 3.2.5 Paso 5. Resistencia a tierra del Sistema de Puesta a Tierra, Rg [7] Desde el punto de vista de protección de los equipos de la subestación, la elevación de potencial de la red obliga a coordinar el aislamiento para el equipo de control y comunicaciones, ya que por norma el nivel de aislamiento de los mismos es de 5 kV (en algunos casos y debido a un alto valor de IG se puede considerar 10 kV), por lo que éste valor se presentará como una limitante para el valor de la resistencia de la red. A partir de la expresión utilizada para calcular la elevación de potencial de la red, la resistencia de la red se deberá limitar a:

[ ]ΩIkV 5

RG

g ≤ 3.6

Donde: Rg Es la resistencia a tierra del SPT de la subestación en Ω. IG máxima corriente de malla, valor de diseño.

CAPÍTULO III

57

Teniendo en cuenta la expresión 3.6, y de acuerdo los elementos mencionados en el punto 2.5 del capítulo II, la resistencia a tierra del SPT se calcula con la ecuación 2.11, misma que se repite para mejor comprensión del lector:

+++=

A

1

A

1L

Rg/201

120

1

hρ

Donde Rg Es la resistencia a tierra del SPT de la subestación en Ω. ρ resistividad de diseño. L es la longitud total del conductor de la red, m. A es el área total de la malla, m2. h es la profundidad de la malla, m. 3.2.6 Paso 6. Corriente de malla, IG [1] Para prevenir diseños de sistemas de tierras sobredimensionados, se usará en el diseño únicamente la porción de la corriente total de falla If≈3Io que fluye a través de la red del SPT hacia la tierra remota y que contribuye a las tensiones de paso y de contacto y a la elevación del potencial de tierra EPR.

La IG debe sin embargo reflejar la peor condición de falla (tipo y localización), el factor de decremento y cualquier expansión futura del sistema eléctrico.

IG=Df * Ig 3.7

Donde:

IG Máxima corriente de malla, valor de diseño.

Df: Factor de decremento para el tiempo de duración de la falla (tc), que está en función del valor de la relación de la reactancia (X) y de la resistencia (R) en el punto de la falla. Si el tiempo de duración de la corriente es mayor o igual a 1s o la relación X/R en el punto de localización de la falla menor a 5, el factor de decremento puede despreciarse, es decir Df= 1.

Ig Corriente de malla simétrica. Porción de la corriente simétrica de falla a

tierra que fluye entre la malla del SPT y el terreno circundante.


58

La corriente de malla simétrica se expresa mediante la siguiente ecuación: Ig=Sf*If 3.8 Donde: Sf Factor de división de corriente que relaciona la magnitud de la corriente de

falla con la parte de la corriente que fluye de la malla hacia el terreno. Este factor está en función entre otras cosas del número de líneas de transmisión que existan (entrantes y salientes) en la S.E.

If≈3I0 Corriente simétrica de falla a tierra. Máximo valor RMS de la corriente de

falla simétrica después del instante del inicio de una falla. Así, la ecuación 3.6 se puede escribir como sigue:

IG=Df*Sf*If 3.9 En la tabla 3.4 se muestran los valores típicos de factores de decremento para diferentes tiempos de duración de la falla.

Duración de la falla, tf Factor de decremento, Df Segundos Ciclos a 60 Hz X/R=10 X/R=20 X/R=30 X/R=40 0.00833 0.5 1.576 1.648 1.675 1.688

0.05 3 1.232 1.378 1.462 1.515 0.1 6 1.125 1.232 1.316 1.378 0.2 12 1.064 1.125 1.181 1.232 0.3 18 1.043 1.085 1.125 1.163 0.4 24 1.033 1.064 1.095 1.125 0.5 30 1.026 1.052 1.077 1.101 0.75 45 1.018 1.035 1.052 1.068

1 60 1.013 1.026 1.039 1.052

Tabla 3.4. Valores típicos de Df [1].

3.2.7 Paso 7. Calculo de la Elevación de Potencial de la Red de tierras [1] El EPR es el máximo potencial eléctrico que una red de tierras de una subestación puede alcanzar con relación a un punto de tierra distante, asumiendo que este al potencial de la tierra remota. El EPR se calcula con la siguiente ecuación:

gG R*IEPR = 3.10

Donde EPR Elevación de potencial del SPT con respecto a una tierra remota, en V.

IG máxima corriente de malla, valor de diseño en A.

Rg Es la resistencia a tierra del SPT de la subestación en Ω.

CAPÍTULO III

59

3.2.7.1 Comparación de potenciales [1] Si la máxima elevación de potencial del sistema de puesta a tierra, EPR expresada en 3.10 está por debajo del valor de la tensión de contacto tolerable, Econtacto50, ya no es necesario realizar más cálculos, únicamente se agregará si se requieren, conductores adicionales para proveer un acceso del equipo al sistema de tierras. Es importante destacar que el valor de la máxima elevación de potencial de la malla no debe de ser mayor a 5000 Volts, ya que el equipo de las subestaciones está diseñado para soportar como máximo dicho valor. De esta manera se procede directamente a la etapa de optimización de diseño por medio de herramientas computacionales. 3.2.8 Paso 8. Cálculo de potencial de malla y tensión de paso [1]

Los valores del tensión de paso y potencial de malla son obtenidos como producto de factores geométricos (Ks y Km respectivamente), un factor de corrección (Ki) el cual toma en cuenta los incrementos de la densidad de corriente en las extremidades de la red, la resistividad del suelo (ρ) y la densidad de corriente promedio por unidad de longitud del conductor (IG/LM).

• Potencial de malla

El potencial de contacto en la malla se calcula con la siguiente ecuación:

M

G

L

ρIKKV im

m = 3.11

Donde: Km Factor de espaciamiento para el potencial de malla, definido por:

( )

−+

−

++=

1)π(2n8

LnK

K

4dh

8Dd2h)D

16hdD

Ln2π1

Kh

ii22

m 3.12

Donde: D Espaciamiento entre conductores paralelos, (m). h Profundidad de los conductores en la red de tierras, (m). d Diámetro del conductor de la red de tierras, (m). Kh Factor de corrección relacionado con la profundidad de la malla, ecuación

3.14. n Número de conductores equivalentes en cualquier dirección.


60

Kii 1 para redes de tierra con electrodos verticales a lo largo de su perímetro y/o en las esquinas, así como para mallas con los electrodos verticales a lo largo del perímetro y dentro del área de la red de tierras.

Para redes de tierra sin electrodos verticales, o con algunos electrodos verticales dentro del área de la red:

n

2ii

(2n)

1K = 3.13

Para el cálculo de Kh:

hoh

1Kh += 3.14

Donde: ho Profundidad de referencia, y es igual a 1m Para el cálculo de n:

dn*n*n*nn cba= 3.15

p

Ca L

L*2n = 3.16

Donde: LC Longitud total de los conductores horizontales en la red de tierras, (m). Lp Longitud de conductores en la periferia de la red de tierras, (m). nc 1 para redes de tierra cuadradas y rectangulares. nd 1 para redes de tierra cuadradas, rectangulares y en forma de “L”. Para cualquier otro caso:

A*4

Ln p

b = 3.17

3.18

Ki Factor de corrección por geometría de malla, definido por: Ki = 0.644 + 0.148n 3.19

yx LL

0.7A

yxc A

LLn

+

=

CAPÍTULO III

61

Para redes de tierra sin electrodos verticales, o con algunos electrodos verticales distribuidos en la red, pero ninguno localizado en las esquinas o a lo largo del perímetro de la red, la longitud efectiva del conductor LM es: LM= LC+LR 3.20 Donde: LR es la longitud total de todos los electrodos verticales, (m) Para redes de tierra con electrodos verticales en las esquinas, así como a lo largo del perímetro y distribuidas en la red de tierras, la longitud efectiva del conductor LM es:

R2y

2x

rCM L)

LL

L1.22(1.55LL

+++= 3.21

Donde: Lr= es la longitud de cada electrodo vertical, (m).

• Tensión de Paso La tensión de paso en la malla se calcula con la siguiente expresión:

s

Giss L

ρIKKE = 3.22

Donde: Ks Factor de espaciamiento para la tensión de paso, definido como:

( )

−++

+= −2ns 0.51

D1

hD1

2h1

π

1K 3.23

Para redes con o sin electrodos verticales, la longitud efectiva del conductor Ls es:

RCs 0.85L0.75LL += 3.24


62

3.2.9 Paso 9. Comparación del potencial de malla (diseño) con la tensión de contacto permisible [1]

En este paso se comparan el potencial de contacto en la malla (llamado también potencial de malla, y que no es más que el potencial de contacto máximo en una malla), con la tensión de contacto permisible o tolerable. Si el potencial de malla es menor que la tensión de contacto tolerable, el diseño continúa (paso número 10), si no es así, el diseño preliminar tendrá que modificarse (paso número 11). Vm < Econtacto50 3.2.10 Paso 10. Comparación de la tensión de paso (diseño) con la tensión de

paso permisible [1] Si las tensiones de paso y de contacto en la malla son menores a las tensiones tolerables, se puede continuar con la siguiente etapa de optimización del diseño (paso número 12), en caso contrario es necesario revisar el diseño preliminar desde el paso 5. Es < Epaso50

3.2.11 Paso 11. Modificación del diseño preliminar [4] Para modificar el diseño preliminar, se pueden realizar las siguientes acciones:

1) Incluir más conductores paralelos.

2) Disminuir el espaciamiento entre conductores.

3) Incrementar el área de la malla (si es posible).

4) Incrementar la profundidad de la red.

5) Incrementar el área del conductor. 3.2.12 Paso 12. Optimización del diseño [4] Después de satisfacer los requerimientos para las tensiones tolerables, comienza el procedimiento de optimización, labor que es conveniente realizar con la ayuda de la computadora. Muchos programas están disponibles actualmente.

CAPÍTULO III

63

3.2.13 Limitaciones en el empleo de las ecuaciones Vm (Potencial de malla) y Es (Tensión de paso) [4].

Cuando se empleen las ecuaciones anteriores, se recomiendan los siguientes límites para aquellas mallas que sean cuadradas o rectangulares y que tengan el mismo número de conductores en ambas direcciones.

n ≤ 25

0.25 m ≤ h ≤ 2.5 m

d ≤ 0.25h

D > 2.5m

3.2.14 Estimación de la longitud mínima del conductor enterrado [4]. Una simple ecuación puede ser desarrollada para permitir una determinación preliminar del conductor enterrado necesario para mantener la máxima tensión de contacto (Vm) dentro del área aterrizada, debajo de los límites de seguridad establecidos en la ecuación 1.18.

Esto se realiza igualando la ecuación 3.11 con la ecuación 1.18 como se muestra a continuación:

Para Vm<Econtacto50, combinando las ecuaciones 3.11 y 1.18 tenemos:

( )( )s

sssM

Gim

t

0.116ρK,h1.5C1000

LρIKK

+⟨ 3.25

Reordenando la ecuación anterior:

( )( )sss

sGimM

ρK,h0.174C116

tρIKKL

+⟩ 3.26


64

3.3 DISEÑO DE LA RED DE TIERRAS DE LA SUBESTACIÓN LAS FRESAS BANCO I

La subestación Las Fresas Banco I forma parte de la red troncal occidental del sistema eléctrico nacional, su construcción comenzó en el año 2006 y concluyo en el año 2007, cuenta con cuatro alimentadores de 400 KV para líneas de transmisión que enlazarán a esta subestación con las subestaciones Potrerillos y Salamanca II, así como 6 alimentadores de 115 KV para las líneas de subtransmisión que enlazarán a esta subestación con las subestaciones Abasolo II, Cuerámaro, Irapuato I, Irapuato II, Irapuato Industrial e Irapuato Poniente. La subestación se encuentra ubicada en el Km. 6 de la carretera a Rosario Cobarrubias, en municipio de Irapuato, Guanajuato. El área disponible para la construcción de la subestación es de 52,000 m2. [7] Los datos que se describen en la tabla 3.5 servirán de base para el desarrollo de la propuesta de diseño:

Concepto Valor Nombre de la subestación Las Fresas Banco I

Tipo de subestación Reductora Relación de transformación (Kv) 400/115

Arreglo de barras en 400 KV Interruptor y medio en “U”

Arreglo de barras en 115 KV Barra principal y barra auxiliar con interruptor de amarre o transferencia.

Duración de la corriente de falla. (Seg.) 0.5 Relación X/R 10

Resistividad de diseño (Ω-m) 100 Corriente de falla de fase a tierra

considerando crecimiento del sistema (KA) 31.5

Resistividad de roca triturada (Ω-m) 3,000.0 Profundidad de enterramiento de la red (m) 0.5

Área disponible para la red (m2) 52,000.0

Tabla 3.5. Datos para diseño de la red de tierras de la subestación las Fresas Banco I [8].

Se considera que la corriente de falla en la subestación no será liberada por los interruptores con recierre automático, así que la duración de la corriente de falla y la duración del evento son iguales.

CAPÍTULO III

65

Siguiendo el procedimiento paso a paso de la figura 3.1 se tiene: PASO 1. Datos de campo. El área disponible en la subestación es de 52,000.0m2. Se supone una resistividad promedio de suelo de 100.0 Ω-m, obtenida a partir de mediciones efectuadas en el sitio. PASO 2: Cálculo de la sección transversal del conductor: La corriente de falla simétrica If=3Io obtenida previamente es de 31.5 KA [7], esta corriente es usada para dimensionar el conductor. Suponiendo el uso de cable de cobre con 97% de conductividad y una temperatura ambiente de 40°C, la ecuación 3.4 y la tabla 3.3 son usados para obtener la sección transversal, para 0.5 seg. y una temperatura de fusión de 1,080.0 °C. Para cobre estirado en frío: Kf =7.06, por lo tanto:

Kcmilkcmil 157.250.57.0631.5A =⋅⋅=

Tomando en cuenta que 1mm2 = 1.974 Kcmil, entonces el área en mm2 correspondiente es:

22

Kcmil 79.66mm)1.974Kcmil

1mm(157.25 =

El área correspondiente a este calibre es 79.66 mm2, por lo tanto de tablas le corresponde un calibre 3/0 AWG (85.03mm2), cuyo diámetro es:

0.01040m10.40mmπ

4(85.03)π

4Ad ====

Basándose en este cálculo, un calibre 3/0 AWG sería suficiente para conducir la corriente de corto circuito durante una falla a tierra, sin embargo, debido a los requerimientos de rudeza y fuerza mecánica, el calibre mínimo a usarse será el 4/0 AWG. El área correspondiente a este calibre es 107.2 mm2, por lo tanto el diámetro es:

0.01168m11.68mm4(107.2)4A

d ====ππ

Consecuentemente, en esta etapa, el diseñador puede optar por verificar si el uso de un material menos conductivo (30%) como es el de cable de acero con recubrimiento de cobre permitiría el empleo de un conductor con un diámetro menor de 0.01168 m, con la imposición de un límite de temperatura más conservador (700 º C).


66

Usando la ecuación 3.2 y la tabla 3.2 tenemos que:

kcmil303.76

40242700242

ln78)(5.86)(0.5)(.003

3.85

197.431.5A

TaK0TmK0

lntcαcαrTCAP

197.4IA

kcmil

kcmil

=

+

+=

+

+=

El área correspondiente a este calibre es:

22

Kcmil 153.88mm)1.974Kcmil

1mm(303.76 =

Por lo tanto le corresponde un calibre 350 kcmils (177.3mm2), el diámetro es de:

0.01502m15.02mm4(177.36)4A

d ====ππ

.

En este caso dmín=15.02mm, o 0.01502 m de conductor sólido. Por lo tanto y como conclusión, en esta ocasión no es viable el uso del cable de acero con 30% de recubrimiento de cobre, el cual tiene un diámetro mayor al deseado d=0.01060 m. PASO 3: Criterio de tensiones de contacto y paso permisibles. Para la capa superficial de 0.102 m, con una resistividad ρs de 3,000.0 Ω-m, (roca triturada) el factor de reflexión K es:

s

s

ρρ

ρρK

+

−= 0.9354

30001003000100

K −=+

−=

El factor de reducción se obtiene, de acuerdo con la formula 1.13 como:

0.70400.092(0.102)

3,000.0100

10.091C

0.092h

ρ

ρ10.09

1C

s

s

ss

=+

−

−=

+

−

−=

CAPÍTULO III

67

Suponiendo que el peso de una persona sea al menos 50Kg. (este peso se considera el de una mujer y se usa por ser más conservador), se pueden utilizar las fórmulas 1.15 y 1.18 para calcular las tensiones de paso y contacto permisibles, como se muestra a continuación:

V. 683.810.5]0.116/)(3,000.0)1.5(0.7040[(1,000.0Econtacto

t)0.116/ρ1.5C(1,000.0Econtacto

V. 2,243.110.5.116/3,000.0)]06(0.7040)([(1,000.0Epaso

t)0.116/ρ6C(1,000.0Epaso

50

sss50

50

sss50

=+=

+=

=+=

+=

.

.

PASO 4: Diseño inicial. En esta etapa se propone un arreglo correcto para la red del SPT, si se toma el área real de 52,000.0m2 y partiendo de la disposición del equipo se selecciona un arreglo en forma de “L”, el cual consta de 2 rectángulos por separado, uno de 255 X 165 m, y otro de 105 X 90 m, con conductores distribuidos a la misma distancia, como se muestra en la figura 3.2, con un espaciamiento entre conductores D=15m, con una profundidad de enterramiento de 0.5 m, y con 14 electrodos verticales tipo coperweld de 5/8” de diámetro X 3.05 m de longitud. La longitud total del conductor enterrado LT es: Para el rectángulo 1: 255/15= 17 mallas 18 conductores de largo. 165/15= 11 mallas 12 conductores de ancho. Para el rectángulo 2: 105/15= 7 mallas 8 conductores de largo. 90/15= 6 mallas 7 conductores de ancho. La longitud total de conductores en la red es: LT= (255*12+165*18) + (90*8+105*7)= 7,485.00 m + 14(3.05)= 7,527.7 m. El área real que se estaría ocupando con este arreglo es (17*15)*(11*15) + (6*15)*(7*15)= 44550+12600= 51,525.00 m2.


68

Figura 3.2. Vista de planta del SPT propuesto para la S.E. Las Fresas Banco I.

CAPÍTULO III

69

Figura 3.3. Vista de planta del arreglo de equipos de la S.E. Las Fresas Banco I, mostrando el SPT propuesto.

PASO 5: Determinación de la resistencia de la red. Utilizando la ecuación 2.7 se puede calcular Rg. Partiendo de los datos de LT=7,527.7 m y un área cubierta de 51,525.0 m2.

(

( Ω0.111)020/51,525.0.5(1

11

51,525.0*20

17,527.7

1100R

)20/Ah(1

11

20A

1L1

ρR

g

Tg

=

+++=

+++=


70

PASO 6: Corriente máxima de inyección a la red. En este caso, de la ecuación 3.9: IG=Df*Sf*If

Para determinar el valor del factor de decremento Df, se consulta la tabla 3.4, donde para una duración de falla tf de 0.5 seg., y una relación de X/R = 10, el factor de decremento es Df= 1.026 El factor divisor de corriente Sf está en función del número de líneas de transmisión que existan en la S.E, por lo tanto se recurrió a las curvas de la página 154 del estándar IEEE 80 [1]. Tomando en cuenta que la subestación Las Fresas Banco I cuenta con 4 líneas de 400 KV. y 6 líneas de 115 KV, de dichas curvas se selecciono un factor divisor de corriente Sf de 0.5. Por lo tanto, la corriente que fluye a través del SPT hacia la tierra remota tiene un valor de: IG=Df*Sf*If= (1.026)*(0.5)*(31,500) =16,159.5 KA PASO 7: La Elevación de Potencial de la Red de tierras

V1,792.220.111*16,159.5 ==EPR El EPR es superior al valor de 683.82 V, calculado como tensión de contacto segura y por esta razón deberán efectuarse cálculos adicionales.

CAPÍTULO III

71

PASO 8: Cálculo de potencial de malla y tensión de paso. Antes de calcular el potencial de malla es necesario calcular Km y Ki usando las ecuaciones 3.12-3.19, se tiene: Para el número efectivo de conductores en paralelo:

dcba n*n*n*nn =

1.014551,525.0

3,690.0)(3,795.0)(n

ALxLy

n

1.05951,525.04

1,020.0n

A4

Lpn

14.671,020.0

2(7,485.0)n

Lp2Lc

n

3,690.0)(3,795.0)(

.0)0.7(51,525

c

LL

0.7A

c

b

b

a

a

yx

=

=

=

==

=

==

=

+

nd = 1

dcba n*n*n*nn = = 14.67*1.059*1.0145*1 = 15.78

1.0Kii =

−+

−

++=

1)π(2n8

lnKhKii

4dh

8Dd2h)(D

16hdD

ln2π1

Km22

0.9261)π(2(15.78)

8ln

1.2241.0

0.01168*40.5

0.01168*15*80.5)*2(15

0.01168*0.5*1615

ln2π1

Km22

=

−+

−

++=

Ki=0.644+0.148n= 0.644+0.148(15.78)=2.916


72

Con la inclusión de 14 electrodos tipo coperweld de 5/8” de diámetro X 3.05 m de longitud:

42.7)3,6903,795

3.051.22(1.557,485L

22M

+++=

LM= 7,551.21 Por lo tanto Vm:

M

G

L

ρIKKV im

m =

V) (683.81 permisible contacto de tension la a menores que V577.96 V

V577.96 7,551.21

16,159.51002.9160.926V

m

m

=

=⋅⋅⋅

=

Para el cálculo de la tensión de paso se tiene que calcular primero Ks.

( )

( ) 0.1210.51151

0.5151

2(0.5)1

π

1K

0.51D1

hD1

2h1

π

1K

215.78s

2ns

=

−+

++=

−+

++=

−

−

Entonces la tensión de paso de paso será:

RC

Giss L0.85L0.75

ρIKKE

⋅+⋅=

. V) (2,243.11 tolerable paso de tension la que menores que V 101.21E

V 101.210.85(42.7).0)0.75(7,485

16,159.5100.02.9160.121E

s

s

=

=+

⋅⋅⋅=

PASO 9: Vm vs Econtacto50. El potencial de malla es menor a la tensión de contacto tolerable (esto es 577.96 V contra 683.81 V). Por lo tanto no debe modificarse el diseño de la red. PASO 10: Es vs Epaso50. La tensión de paso Es calculada es menor a la tensión paso permisible por el cuerpo humano (esto es, 101.21 V es menor que 2,243.11 V). PASO 11: No se necesitan modificaciones para esta red. PASO 12: Se ha obtenido un diseño seguro. En este punto se adicionan varillas para tierra de apartarrayos, cuchillas etc. para completar a detalle el diseño de la red de tierras.

CAPÍTULO III

73

3.4 IMPACTO EN LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN DISEÑO COMO CONSECUENCIA DE LA MODIFICACIÓN DE ALGUNOS PARÁMETROS INICIALES

Para facilitar la etapa de diseño de la red de tierras de la subestación Las Fresas Banco I, se recurrió a la herramienta digital Excel [12] para introducir las fórmulas de diseño de acuerdo con el diagrama de flujo del estándar 80 de IEEE (figura 3.1) y facilitar la etapa del desarrollo de las iteraciones necesarias para obtener los valores indicativos de que el diseño que se ha realizado es seguro. La hoja de cálculo creada se retomara para realizar modificaciones en algunos parámetros de diseño, con el objeto de observar cómo se alteran a su vez los valores que indican si el diseño de la red de tierras es seguro. Los parámetros a evaluar se indican en el punto 3.4.1, mientras que las gráficas obtenidas se muestran en el punto 3.4.2. 3.4.1 Parámetros a evaluar

Los parámetros que serán evaluados son los siguientes: Resistencia a tierra (Rg). Potencial de malla (Vm). Tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg. (Econtacto50). Tensión de paso superficial (Es). Tensión de paso tolerable para una persona de 50 kg. (Epaso50). Resistividad de diseño (ρ). Resistividad de la capa superficial de roca triturada (ρs). Espaciamiento entre conductores paralelos (D). Longitud efectiva de conductores (LM). Corriente simétrica de falla a tierra (If). Todos los demás parámetros de diseño permanecerán constantes. En las graficas mostradas en el punto 3.4.2 se puede apreciar la forma en que el diseño se ve afectado como consecuencia de la modificación de algunos parámetros de diseño.


74

3.4.2 Gráficas

3.4.2.1 Variación del potencial de malla (Vm) y tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg (Econtacto50) modificando la resistividad de diseño (ρ)

Figura 3.4. Gráfica de variación del potencial de malla y diferencia de potencial de contacto tolerable modificando la resistividad de diseño ρ.

Comentarios a la figura 3.4: Se observa que la tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg. (Econtacto50) se comporta prácticamente de forma constante, mientras que el potencial de malla (Vm) se comporta de forma similar a una función lineal con una pendiente grande. Se aprecia que arriba de 120 Ω-m, el potencial de malla se vuelve inseguro.

233.22

466.45 583.07

699.68932.91

1,166.14

679.30682.31

683.82

685.32

688.34691.35

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

0 50 100 150 200 250

Vo

lts

(V)

Resistividad de diseño (ρ)

Vm

Ec50

CAPÍTULO III

75

3.4.2.2 Variación de tensión de paso superficial (Es) y diferencia de

potencial de paso tolerable para una persona de 50 kg (Epaso50) modificando la resistividad de diseño (ρ)

Figura 3.5. Gráfica de variación de tensión de paso superficial (Es) y diferencia de potencial de paso tolerable para una persona de 50 kg (Epaso50) modificando la

resistividad de diseño (ρ).

Comentarios a la figura 3.5: Se observa que la tensión de paso superficial (Es) se comporta similar a una función lineal con una pendiente baja. Se aprecia que la diferencia de potencial de paso tolerable para una persona de 50 kg (Epaso50) se comporta similar a una función constante. Se aprecia que existe un amplio margen de seguridad entre estos dos parámetros, de tal manera que es entendible por que el parámetro más crítico cuando se realizan comparaciones es el potencial de malla (Vm).

40.84 80.96101.21 121.45 161.93

202.42

2,225.04

2,237.09

2,243.12

2,249.14

2,261.19 2,273.25

0

500

1000

1500

2000

2500

0 50 100 150 200 250

Vo

lts

(V)

Resistividad de diseño (ρ)

Es

Epaso50


76

3.4.2.3 Variación de tensión de contacto tolerable para una persona de 50

kg (Econtacto50) y diferencia de potencial de paso tolerable para una persona de 50 kg (Epaso50) modificando la resistividad de la capa superficial de roca triturada (ρs)

Figura 3.6. Gráfica de variación de tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg (Econtacto50) y diferencia de potencial de paso tolerable para una

persona de 50 kg (Epaso50) modificando la resistividad de la capa superficial de roca triturada (ρs).

Comentarios a la figura 3.6: Se observa que diferencia de potencial de paso tolerable para una persona de 50 kg (Epaso50) se comporta similar a una función lineal con una pendiente mediana, mientras que la tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg (Econtacto50) se comporta similar a una función lineal con una pendiente baja. Se aprecia que por cada 1500 Ω-m de resistividad de la capa superficial de roca triturada (ρs).que se agreguen, la tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg (Econtacto50) aumenta aproximadamente 85 V, mientras que la diferencia de potencial de paso tolerable para una persona de 50 kg (Epaso50) aumenta aproximadamente 341 V.

342.33427.70

513.07

598.44

683.82769.19877.16

1,218.65

1,560.14

1,901.622,243.12

2,584.61

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0.00 1,000.00 2,000.00 3,000.00 4,000.00

Res

isti

vid

ad d

e la

cap

a su

per

fici

al d

e ro

ca tr

itu

rad

a (ρ

s)

Volts (V)

Econtacto50

Epaso50

CAPÍTULO III

77

3.4.2.4 Variación de resistencia a tierra (Rg) y longitud efectiva de conductores (LM) modificando el espaciamiento entre conductores paralelos (D)

Figura 3.7. Gráfica de variación de resistencia a tierra (Rg) y longitud efectiva de conductores (LM) modificando espaciamiento entre conductores paralelos (D).

Comentarios a la figura 3.7: Se observa que la longitud efectiva de conductores (LM) se comporta similar a una función exponencial, mientras que la resistencia a tierra (Rg) se comporta similar a una función constante. Se aprecia que el hecho de reducir el espaciamiento entre conductores paralelos no impacta de manera positiva en la reducción de la resistencia a tierra, lo único que se consigue es aumentar significativamente la longitud efectiva de conductores (LM) y en consecuencia el costo de la instalación de la red de tierras, tomando en cuenta que el metro de cable de cobre desnudo cal. 4/0 AWG cuesta aproximadamente $ 100.00 MXN.

0.1110.1080.110.1060.105

7,551.228,766.21

9,566.21

12,496.51

18,371.20

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

3 5 7 9 11 13 15 17

Re

sis

ten

cia

(Ω),

lon

git

ud

efe

cti

va

de

c

on

du

cto

res

(m)

Espaciamiento entre conductores paralelos (m)

RG

LM


78

3.4.2.5 Variación de potencial de malla (Vm) y tensión de paso superficial (Es) modificando la corriente simétrica de falla a tierra (If)

Figura 3.8. Gráfica de variación de potencial de malla (Vm) y tensión de paso superficial (Es) modificando la corriente simétrica de falla a tierra (If)

Comentarios a la figura 3.8: Se observa que la tensión de paso superficial (Es) se comporta similar a una función lineal con una pendiente baja, mientras que potencial de malla (Vm) se comporta similar a una función lineal con una pendiente grande. Se aprecia que arriba de 35,000 A de corriente simétrica de falla a tierra el potencial de malla (Vm) es mayor que la tensión de contacto tolerable para una persona de 50 kg (Econtacto50) haciendo inseguro el diseño de la red de tierras.

740.41

647.86

583.07

462.76

277.65

185.10128.52

112.46

101.2180.33

48.2032.130

100

200

300

400

500

600

700

800

0.00 10,000.00 20,000.00 30,000.00 40,000.00 50,000.00

Vo

lts

(V)

Corriente simétrica defalla a tierra(A)

Vm

Es

Econtacto50= 683.82 V Epaso50= 2,243.12 V

CAPÍTULO III

79

3.4.2.6 Costo de la red de tierras (cable enterrado) para diseños tomando como base tensiones tolerables para personas de 50 kg y 70 Kg.

Figura 3.9. Gráfica de costo de la red de tierras (cable enterrado) para diseños tomando como base tensiones tolerables para personas de 50 Kg. y 70 Kg.

Comentarios a la figura 3.9: Se observa que la diferencia en costo de la red de tierras para que cumpla con los criterios de seguridad de una persona de 70 Kg, comparado con el correspondiente costo para una persona de 50 Kg. es de $ 200,000.00, considerando solo el importe del cable enterrado. Desde el punto de vista técnico, tanto el diseño que toma de base tensiones tolerables para personas de 50 Kg, como el diseño que toma de base tensiones tolerables para personas de 70 Kg. cumplen con la norma IEEE Std. 80-2000 [1]. El diseño que toma de base tensiones tolerables para personas de 50 Kg. es más conservador desde el punto de vista de seguridad y por lo tanto recomendable, tomando en cuenta que la seguridad debe estar por encima de cualquier otra premisa. Desde el punto de vista económico, es claro que el diseño que toma de base tensiones tolerables para personas de 70 Kg. es el adecuado, sin embargo se debe tomar en cuenta que en caso de ser elegido, se deben tener estrictos controles para el acceso a la subestación.

752,770.00

572,270.00

0.00

100,000.00

200,000.00

300,000.00

400,000.00

500,000.00

600,000.00

700,000.00

800,000.00

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00

Co

sto

($)

Peso (Kg)

Costo de la red de tierras (cable enterrado)

Notas: El costo indicado solo considera el cable de cobre desnudo enterrado. Para estimar el costo se tomo de base un costo de $ 100.00 MXN para 1m. de cable cal.4/0 AWG. temple semiduro. La distancia de separación entre conductores (D) para 50 Kg. es de 15m. La distancia de separación entre conductores (D) para 70 Kg. es de 20m.


80

3.5 COMPARATIVA ENTRE LOS RESULTADOS OBTENIDOS UTILIZANDO DEL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE REDES DE TIERRA DE CFE y CLF CON RESPECTO AL PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DEL STD. 80 DE IEEE

Como se comentó en la introducción de este trabajo, es menester mencionar que existen algunas consideraciones particulares que las normas mexicanas realizan en las formulaciones de diseño, con relación al estándar 80 de IEEE [1]. En las figuras 3.10, 3.11 se muestran los diagramas de flujo de procedimiento de diseño de NRF-011 de CFE [2], y Manual de diseño de subestaciones de Compañía de Luz y Fuerza del Centro [11] respectivamente. El diagrama de flujo de diseño correspondiente al estándar 80 de IEEE se puede apreciar en la figura 3.1. Con el objeto de identificar dichas diferencias, se realizarán cálculos para el diseño de la red de tierras de la subestación Las Fresas Banco 1 utilizando los lineamientos de los dos documentos mencionados. En la tabla 3.6 se muestran los resultados obtenidos utilizando el procedimiento de diseño del estándar 80 de IEEE [1], el cual es indicado en el capítulo III. En la tabla 3.7 se muestran los resultados obtenidos utilizando el procedimiento de diseño de NRF-011 de CFE [2], y en la tabla 3.8 se muestran los resultados obtenidos utilizando el procedimiento de diseño del Manual de diseño de subestaciones de Compañía de Luz y Fuerza del Centro [11] respectivamente. Los datos para realizar los cálculos serán los mismos que se utilizaron para la elaboración del diseño de la red de tierras con los criterios del estándar 80 de IEEE, mismos que se indican en la tabla 3.5.

CAPÍTULO III

81

Figura 3.10. Flujograma de procedimiento de diseño, de acuerdo con la NRF-011-

CFE [2].


82

Figura 3.11. Diagrama de bloques para el procedimiento de diseño, de acuerdo

con Manual de diseño de subestaciones de Compañía de Luz y Fuerza del Centro [11].

CAPÍTULO III

83

SÍMBOLO U.M. CANTIDAD

A ÁREA ENCERRADA POR LA RED DE TIERRAS m2 52,000.00

ρ Ω-m 100

3I0 A 31,500.00

tc s 0.5

d mm 10.45

Econtacto50 V 683.82

Epaso50 V 2,243.12

D m 15

n --- 15.78

LC m 7,485.00

LT m 7,551.22

h m 0.5

Rg Ω 0.111

LC m 7,485.00

LR m 42.7

IG A 16,159.50

tf s 0.5

IG*Rg V 1,791.00


IG*Rg MAYOR QUE Econtacto50

Vm V 577.96

Es V 101.21

Vm V 577.96


Vm MENOR QUE Econtacto50

Es V 101.21

Epaso50 V 2,243.12

Es MENOR QUE Epaso50

PROFUNDIDAD DE ENTERRAMIENTO DE LOS CONDUCTORES DEL SISTEMA DEPUESTA A TIERRA.

PASO 5

LONGITUD TOTAL DEL CONDUCTOR DE LA RED DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

PASO 6

PASO 3

PASO 1

FACTOR GEOMÉTRICO


LONGITUD EFECTIVA TOTAL DEL CONDUCTOR DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA,INCLUYENDO EL DE LA RED Y LAS VARILLAS DE TIERRA.

DIÁMETRO DEL CONDUCTOR DE LA REJILLA PARA TIERRA.

DESCRIPCIÓN

IEEE STD. 80-2000

TENSIÓN DE CONTACTO TOLERABLE PARA UNA PERSONA DE 50 KG.

TENSIÓN DE PASO TOLERABLE PARA UNA PERSONA DE 50 KG.

PASO 4

ESPACIAMIENTO ENTRE CONDUCTORES PARALELOS.

RESISTIVIDAD DE DISEÑO

PASO 2

CORRIENTE SIMÉTRICA DE FALLA A TIERRA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DELCONDUCTOR.

DURACIÓN DE LA CORRIENTE DE FALLA PARA DIMENSIONAR EL CONDUCTOR DEPUESTA A TIERRA

RESISTENCIA DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

LONGITUD TOTAL DE LAS VARILLAS DE TIERRA

MÁXIMA CORRIENTE QUE FLUYE ENTRE EL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y LA TIERRA CIRCUNDANTE (INCLUYENDO LA COMPONENTE DE CD).

DURACIÓN DE LA CORRIENTE DE FALLA PARA DETERMINAR EL FACTOR DEDECREMENTO.

PASO 7

VOLTAJE MÁXIMO QUE ALCANZA LA MALLA DE PUESTA A TIERRA DE LASUBESTACIÓN RESPECTO A UNA TIERRA LEJANA



POR LO TANTO DEBEN EFECTUARSE CÁLCULOS ADICIONALES, IR A PASO 8.

PASO 8

POTENCIAL DE MALLA AL CENTRO DE LA MISMA.

TENSIÓN DE PASO SUPERFICIAL

PASO 9

IR A PASO 12.

PASO 12

DISEÑO A DETALLE.

PASO 11

NO APLICA



IR A PASO 10.

PASO 10


Tabla 3.6. Resultados obtenidos de acuerdo con el procedimiento de diseño del

estándar 80 de IEEE [1].


84



ρ Ω-m 100

3I0 A 31,500.00

tc s 0.5

d mm 10.45


Epaso50 V 2,243.12

D m 15

n --- 15.78

LC m 7,485.00

LT m 7,527.70

h m 0.5

Rg Ω 0.111

LC m 7,485.00

LR m 42.7

IG A 32,319.00

tf s 0.5

IG*Rg V 3,581.99



Vm V 1,155.92

Es V 202.42

Vm V 1,155.92


Vm MAYOR QUE Econtacto50


PASO 9



IR A PASO 11.

PASO 7




PASO 8





PASO 6




FACTOR GEOMÉTRICO




PASO 5



PASO 3



PASO 4

NRF-011-CFE

DESCRIPCIÓN

PASO 1


PASO 2


Tabla 3.7. Resultados obtenidos de acuerdo con el procedimiento de diseño de la NRF-011-CFE [2].

CAPÍTULO III

85

ρs Ω-m 3,500.00

D m 8.00

Rg Ω 0.106

LC m 12,473.01

LR m 42.7

IG A 32,319.00

tf s 0.5

IG*Rg V 3,423.62



Vm V 747.86

Es V 237.52

Vm V 747.86



Es V 237.52

Epaso50 V 2,584.61



RESISTIVIDAD DE LA CAPA SUPERFICIAL DE ROCA TRITURADA


PASO 11

PASO 5


PASO 7




PASO 6


IR A PASO 12.



PASO 8



PASO 9

PASO 11

NO APLICA

PASO 12

DISEÑO A DETALLE.



IR A PASO 12.

PASO 10



Tabla 3.7. (Continuación) Resultados obtenidos de acuerdo con el procedimiento de diseño de la NRF-011-CFE [2].

Comentarios a la tabla 3.7: Para obtener el valor de IG, la NRF-011-CFE [2].no toma en cuenta el factor divisor de corriente Sf (es decir Sf=1), que si considera el estándar 80 de IEEE [1]. En consecuencia, el potencial de malla (Vm) es mayor a la tensión de contacto tolerable para una persona de 50 Kg. (Econtacto50), lo cual obliga a modificar el diseño. Los parámetros que se modificaron fueron la resistividad de la capa superficial de roca triturada (ρs) y el espaciamiento entre conductores paralelos (D), con lo cual se garantiza nuevamente la seguridad de la red de tierras propuesta.


86



ρ Ω-m 100

3I0 A 31,500.00

tc s 0.5

d mm 10.32


Epaso50 V 2,243.12

D m 15

n --- 15.78

LC m 7,485.00

LT m 7,527.70

h m 0.5

Rg Ω 0.111

LC m 7,485.00

LR m 42.7

IG A 32,319.00

tf s 0.5

IG*Rg V 3,581.99



Vm V 1,155.92

Es V 202.42

Vm V 1,155.92


Vm MAYOR QUE Econtacto50


PASO 9



IR A PASO 11.

PASO 7

VOLTAJE MÁXIMO QUE ALCANZA LA MALLA DE PUESTA A TIERRA DE LASUBESTACIÓN RESPECTO A UNA TIERRA LEJANATENSIÓN DE CONTACTO TOLERABLE PARA UNA PERSONA DE 50 KG.


PASO 8





PASO 6




FACTOR GEOMÉTRICO




PASO 5



PASO 3



PASO 4

LFC

DESCRIPCIÓN

PASO 1


PASO 2


Tabla 3.8. Resultados obtenidos de acuerdo con el manual de diseño de subestaciones de Compañía de Luz y Fuerza del Centro [11].

CAPÍTULO III

87

ρs Ω-m 3,500.00

D m 8.00

Rg Ω 0.106

LC m 12,473.01

LR m 42.7

IG A 32,319.00

tf s 0.5

IG*Rg V 3,423.62



Vm V 747.86

Es V 237.52

Vm V 747.86



Es V 237.52

Epaso50 V 2,584.61


PASO 11

NO APLICA

PASO 12

DISEÑO A DETALLE.


IR A PASO 12.

PASO 10



IR A PASO 12.


PASO 8



PASO 9


PASO 6



PASO 7

VOLTAJE MÁXIMO QUE ALCANZA LA MALLA DE PUESTA A TIERRA DE LASUBESTACIÓN RESPECTO A UNA TIERRA LEJANA.


RESISTIVIDAD DE LA CAPA SUPERFICIAL DE ROCA TRITURADA


PASO 5




PASO 11

Tabla 3.8. (Continuación) Resultados obtenidos de acuerdo con el manual de diseño de subestaciones de Compañía de Luz y Fuerza del Centro [11].

Comentarios a la tabla 3.8: Para obtener el valor de IG, el manual de diseño de subestaciones de Compañía de Luz y Fuerza del Centro [11] no toma en cuenta el factor divisor de corriente Sf (es decir Sf=1), que si considera el estándar 80de IEEE [1]. En consecuencia, el potencial de malla (Vm) es mayor a la tensión de contacto tolerable para una persona de 50 Kg. (Econtacto50), lo cual obliga a modificar el diseño. Los parámetros que se modificaron fueron la resistividad de la capa superficial de roca triturada (ρs) y el espaciamiento entre conductores paralelos (D), con lo cual se garantiza nuevamente la seguridad de la red de tierras propuesta.


88

3.6 CONECTORES Y ACCESORIOS PARA LA RED DE TIERRAS [11]

Los conectores son los elementos que permiten unir todo el sistema de Puesta a Tierra y deben tener la capacidad de soportar altas corrientes, esfuerzos electromecánicos y sobrecalentamientos. Las conexiones entre los conductores de la red aseguran el adecuado control de potenciales en la superficie, también contribuyen a formar trayectorias múltiples para disipar la corriente de falla, limitando las diferencias de tensión en la propia red y proporcionan cierta redundancia en el caso de que se desconecte algún conductor. 3.6.1 Tipos de conectores y accesorios

Los conectores generalmente utilizados son de dos tipos: a presión y soldados. Los conectores del “tipo a presión”, incluyen aquellas conexiones que mediante presión mantienen el contacto del conductor del sistema de tierra con el conector. En este tipo están comprendidos los de tornillo ó mecánicos y los de compresión. Los conectores atornillables ó mecánicos se fabrican con bronce de alto contenido de cobre, formando dos piezas que se unen por medio de tornillos cuyo material se fabrica de bronce al silicio para proporcionar alta resistencia mecánica y a la corrosión. La utilización del bronce, que es un material no magnético, proporciona una conducción segura para drenar las corrientes provocadas por las descargas atmosféricas (sobretensiones de frente rápido). Los conectores de compresión dan mayor garantía de buen contacto y son ampliamente utilizados para interconectar la red de tierra, así como para la puesta a tierra de las estructuras metálicas y en general de las partes metálicas expuestas de los equipos eléctricos de la subestación. Los conectores tipo soldables o exotérmicos, provocan la unión mediante una reacción química entre el conductor y el conector, a base de calor (cadweld en inglés). Como accesorios para las diversas conexiones de puesta a tierra, se emplean por lo general conectores grapa de cobre fundido y abrazaderas galvanizadas para la conexión del cable, cintillas flexibles planas de alambre trenzado para los mecanismos de operación manual de cuchillas y las puertas de las cercas, así como conectores rectos para unir dos conductores.

CAPÍTULO III

89

3.6.2 Consideraciones para selección Todos los conectores empleados en los puntos de unión deben seleccionarse considerando lo siguiente: - Capacidad de conducción de corriente suficiente para soportar las severas condiciones de magnitud y duración de la corriente de falla. - Resistencia a la corrosión que retarde su deterioro en el ambiente en el que se instale. - Conductividad eléctrica que reduzca efectivamente las diferencias de tensión locales de la red de tierra. - Rigidez mecánica robusta para resistir los esfuerzos electromecánicos que puedan provocar daños físicos a la red. - Capacidad térmica que permita mantener una temperatura por debajo del conductor y así reducir el efecto del calentamiento. En todos los casos los conectores deben cumplir con los requerimientos de la norma IEEE std. 837 2002 [13].


90

3.7 CRITERIOS PARA LA PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE LA CASETA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN. [6]

3.7.1 Generalidades La puesta a tierra ha tenido en la práctica diversos enfoques, siendo el principal la seguridad, pero siguiendo a ésta, la función de protección a los equipos e instalaciones, y finalmente la cuestión de funcionalidad de los equipos. Todas estas funciones no siempre son exigidas por las necesidades de una instalación, pero generalmente los sistemas eléctricos interactúan con otros sistemas para lograr un sistema total, de esta manera deben tomarse en cuenta las características de cada subsistema para que éstos sean compatibles. Entre los subsistemas de puesta a tierra figuran principalmente:

1) el de seguridad de las personas,

2) el de protección contra descargas atmosféricas,

3) el de referencia para señal y

4) el subsistema de electrodos (malla de la red de tierras para el caso de subestaciones).

Cada uno de ellos impone ciertas características al diseño del sistema de puesta a tierra, por lo que es necesario coordinar cada una de estas características en la integración de un sistema de puesta a tierra total. La división de un sistema de puesta a tierra en subsistemas funcionales es necesaria para propósitos de análisis y estudio, sin embargo en el momento de diseño debe haber una integración de los diferentes subsistemas con sus respectivas características. Es por eso que es necesario el análisis que permita conocer estas características y hallar su compatibilidad. Por ejemplo, el subsistema de puesta a tierra de seguridad sólo requiere que los equipos y partes metálicas sean puestos a tierra para evitar potenciales peligrosos y circulación de corrientes a través del cuerpo. Mientras que el subsistema de referencia para señal requiere cumplir con los requisitos del subsistema anterior pero además debe buscarse un esquema que evite la propagación de interferencia. En este caso parece haber conflictos entre un subsistema y otro debido a que generalmente en el subsistema de seguridad no se toman en cuenta los criterios para evitar interferencia de señales, lo cual conduce en la mayoría de los casos a hacer modificaciones que hacen inseguros los sistemas de puesta a tierra existentes, a cambio de hacerlos funcionales, es decir, libres de interferencia.

CAPÍTULO III

91 3 Un termocople básicamente es un transductor de temperaturas, es decir un dispositivo que convierte una magnitud física en una señal eléctrica. 4Los RTD son sensores de temperatura resistivos. En ellos se aprovecha el efecto que tiene la temperatura en la conducción de los electrones para que, ante un aumento de temperatura, haya un aumento de la resistencia eléctrica que presentan.

3.7.2 Equipos principales de la caseta de control de una subestación de potencia convencional

La caseta de control es donde se alojan los sistemas y equipos que intervienen en el control operativo de la instalación y está formada como mínimo por un área para la instalación de un banco de baterías y una sala de tableros. Por lo que respecta a la sala de Tableros, se componen como mínimo de los siguientes equipos: Sistema de Información y Control Local de Estación (SICLE) (en subestaciones de potencia), Protección Control y Medición (PCM), control supervisorio, tablero de servicios propios de C.A y C.D, cargadores de baterías y equipos de comunicación. Los circuitos de control generalmente involucran cables no blindados para entradas y salidas digitales (48-125 VCD), y control de equipos de la subestación (24-125 VCD y 120 VCA). Por otro lado, los circuitos de instrumentación generalmente involucran cables blindados para entradas y salidas digitales (24 VCD y menores, termocoples3, RTD´S4, 4-20 mA y otras entradas y salidas. Al existir la interacción entre sistemas de C.A y C.D, así como la presencia de equipos electrónicos sensibles, la red de tierras de la caseta de control debe diseñarse tomando en cuenta esta diversidad de equipos y aplicaciones. 3.7.3 Planteamiento del problema La puesta a tierra es esencial para proteger contra la posibilidad de electrocución eléctrica del personal, y además es un elemento vital en la protección contra descargas atmosféricas. Su papel de protección de los equipos y sistemas contra el “ruido” eléctrico o Interferencia, no es analizado adecuadamente en la generalidad de las situaciones. La falta de análisis frecuentemente ocasiona que no se consideren todos los factores, como el medio ambiente, el cual determina el buen o mal funcionamiento del sistema de puesta a tierra.


92

3.7.3.1 El medio ambiente Normalmente, un sistema debe operar en ambientes que contienen muchas tesiones y corrientes potencialmente incompatibles (que producen errores o daños potenciales). Estas fuentes son generalmente de origen atmosférico (descargas atmosféricas), fuga de corrientes parásitas del sistema, señales de radiofrecuencia procedentes de estaciones transmisoras, fenómenos de inducción de líneas de potencia, etc. La multiplicidad de circuitos y equipos electrónicos frecuentemente conduce a establecer trayectorias metálicas comunes para estos circuitos, las cuales pueden servir como trayectorias de retorno para circuitos de potencia, descargas atmosféricas, o como parte integral de un blindaje contra interferencia electromagnética. Estas trayectorias comunes, junto con la presencia de numerosas corrientes circulando a través de tales trayectorias, provocan el acoplamiento no deseado de interferencia electromagnética. La conexión efectiva a tierra se logra mediante una red de referencia apropiada que, además de cumplir otras funciones, no produzca interferencia electromagnética entre los equipos y circuitos del usuario. En esencia, el propósito de la puesta a tierra para evitar interferencia, es interconectar eléctricamente los objetos conductores o cargados con el fin de minimizar las diferencias de potencial entre ellos, al mismo tiempo que se busca evitar la circulación de corrientes no deseadas. 3.7.3.2 Interferencia Interferencia es cualquier perturbación eléctrica o electromagnética extraña que (1) tiende a alterar la recepción de las señales deseadas o (2) produce respuestas indeseables en un circuito o sistema.

Los circuitos sensibles que funcionan a alta frecuencia, generalmente requieren de una referencia común para señal, a la cual pueda ser conectado el conjunto de componentes, circuitos y redes relacionadas. En forma ideal, esta conexión común de referencia ofrece una trayectoria de cero impedancia para todas las señales a las cuales sirve como referencia. Estas corrientes deben regresar a sus respectivas fuentes sin crear un acoplamiento no deseado con otro circuito. Desafortunadamente, los circuitos de puesta a tierra no son ideales, y por lo tanto, no proporcionan trayectorias de cero impedancia para las corrientes que circulan por ellas. Debido a esto, cuando en un sistema se comparten trayectorias de retorno para varias señales se producen problemas de interferencia. Un análisis de lo anterior conduce a establecer los tres elementos básicos que hacen posible los problemas de interferencia:

1) Una fuente de perturbación o ruido 2) Una forma de acoplamiento 3) Un circuito sensible al ruido

CAPÍTULO III

93

Los problemas de interferencia pueden entonces ser eliminados, modificando cualquiera de estos tres elementos. Esto es, si existe un problema de interferencia en una instalación, en el que intervenga el sistema de puesta a tierra, se puede corregir suprimiendo: 1) la interferencia desde la fuente, 2) evitando que entre al sistema (evitando el acoplamiento), o 3) disminuyendo la sensibilidad del equipo. Para entender los problemas de ruido se debe partir de la idea de que no existe ruido interno en el equipo antes de que cualquier cable externo se conecte a este. Por lo tanto el ruido eléctrico es un problema que tiene que ver con las interacciones del equipo con sistemas externos, de aquí que se deba poner un especial énfasis en las conexiones e interconexiones de los equipos, especialmente en la presencia o formación de trayectorias comunes y el sistema de puesta a tierra. 3.7.3.3 Formas de acoplamiento de interferencia

Acoplamiento de impedancia común El acoplamiento se puede definir como el medio por el cual una tensión o corriente en un circuito produce (de manera directa o a través de inducción) una tensión o corriente en otro circuito diferente. El acoplamiento de interferencia es un acoplamiento no intencional entre circuitos, que produce una respuesta no deseada en uno de los circuitos que intervienen en el acoplamiento, como se aprecia en la figura 3.12.

Figura 3.12. Acoplamiento entre dos circuitos debido a una trayectoria de retorno común.

Puesto que los planos de referencia para señal no muestran una trayectoria de cero impedancia, cualquier corriente que fluye en tal plano producirá diferencias de potencial entre dos puntos cualesquiera en el plano de referencia. Los circuitos que hagan interfaz con estos puntos en el plano pueden experimentar una interferencia acoplada de manera directa como se ilustra en la Figura 3.12. En esta figura se puede observar que una corriente que fluya en cualquiera de los dos circuitos, producirá interferencia en el otro.


94

La Figura 3.13 muestra una forma alterna y común de acoplamiento, en ésta, el efecto de una corriente parásita (o vagabunda) IR, que fluye en un plano de referencia. La corriente IR puede tener su origen en un acoplamiento directo de otro equipo a ese mismo plano de referencia, puede ser el resultado de un acoplamiento externo, o puede ser inducida en el plano por un campo incidente. En cualquiera de los casos, IR produce una tensión VN en la impedancia del plano de referencia ZR. Esta tensión produce una corriente en el lazo de interconexión que a su vez desarrolla una tensión en ZL en el equipo B. De esta manera, es evidente que la interferencia se puede acoplar de manera directa a través del plano de referencia a todos los circuitos y equipos conectados a éste plano.

Figura 3.13. Acoplamiento de una señal externa a los cables de interconexión del equipo.

3.7.3.4 Formas de ruido Ruido en modo normal

El ruido en modo normal es el ruido eléctrico que aparece en la forma de señales de tensión entre una línea y otra y entre cualquier línea y neutro. Esta condición provoca la circulación de corrientes entre dos conductores cualesquiera que pueden estar o no aterrizados. El ruido en modo normal se le conoce también como ruido en modo diferencial. La figura 3.14 muestra la medición del ruido en modo normal en un circuito conectado a tierra. Ruido en modo común El ruido en modo común es el ruido eléctrico que ocurre sobre todos los conductores de un circuito eléctrico en el mismo instante. Esto es, una señal de tension presente entre el punto de referencia a tierra local y cada uno de los conductores de alimentación incluyendo el neutro. El ruido en modo común ocasiona que fluya una corriente simultáneamente en todos los conductores de un circuito, utilizando generalmente el sistema de puesta a tierra como trayectoria de retorno para cerrar el circuito. Una manera efectiva de medir la magnitud del ruido en modo común es colocar las terminales de un instrumento de medición

CAPÍTULO III

95

(osciloscopio) o el conductor neutro y la envolvente metálica de un tablero de distribución o de un equipo sensible aterrizado.

La Figura 3.14 muestra un circuito donde se presenta una señal de ruido en modo común. De acuerdo con la NOM-001-SEDE-2005 [15] las partes metálicas no energizadas son conectadas a tierra por cuestiones de seguridad, utilizando un conductor de puesta a tierra para equipo. Sin embargo, este conductor crea una trayectoria para las corrientes de ruido en modo común formando un circuito que empieza como el que se muestra en la figura 3.14. Cualquier flujo de corriente a través de este circuito puede ocasionar ruido en los conductores de señal de los equipos sensibles, por medio de acoplamiento electromagnético o por conexión directa (acoplamiento de impedancia común) y capacitancias parásitas distribuidas. Las formas más eficientes de reducir el ruido en modo común, y que involucran a los sistemas de puesta a tierra, son las siguientes:

1) Desconectar una de las conexiones a tierra (La NOM, por cuestiones de seguridad, impide desconectar la conexión G1).

2) Disminuir la impedancia del conductor de puesta a tierra del equipo, por medio de

a) Acortar la distancia “d”.

b) Utilizar conductores de corta longitud.

Figura 3.14. Formas de ruido.


96

3.7.4 Objetivo de un SPT para equipos de instrumentación y control El objetivo fundamental de un sistema de puesta a tierra (SPT) de señal es crear un plano de tierra de referencia al cual se conecte el hardware electrónico en un área localizada. 3.7.5 Configuraciones Existen tres formas de llevar a cabo este SPT de señal: un solo punto, multipunto y flotado. En este trabajo se explicará el método de un solo punto, ampliamente usado para eliminar circulación de corrientes de tierra que causan ruido de modo común. 3.7.6 Sistema de un solo punto Se implementa conectando el circuito de señal al SPT de la subestación en un solo punto. Este sistema es muy efectivo y adecuado cuando el equipo en cuestión opera a frecuencias menores que 300 kHz (algunos colocan esta frecuencia entre 10 kHz y 10 MHz, por lo que debe consultarse al fabricante para cada instalación en particular). Una desventaja del sistema es que es poco efectivo a altas frecuencias donde la longitud de onda de la señal se aproxima a las dimensiones de la envolvente del equipo o a la longitud del cable de tierra. Cuando las dimensiones del equipo o la longitud del cable de tierra se aproximan a 0,15 la longitud de onda de la señal, el cable ya no puede considerarse una tierra de baja impedancia. La tierra de referencia de un solo punto debe distinguirse de los conductores de retorno de la señal, los cuales llevan corrientes bajo condiciones normales de operación. El propósito de la tierra de señal es obtener la referencia de todas señales del circuito de control en un sistema de un solo punto. El punto de tierra de referencia de la señal no debe tener más de un solo cable en cada envolvente del equipo. Este cable debe ser trenzado y con forro aislante de tamaño tal que se reduzca la diferencia de potencial entre los dispositivos (menor que 1 kV, o la recomendación del fabricante) y satisfacer los requisitos de rigidez mecánica. El cable con forro aislante sirve no solo para aislar la tierra de la señal de conexiones a tierra no intencionales, sino también para diferenciarlo fácilmente de la tierra de seguridad del equipo. Debe utilizarse un sistema separado de puesta a tierra de la señal dentro de la envolvente del equipo, y unirse al punto de referencia de un solo punto.

CAPÍTULO III

97

Deben tomarse en cuenta las siguientes consideraciones cuando se diseña el SPT para un sistema de equipos sensibles centralizado:

1) La energía dentro de una computadora y sistema de multiplexores debe suministrarse desde una sola fuente (esto es, un transformador principal).

2) La energía dentro de un tablero de distribución debe llevar un cable de tierra que conecte a tierra el chasis o envolvente y las referencias a la fuente de energía.

3) La energía debe ser distribuida desde el tablero de distribución hasta los

gabinetes en el sistema mediante interruptores individuales o fusibles.

4) Cada gabinete debe tener un sistema de puesta a tierra de señal separado de la tierra de seguridad del equipo.

5) El sistema de puesta a tierra de señal de cada gabinete debe conectarse a

un solo punto que tenga una sola conexión a la red de puesta a tierra.

6) Si la interferencia a alta frecuencia (mayor que 300 kHz) es importante, entonces debe suministrarse un plano de referencia de tierra.

El diseño de puesta a tierra de un solo punto debe estar basado en dos consideraciones: la tierra del equipo y la tierra de señal. Para obtener el máximo rechazo al ruido, estos dos sistemas deben estar completamente separados una de otra hasta la conexión final de la red de puesta a tierra, donde ellos se juntan para conectarse a la tierra de la subestación. Gabinetes muy cercanos La figura 3.15 ilustra un sistema de puesta a tierra de un solo punto para gabinetes ubicados cerca uno de otro. El sistema de puesta a tierra de un solo punto indicado en la figura 3.15 es “ideal” para señales de baja frecuencia, particularmente para circuitos de control de c.d. Es menos aplicable para un sistema de control con señales de procesamiento de altas frecuencias. Los suministradores de equipo generalmente unen la tierra de señal con la tierra de seguridad del equipo dentro de la envolvente del equipo. Puede ser necesario separar esta conexión común de tierra cuando se pretenda integrar o formar un equipo dentro de un sistema de puesta a tierra. El requerimiento de la tierra de señal “separada” de la tierra de seguridad del equipo debe incluirse en la especificación del sistema.


98

Note que las figuras 3.15 y 3.16 muestran una tierra de seguridad local adicional para cada gabinete además del conductor de puesta a tierra del equipo suministrado con los cables de alimentación de energía. Cuando se suministra esta conexión adicional, se aumenta la seguridad del personal por medio de una trayectoria adicional de baja impedancia a tierra. Adicionalmente, las barras de puesta a tierra indicadas en las figuras 3.15 y 3.16 se muestran para darle claridad. Estas barras están típicamente ubicadas dentro de un gabinete de control maestro, más que en forma de barras externas y separadas. Gabinetes muy separados En un sistema de control distribuido, el equipo puede estar separado uno de otro en la subestación, y resulta impráctico implementar el arreglo de un solo punto de la figura 3.15. Un sistema de instrumentación y control se considera un sistema distribuido cuando los gabinetes de control de la subestación están muy separados uno de otro. Este sistema tiene problemas especiales ya que la impedancia en los conductores de referencia de la señal genera una diferencia de potencial entre los gabinetes. La figura 3.16 muestra la intención de obtener un arreglo de un solo punto para esta condición. Los circuitos de comunicaciones entre los gabinetes deben tener una protección adecuada para el ruido de modo común que pueda resultar de la impedancia de los cables de tierra de señal de grandes longitudes y forrados con aislamiento. Deben tomarse las siguientes consideraciones cuando se diseña un sistema de puesta a tierra para un sistema de instrumentación y control distribuido:

a) Debe, en la medida de lo posible, utilizarse una sola fuente para alimentar el sistema distribuido.

b) Cada sistema individual debe conectarse a tierra, de acuerdo al sistema de puesta a tierra de un solo punto.

c) En lugar de tener un solo conductor de tierra de seguridad, los gabinetes de

instrumentación, debe tener su propia tierra de equipo local.

d) Las señales entre los sistemas deben usar, ya sea un transformador de acoplamiento o de acoplamiento de c.d. con los circuitos transmisor/receptor con una tensión de aguante de modo común que exceda la tensión de tierra bajo condiciones de falla. El uso de uno o más electrodos de puesta a tierra aislados (no conectados al resto de la red principal de puesta a tierra de la subestación representa una condición muy riesgosa, por lo que NO se recomienda su uso.

CAPÍTULO III

99 5 Cuando se transmite CA o un pulso de CD en un par o múltiples pares de cable trenzados, existe una tendencia de la señales a ser superpuestas en señales que están siendo transmitidas en pares trenzados adyacentes debido a un combinación de acoplamiento capacitivo e inductivo. En otras palabras, crosstalk es el traspaso no deseado de una señal de un circuito a otro.

Por razones de seguridad, puede utilizarse un interruptor tipo “puerta” en el gabinete remoto para unir la tierra local del equipo y la tierra de señal cuando la puerta se abre (ver figura 3.17). Este arreglo protege al personal de mantenimiento, en sus labores de trabajo en el equipo en el lado remoto. Con esto, se reduce el riesgo al personal cuando se abre la puerta, a costa de dañar los circuitos transmisor/receptor si la acción de apertura se combina con la circulación de grandes corrientes en tierra debido a una condición de desbalance. Por lo tanto, es necesario realizar un análisis de las condiciones de cada subestación con el fin de determinar si este arreglo es apropiado para las condiciones de operación del sistema de control.

3.7.7 Puesta a tierra de circuitos de control de baja frecuencia basado en la susceptibilidad

3.7.7.1 Circuitos de control altamente susceptibles Estos circuitos son aquellos con un bajo nivel de tensión (tensión análoga de entrada entre 5 mV y 1000 mV). Estos circuitos son extremadamente susceptibles a las fuentes de ruido, tales como tensiones de modo común, crosstalk y campos eléctricos y magnéticos. El alambrado en estos circuitos debe ser trenzado (transposición) y blindado individualmente. Estos circuitos deben instalarse, en la medida de lo posible, en conduits para no cambiar sus propiedades debido a curvaturas pronunciadas o torcimiento del cable. La figura 3.18 muestra un ejemplo típico de cómo deben blindarse estos circuitos y conectarse a tierra en el lado de la fuente en el extremo del blindaje. Los blindajes individuales deben conectarse a tierra separadamente. 3.7.7.2 Circuitos de control medianamente susceptibles Estos circuitos son aquellos con un nivel medio de tensión (tensión análoga de entrada entre 1V y 10V). Estos circuitos son igualmente susceptibles a fuentes de ruido tales como tensiones de modo común, crosstalk5, campos eléctricos y magnéticos. El alambrado de estos circuitos debe ser trenzado (transposición) y blindado. Estos circuitos no necesitan instalarse en conduits.


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La figura 3.18 muestra un ejemplo típico de cómo blindar estos circuitos, ilustrando además la forma en que las soluciones de ingeniería pueden introducir las desventajas prácticas de crear numerosos puntos de tierra distribuidos a través de la subestación. El blindaje y la puesta a tierra deben ser idénticos al indicado para los circuitos de control altamente susceptibles. 3.7.7.3 Circuitos de control de baja susceptibilidad La siguiente es una lista de circuitos de baja susceptibilidad:

1) Corriente de salida análoga (fuente de corriente): 4 mA < I < 20 mA.

2) Tensión de salida análoga (fuente de tensión): 0V < V < 10V.

3) Tensión de salida digital: 5V, 24V, 28V, 48V.

4) Contacto de salida digital: contacto en seco o a base de mercurio.

5) Tensión de entrada digital: 5V, 24V, 28V, 48V.

6) Contacto de entrada digital: contacto en seco o a base de mercurio. Estos circuitos son menos susceptibles a las fuentes de ruido, tales como tensiones de modo común, crosstalk y campos eléctricos y magnéticos. El alambrado de estos circuitos debe ser trenzado (transposición) en pares individuales con un blindaje común (uno por cable). No necesitan instalarse en conduit. Estos circuitos deben conectarse a tierra como se indica en la figura 3.18 El blindaje y la puesta a tierra deben ser idénticos al descrito para circuitos altamente susceptibles.

CAPÍTULO III

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Figura 3.15. Puesta a tierra en un solo punto para señales de baja frecuencia con gabinetes próximos unos de otros.

Figura 3.16. Puesta a tierra en un solo punto para señales de baja frecuencia con gabinetes próximos unos de otros.


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Figura 3.17. Puesta a tierra en un solo punto para señales de baja frecuencia con

gabinetes ampliamente separados con interruptor de seguridad de puerta.

Figura 3.18. Puesta a tierra de circuitos de control.

CAPÍTULO III

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3.8 EL PAPEL QUE JUEGA LA RED DE TIERRAS DE LA SUBESTACIÓN ANTE LA PRESENCIA DE LAS ARMÓNICAS

3.8.1 Generalidades [15]

En un sistema de potencia ideal, la tensión que abastece a los equipos de los clientes, y la corriente de carga resultante son perfectas ondas sinusoidales. En la práctica, sin embargo, las condiciones nunca son ideales, tan así que estas formas de onda se encuentran frecuentemente muy deformadas. Aún cuando la contaminación armónica de una red no es causa de la interrupción del suministro de energía, hace sentir sus efectos sobre en la calidad de la misma. El efecto de una o más fuentes de armónicos sobre diversos sectores de los sistemas eléctricos, dependerá principalmente de la característica de respuesta a la frecuencia de del sistema. En los siguientes párrafos se mencionarán que son los armónicos, las principales fuentes productoras, los efectos que causan, y finalmente las medidas a tomar para disminuir sus efectos. 3.8.2 Definición [15] Una armónica puede definirse como “una componente senoidal de una onda periódica o de una cantidad que tiene frecuencia que es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental del sistema”. Las armónicas pueden entonces conceptualizarse como tensiónes y/o corrientes que existen en un sistema eléctrico para algunos múltiplos de la frecuencia fundamental. Por lo que para un sistema de 60 Hz, las armónicas son formas de onda senoidales con una frecuencia expresada por: 60 . 3.27 Donde n es un número entero. El término armónica proviene del campo de la acústica, donde se relaciona con la vibración de una cuerda o una columna de aire a una frecuencia que es múltiplo de la frecuencia base de repetición. La figura 3.19 muestra la forma de onda senoidal de 60 Hz que corresponde a la característica ideal de la tensión y la corriente de los sistemas eléctricos de potencia. La senoidal tiene un valor pico de 1.0 p.u. Similarmente, la fig. 3.20 muestra una senoidal (conocida como la quinta armónica) con un valor pico de 0.2 p.u. Las dos senoidales difieren en frecuencia y magnitud. La figura 3.21 muestra la forma de onda resultante de la adición de las senoidales de las figuras 3.19 y 3.20.


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La forma de onda resultante no es senoidal y muestra el efecto de la distorsión de la quinta armónica sobre la fundamental para magnitudes características. Los problemas de los sistemas eléctricos con formas de onda similares a la fig. 3.21, pueden entenderse y analizarse con facilidad si se logra su definición en términos de las corrientes y las tensiones armónicos individuales. Con base en la teoría del análisis de Fourier, cualquier onda periódica derivada de una onda senoidal de amplitud constante contiene armónicas que son múltiplos integrales de la frecuencia fundamental. Las armónicas de una forma de onda distorsionada periódica pueden representarse mediante una serie de Fourier. Con la aplicación de las técnicas de análisis de Fourier, una forma de onda periódica distorsionada puede separarse en una serie de ondas senoidales con frecuencias múltiplos enteros de 60 Hz. Así por ejemplo, la forma de onda de la fig. 3.21 es la suma de las figuras 3.19 y 3.20.

Figura 3.19. Onda senoidal a frecuencia fundamental.

Figura 3.20. Onda senoidal de la quinta armónica.

Figura 3.21. Forma de onda resultante de la adición de las ondas de las figuras.

3.19 y 3.20.

CAPÍTULO III

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3.8.3 Fuentes de armónicas [16]

Los elementos no lineales introducen componentes de corrientes armónicas al sistema, constituyéndose en fuentes de armónicas. Un elemento no lineal demanda corriente en pulsos abruptos, en lugar de una onda senoidal. La manera en como las cargas no lineales requieren la corriente es lo que origina las armónicas en el sistema, y la magnitud de la distorsión está determinada por la amplitud y la recurrencia de las armónicas. Es importante señalar que las armónicas son una situación de estado estable, por lo que no se deben confundir con fenómenos transitorios. Aun y cuando las corrientes de energización en los transformadores son transitorios en sistemas eléctricos, también se pueden citar dentro de fuentes que producen armónicas si operan en sistemas que presentan una resonancia aguda en alguna de las frecuencias de esta corriente (en su mayoría la 2da, 3ra, 4ta y 5ta armónicas). Esto causaría una distorsión en tensión que a su vez afectará a la corriente de energización del transformador, por ende excitando aún más la frecuencia de resonancia del sistema e incrementando la distorsión en tensión hasta niveles que pueden degradar o dañar equipo en forma instantánea o eventual. A continuación se muestra una lista de ejemplos comunes de fuentes de armónicas en sistemas de potencia, los cuales se dividen en tres principales categorías: 1.- Electrónica de potencia.- las armónicas se generan debido al efecto de conducción, no-conducción de los dispositivos de estado sólido (diodos, tiristores, transistores, etc) Rectificadores/inversores Cargadores de baterías. Fuentes de estado sólido Variadores de frecuencia para operación de motores a velocidad variable Compensadores estáticos de VAR´S Sistema de alimentación ininterrumpida (UPS por sus siglas en ingles) Calentamiento por inducción No solo es este equipo el más importante en cuanto a fuente de armónicos, es el equipo más sensible a la distorsión de la onda de tensión.


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2.- Dispositivos saturables.- las armónicas se producen debido a la característica no lineal del elemento saturable. Transformadores. Reactores. 2.- Dispositivos de arco.- las armónicas se producen debido a la característica no lineal del arco. Hornos de arco. Soldadoras. Lámparas fluorescentes. Lámparas de vapor de sodio. 3.8.4 Evidencia de la presencia de armónicos Se puede inferir la presencia de armónicos en un sistema cuando:

• Se presenta calentamiento y vibraciones excesivas en las máquinas rotativas, tales como: motores, generadores, etc.

• Sobrecalentamiento de los conductores.

• Daño en los fusibles que protegen a los bancos de capacitores para corrección del factor de potencia.

• Disparos innecesarios de los relés e interruptores de protecciones.

• Operación incorrecta de los circuitos de disparo de equipos electrónicos

basados en paso por cero de la corriente y tensión.

• Error en los equipos de medición de estado sólido.

• Interferencia en los equipos de comunicación.

• Señales de interferencia en los circuitos electrónicos y mal funcionamiento de los relés electrónicos.

• Falla en los bancos de capacitores.

• Sobretensiones y excesivas corrientes en los circuitos debido a la

resonancia.

• Destrucción del dieléctrico en cables aislados y capacitores instalados.

• Oscilaciones mecánicas exageradas en los motores eléctricos.

CAPÍTULO III

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3.8.5 Efecto de los armónicos [16]

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. A continuación se presentará un compendio de los mismos. a. Efecto en cables y conductores: al circular corriente directa a través de un conductor se produce calentamiento como resultado de las pérdidas por efecto Joule, I2R, donde R es la resistencia a corriente directa del cable y la corriente está dada por el producto de la densidad de corriente por el área transversal del conductor. A medida que aumenta la frecuencia de la corriente que transporta el cable (manteniendo su valor RMS igual al valor de corriente directa) disminuye el área efectiva por donde ésta circula puesto que la densidad de corriente crece en la periferia exterior (Figura 3.22), lo cual se refleja como un aumento en la resistencia efectiva del conductor.

Figura 3.22. Densidades de corriente en un mismo conductor, (a) a corriente directa y (b) a corriente de alta frecuencia.

Por lo tanto, la resistencia a corriente alterna de un conductor es mayor que su valor a corriente directa y aumenta con la frecuencia, por ende también aumentan las pérdidas por calentamiento. A frecuencia de 60 Hz, este efecto se puede despreciar, no por que no exista, sino porque este factor se considera en la manufactura de los conductores. Sin embargo con corrientes distorsionadas, las pérdidas por efecto Joule son mayores por la frecuencia de las componentes armónicas de la corriente. b. Efecto en transformadores: la mayoría de los transformadores están diseñados para operar con corriente alterna a una frecuencia fundamental (50 ó 60 Hz), lo que implica que operando en condiciones de carga nominal y con una temperatura no mayor a la temperatura ambiente especificada, el transformador debe ser capaz de disipar el calor producido por sus pérdidas sin sobrecalentarse ni deteriorar su vida útil.


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Las pérdidas en los transformadores consisten en pérdidas sin carga o de núcleo y pérdidas con carga, que incluyen las pérdidas I2R, pérdidas por corrientes de eddy y pérdidas adicionales en el tanque, sujetadores, u otras partes de hierro. De manera individual, el efecto de las armónicas en estas pérdidas se explica a continuación: Pérdidas sin carga o de núcleo: producidas por la tensión de excitación en el núcleo. La forma de onda de tensión en el primario es considerada senoidal independientemente de la corriente de carga, por lo que no se considera que aumentan para corrientes de carga no senoidales. Aunque la corriente de magnetización consiste de armónicas, éstas son muy pequeñas comparadas con las de la corriente de carga, por lo que sus efectos en las pérdidas totales son mínimos. Pérdidas I2R: si la corriente de carga contiene componentes armónicas, entonces estas pérdidas también aumentarán por el efecto piel. Pérdidas por corrientes de eddy]: estas pérdidas a frecuencia fundamental son proporcionales al cuadrado de la corriente de carga y al cuadrado de la frecuencia, razón por la cual se puede tener un aumento excesivo de éstas en los devanados que conducen corrientes de carga no senoidal (y por lo tanto en también en su temperatura). Pérdidas adicionales: estas pérdidas aumentan la temperatura en las partes estructurales del transformador, y dependiendo del tipo de transformador contribuirán o no en la temperatura más caliente del devanado. Se considera que varían con el cuadrado de la corriente y la frecuencia. c. Efecto en interruptores (circuit breakers): los fusibles e interruptores termomagnéticos operan por el calentamiento producido por el valor RMS de la corriente, por lo que protegen de manera efectiva a los conductores de fase y al equipo contra sobrecargas por corrientes armónicas. Por otro lado, la capacidad interruptiva no se ve afectada por las componentes armónicas en los sistemas eléctricos puesto que durante condiciones de falla, las fuentes que contribuyen a la misma son de frecuencia fundamental. d. Efecto en las barras de neutros: dado que este es el primer punto de unión de los neutros de las cargas monofásicas, en el caso balanceado, las corrientes (fundamental y armónicas) de secuencia positiva y negativa se cancelan aquí. Estas barras pueden llegar a sobrecargase por el efecto de cancelación de las componentes armónicas de secuencia positiva y negativa entre los conductores neutros que sirven diferentes cargas.

CAPÍTULO III

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En el caso de corrientes armónicas de secuencia cero (armónicas “triplen”), estas no se cancelarán en el neutro aun con condiciones balanceadas, por lo que estas barras se pueden sobrecargar por el flujo de estas corrientes. En la realidad, las barras de neutros transportan corrientes de secuencia positiva y negativa producidas por el desbalance de cargas más las armónicas “triplen” de secuencia cero generadas por éstas. Por esta razón las barras que están dimensionadas para soportar la misma corriente de fase pueden sobrecargarse fácilmente en presencia de cargas no lineales. En el caso de que se estén alimentando cargas no lineales, es recomendable que las barras de neutros tengan una capacidad de corriente igual al doble de la de las fases. e. Efecto en los bancos de capacitores: el principal problema que se puede tener al instalar un banco de capacitores en circuitos que alimenten cargas no lineales es la resonancia tanto serie como paralelo, como se muestra en la Figura 3.23. A medida que aumenta la frecuencia, la reactancia inductiva del circuito equivalente del sistema de distribución aumenta, en tanto que la reactancia capacitiva de un banco de capacitores disminuye. Existirá entonces al menos una frecuencia en la que las reactancias sean iguales, provocando la resonancia

Figura 3.23. Circuitos que ejemplifican: (a) resonancia paralelo y (b) resonancia serie.

Resonancia paralelo: la Figura 3.23 (a) muestra el circuito equivalente para el análisis de la resonancia paralelo en un sistema eléctrico. La carga no lineal inyecta al sistema corrientes armónicas, por lo que el efecto de dichas corrientes se puede analizar empleando el principio de superposición. De esta manera, el circuito equivalente a distintas frecuencias se puede dibujar como se muestra en la figura 3.24.


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Figura 3.24. Circuito equivalente para el análisis del sistema a frecuencias armónicas.

En general, la fuente de tensión Vh vale cero (corto circuito), puesto que sólo presenta tensión a frecuencia fundamental. Entonces a frecuencias armónicas, el circuito equivalente visto por la carga (fuente de corrientes armónicas) será una inductancia y capacitancia en paralelo, por lo que la frecuencia de resonancia se tendrá cuando

3.28

Donde f1= frecuencia fundamental. Si la carga inyecta una corriente armónica de una frecuencia igual o cercana a la frecuencia de resonancia paralelo del sistema, entonces las corrientes y tensiones experimentarán una amplificación puesto que la admitancia equivalente se acerca a cero (impedancia muy alta). Esto produce los problemas de calentamiento inherentes a las corrientes armónicas (en cables, transformadores, interruptores), la operación de fusibles, y el posible daño o envejecimiento prematuro de equipo. Resonancia Serie: esta resulta en un circuito como el mostrado en la Figura 3.23 (b). En este caso la expresión matemática de la frecuencia de resonancia es la misma que muestra la ecuación 3.28, la diferencia es que ahora el circuito presenta una trayectoria de baja impedancia a las corrientes armónicas (casi un corto circuito). Esta resonancia causará problemas similares a los que se tienen en el caso de la resonancia paralelo. Una forma de minimizar los problemas de resonancia por la instalación de bancos de capacitores consiste en distribuir los mismos en diferentes puntos del sistema, para alejar la frecuencia de resonancia a valores más altos. También es importante considerar que los capacitores se deben conectar en delta y/o estrella no aterrizada (para evitar atraer las armónicas “triplen”) en sistemas menores a 69 kV.

CAPÍTULO III

111

f. Efecto en los motores de inducción: fundamentalmente, las armónicas producen los siguientes efectos en las máquinas de corriente alterna: un aumento en sus pérdidas y la disminución en el torque generado. Este ha sido el tema de análisis de muchos artículos por su importancia en la industria y a continuación se mostrará un estudio simplificado de estos efectos en base a las referencias citadas. Pérdidas en los motores de inducción: si la tensión que se alimenta a un motor de inducción contiene componentes armónicas, entonces se incrementarán sus pérdidas I2R en el rotor y estator, pérdidas de núcleo (eddy e histéresis) y pérdidas adicionales, en tanto que las pérdidas de fricción y ventilación no son afectadas por las armónicas. En forma más detallada, tenemos el siguiente análisis de las pérdidas. 1. Pérdidas I2R en el estator: según el estandar IEEE Std. 112-1991 [14], las pérdidas en el estator son determinadas utilizando la resistencia a corriente directa de la máquina, corregida a la temperatura especificada. Al operar la máquina de inducción con tensioness con contenido armónico no sólo aumentan estas pérdidas por el efecto piel que incrementa el valor de la resistencia efectiva, sino que también aumenta el valor de la corriente de magnetización, incrementándose aún más las pérdidas I2R. 2. Pérdidas I2R en el rotor: éstas aumentan de manera más significativa que las anteriores, por el diseño de la jaula en los motores de inducción que se basa en el aprovechamiento del efecto piel para el arranque. Esta resistencia aumenta en forma proporcional a la raíz cuadrada de la frecuencia y por ende las pérdidas. 3. Pérdidas de núcleo: estas pérdidas son función de la densidad de flujo en la máquina. Éstas aumentan con excitación de tensión no senoidal puesto que se tienen densidades de flujo pico más elevadas, sin embargo su aumento es aún menor que el de las pérdidas mencionadas anteriormente e incluso son más difíciles de cuantificar. 4. Pérdidas adicionales: son muy difíciles de cuantificar aun bajo condiciones de tensión senoidal. Al aplicar tensión no senoidal, éstas aumentan en forma particular para cada máquina. Torque en el motor de inducción: las armónicas de secuencia positiva producen en el motor de inducción un torque en el mismo sentido de la dirección de rotación, en tanto que las de secuencia negativa tienen el efecto opuesto. En caso de que se tenga conectado el neutro, el par producido por las armónicas “triplen” es igual a cero.


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Dependiendo del contenido armónico de la tensión aplicada, el par promedio de operación puede verse disminuido considerablemente, sin embargo en la mayoría de los casos el efecto producido por las armónicas de secuencia negativa se cancela con el efecto de las de secuencia positiva, por lo que su efecto neto en el par promedio puede despreciarse. La interacción de las corrientes armónicas del rotor con el flujo en el entrehierro de otra armónica resultan torques pulsantes en los motores, los que pueden afectar la calidad del producto donde las cargas de los motores son sensibles a estas variaciones. Estos torques pulsantes también pueden excitar una frecuencia de resonancia mecánica lo que resultaría en oscilaciones que pueden causar fatiga de la flecha y otras partes mecánicas conectadas. Por lo general la magnitud de estos torques es generalmente pequeña y su valor promedio es cero. g. Efectos en otros equipos]: equipos electrónicos sensitivos son susceptible a operación incorrecta a causa de las armónicas. En algunos casos estos equipos dependen de la determinación precisa del cruce por cero de la tensión u otros aspectos de la forma de onda del mismo, por lo que condiciones de distorsión pueden afectar su operación adecuada. En lo que respecta a equipo de medición e instrumentación estos son afectados por las componentes armónicas, principalmente si se tienen condiciones de resonancia que causen altas tensiones armónicas en los circuitos. Para el caso de medidores se pueden tener errores positivos o negativos, dependiendo del tipo de medidor y de las armónicas involucradas. Recomendaciones para disminuir el efecto de los armónicos [17] Usualmente la solución al problema de armónicos es eliminar los síntomas y no el origen, los aparatos que crean los armónicos generalmente constituyen una pequeña parte de la carga, eliminar su uso no es posible, modificar esos equipos para que no causen armónicos tampoco es factible. Lo que nos queda es reducir los síntomas ya sea incrementando la tolerancia del equipo y del sistema a los armónicos o modificar los circuitos y los sistemas para reducir su impacto, atrapar, o bloquear los armónicos con filtros. Por supuesto hay excepciones. En casos de sobrecarga, daño de equipo o diseño inapropiado, estas causas que generan armónicos pueden ser corregidas, similarmente un aparato o equipo particular que produce un alto nivel de armónicos debe ser modificado o reemplazado.

CAPÍTULO III

113

El primer paso que se recomienda en cualquier investigación sobre el problema de armónicas es inspeccionar el equipo y el circuito eléctrico. Estos problemas son causados o empeorados por cargas desbalanceadas, mala conexión a tierra, problemas con el conductor neutro, por problemas con equipo o por uso inapropiado. Esto puede ser identificado con una inspección cuidadosa con equipo apropiado. Desde el punto de vista de sobretensiones transitorias y armónicas, disminuyendo la impedancia a tierra e incrementando la ampacidad del neutro con frecuencia se resuelven problemas de calidad de la potencia (incluyendo armónicas). Los problemas de puesta a tierra contribuyen de un 33 a un 40% de los problemas relacionados con la calidad de energía. Los filtros se utilizan para bloquear o atrapar la energía de los armónicos de tal manera que no fluya por los equipos o que no entre al sistema, son las dos soluciones más usadas para el problema de las armónicos. Los filtros son elementos cuya impedancia varía con la frecuencia. También tienen el potencial de crear y amplificar el problema de las armónicas, a menos que cuidadosamente sean localizados y diseñados, en algunos casos un diagnóstico y diseño pobres, origina que el remedio sea peor que la enfermedad. Los filtros pasivos son los más simples, más económicos, pero menos flexibles y efectivos para filtrar armónicas. Son elementos puramente pasivos, usados como circuitos en paralelo en la entrada de los servicios con problemas de generación de armónicas, evitando de esta manera que entren al sistema de distribución. Los filtros pasivos son aquellos tipos de filtros formados por combinaciones serie o paralelo de elementos resistivos (R), inductivos (L) o capacitivos (C). También los filtros pueden instalarse directamente en un equipo particular donde existe un grave problema de generación de armónicas, evitando de esta manera que circulen en la propia instalación eléctrica del usuario. El comportamiento de los filtros pasivos es ser sensitivos a la impedancia del sistema para los cuales ellos fueron ajustados. La impedancia del sistema puede cambiar a lo largo del tiempo, como el equipo altera su comportamiento de volts/var, siendo difícil estimar su exactitud si no se tienen mediciones. Los filtros pasivos con frecuencia no proporcionan un comportamiento satisfactorio, bajo ciertas circunstancias pueden causar problemas de resonancia sobre el sistema donde están conectados.


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Algunos ejemplos de filtros pasivos son los filtros sintonizados individualmente y los filtros pasa altos. Estos dos tipos de filtros son simples para su diseño y menos costosos para implementar. Algunos diagramas de filtros en paralelo se muestran en la figura 3.25.

(a) Filtro de sintonizado puntual.

(b) Filtro pasa-altos de primer orden.

(c) Filtro pasa-altos de segundo orden.

(d) Filtro pasa-altos de tercer orden.

Figura 3.25. Algunos diagramas de filtros pasivos. En un análisis de la respuesta en frecuencia de los filtros de sintonización puntual se obtienen las siguientes características:

a) Actúan con una impedancia muy baja en la frecuencia para la cual son sintonizados por lo tanto derivan las corrientes armónicas de la línea en ese punto.

b) Cuando la impedancia de la fuente es inductiva, hay una resonancia pico que ocurre siempre en una frecuencia menor a la frecuencia de sintonía del filtro.

c) Hay un gran incremento de impedancia en una frecuencia de la de sintonía

propiamente por la frecuencia resonante.

CAPÍTULO III

115

En la figura 3.26 se grafica la respuesta en frecuencia del filtro al interactuar con la impedancia del sistema.

a) Sólo el filtro

b) Filtro y sistema

Figura 3.26. Respuesta a la frecuencia típica de un filtro de sintonizado puntual.

Filtros activos.- son aquellos que emplean dispositivos activos, por ejemplo los transistores o los amplificadores operacionales, junto con elementos R L C. Se conectan en paralelo para producir corrientes armónicas iguales a las que se encuentran en la corriente de carga, asegurando que su trayectoria sea la de sacar las corrientes armónicas fuera de la trayectoria del sistema de distribución. La reducción de las armónicas depende sólo de la medición armónica correcta que se está generando en la carga y no es función de la impedancia del sistema. Estos filtros han tenido una mayor aplicación, teniendo la desventaja de ser más caros y de que consumen potencia en cantidades significativas, creando además niveles altos de interferencia electromagnética.


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Ambos filtros el activo y el pasivo desvían las corrientes armónicas Ih por una trayectoria para desviarles del sistema, con esto se deja que solo la corriente de carga fluya al sistema: los filtros pasivos proporcionan una impedancia muy baja en la trayectoria en paralelo, los filtros activos originan que la corriente armónica fluya con una corriente que ellos mismos generan, esencialmente forzándola por su trayectoria. Los filtros híbridos que usan filtros activos y pasivos son colocados en serie y en paralelo en la carga de los usuarios, se combina en este caso un comportamiento mejor con un menor costo y menor consumo de potencia. Para el caso particular de una subestación de potencia, los esfuerzos para mitigar el efecto adverso que producen las armónicas se concentran en dos áreas: Área de equipos (patio de transformadores y patio de conexiones) Caseta de control. El elemento que protege al área de equipos contra las armónicas que pudieran entrar a la subestación es la trampa de onda. La trampa de onda es un equipo utilizado para evitar la suma de armónicos a la señal de transmisión que puedan causar perturbaciones, está conformado por una bobina por la cual pasa la corriente a la frecuencia industrial (60 Hz) de la línea de transmisión, paralelo a esta se encuentra el equipo sintonizador el cual ofrece una alta impedancia, está constituido por condensadores, inductancias y resistencias; y en paralelo a la bobina y al equipo sintonizador se encuentra el equipo de protección, el cual protege la trampa de onda de contra sobretensiones transitorias que puedan ocurrir en ella[18]. La figura 3.27 muestra el diagrama típico de una trampa de onda.

Figura 3.27. Circuito esquemático de una trampa de onda [18].

CAPÍTULO III

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Para el caso de la caseta de control, existen diversos equipos que contienen elementos con características no lineales, que se traducen en fuentes de armónicos, una lista de estos equipos y su descripción general se muestra a continuación:

• Módulos de control y adquisición de datos, que son dispositivos electrónicos que permiten la comunicación entre los relevadores, registradores de disturbios y medidores multifunción con los servidores SCADA, la consola de control local y la consola de ingeniería.

• Servidor de adquisición de datos y supervisión de control (SCADA, por sus siglas en ingles). Mediante la comunicación de los servidores de adquisición de datos y supervisión de control con las unidades terminales maestras, se pueden controlar remotamente distintos elementos primarios de la subestación (interruptores, seccionadores, etc.).

• Consola de control local (CCL), la cual está conformada por una PC tipo industrial que permite llevar a cabo el control integro de la subestación.

• Consola de ingeniería (CI). Realiza las mismas funciones y se le exigen los mismos requisitos mínimos en cuanto a sus características técnicas que a las CCL. La diferencia reside en que la CI se ubica en un estudio ergonómico dentro de la sala de despachos en la caseta principal de control.

• Sistema de alimentación ininterrumpible (UPS) con su correspondiente banco de baterías. La unidad ininterrumpible de potencia tiene como función alimentar el equipo que por sus funciones requiera de una alimentación continua, esto es consolas de operación local, impresoras, servidores, equipos de comunicación, entre otros.

• Inversor de CD a CA. Tiene la misma función que la UPS, solo que lo logra mediante una configuración distinta.


118

Una vez identificadas las principales fuentes de armónicos que se pueden encontrar en la caseta de control, las recomendaciones para contrarrestar los efectos negativos que producen son las siguientes:

• Los transformadores con conexión delta-estrella son de gran importancia para el control de las armónicas triples, ya que las armónicas (múltiplos de 3) circularán por las fases y el neutro del lado de la estrella, pero no aparecerán en el lado de la delta (caso balanceado), ya que se quedan atrapadas en ésta.

Con el constante aumento de cargas no lineales, se han llevado a cabo estudios para disminuir la capacidad nominal de los transformadores ya instalados que suministran energía a este tipo de cargas; una recomendación práctica es no utilizar una capacidad no mayor de su potencia nominal, cuando la distorsión armónica total en corriente se ubique entre el 10 y 25 %.

En caso de que la distorsión armónica en corriente sea mayor a 25 %, se recomienda sustituir los transformadores convencionales por transformadores factor “K”. Estos transformadores son aprobados por UL (Underwriter’s Laboratory) para su operación bajo condiciones de carga no senoidal, puesto que operan con menores pérdidas a las frecuencias armónicas.

• Aún con cargas balanceadas, las armónicas múltiplos de la tercera, se adicionan en el neutro del sistema. La tercera armónica es generalmente la mayor y por lo tanto la más significativa. Debido a este hecho, el conductor neutro en sistemas trifásicos de cuatro hilos debe ser dimensionado para el 170 % de la corriente máxima de fase.

• El conductor neutro en sistemas trifásicos de cuatro hilos, si alimenta lámparas fluorescentes, debe ser dimensionado para la corriente máxima de fase.

• La distorsión armónica en sistemas de baja tensión, será determinada por las cargas electrónicas. Si la carga no lineal de equipo electrónico es menor de 25% de la capacidad del transformador que la alimenta, la distorsión de tensión debería de ser menor a 5%.

• Instalación de filtros de armónicas.

CAPÍTULO IV

119

CAPÍTULO IV: VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LOS VALORES CALCULADOS

4.1 GENERALIDADES

Para conocer el valor “real” de la resistencia a tierra de la subestación Las Fresas Banco I, se efectuará la medición de resistencia a tierra, utilizando el método de caída de potencial descrito en el punto 2.6 del capítulo II.

De acuerdo con el procedimiento para realizar la medición, indicado en el punto 2.6.3 del capítulo II, se llevaron a cabo las acciones indicadas en el punto 4.2. 4.2 DESARROLLO 4.2.1 Selección y características del equipo de medición.

Las especificaciones técnicas del el equipo usado para efectuar la medición se describen en la tabla 4.1. Equipo: UNIVERSAL EARTH SYSTEM Modelo: EST301 Marca: ERICO Measuring method 3 or 4 pole current and voltage measurement with probe as

IEC 61557-5/EN61557-5 Open circuit voltage 20/48 V, AC square pulse Short circuit current 250 mA, AC Measuring range 0.020 Ω-300 Ω

Measuring frecuency 94,105,111,128 Hz selected manually or automatic. (AFC) 55 Hz in function R*

Noise rejection 120 dB (16 ²\³, 50,60,400 Hz) Máx. Overload Urms=250 V Máx. probe resistance ≤ 1 M Ω Máx. auxiliary earth electrode resistance

≤ 1 M Ω

Tabla 4.1. Características técnicas del equipo de medición seleccionado para la

medición de resistencia a tierra [9].

A fin de obtener el valor de resistencia a tierra en forma directa, se adopta la configuración de medición por medio de los cuatro polos, cuyo diagrama de conexiones en el equipo se muestra en la figura 4.1.


120

Figura 4.1 Diagrama esquemático de conexiones para la medición de resistencia a

tierra con cuatro polos [9].

4.2.2 Mediciones de resistencia de contacto entre varios puntos de la red del SPT

Previo a la definición del punto de inyección de la corriente de prueba, se realizaron mediciones de resistencia de contacto en los puntos que se indican en la tabla 4.2.

Área vs área Resistencia (Ω) ZONA DE 400 KV

Cuchillas doble apertura lateral 1 Vs Estructura 0.106

Estructura Vs Tc 0.153 Interruptor Vs Estructura 0.120 Estructura Vs Estructura

ZONA DE 115 KV Estructura Vs Tc 0.168

Interruptor Vs Cuchilla 0.0831 Aislador soporte Vs Estructura 0.131

Transformador de potencial Vs Apartarrayos 0.0744

Tabla 4.2. Valores de resistencia de contacto entre diferentes elementos de la subestación.

Los valores de resistencia de contacto obtenidos confirman que se encuentra interconectada la red del SPT, por lo que se procede a realizar la medición de resistencia a tierra.

CAPÍTULO IV

121

4.2.3 Selección del punto de inyección de la corriente de prueba y selección de la posición de los electrodos auxiliares de corriente y potencial

El punto de inyección de la corriente de prueba se eligió tomando en cuenta las direcciones que ofrecían la mayor disponibilidad para la colocación de los electrodos auxiliares de corriente y potencial. La máxima diagonal para la ubicación y colocación de los electrodos auxiliares de corriente y potencial se traza sobre el cuadrado hipotético de 255m X 255m que se formaría complementando el SPT en el área sin conductores. Bajo esta consideración, la distancia de la diagonal de la red del SPT de la subestación Las Fresas Banco I es de 360,6m., por lo que la distancia total para la colocación de los electrodos de corriente y potencial será de 2 X 360.6 = 721.2 m. Para mayor practicidad en el manejo de los incrementos en la distancia del electrodo auxiliar de potencial, se tomarán 700 m. El punto seleccionado para la inyección de corriente, así como la distancia de colocación de los electrodos auxiliares de corriente y potencial, se muestran en la figura 4.2.

Donde:

C representa la ubicación del electrodo auxiliar de corriente

P representa la ubicación del electrodo auxiliar de potencial E representa la ubicación del electrodo bajo prueba, así como del equipo de medición

Figura 4.2 Punto seleccionado para la inyección de corriente y distancia para la ubicación de los electrodos auxiliares de corriente y potencial.


122

4.2.4 Registro de los valores de resistencia obtenidos para cada uno de los puntos

Los valores de resistencia obtenidos en la medición se muestran en la tabla 4.3.

No. DE MEDICIÓN

DISTANCIA AL ELECTRODO DE

CORRIENTE (m)

DISTANCIA AL ELECTRODO

DE POTENCIAL (m)

RESISTENCIA (Ω)

1 700 700 0.23 2 “ 630 0.21 3 “ 560 0.205 4 “ 490 0.201 5 “ 420 0.19 6 “ 350 0.15 7 “ 280 0.07 8 “ 210 0.045 9 “ 140 0.031 10 “ 70 0.031

Tabla 4.3. Valores de resistencia obtenidos por cada incremento de distancia.

4.2.5 Gráfica de valores obtenidos e identificación de la parte plana de la

curva.

Los valores de resistencia obtenidos para las diez mediciones realizadas con incrementos de 10% del valor de la distancia de colocación de los electrodos auxiliares de corriente y potencial se muestran en la figura 4.3.

CAPÍTULO IV

123

Figura 4.3 Gráfica de valores de resistencia obtenidos por cada incremento de distancia.

Como se puede observar en la gráfica de la figura 4.3, la parte plana de la curva se encuentra entre los 420 y 560 m. Se selecciona el valor de 0.201 Ω obtenido a 490m. como valor que representa la parte plana de la curva obtenida y por lo tanto como el valor de resistencia a tierra de la subestación Las Fresas Banco I. Como conclusión, el valor medido (0.201 Ω) fue mayor al valor calculado en el paso 5 del capítulo III (0.111 Ω), y cumple con el requisito de ser menor a 1 Ω, de acuerdo con lo indicado en el punto 2.5.4 del capítulo II.

0.230.21

0.205

0.201

0.19

0.15

0.070.045

0.031

0.031

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Res

iste

nci

a (Ω

)

Distancia (m)

Valores de resistencia vs distancia

Valores de resistencia

CAPÍTULO V

125

CAPÍTULO V: ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO.

5.1 INTRODUCCIÓN Más allá de que durante el desarrollo de este trabajo se dieron a conocer todos los aspectos técnicos que involucran el cálculo y medición de resistencia a tierra de subestaciones convencionales, es importante conocer el costo que representa la realización de la medición, así como todos los factores que intervienen para este propósito, a fin de tener un panorama más completo de este tipo de proyectos. 5.2 OBJETIVO. Este capítulo tiene como objeto evaluar el costo económico que representan las mediciones en campo de resistencia a tierra, como un caso práctico para esto solo se consideran el trabajo de campo (mediciones en sitio) y la elaboración de un reporte de gabinete. 5.3 COSTO DE INVERSIÓN Y UTILIDAD El costo directo, se obtiene al sumar en moneda constante las erogaciones correspondientes, este costo refleja el valor de los equipos, mano de obra, y transportación a sitio, etc. incorporados en los conceptos necesarios para el desarrollo de la obra, suponiendo que todas las erogaciones se realizarán en un periodo corto de tiempo. Este concepto es el que se utiliza para la información y elaboración de los presupuestos de inversión. Para este caso en particular y sabiendo que no representa gastos grandes de indirectos, se analizaran los gastos directos para la ejecución de mediciones y reporte, solo se propondrá la utilidad como ganancia directa, ya que no se requiere de financiamiento, anticipo y/o gastos de licitación. En la figura 5.1 se muestra un presupuesto resumido basado en precios unitarios, mostrando el importe de las mediciones de resistencia a tierra. El análisis de costos se muestra en la figura 5.2.


126

Cliente: Fecha:

Atención:

Obra: Subestación Las Fresas Banco 1. Vigencia: 15 dias

Estado: Irapuato, Gto.

Lugar:

Solicitado por:

PARTIDA CONCEPTO CANTIDAD PRECIO IMPORTE

1

MEDICION DE RESISTENCIA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA LAS FRESAS BANCO I UTILIZANDO EL MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL ( DE ACUERDO CON NMX-J-549-ANCE-2005.

1.0 $30,043.56 $30,043.56

El presupuesto incluye lo siguiente:

Ingeniero de Campo Oficial Electricista Electricista AyudanteEquipo de medicion y accesoriosSeguro y calibracion de equipo Trabajo de gabinete Gastos de transportacion

Croquis de ubicación de la medicion 1.0Entregables Acta de mediciones 1.0

Reporte de Medicion de Resistencia a tierra 1.0Conclusiones 1.0

SUBTOTAL : $30,043.56

I.V.A. (15.00 %): $4,506.53

TOTAL DEL PRESUPUESTO: $34,550.09

NOTAS:

( TREINTA Y CUATRO MIL QUINIENTOS CINCUENTA PESOS 09/100 MN )

PRESUPUESTO DE MEDICION DE RESISTENCIA A TIERRA

2.- El presupuesto incluye la medición y el reporte correspondiente.

3.- Las condiciones de pago serán de 100% contra entrega de reporte.

1.- Se consideran dos días de trabajo para realizar la medición.

Figura 5.1. Presupuesto de mediciones en campo.


127

CLAVE DESCRIPCIÓN UM CANTIDAD PRECIO IMPORTEADMINISTRACION OFICINA CENTRAL

PERSONAL DIRECTIVO.SUP-01 DIRECTOR GENERAL H/H 4.00 104.17$ 416.67$ SUP-02 INGENIERO ESPECIALIZADO H/H 6.00 58.33$ 350.00$

PERSONAL TECNICOS.SUP-03 INGENIERO "A" H/H 33.00 41.67$ 1,375.00$ SUP-04 CAPTURISTA H/H 22.00 36.41$ 801.02$

PERSONAL ADMINISTRATIVOSUP-06 ANALISTA DE COSTOS H/H 4.00 29.17$ 116.67$ SUP-07 CONTADOR H/H 2.00 29.17$ 58.33$ SUP-08 AUXILIAR DE CONTADOR H/H 1.00 10.42$ 10.42$ SUP-09 MENSAJERO H/H 3.00 8.33$ 25.00$

DEPRECIACION, MANTENIMIENTO Y RENTASSUP-10 EDIFICIOS Y LOCALES INF% 10% 4,500.00$ 450.00$ SUP-12 ESTACIONAMIENTO. INF% 8% 1,200.00$ 96.00$ SUP-13 DEPRECIACIÓN Y OPERACIÓN DE VEHÍCULOS INF% 5% 6,000.00$ 300.00$

GASTOS OFICINASUP-14 PAPELERÍA Y ÚTILES DE ESCRITORIO COMB% 50% 1,200.00$ 600.00$ SUP-15 CORREOS, FAX, TELÉFONOS, TELÉGRAFOS, RADIO. COMB% 8% 6,500.00$ 520.00$ SUP-16 EQUIPO DE COMPUTACIÓN COMB% 2% 57,600.00$ 864.00$ SUP-17 COPIAS Y DUPLICADOS COMB% 8% 850.00$ 68.00$ SUP-18 LUZ, GAS Y OTROS CONSUMOS COMB% 8% 450.00$ 36.00$

SUPERVISIÓN DE CAMPO

SUP-03 TRANSPORTE TIPO PICK UP. LOTE 1% 250,000.00$ 2,500.00$ SUP-04 GASOLINA. LTRO. 7.00 200.00$ 1,400.00$ SUP-05 CASETAS LOTE 4.00 50.00$ 200.00$ SUP-06 HOSPEDAJE LTE 3.00 650.00$ 1,950.00$ SUP-07 ALIMENTOS LTE 4.00 600.00$ 2,400.00$ SUP-08 IMPREVISTOS LTE 15% 8,450.00$ 1,267.50$ SUP-03 INGENIERO "A" H/H 48.00 66.67$ 3,200.00$ SUP-04 INGENIERO "B" H/H 48.00 66.67$ 3,200.00$

EQUIPO DE MEDICION.

EQUIPO LEM DE TIERRA. PZA 8% 33,000.00$ 2,640.00$ SEGURO % 6% 33,000.00$ 1,980.00$

SUBTOTAL: 26,824.60 UTILIDAD 12% 30,043.56

ANALISIS DE COSTOS.

Figura 5.2. Análisis de costos.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

129

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Se desarrollo la propuesta de diseño del Sistema de Puesta a Tierra de la Subestación Las Fresas Banco I, tomando como base los criterios del IEEE Std. 80 [1], así como valores y datos reales de la subestación, obtenidos de la información del contratista encargado de ejecutar la obra. El valor de resistencia a tierra calculado en la etapa de diseño fue de 0.111 Ω, este valor cumple con el requisito de ser menor a 1 Ω para subestaciones de potencia tipo convencionales, de acuerdo con IEEE Std. 80 [1]. Comparando las tablas de resultados de diseño de la red de tierras de la subestación Fresas Banco I obtenidos por medio de los procedimientos de la NRF-011-CFE [2] y Manual de Diseño de Subestaciones [11], con respecto a la tabla de resultados generada a partir de los cálculos desarrollados en el punto 3.3 del capítulo III tomando como referencia de estándar 80 de IEEE [1], se observa que las normas nacionales son conservadoras en el sentido de que consideran que toda la corriente de falla que penetra al suelo a través de la red de tierras regresa a la fuente sin tomar en cuenta las trayectorias a través de los cables de guarda de las líneas de transmisión entrantes y salientes de la subestación. Este hecho pudiera resultar en un sobredimensionamiento de la red de tierras calculada con estos procedimientos, por lo cual se recomienda analizar más a detalle las curvas para aproximar el factor de división de corriente mostradas en el anexo “C” del estándar 80 de IEEE [1], para poder determinar si se considera adecuado tomarlas en cuenta dentro de las normas NRF-011-CFE [2] y Manual de Diseño de Subestaciones [11]. El conjunto de gráficas mostradas en el punto 3.4 del capítulo III puede ser usado como una valiosa herramienta para aquellos lectores que no tengan suficiente experiencia en el proceso de diseño de una red de tierras, ya que podrán identificar claramente cuáles son los parámetros que más impacto tienen sobre los valores que determinan la seguridad del diseño, y por lo tanto puedan poner especial atención sobre ellos para su correcto tratamiento. Los equipos alojados en la caseta de control merecen todas las atenciones y esfuerzos en el sentido de puesta a tierra, en primer lugar se debe erradicar la idea que aún prevalece en algunos diseñadores, la cual consiste en especificar que el sistema de tierras de los equipos de la caseta de control no se deben unir en ningún momento a la red de tierras de la subestación. Esta mala práctica expone a los equipos a diferencias de potencial que pudieran ser de consecuencias fatales para los mismos. En segundo lugar se recomienda tomar en cuenta los esquemas de puesta a tierra de los equipos de la caseta de control y como dicho esquema se integra de manera adecuada al arreglo general de red de tierras de la subestación.


130

Se debe tener especial cuidado en el alambrado de neutros y tierras, ya que la multiplicación de puesta a tierra del neutro después del tablero principal puede contribuir con los problemas de ruido y acoplamiento. El equipo sensible y otros equipos que se ubican dentro de la caseta de control, no deben compartir el mismo neutro, es decir, se deben tener circuitos dedicados para el equipo sensible, aunque todos los circuitos que se encuentran en la caseta de control deben utilizar el mismo sistema de tierras. No obstante que en este trabajo no se abordaron los criterios de puesta a tierra para la torre de telecomunicaciones, es recomendable tomarlos en cuenta en la etapa de diseño de la red de tierras de la subestación y caseta de control. Se identificaron los equipos que producen corrientes armónicas, así como los efectos dañinos que estas corrientes causan. Se observo que algunos de los equipos que se encuentran en la caseta de control son productores de corrientes armónicas, debido a sus características de no linealidad. Aunado a esto, se mencionaron recomendaciones prácticas para disminuir el efecto negativo de las corrientes armónicas en la caseta de control. Para comprobar el valor de resistencia a tierra real de la Subestación Las Fresas Banco I, se realizó la medición utilizando el método de caída de potencial, siguiendo el procedimiento de la norma NMX-J-549-ANCE-2005 [3]. El resultado de la medición fue el valor de 0.201 Ω (previa identificación de la parte plana de la curva de resistencia a tierra obtenida), el cual es mayor al que se obtuvo en la etapa del cálculo. Cabe mencionar que no se utilizó el método de caída de potencial descrito en la norma de referencia NRF-011-CFE-2004 [2] debido a que para obtener la distancia que se requiere para la ubicación y colocación de los electrodos auxiliares de corriente y potencial solo considera arreglos de redes de tierra rectangulares o cuadrados, restringiendo arreglos en forma de “L” como es el caso de la subestación Las Fresas Banco I. Debido a esta situación, se recurrió al método de caída de potencial descrito en la norma NMX-J-549-ANCE-2005 [3]. No obstante que dicha norma no es de aplicación obligatoria, se encontró un procedimiento claro y de fácil entendimiento para el lector, además de que se logro obtener una curva de resistencia a tierra que permitió identificar la parte plana de la misma, obteniendo el valor de resistencia de la red de tierras de la subestación Las Fresas Banco I.


131

En virtud de los resultados obtenidos, se recomienda aplicar el método de caída de potencial descrito en la norma NMX-J-549-ANCE-2005 [3] cuando la red del SPT a evaluar no atienda a un arreglo cuadrado o rectangular. La medición de resistencia a tierra fue realizada en el mes de enero, de acuerdo con la figura 2.6 del capítulo II, se puede considerar que el valor obtenido es conservador, ya que a principios de año no se registran lluvias o condiciones climatológicas que pudieran resultar en una disminución considerable de la resistividad aparente del suelo, arrojando un valor de resistencia a tierra engañoso. Los elementos que integran un SPT están expuestos a corrosión, daño mecánico, daño por condiciones ambientales y daño ante la circulación de corrientes excesivas. Estas condiciones adversas generan que el SPT pierda su efectividad con el paso de los años. Por lo tanto, una vez que se ha instalado un SPT, debe seguirse y aplicarse un programa de comprobación y como resultado llevar a cabo las actividades preventivas y correctivas correspondientes, las cuales deben estar coordinadas.

REFERENCIAS

133

REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍA

[1]. IEEE STD. 80-2000 (Revision of IEEE STD. 80-1986) “Guide for Safety in AC Substation Grounding”. [2]. NRF-011-CFE-2004 “Sistemas de Tierra para plantas y subestaciones eléctricas”.

[3]. NMX-J-549-ANCE-2005 “Sistemas de Protección contra Tormentas Eléctricas-Especificaciones y métodos de medición”. [4]. Dr. Raúl Velázquez. Curso: Sistemas de conexión a tierra. Instituto de Investigaciones Eléctricas. Septiembre 2002. [5]. Ing. Gonzalo Mendoza Galván. Curso: Sistemas de Puesta a Tierra para líneas de transmisión (introducción y aplicación de la especificación CFE 00JL28-0). Comisión Federal de Electricidad. Octubre 2005. [6]. Dr. Arturo Galván Diego. Diplomado en sistema de Puesta a Tierra, impartido en el colegio de ingenieros mecánicos y electricistas (CIME)del estado de Puebla en el año 2008.

[8]. Documento 4900-11-ME-010-000, REV. 1. "Memoria de cálculo Sistema de Tierras". AREVA. [9]. Detailed Specifications for ERICO´s Universal Earth Ground System Tester, EST301. [10]. Elvis R. Sverko. Ground measuring techniques: Electrode resistance to remote earth & soil resistivity., ERICO, Inc. Facility Electrical Protection, U.S.A. Revision Date: February 11, 1999.

[11] Manual de Diseño de Subestaciones, Diseño de Sistemas de Tierra, Ingeniería Eléctrica, Subdirección de Planeación Estratégica, Compañía de Luz y Fuerza del Centro, 2003. [13] IEEE STD. 837-2002 (Revision of IEEE Std. 837-1989) “IEEE Standard of qualifying Permanent Connections Used in Substation Grounding”. [14] IEEE Std. 112-1991: IEEE Standard Test Procedure for Polyphase Induction Motors and Generators. New York: IEEE Press, 1991. [15] Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones eléctricas (Utilización).


134

BIBLIOGRAFÍA ELECTRÓNICA [7]. Detalle de llegadas y salidas de líneas de 400 y 115 KV, Subestación Las Fresas Banco I. Archivo en formato *.dwg.

[12] Micosoft Office Excel 2007. [15] http://jaimevp.tripod.com/Electricidad/armonico519.htm. Artículo:”Armónicos y el IEEE 519”. [16]http://www.mty.itesm.mx/etie/deptos/ie/profesores/allamas/cursos/ueee/armonicas/07Efectarm.PDF. Artículo: “Efectos de las armónicas en los sistemas eléctricos” [17] http://www.monografias.com/trabajos21/armonicos/armonicos.shtml. Artículo: “Generalidades sobre los armónicos y su influencia en los sistemas de distribución de energía” [18] http://www.angelfire.com/nc2/misdocumentos/trampas/TrampasdeOnda.html. Artículo: “sistema de transmisión PLC” [19] http://es.wikipedia.org/wiki/Gradiente. Artículo: “Gradiente”

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